庫存偏低不等於冬季必然出現實體短缺。儲氣只是整個供應系統的一環，歐盟委員會亦表示，只要 LNG 供應充足，現有基建仍有能力在 11 月 1 日前把庫存填至至少 80%。 不過，現時的缺口越大，歐洲面對寒冬、供應再受干擾，或燃氣發電需求急升時，緩衝空間就越薄。

點解連降低後的 80% 目標都難？

歐盟實際上已將過往 90% 的填庫要求，調低至較可行的 80% 水平，以免在夏季搶貨時令價格進一步升穿天。但即使是 80%，仍然要依賴未來數星期持續注氣，以及穩定的額外 LNG 供應。

幾個因素正同時拖慢填庫速度：

1. 中東供應及市場彈性減少。 卡塔爾 LNG 平時供應歐洲及亞洲買家。報道指，意大利、波蘭及比利時自 4 月 2 日起未再收到卡塔爾貨量；當日意大利接收的船隻，是最後一批被確認的卡塔爾 LNG。相關貨量消失，亦令全球現貨市場少了一重調配彈性。
2. 歐洲要同亞洲爭貨。 日本、南韓，以及印度、孟加拉和台灣的採購，令運送靈活 LNG 貨船到歐洲的價格優勢收窄。
3. 管道氣替代選項有限。 中東貨量減少後，歐洲難以簡單用其他管道供應補回，只能與亞洲買家競逐大西洋盆地的 LNG 貨船。
4. 價格曲線削弱注氣誘因。 今日買氣入庫成本較高；而當期貨市場出現「逆價差」（即較遠期的冬季價格低於較近的夏季價格）時，商業營運商便較難透過夏季買入、冬季出售獲利。

所以，天然氣現貨價上升，未必會自動解決庫存問題。高價可以吸引貨船，但同時亦會令補庫成本增加，甚至令營運商覺得「而家買入、遲啲賣出」唔化算。

分析機構預測：大多數低於 80%

目前可核實的預測大致指向 80% 以下：

• Rystad Energy： 基準情境下，11 月 1 日約 75%。
• Kpler： 預計約 77%。
• Wood Mackenzie： 即使假設卡塔爾在 9 月底前恢復全部可用產能，並不計受損的生產線，庫存最多約 75%。
• S&P Global Energy CERA： 已報告歐盟 LNG 進口量顯著下跌，但現有資料未有提供可歸屬於 CERA 的最新 8 月中庫存預測。
• Axpo： 在現有報道中，未能核實其最新 8 月中數字預測。

這些都只是取決於情境的估算，並非保證結果。中東供應中斷維持多久、亞洲需求、歐洲天氣，以及未來注氣速度，都會改變最終數字。因此，未經核實的 Axpo 或 CERA 預測，不應當成已確定的結論。

要填到 80%，還差幾多氣？

按 Rystad 的估算，如果基準情境最終只有 75%，要升至 80%，歐洲需要額外約 52 億立方米天然氣。以每船約 17.4 萬立方米的標準 LNG 貨量計算，即約 50 船 LNG。若目標仍是 90%，所需額外天然氣約為 156 億立方米，即約 150 船同等貨量。

Kpler 提供了另一個角度：預計歐盟 8 月至 10 月進口約 2,400 萬公噸 LNG，但要填至 80%估計需要約 2,600 萬公噸；若要達到 90%，則約需 3,300 萬公噸。

換句話講，少幾十船貨，已經足以令庫存相差幾個百分點。當歐洲要同亞洲買家搶同一批靈活供應時，原本看似不大的貨量缺口，就可能被放大成冬季價格風險。

歐盟 LNG 進口已經下跌

S&P Global Energy CERA 指出，歐盟 6 月 LNG 進口量按年下跌 18%，至約 750 萬公噸，原因之一是波斯灣產量減少打擊全球 LNG 貿易。5 月進口量亦按年跌 8%。不過，2026 年首五個月累計進口量仍較去年同期高約 4%。

呢個「年初買多、近期買少」的組合相當重要：早期增加進口，並不代表目前的填庫壓力已經消失。歐洲仍要在餘下的注氣窗口取得足夠貨量，而這段時間正正是亞洲需求及採購成本都偏高的時候。

點解德國庫存特別關鍵？

德國約佔歐盟工作儲氣容量 22%。因此，如果德國庫存低於 50%，影響就不只是德國本身，而可能牽涉西北歐及中歐之間的供應平衡。

現有資料未能確定德國最新的全國庫存百分比，也未能核實政府是否已作出最終干預決定，相關說法需要審慎看待。不過，結構性風險相對清楚：德國擁有歐盟最大規模之一的儲氣能力，是區內調節供應的重要樞紐。若當地庫存偏低，寒流一到，跨境輸氣及價格都可能承受更大壓力。

供應限制可能貫穿整個冬季

市場報道所引述的預期是，中東 LNG 供應可能一直受限至 2026 年底，約到 2027 年 4 月才逐步恢復正常。 如果這個情境成真，今次問題便不只是「夏季填唔滿個庫」，而是會覆蓋歐洲最主要的冬季用氣期。

