欧洲部分电力系统正在增加供电、减少燃气发电。路透社本周三专栏援引能源智库Ember数据称，英国、荷兰、土耳其、日本和韩国今年燃气发电量均低于2025年。可再生能源、储能和其他电源正在分担供电任务。
液化天然气（LNG）出口商面对的是两种不同期限的信号：部分电力市场减少烧气，欧洲入冬前却仍面临供应紧张。高盛本周研报显示，荷兰TTF天然气价格较前一周上涨8%，至每兆瓦时95欧元，中东供给恢复程度仍有很大不确定性。
荷兰今年前九个月燃气发电占比略低于32%，为同期最低纪录。2020年同期，这一比例接近60%，2022年同期则接近40%。英国今年以来的燃气发电占比也降至29%，低于2022年同期约41%的水平。
路透专栏指出，欧洲可再生能源发电增加，加上电池储能网络扩展，使多数电力企业能够在减少燃气发电的情况下增加总供电。土耳其则受益于水电产量升至五年多来的最高水平，天然气在发电结构中的占比今年降至不足11%。
日本的变化来自可再生能源增发和核电恢复。今年以来，天然气在日本发电结构中的占比降至28.4%，首次低于30%；2019年这一比例接近40%，2022年平均约为35%。韩国今年的燃气发电占比也降至不足29%的多年低位。
这些变化中也有价格和供给冲击的影响。路透专栏称，中东战争导致天然气供应收紧，亚洲部分发电企业提高了成本较低的煤电出力。现有数据尚不足以判断，气价下降后，这部分替代会保留多少。
高盛的短期判断围绕库存、天气和到货展开。研报预计，比利时、德国、法国、荷兰和英国组成的西北欧地区，10月底天然气库存填充率为64%，略高于此前预期的63%。10月天气偏暖，缓和了区域供需压力。
供应端的恢复幅度仍有限。高盛统计，10月截至报告时，波斯湾LNG出口平均只有正常水平的30%。该行基准情景假设出口逐步恢复，2027年1月达到正常水平的三分之二；低供给情景则假设整个冬季维持在25%。
在平均冬季天气假设下，高盛对2026年12月TTF价格的基准情景为每兆瓦时70欧元，低供给情景为105欧元。同期合约价格约为95欧元。两套情景的差异主要来自中东供应，不能将当前高气价直接视为长期燃气发电量增加的证据。
实际交付也出现延后。据路透社报道，意大利公用事业公司Edison本周二表示，卡塔尔能源已将LNG交付的不可抗力期限从12月初延长至12月底，另外三船货受到影响。双方长期合同的年供气量为64亿立方米，约相当于意大利天然气总消费量的10%。
供应商仍在为更大的出口市场增加产量。路透社本周二援引美国能源信息署预测称，美国天然气日产量将从2025年的1076亿立方英尺，升至2026年的1122亿立方英尺，2027年进一步升至1161亿立方英尺。该机构预计，今年美国LNG出口增长17%。
路透社专栏作者加文·马奎尔（Gavin Maguire）提出，LNG生产商面临的风险在于，燃气机组仍需保障供电可靠性，但随着其他电源和储能扩展，电网对燃气发电量的需求可能减少。保留机组与持续增加燃料采购量，并不能画上等号。
这一判断针对电力部门的用气前景。高盛同期跟踪显示，西北欧工业天然气需求仍在上升，接近2025年水平；美国生产商也在准备满足数据中心的电力需求。不同用途、不同地区的需求方向仍有差别。
新的出口能力尚在进入市场。高盛研报提到，卡塔尔近期表示其本土LNG出口扩建项目接近完成建设，指引为2027年第一季度首次产出LNG；其新签购买美国LNG的交易，交付期则覆盖2030年至2054年。