寒冬考验欧洲能源市场！欧盟天然气储气量大幅下滑 天然气价格显著上涨

　　转自：新华财经

　　新华财经上海12月25日电（葛佳明） 2021年末的能源供应危机似乎在欧洲“重演”。在天然气价格高企、风力发电不足以及严冬来临三重因素的影响下，欧洲多国电价再度大幅上涨。欧盟的天然气储量也明显下降，自9月底以来储气量已经减少约19%。

　　自11月中旬以来，受冬季供暖需求旺盛、供气风险攀升等多重因素的推动，欧洲天然气价格出现大幅飙升。近期，因天然气库存持续下降，欧洲天然气期货再度走高，TTF基准荷兰天然气期货涨至45.700欧元/兆瓦时，近5日涨幅约为8%。

　　澳新银行表示，供暖季节到来，欧洲供气压力陡增，当前，欧盟天然气消耗速度达到5年多来最高水平。荷兰投资银行能源分析师弗洛伦斯·施密特认为，如果欧洲今年冬天气温低，同时又失去来自俄罗斯的天然气供应，那么天然气价格或将大幅波动。

　　AleaSoft能源的数据显示，11月欧洲主要电力市场的月度电价都超过了100欧元/兆瓦时，达到2023年5月以来的高位。12月11日至13日更是出现极端高电价，德国每小时电价在拍卖中飙升至18年来的新高936.28欧元/兆瓦时（短期电力交易价格）。同日，法国、西班牙等国平均现货电力价格均创下了21个月新高。

　　市场普遍认为，电价持续攀升背后一方面由于寒冷天气导致电力需求增加，另一方面则是因可再生能源发电量下降，电力市场需要依赖燃气发电来填补缺口，天然气价格的上涨则直接推高了发电成本。

　　德国电力部将此轮电价飙升的原因归结于“不寻常”的天气。由于天气状况不佳，德国风力平均发电量较往年同期低了近85%，从以往的19.2吉瓦骤降到近期的3.1吉瓦。太阳能发电也出现类似状况，德国太阳能发电的理论容量为96吉瓦（GW），但目前发电量几乎为零。

　　针对电价突然大幅上涨的情况，瑞典副首相兼能源与工商大臣埃芭·布施认为，德国的能源政策及其逐步淘汰核电是导致瑞典及欧盟电价上涨的原因。

　　根据欧洲能源交易所（EEX）的预测，明年1月德国市场电力期货基本结算价为110欧元/兆瓦时，法国市场为133欧元/兆瓦时，西班牙为93欧元/兆瓦时，意大利为133欧元/兆瓦时。

　　尽管极端的峰值电价对家庭和大多数企业的成本影响不大，但基于电价对比来看，今年冬天欧洲的电力供应仍趋紧。

　　2023年12月到2024年1月，欧洲主要市场的电力价格都稳定在100欧元/兆瓦时以下。过去12个月德国的平均电价为75欧元/兆瓦时，作为对比的是，在2022年能源危机期间，电价为235欧元/兆瓦时。

　　同时，过去两年的厄尔尼诺现象使得欧盟天然气需求连续两年大幅下降。2022年同比下降13.3%，2023年又下降7.4%。尤其是2023年1272万太焦耳的总需求，已是1996年以来的最低需求记录。

　　标普全球的统计数据显示，前两年暖冬使得欧洲对天然气消耗量不大，今年欧元区早于8月19日就已实现了90%的天然气储存目标，比欧盟规定的11月1日最后期限提前了11周。

　　但是，行业机构欧洲天然气基础设施公司（Gas Infrastructure Europe）的最新数据显示，从9月底加注季结束到12月中旬，欧盟天然气储备极速下降，储量已下降约19%，为2022年能源危机以来最快的消耗速度。

　　有数据显示，目前欧盟的库存水平在75%，略高于前10年的平均水平。但去年12月中旬时，储量水平接近90%。

　　哥伦比亚大学全球能源政策中心研究员Anne-Sophie Corbeau表示，今年9个西北欧国家的工业用气需求已从2023年的低点反弹，1至11月工业用气需求已同比增长6%。

　　2024年以来，欧元区经济持续低迷，德国和法国“双引擎”失速加剧欧元区经济下行风险。随着冬季电力需求的季节性增长，欧洲电力消费将在未来一段时间内达到峰值，不断攀升的电力成本可能给欧洲经济增添新的压力和挑战。

　　编辑：谈瑞