這並不代表歐洲一定會出現實體供氣危機。歐洲仍有再氣化設施、管道進口、需求調節措施，亦可以透過較高價格吸引貨船。不過，每一個選項都有上限；供應中斷拖得越久，歐洲面對價格急升及全球買家爭奪替代氣源的風險就越高。

熱浪、旱情再添一重能源衝擊

天然氣庫存偏低之際，歐洲電力市場亦面對一輪不利因素。歐盟委員會聯合研究中心指出，少雨及連番熱浪令盧瓦爾河、波河、萊茵河及多瑙河在 8 月錄得歷來最低水位之一。

低水位及過高水溫會限制核電站運作，旱情亦會妨礙內河貨運。近期報道所指的影響包括：

• 多瑙河水位偏低，令匈牙利及羅馬尼亞的核電輸出受限。
• 法國核電生產面對熱浪帶來的進一步削減風險；一次報道中，法國日前電力價格升 21.8%，至每兆瓦時 142.5 歐元。
• 匈牙利關閉政府機構的部分照明，以減輕電網壓力。
• 萊茵河水位低，令內河航運及燃料運輸更加困難。

這些因素與天然氣庫存的關係雖然不是直接，但影響相當實在：當核電及水力發電減少，燃氣發電便可能要承擔更多電力需求；而河流水位低又會令燃料物流受阻。結果是，歐洲可能正要加快把天然氣注入儲氣庫之際，電力系統反而需要消耗更多天然氣。

冬季展望：未至於失控，但安全墊很薄

60.8% 並不代表歐盟「冇氣」，歐洲市場仍有能力吸引供應。較穩妥的判斷是：歐盟進入注氣季尾段時，庫存安全墊異常薄弱，並且依賴一連串外部條件配合。

要達到最低限度的 80%，歐洲需要之後持續注氣、取得足夠靈活 LNG，亞洲需求不能大幅增加，同時亦不能再遇上重大供應、基建或天氣事故。現時 Rystad 約 75%、Kpler 約 77% 的預測，反映分析師認為 80% 是一個相當困難、但未必完全不可能的目標。

真正值得留意的，是任何額外衝擊——無論是 LNG 航運受阻、核電減產、河運中斷，抑或冬季需求突然急升——都可能因為歐洲起步時已經落後太多，而更快反映在天然氣價格上。

庫存偏低不等於冬季必然出現實體短缺。儲氣只是整個供應系統的一環，歐盟委員會亦表示，只要 LNG 供應充足，現有基建仍有能力在 11 月 1 日前把庫存填至至少 80%。 不過，現時的缺口越大，歐洲面對寒冬、供應再受干擾，或燃氣發電需求急升時，緩衝空間就越薄。

點解連降低後的 80% 目標都難？

歐盟實際上已將過往 90% 的填庫要求，調低至較可行的 80% 水平，以免在夏季搶貨時令價格進一步升穿天。但即使是 80%，仍然要依賴未來數星期持續注氣，以及穩定的額外 LNG 供應。

幾個因素正同時拖慢填庫速度：

1. 中東供應及市場彈性減少。 卡塔爾 LNG 平時供應歐洲及亞洲買家。報道指，意大利、波蘭及比利時自 4 月 2 日起未再收到卡塔爾貨量；當日意大利接收的船隻，是最後一批被確認的卡塔爾 LNG。相關貨量消失，亦令全球現貨市場少了一重調配彈性。
2. 歐洲要同亞洲爭貨。 日本、南韓，以及印度、孟加拉和台灣的採購，令運送靈活 LNG 貨船到歐洲的價格優勢收窄。
3. 管道氣替代選項有限。 中東貨量減少後，歐洲難以簡單用其他管道供應補回，只能與亞洲買家競逐大西洋盆地的 LNG 貨船。
4. 價格曲線削弱注氣誘因。 今日買氣入庫成本較高；而當期貨市場出現「逆價差」（即較遠期的冬季價格低於較近的夏季價格）時，商業營運商便較難透過夏季買入、冬季出售獲利。

所以，天然氣現貨價上升，未必會自動解決庫存問題。高價可以吸引貨船，但同時亦會令補庫成本增加，甚至令營運商覺得「而家買入、遲啲賣出」唔化算。

分析機構預測：大多數低於 80%

目前可核實的預測大致指向 80% 以下：

• Rystad Energy： 基準情境下，11 月 1 日約 75%。
• Kpler： 預計約 77%。
• Wood Mackenzie： 即使假設卡塔爾在 9 月底前恢復全部可用產能，並不計受損的生產線，庫存最多約 75%。
• S&P Global Energy CERA： 已報告歐盟 LNG 進口量顯著下跌，但現有資料未有提供可歸屬於 CERA 的最新 8 月中庫存預測。
• Axpo： 在現有報道中，未能核實其最新 8 月中數字預測。

