2026年2月9日石油、天然气和能源领域的关键新闻。全球石油和天然气市场，OPEC+的决策，能源，可再生能源，电力，煤炭，石油产品和石油加工。
到2026年2月初，全球石油价格保持相对稳定，波动在每桶60美元以上。基准布伦特原油交易价格在68至70美元之间，而美国WTI油价在64至66美元左右。经过2025年下半年的下跌，报价在OPEC+的协调行动及某些地缘政治因素的推动下部分恢复。然而，由于供给过剩和全球经济的不确定性，市场仍面临整体压力。西方国家持续加大制裁压力：自2月份起，对俄罗斯石油的价格上限降低至每桶约45美元，而欧盟本周宣布了针对俄罗斯的第二十套制裁措施，全面禁止对俄罗斯石油海运的服务，并将数十艘“影子舰队”的油轮列入制裁名单。这些措施加大了俄罗斯的出口供应难度，提高了物流中断的风险。同时，印度对俄罗斯石油的采购急剧减少——根据1月的数据，进口量同比下降超三分之一，这表明贸易流向的可能重新配置。
在俄罗斯国内，政府继续密切关注燃料价格。联邦反垄断服务局正在针对石油公司进行非计划检查，以应对该行业通胀加速的风险。冬季寒潮导致电力需求再次创下新高：在一些地区，电力系统的负荷达到了峰值，并且天然气需求达到了历史最高水平。然而，电力系统成功应对了更高的负荷，充分利用了储备，避免了重大故障。同时，全球能源转型未减速——可再生能源的投资创下新高，2025年，欧盟“绿色”发电的比例首次超过了化石燃料发电的产量。在本次概述中，我们分析全球石油和天然气市场的当前趋势，研究俄罗斯能源综合体的状况，并重点关注煤炭、电力和可再生能源领域的关键事件。
石油市场：供给过剩与制裁压力
进入2月，石油报价在温和上涨后稳定于中等水平。北海布伦特维持在每桶68-70美元，美国产WTI在64至66美元之间，自2025年底的最低点（60美元）反弹。OPEC+关于限制供给的信号给予市场支持，尤其是在需求脆弱的情况下。主要石油生产国在去年底已暂停了计划中的增产，并确认将现行的生产限制延长至2026年第一季度末，努力避免在季节性需求疲软期间出现过量生产。石油市场的主要因素和风险包括：
- OPEC+政策与需求。 联盟成员国继续坚持大规模的自愿减产，每日减产约370万桶，拒绝了之前计划的增产。OPEC预计2026年全球石油需求将增长约120万桶/日（达到约1亿桶/日），但指出中国经济放缓及美国和欧洲的高利率可能会调整这一预期。石油联盟正密切监控市场，并准备及时反应，以防止不平衡：短期地缘政治事件（例如，中东局势近期加剧）已经表明了OPEC+在必要时干预以稳定价格的准备。
- 制裁与流向重新分配。 俄罗斯石油的制裁对抗升级，继续影响全球市场。欧盟的新第20套制裁措施收紧了限制：禁止欧洲公司为运输俄罗斯石油的油轮提供保险和融资，并扩大了违规船只的“黑名单”。此外，自2月份起，西方国家将俄罗斯石油的价格上限降低至45美元，加强了对莫斯科出口收入的压力。尽管如此，俄罗斯的能源产品依然在亚洲寻找买家，但竞争加剧。2025年，印度作为俄罗斯石油的最大进口国，其采购量骤降至去年水平的约三分之一，部分转向其他来源。这凸显了亚洲消费者的灵活性，迫使俄罗斯出口商更加积极地将供应重新导向中国、土耳其、东南亚等其他替代市场。
因此，各种因素并未导致石油价格崩溃，但也限制了其上涨空间。市场既考虑到经济放缓风险（降低了需求），也考虑到若制裁显著减少供应，可能在下半年形成短缺的可能性。当前，报价保持相对稳定，且波动性在过去几年中处于低位。
天然气市场：欧洲库存下降与LNG进口创纪录
截至2026年2月，尽管冬季消费增加，欧洲天然气市场仍然相对平静。随着供暖季的推进，欧盟的地下气体储存（UGS）迅速减少，但1月底相对温和的天气和创纪录的LNG供应避免了短缺和价格冲击。TTF交易所的期货价格维持在每百万BTU 10至12美元之间，远低于2022年的峰值，反映了市场对冬季资源可获得性的信心。在俄罗斯，2月初，历史最高的日天然气消费记录因异常寒冷的天气而创下，连续几天的极端低温显著提高了对气体管网的抽取量。
天然气市场的情况由几项关键趋势决定：
- 库存枯竭与新补库存季。 冬季抽取迅速降低了欧洲储气库的天然气库存。截至1月底，欧盟的地下储存已降至其总容量的约45%——这个时间段内自2022年以来的最低水平，明显低于多年平均水平（约58%）。如果目前的趋势持续，库存到3月底可能会减少至约30%。为了在下一季冬季之前将库存水平恢复到舒适的80-90%，欧洲进口商在非供暖季需要补充大约600亿立方米的天然气。这一目标的实现需在温暖月份最大化采购，尤其是当前大量进口直接用于消费。
