石油和天然气及能源新闻，2026年2月14日，星期六：OPEC+倾向于从4月开始提高产量，油价面临下行压力
截至2026年2月13日（时间未确定），全球能源市场进入了重新评估平衡的模式：OPEC+预计从4月开始恢复增产的预期加大了油价的压力，而EIA统计也显示美国的原油库存显著上升。与此同时，国际能源署在2月份的报告中保持了对需求的谨慎态度，并警示2026年可能出现过剩风险。对于石油和天然气以及能源投资者而言，这将焦点转向炼油厂的利润稳定性、石油产品的供应链和电力及可再生能源投资的质量。
- 原油：布伦特原油约为67美元/桶，WTI约为62-63美元/桶；市场预计第二季度将面临更高的供应。
- 天然气：TTF约为32欧元/MWh；欧洲以较低的库存进入储气季节（截至2月13日的数据未确定）。
- 电力：2月14日的电力供应在部分地区维持三位数的价格水平——电网投资和接入规则成为可再生能源的关键推动因素。
石油市场：OPEC+、需求与2026年的预期
今天最重要的新闻是OPEC+内部讨论从2026年4月起恢复增产，这一决定是在1月至3月的暂停之后做出的。市场解读为希望在夏季需求来临之前提前“巩固”市场份额，即使第二季度的平衡看起来比季节性标准要弱。此外，国际能源署在2月份的报告中估计2026年全球需求将增长约85万桶/天，而全球供应预计将增加约240万桶/天。这提高了油价对实际出口流动和配额遵守情况的敏感性，这对于对冲策略和投资于增产至关重要。
对于上游投资而言，这意味着对成本和现金流稳定性提出更高的要求。“长期”项目将面临更严格的评估，而市场更倾向于选择具有强大自由现金流和可预测资本政策的公司。地缘政治（中东）仍然是波动的来源，但截至2026年2月13日对价格的影响尚不明确。
2月13-14日的价格和指标
- 布伦特原油：约67美元/桶。
- WTI原油：约62-63美元/桶。
- TTF天然气（欧洲）：约32欧元/MWh。
- 亨利枢纽天然气（美国）：约3.17美元/MMBtu。
- JKM液化天然气（亚洲）：约11美元/MMBtu。
- 纽卡斯尔煤炭：约115-116美元/吨。
- 电力（Nord Pool，2月14日供应）：德国约为103.5欧元/MWh；荷兰约为95欧元/MWh；法国约为34欧元/MWh；其他地区——未确定。
- EU ETS（碳）：截至2月12日约为73欧元/吨CO₂；截至2月13日——未确定。
美国：库存、炼油厂与石油产品的信号
美国EIA的统计数据为市场的“物理”市场定调。在截至2月6日的一周内，商业原油库存增加了850万桶，达到428.8百万桶。炼油厂每天处理约1600万桶，设备利用率约为89%。与此同时，汽油库存增加了120万桶，柴油库存减少了270万桶。
对于“石油产品”板块而言，这意味着不均衡的平衡：在原油库存充足的情况下，市场可能在柴油和航空燃料方面出现局部紧张，尤其在季节性天气提升需求时。这对投资者非常重要，因为炼油厂的利润和美国向欧洲出口的石油产品通常成为全球燃料市场的“缓冲器”。
炼油厂与石油产品：操作事件与市场影响
操作风险在炼油过程中再次成为焦点。根据消息来源，俄罗斯的伏尔加格勒炼油厂因无人机袭击引发火灾而停产；大型初级加工设施受损。这对全球原油市场的影响是间接的，但对于地区石油产品（尤其是柴油）的平衡，这类事件提高了风险溢价，加强了对进口的需求，并可能支持欧洲炼油厂的利润。
