欧洲天然气储存网络预计将以近年来最低水平度过冬季，但市场价格并未充分反映储备不足的紧迫性，与交易员补充库存面临的挑战形成对比。

根据欧洲能源数据平台AGSI的数据，1月26日欧洲天然气储存量降至总容量的44%，为2022年以来同期最低水平，远低于58%的十年平均水平。若当前趋势持续，到三月底储存量可能降至30%或更低。

若欧洲以30%的储存量结束冬季，需要注入约600亿立方米天然气才能使库存恢复到去年冬季开始时的83%水平。欧洲天然气储备的补充不仅用于储存，还需满足日常需求，未来几个月的总购买需求将十分庞大。

欧洲还从挪威、北非和阿塞拜疆进口管道天然气，并有一定国内产量，但在下个冬季前重新填满储存设施的任务依然艰巨。液化天然气将继续发挥关键作用，去年欧洲液化天然气进口量增长30%，超过1750亿立方米。

随着欧盟计划逐步减少从特定地区的管道天然气和液化天然气进口，液化天然气的重要性预计将进一步提升。国际能源署预计，今年欧洲液化天然气进口量可能达到1850亿立方米的新纪录。

全球液化天然气产量预计将持续扩张，2026年可能增长7%，为2019年以来最快增速。北美和卡塔尔的新增产能预计在2025年至2030年间每年总计约3000亿立方米，较当前水平增长50%。

然而，当前欧洲基准天然气价格正在使补充库存的任务复杂化。夏季TTF期货价格高于冬季价格，这种所谓的“现货溢价”与储存盈利所需的模式相反，削弱了储存激励。

这种价格趋势的原因尚不明确。交易员可能预期政府会采取措施确保储存目标，但此类干预可能性较低。另一种解释是交易员预计欧洲将减少对储存的依赖，但这一逻辑存在缺陷，因为即使全球液化天然气供应充足，低储存水平仍可能导致冬季供应紧张。

Energy Flux创始人塞布·肯尼迪表示：“上周约有444只基金持有TTF头寸，远高于2022年185只的平均水平。”投机参与的增多可能扭曲价格信号并放大波动性，影响当前不寻常的夏冬价差。

价格曲线仍有时间修正，去年类似的错配在夏季前得到调整。但随着欧洲天然气储备预计以低水平度过冬季，解决价格脱节至关重要，欧洲面临进入下一个供暖季储备不足的风险。