- 创纪录的LNG供应。 管道供应的减少被前所未有的LNG进口所弥补。2025年，欧洲国家采购了约1750亿立方米LNG（比去年增长30%），2026年，预计进口量可能达到1850亿立方米。采购量的增加得益于全球供应的扩展：美国、加拿大、卡塔尔等国新建LNG工厂将推动今年全球LNG产量再增长约7%（自2019年以来的最大增幅）。欧洲市场希望通过高采购量再渡过供暖季，尤其是欧盟决定在2027年前彻底停止对俄罗斯天然气的进口，这需要每年额外填补约330亿立方米的LNG。
- 向东转型。 在失去欧洲天然气市场后，俄罗斯正加大对东方的供应。通过“东西力量”管道输往中国的气量达到了接近项目能力的创纪录水平（约220亿立方米/年），同时莫斯科加快了通过蒙古新建第二条管道的谈判。俄罗斯的生产商还增加了来自远东和北极地区的LNG出口。然而，即便考虑到向东的供应方向，俄罗斯的天然气总出口仍显著低于2022年之前的水平。天然气流向的长期重新配置仍在继续，重塑全球供气格局。
总体来看，天然气市场进入冬季的后半段时，价格仍保持适中，波动性降至近年来的最低水平。
石油产品市场及炼油厂：供应稳定与监管措施
截至2026年初，全球石油产品（汽油、柴油、航空燃料等）市场经过前几年价格动荡之后相对稳定。由于运输活动和工业增长的恢复，燃料需求依然强劲，然而全球炼油能力的提升使得满足这一需求变得容易。经过2022-2023年的短缺和价格峰值，汽油和柴油的供应情况逐渐正常化，尽管在某些地区仍然存在中断。以下是燃料市场的一些关键趋势：
- 炼油能力的增加。 亚洲和中东的新炼油厂投入使用，全球燃料的生产得以提高。例如，巴林的Bapco炼油厂经过现代化改造，其日产能力从267,000桶增加到380,000桶，中国和印度的新工厂开始运营。OPEC预计，在2025年至2027年间，全球炼油潜力将每年增加约60万桶/日。石油产品的供应增加已经导致炼油利润率与2022-2023年的历史高位相比有所下降，从而减轻了对消费者的价格压力。
- 价格稳定与局部失衡。 汽油和柴油的价格脱离了峰值，反映了原油的降价和燃料供应的增加。然而局部价格波动仍然可能发生：最近，北美的寒潮一度提高了取暖燃料的需求，而在一些欧洲国家，由于物流链的重组，柴油价格仍然维持着较高的溢价。各国政府在某些情况下采取调整机制——从降低燃油税到释放部分战略储备——以在需求突增时控制价格。
- 市场的国家干预。 在一些国家，政府直接干预燃料市场以稳定供应。在经历2025年燃料危机后，俄罗斯对石油产品出口维持限制：独立交易商的汽油和柴油出口禁令延续至2026年夏季，石油公司被允许的出口仅限于有限的对外供应。同时，政府继续施行逆差补偿机制，使得其为炼油厂补偿内外价格差异，刺激其对内市场的供应。这些措施有助于缓解加油站的燃油短缺问题，但也强调了手动管理的重要性。在其他地区（例如某些亚洲国家），各国政府也采取了临时支持措施——如降低税率、补贴运输或增加进口供应——以缓解燃料价格剧烈波动的影响。
电力市场：需求增长与网络现代化
全球电力部门面临着需求快速增长的挑战，同时伴随重大的基础设施挑战。国际能源署（IEA）预计，未来五年全球电力消费将以每年超过3.5%的速度增长——显著快于总体能源消费的增长。电气化交通（电动车数量增加）、经济数字化（数据中心拓展，人工智能发展）及气候因素（在热带气候中积极使用空调）共同驱动着这一趋势。经过2010年代的滞后，电力需求在发达国家中恢复了快速增长。
到2026年初，极寒天气导致多个国家电力系统出现历史高峰负载。为了避免停电，运营商不得不调动备用的煤和重油发电厂。尽管截至2025年，欧盟电力行业中煤炭的占比已降至历史低点9%，但在当前冬季，一些欧洲国家不得不临时重新启用闲置的煤电厂以满足峰值需求。同时，基础设施瓶颈也逐渐显露：网络的电力输送能力不足，导致在风能发电日限制可再生能源的输出，以防止超载。这些情况凸显了加快电网基础设施现代化和发展储能系统的必要性。
在电力发展的优先事项中，可以突出以下内容：