在欧洲，制裁合规甚至改变了操作模式：TotalEnergies在保持Lukoil股权的情况下，完全控制荷兰Zeeland炼油厂的运营，将原料采购和石油产品销售集中在一个管理体系中。在非洲，来自尼日利亚的信号至关重要：Dangote已恢复大型常压蒸馏装置的工作，预计在近期内进行汽油组件的测试，这可能增强该地区石油产品的进口替代，并改变对原油的地区需求。
天然气与液化天然气：欧洲在储气与新供应模式之间的平衡
欧洲的天然气市场对库存和液化天然气竞争依然敏感。TTF天然气保持在约32欧元/MWh，但对投资者而言，更重要的是储气的注入轨迹：公共评估显示欧洲储气设施的填充率在35%-36%之间（截至2026年2月13日的具体数值未确定）。此外，欧盟已批准到2027年底分阶段禁止进口俄罗斯天然气（液化天然气则更早），这巩固了欧洲对全球液化天然气市场的结构性依赖，并增强了灵活供应的价值。
在亚洲，JKM指标约为11美元/MMBtu显示出相对平稳的需求，但供应依赖于大型项目的进度。报道称，卡塔尔液化天然气扩建第一阶段的启动延至2026年底。这对欧洲和亚洲市场支持了“即用分子”的溢价，并提高了对再气化投资、天然气基础设施及电力系统灵活性的重视。
电力与可再生能源：价格、网络及投资周期
截至2月14日，Nord Pool数据显示欧洲的电力价格依然多样化：德国约为103.5欧元/MWh，荷兰约为95欧元/MWh，法国约为34欧元/MWh。价格差异归因于发电结构（核能、天然气、可再生能源）、电网互联的可达性及网络限制。能源和电力领域的投资周期越来越集中在基础设施上：英国已发放创纪录的补贴合同用于太阳能发电，而伦敦与巴黎之间关于额外电力互联电缆融资的争论则突显出网络项目正在成为可再生能源快速投入的政治因素。
在欧洲大陆，网络成本的压力上升：德国正在讨论一个机制，即可再生能源开发者将更大程度地负责连接电网的费用。对于可再生能源项目而言，这可能意味着内部收益率的重新评价以及更精准的选址。法国在其战略中看好去碳化电力（核能和可再生能源）增长，并推动需求电气化，这增强了对电网和灵活性（储能、需求管理）投资的结构性需求。
煤炭：价格基准、亚洲与碳风险
煤炭在全球能源中依然是“保险”资源，尤其是在亚洲。纽卡斯尔煤炭价格保持在约115-116美元/吨，这对于边际发电和投资组合对冲仍然具有重要意义。在欧洲，煤炭的角色受到二氧化碳价格与能源系统模式的影响：EU ETS价格的急剧波动会暂时改变煤电的经济性，但并未消除对煤炭资产和项目融资的长期限制。
监管、制裁与展望
监管和制裁风险依然是整个能源领域的系统性问题。在欧洲，二氧化碳价格的不稳定性增加了对去碳化投资的不确定性，而在石油和天然气领域，制裁制度的变化可能迅速重分配石油和炼油原料的流动（包括委内瑞拉方向）。在接下来的几天内，原油的基本预期是布伦特在65-70美元区间震荡，OPEC+的供应主题主导市场。
近期的情景：
- 基础情景：油价在区间内震荡，天然气受天气和储气动态的影响，电力受网络限制的影响。
- 上行风险：基础设施故障和制裁加严可能提高油价和柴油的风险溢价，支持炼油厂利润和石油产品价格。
- 下行风险：增产预期加快和重油的供应增加可能施压于油价和上游投资。
能源市场参与者的检查清单：
- OPEC+在3月1日会议前的通信；
- EIA对原油、天然气和石油产品的每周数据；
- 欧洲储气的动态及液化天然气市场的竞争状况（截至2月13日——未确定）；
- 炼油厂的新闻（检修、事件）及石油产品供应链；
- 影响电力和可再生能源的电网、互联电缆及碳排放的决策。
