欧洲天然气价格预测不能替代能源战略

钱伯章 2026-10-01

欧洲能源模型通常以天然气中心价格路径测算长期投资，但现实价格受天气、地缘政治、库存和LNG供应等因素影响。文章认为，政策制定应采用多情景压力测试，并通过可再生能源、电网、储能和电气化降低燃料价格风险。

能源模型往往需要为未来设定一条相对平稳的天然气价格路径。现实中的天然气市场却受到天气、库存、液化天然气供应、亚洲需求、管道故障、航运安全、制裁和地缘政治等多种因素影响，价格很难按照一条平滑曲线运行。

因此，问题并不在于哪一条天然气价格预测最准确，而在于政府和企业是否对更广泛的价格结果进行了充分准备。对于使用寿命长达20年至30年的能源基础设施，只依据一个中心价格情景作出投资决策，可能低估燃料成本的不确定性。

模型需要假设，但假设不是现实承诺

最新《荷兰气候与能源展望》（KEV 2026）被原稿用作案例。按照稿件引用的数据，该模型为2030年代大部分时期设定的天然气批发价格约为每立方米0.20～0.25欧元。

相比之下，原稿称2026年9月底荷兰所有权转让设施（TTF）天然气价格约为72欧元/兆瓦时。按照不同热值换算，大致相当于每立方米0.70欧元以上，约为模型长期中心假设的三倍。

上述比较并不能证明模型对2030年代的判断必然错误。随着新增LNG产能释放、天然气需求下降以及地缘政治风险缓解，价格可能重新回落。但现实价格与长期假设之间的巨大差距说明，单一中心路径不能充分代表未来可能出现的各种结果。

正式刊发时，还需补充KEV 2026的发布机构和价格假设出处，并说明72欧元/兆瓦时对应的交易日期及合约类型。TTF批发价格也不能直接等同于居民终端气价。

天然气价格受多重因素影响

能源模型必须设定燃料价格参数，否则无法测算家庭能源账单、工业生产成本、电力价格和减排项目经济性。分析人员通常会选择一个中心情景，并围绕该情景设置高价和低价范围。

这种方法本身没有问题。风险在于，决策者可能把中心情景理解为最可能甚至必然出现的未来，并据此锁定长期基础设施投资。

欧洲天然气价格不仅取决于供需基本面，还会受到冬季气温、地下储气库库存、亚洲LNG需求、出口设施投产进度、管道运行、航运路线、汇率和供应商行为影响。其中一些变量属于政治、气象或安全问题，无法通过传统价格模型精确预测。

2022年，俄罗斯对欧洲天然气供应减少，TTF价格曾在极端交易时段突破300欧元/兆瓦时。此后，新增LNG供应一度缓解市场紧张。国际能源署也曾认为，LNG供应增长有助于改善能源安全和可负担性，同时提醒天气及地缘政治风险仍可能引发价格波动。

原稿进一步称，2026年中东局势影响霍尔木兹海峡LNG运输，使欧洲基准气价在9月重新升至70欧元/兆瓦时以上，同比上涨一倍多。由于这一说法涉及重大国际事件，正式报道必须补充可靠来源；在完成核实前，不宜直接作为既定事实刊发。

低价假设会改变投资排序

天然气价格假设之所以重要，是因为它会直接影响不同技术方案的经济性评价。

如果模型假设天然气价格长期回落至20～25欧元/兆瓦时，燃气锅炉、燃气轮机和工业燃气炉窑的运行成本就会显得较低。在这种情景下，热泵、电气化设备、储热系统、电池储能及可再生能源购电协议，需要依靠节能收益或其他价值证明较高的前期投入具有合理性。

如果天然气价格长期保持在60～80欧元/兆瓦时，或者周期性升至更高水平，投资结论可能发生变化。节能改造的回收期会缩短，工业电气化的经济性可能改善，可再生能源可以减少燃料进口，储能也可能通过扩大低价和高价时段之间的调节能力获得更多价值。

问题并不是模型中不能设置低价天然气情景。低价、高价和中间情景都应保留。真正的风险，是把低价情景作为基础设施长期投资的默认前提，却没有充分测算价格上涨或剧烈波动时的财务影响。

天然气波动会向电力和经济系统传导

天然气价格变化的影响并不限于燃气用户。它还会传导到家庭供暖费用、工业生产成本、通货膨胀和公共财政支出。

在欧洲许多电力市场和部分时段，燃气电厂处于边际定价位置，因此天然气成本变化也会影响批发电价。不过，具体影响程度取决于各国电源结构、跨境输电能力、可再生能源出力和当时的负荷水平。

原稿称，欧洲环境署测算，2026年前16周的天然气价格波动使欧盟电力批发成本增加约130亿欧元；与可再生能源部署停滞的假设情景相比，2010年以来新增的可再生能源装机同期节省约290亿欧元。

这两项数据建立在模型和反事实情景之上，并非可以直接观察到的财务结果。正式刊发前，应核实报告发布机构、计算方法、覆盖国家及比较基准。

用压力测试代替单一路径依赖

更稳健的能源规划方式，不是寻找一条看似更准确的天然气价格曲线，而是对多个情景进行压力测试。政府和企业至少可以同时测算低价、中价、高价以及极端波动情景，观察投资项目在不同燃料成本下的现金流、回收期和能源安全表现。

压力测试还应覆盖供应中断、严寒天气、LNG市场竞争、利率上升、电力系统约束及碳成本变化。对于期限较长的项目，还应评估在多种冲击同时发生时，系统是否仍具有可承受性。

可再生能源、电网、储能、节能和电气化可以成为降低天然气价格风险的结构性工具。风电和光伏不需要持续采购燃料，多数成本在建设阶段已经确定；电网和储能能够提高不同电源之间的调节能力；能效提升则可以直接减少能源需求。

但这些技术并非没有风险。可再生能源仍受融资成本、设备价格、审批、并网和出力波动影响；储能依赖电价差和市场机制；电气化只有在电力供应足够清洁、稳定且价格可控时，才能有效降低天然气风险。

因此，合理的能源战略不是认定未来天然气一定便宜或一定昂贵，而是建设一套在不同价格和供应情景下都能保持韧性的能源系统。模型可以帮助决策者理解未来，却不应成为忽视不确定性的理由。

文章内容来源公开信息，流程工业整理编辑，责任编辑：胡静，审核人：李峥