由于气温下降和风速减弱等因素，欧洲的天然气储存量以八年来最快的速度下降。

天然气的快速消耗引发了人们对潜在天然气短缺和价格上涨的担忧，尤其是在非洲大陆进入冬季高峰期之际。

低风速加剧了这种情况，导致风力发电场的发电量减少，对燃气发电厂的依赖增加。

天然气

欧洲自冬季供暖季开始以来连续遭遇低于正常水平的气温和低风速，导致天然气库存以八年来最快的速度消耗。

自 10 月 1 日正式进入冬季至 11 月 26 日，欧盟和英国地下储存的电量总计减少了 83 太瓦时 (TWh)。

根据欧洲天然气基础设施组织 (GIE) 汇编的运营商数据，过去十年来，天然气库存下跌速度是平均水平的四倍多，且是 2016 年以来任何一年的最大跌幅。

11 月 26 日，库存仍比前十年的季节性平均值高出 58 TWh（+6% 或 +0.55 个标准差），但盈余量已从冬季开始时的 122 TWh（+13% 或 +1.38 个标准差）缩小。

该地区的存储设施平均充满率为 87%，大幅低于 2023 年同期的 97% 和 2022 年的 94%。

继 2023/24 年和 2022/23 年冬季异常温和之后，今年西北欧冬季开始变得更加寒冷，这增加了供暖需求。

随着供暖季目前已接近 20% 大关，法兰克福已经历 377 个供暖度日，接近过去十年的平均水平，但比 2023 年（303）和 2022 年（345）多得多。

到目前为止，伦敦已经历了 327 个供暖日，这是五年来最冷的冬季开始，远高于 2023 年的 268 个供暖日和 2022 年的 219 个供暖日。

虽然气温下降推动了供暖需求，但北海的风速却低于正常水平，导致海上风电场发电量减少，并迫使人们更多地依赖燃气发电机组。

根据过去十年的库存变动情况，欧盟和英国的库存目前有望在冬季结束时达到 468 TWh 左右（可能在 293 TWh 至 573 TWh 之间）。

预计的结转电量已经远低于冬季开始时的 532 TWh（可能范围在 349 TWh 至 718 TWh 之间）。

按照这种思路，2023/24 年和 2022/23 年冬季末，库存将比创纪录的库存量低近 30%。

补货季更加艰难

库存仍然充足，但已不能称之为充足，而且价格上涨抑制了消费，从而吸引了更多的液化天然气（LNG）货物进入该地区。

截至目前，11 月份荷兰产权转让设施的近月期货价格平均为每兆瓦时 44 欧元，高于 9 月份的 36 欧元和 2 月份的 26 欧元。

经通胀因素调整后，11月份近月价格处于2010年以来所有月份的第87个百分位，高于2月份的第43个百分位，这表明需要节省库存并吸引更多供应。

但期货价格涨幅最大的是今年冬季结束后交付的原油，即 2025 年第二季度和第三季度。

由于今年冬季天然气消耗量大幅增加，交易商预计，欧洲在 2025 年夏季将需要购买比 2024 年和 2023 年夏季更多的天然气来补充其储存设施。

2025 年夏季（4 月至 9 月）的期货价格最近比 2025/26 年冬季（10 月至 3 月）的期货价格高出每兆瓦时 4 欧元。

这种不同寻常的现货溢价表明，交易商预计欧洲明年夏天将不得不支付更多费用来补充库存，以确保库存在 2025/26 年冬季到来之前回到舒适的水平。

明年夏天，欧洲将不得不从快速增长的亚洲天然气市场吸引更多的液化天然气货物，这意味着价格上涨。

在大多数季节性商品市场中，最大的短缺风险不是来自单一的中断，而是连续几年的反复中断。

库存通常足以吸收一次意外的供应中断或需求冲击，但如果发生第二次中断或冲击，库存将耗尽，并且准备不足。

欧洲面临的主要挑战是，如果 2024/25 年冬季气温仍然低于正常水平，而 2025/26 年又将迎来另一个寒冷冬季，那么会发生什么。为了将这种风险降到最低，耗尽的库存将不得不在 2025 年夏季重建，交易商已经在押注，由于欧洲与亚洲快速增长的经济体争夺更多天然气，重建的成本将非常高昂。