- 网络的现代化与扩展。 负载的增长需要大规模更新与发展电网基础设施。许多国家启动了加速建设电力线路和数字化管理电力系统的项目。IEA数据表明，目前全球有超过2500千兆瓦的新发电和大型用电设备正等待连接到电网——这些官僚障碍的解决需要数年时间。预计到2030年，每年在电网的投资将增加约50%，否则发电的发展将超出基础设施的承载能力。
- 可靠性与储能系统。 能源公司正在采用新技术，以在记录的负载下保持稳定的电力供应。各地建设大规模的储能系统——大型电池农场在美国加州和德克萨斯、德国、英国、澳大利亚等地区全面推进。这些电池帮助平衡日间的用电高峰，整合不均匀的可再生能源发电。同时，电网的保护措施也在加强：行业正在投资于网络安全和设备升级，考虑到由于极端天气、基础设施老化及网络攻击带来的可靠性风险。各国政府与能源公司均向提升电力系统的灵活性与可靠性投入了大量资金，以避免在经济日益依赖电力的环境中发生停电。
可再生能源：创纪录的增长与新挑战
向清洁能源的转型持续加速。2025年是可再生能源（VIE）发电能力增加的创纪录之年——主要是太阳能和风电。根据国际能源署的初步数据，2025年全球可再生能源占总发电量的比例首次与煤炭持平（均约30%），而核能发电也达到了历史高位。预计2026年，清洁能源将继续以更快的速度增加产量。全球投资于能源转型再次创造新高：根据BNEF的评估，2025年在清洁能源和电动交通项目中投入超过2.3万亿美元（比2024年增长8%）。主要经济体的政府加大了对“绿色”技术的支持，将其视为可持续增长的推动力。
尽管取得了令人瞩目的进展，VIE的快速发展也伴随着挑战。2025/26年冬季的经验表明，在高比例的间歇性发电情况下，确保备用容量和储能系统至关重要：即使是最先进的“绿色”能源系统在面对气候异常时也显得脆弱。为了提高稳定性，一些国家开始调整政策：例如，德国正考虑延长核反应堆的使用，承认全面放弃核能的决定过于仓促，而欧盟则暂时放宽部分气候法规，以避免价格飙升。然而，长期的脱碳路径依然不变——其实施需要更加灵活和审慎的方法，结合加速推进可再生能源与保持供电可靠性。
煤炭行业：亚洲高需求与逐步放弃煤炭
2026年全球煤炭市场仍在上升：尽管努力降低该燃料的使用，全球煤炭消费仍维持在历史高位。根据国际能源署的数据，2025年全球煤炭需求超过80亿吨，接近创纪录水平。主要原因是亚洲的需求仍然保持稳定。中国和印度等经济体继续燃烧大量煤炭来发电和满足工业需求，抵消了西欧和美国煤炭使用的减少。
- 亚洲的需求。 中国和印度占据了全球煤炭消费的主要份额。中国几乎占全球需求的50%，尽管年产超过40亿吨煤，仍需在高峰期增加进口。印度也在增加煤矿开采，但在经济快速增长的背景下，它需要进口大量燃料（主要来自印度尼西亚、澳大利亚和俄罗斯）。高昂的亚洲需求保持了煤炭价格相对高位。主要出口国——印度尼西亚、澳大利亚、南非和俄罗斯——通过来自亚洲国家稳定的订单，提高了收入。
- 逐步放弃煤炭的西方。 在欧洲和北美，煤炭行业持续萎缩。2022-2023年期间欧盟煤炭使用的暂时上涨后，其比例再次下降：截至2025年，煤炭在欧盟电力生产中的占比降至10%以下。可再生能源的创纪录投入和核电能力的恢复在逐步挤出煤炭于发达国家的能源平衡之外。对新煤炭项目的投资在亚外部几乎停滞。预计在本十年的后半段，全球对煤炭的需求将开始稳定下降，尽管在短期内该燃料仍将在发展中国家满足峰值需求和工业需要方面发挥重要作用。
预测与前景
尽管经历了一系列的冬季挑战，全球燃料和能源综合体进入2026年2月，没有出现恐慌的迹象，但处于较高的警戒状态。短期因素——极端天气和地缘政治紧张局势——推动国际油气价格的波动，但整体供需平衡则保持稳定。OPEC+依然发挥着市场稳定器的作用，阻止石油市场的短缺，而其他国家（如美国）快速的供应再分配与增产则补偿了局部的中断。
如果没有新的冲击发生，未来油价预计将维持在当前水平，直至OPEC+的下次会议，届时协议可能根据市场形势调整配额。对于天然气市场来说，接下来数周将是决定性：冬季后期的温和天气将有助于降低价格并开始库存恢复，而新的寒潮则可能导致价格飙升以及为欧洲带来更大的挑战。春季时，欧盟将进行大规模的补充地下储气库行动，以为下一个供暖季做准备，预计与亚洲的LNG竞争将相当激烈。
投资者将密切关注政治信号。可能在地缘政治冲突（例如乌克兰的和平谈判）中取得的进展，或相反，美伊对抗的升级，都可能显著影响市场情绪。然而，长期发展向量——技术变革、全球能源转型和气候议程——将继续塑造全球能源行业的面貌，并在未来数年内指引投资与转型的方向。
