歐洲入冬時的天然氣儲備缺口有多大？

  • 11月1日，歐洲天然氣儲存設施填充率為74.6%，低於去年同期的82.8%，但接近Bernstein在9月基本情境中假設的76%。德國僅為61%，比其於11月1日至少達到80%的儲氣目標低19個百分點。
  • 庫存偏低伴隨價格上漲：歐洲TTF天然氣近月合約從9月11日的每兆瓦時79.5歐元，升至10月30日的103.7歐元。Bernstein預期，冬季天然氣價格、電價及市場波動仍將處於高位。

在什麼條件下歐洲能夠度過供暖季？

  • Bernstein的基本情境假設，冬季天然氣需求與2024/25年冬季大致持平，液化天然氣（LNG）進口回到歷史單月峰值，管線進口和本地生產等其他供應維持去年平均水準。
  • 該行認為，擴建後的再氣化產能使高進口量在技術上可行，但歐洲天然氣價格須相對亞洲保持足夠吸引力，才能爭取額外LNG船貨。在這些條件下，歐洲可度過冬季，但供暖季結束時庫存仍處於歷史低位。
  • 在壓力情境中，若需求較2024/25年冬季增加5%，同時LNG進口僅達歷史單月峰值的80%，庫存可能不足並出現供應缺口。若需求重現2025/26年冬季的水準，兩種進口情境下都可過冬，但低進口情境的供暖季末庫存將接近耗盡。

哪些因素會加劇或緩解天然氣短缺壓力？

  • 水力發電偏弱可能推高燃氣發電需求。2026年第三季，奧地利、德國、義大利和法國水力發電量分別年減39.0%、14.4%、19.7%和15.8%；法國和義大利的水庫蓄水水準也低於歷史常態。若此情況持續至冬季，更多燃氣發電將進一步收緊天然氣供需。
  • 需求也有下降空間：暖冬會減少住宅供暖用氣，而高天然氣價格可能抑制工業用氣。Bernstein指出，兩者若同時發生，供需和庫存前景將較為寬鬆。
  • 如果今冬庫存消耗過深，歐洲在2027年注氣季需要吸引更多LNG，並可能繼續以具吸引力的價格與亞洲競爭，緊張局面因此可能延續至2027/28年冬季。

哪些業務可能受益於價格波動？

  • Bernstein認為，擁有火力發電、靈活水力發電或電力與天然氣交易業務的公用事業公司，對價格波動的曝險較大，可能受益；在天然氣驅動電價的市場中，保留未避險電力曝險的發電商也可能受益。
  • 該行同時看好部分綜合公用事業公司及LNG服務商的市場情緒；其中，綜合公用事業公司的受益取決於水力發電量表現。