這些都只是取決於情境的估算，並非保證結果。中東供應中斷維持多久、亞洲需求、歐洲天氣，以及未來注氣速度，都會改變最終數字。因此，未經核實的 Axpo 或 CERA 預測，不應當成已確定的結論。

要填到 80%，還差幾多氣？

按 Rystad 的估算，如果基準情境最終只有 75%，要升至 80%，歐洲需要額外約 52 億立方米天然氣。以每船約 17.4 萬立方米的標準 LNG 貨量計算，即約 50 船 LNG。若目標仍是 90%，所需額外天然氣約為 156 億立方米，即約 150 船同等貨量。

Kpler 提供了另一個角度：預計歐盟 8 月至 10 月進口約 2,400 萬公噸 LNG，但要填至 80%估計需要約 2,600 萬公噸；若要達到 90%，則約需 3,300 萬公噸。

換句話講，少幾十船貨，已經足以令庫存相差幾個百分點。當歐洲要同亞洲買家搶同一批靈活供應時，原本看似不大的貨量缺口，就可能被放大成冬季價格風險。

歐盟 LNG 進口已經下跌

S&P Global Energy CERA 指出，歐盟 6 月 LNG 進口量按年下跌 18%，至約 750 萬公噸，原因之一是波斯灣產量減少打擊全球 LNG 貿易。5 月進口量亦按年跌 8%。不過，2026 年首五個月累計進口量仍較去年同期高約 4%。

呢個「年初買多、近期買少」的組合相當重要：早期增加進口，並不代表目前的填庫壓力已經消失。歐洲仍要在餘下的注氣窗口取得足夠貨量，而這段時間正正是亞洲需求及採購成本都偏高的時候。

點解德國庫存特別關鍵？

德國約佔歐盟工作儲氣容量 22%。因此，如果德國庫存低於 50%，影響就不只是德國本身，而可能牽涉西北歐及中歐之間的供應平衡。

現有資料未能確定德國最新的全國庫存百分比，也未能核實政府是否已作出最終干預決定，相關說法需要審慎看待。不過，結構性風險相對清楚：德國擁有歐盟最大規模之一的儲氣能力，是區內調節供應的重要樞紐。若當地庫存偏低，寒流一到，跨境輸氣及價格都可能承受更大壓力。

供應限制可能貫穿整個冬季

市場報道所引述的預期是，中東 LNG 供應可能一直受限至 2026 年底，約到 2027 年 4 月才逐步恢復正常。 如果這個情境成真，今次問題便不只是「夏季填唔滿個庫」，而是會覆蓋歐洲最主要的冬季用氣期。

這並不代表歐洲一定會出現實體供氣危機。歐洲仍有再氣化設施、管道進口、需求調節措施，亦可以透過較高價格吸引貨船。不過，每一個選項都有上限；供應中斷拖得越久，歐洲面對價格急升及全球買家爭奪替代氣源的風險就越高。

熱浪、旱情再添一重能源衝擊

天然氣庫存偏低之際，歐洲電力市場亦面對一輪不利因素。歐盟委員會聯合研究中心指出，少雨及連番熱浪令盧瓦爾河、波河、萊茵河及多瑙河在 8 月錄得歷來最低水位之一。

低水位及過高水溫會限制核電站運作，旱情亦會妨礙內河貨運。近期報道所指的影響包括：

• 多瑙河水位偏低，令匈牙利及羅馬尼亞的核電輸出受限。
• 法國核電生產面對熱浪帶來的進一步削減風險；一次報道中，法國日前電力價格升 21.8%，至每兆瓦時 142.5 歐元。
• 匈牙利關閉政府機構的部分照明，以減輕電網壓力。
• 萊茵河水位低，令內河航運及燃料運輸更加困難。

這些因素與天然氣庫存的關係雖然不是直接，但影響相當實在：當核電及水力發電減少，燃氣發電便可能要承擔更多電力需求；而河流水位低又會令燃料物流受阻。結果是，歐洲可能正要加快把天然氣注入儲氣庫之際，電力系統反而需要消耗更多天然氣。

冬季展望：未至於失控，但安全墊很薄

60.8% 並不代表歐盟「冇氣」，歐洲市場仍有能力吸引供應。較穩妥的判斷是：歐盟進入注氣季尾段時，庫存安全墊異常薄弱，並且依賴一連串外部條件配合。

要達到最低限度的 80%，歐洲需要之後持續注氣、取得足夠靈活 LNG，亞洲需求不能大幅增加，同時亦不能再遇上重大供應、基建或天氣事故。現時 Rystad 約 75%、Kpler 約 77% 的預測，反映分析師認為 80% 是一個相當困難、但未必完全不可能的目標。

真正值得留意的，是任何額外衝擊——無論是 LNG 航運受阻、核電減產、河運中斷，抑或冬季需求突然急升——都可能因為歐洲起步時已經落後太多，而更快反映在天然氣價格上。