欧洲天然气价格升破每兆瓦时80欧元，库存缺口加大冬季风险

TTF价格延续涨势

9月，受供应偏紧、储气库补库、液化天然气可获得性以及地缘政治紧张影响，欧洲天然气价格继续上涨。据立陶宛商业媒体15min.lt报道，荷兰TTF基准价格在9月初突破每兆瓦时70欧元，到月中进一步升破80欧元。

远期市场暂时也没有明显缓解信号。9月中旬，10月、11月和12月合约处于相近价位，其中12月期货超过每兆瓦时83欧元。远期曲线显示，市场预计高气价将延续至即将到来的供暖季，但天气、需求和供应变化仍可能推动价格调整。

当前价格仍远低于2022年能源危机时期的水平。不过，15min.lt称，9月中旬的欧洲气价已达到上年同期的两倍以上。这一同比涨幅正在增加工业用户及其他天然气密集型企业的能源成本不确定性。

库存和液化天然气供应决定冬季风险

欧洲进入今年注气季时的库存水平较低。储气库注满率仅为68%，低于上年同期的80%，也明显低于2024年9月中旬超过90%的水平。市场分析人士早在7月就曾警告，即使在较有利的情景下，入冬前库存仍可能低于往年平均水平。

储备减少意味着市场更容易受到意外供需变化冲击。寒冬将推高取暖用气需求，并可能使TTF价格大幅超过当前每兆瓦时80至83欧元的区间。15min.lt提到的部分市场情景将约100欧元视为潜在关口，但这并非基准预测。

液化天然气的可获得性同样存在不确定性。欧洲需要与亚洲市场竞争额外船货，而全球供应链仍容易受到地缘政治事件干扰。霍尔木兹海峡航线尤其受关注，因为一旦运输受阻，全球液化天然气供应和欧洲气价都可能受到影响。

工业买家面临套期保值选择

能源服务公司Elektrum Lietuva商业解决方案负责人Mantas Masalskis表示，企业不应把重点放在准确预测价格峰值，而应判断自身能够承受多大的价格风险。固定价格可以提高未来相当一部分能源成本的可预测性，并降低供暖季价格波动带来的影响。

完全挂钩市场的合同能让买家在价格下跌时受益，但也意味着由买家承担全部波动。混合方案可以固定一部分预计用量的价格，其余部分继续跟随市场。具体比例取决于企业利润率、现金流以及将能源成本传导给客户的能力。

气价上涨还可能传导至电力批发市场。当成本较低的风电和光伏无法满足需求时，燃气发电往往需要补位，天然气成本由此可能进入边际电价。两者并非同比例变动，但冬季高气价可能成为更重要的电价驱动因素，扩大同时采购天然气和电力的企业风险。