受持续极寒天气及多重供应扰动影响，全欧洲天然气储气库的日均净提取量在1月间已达到约7.79太瓦时，即约7.3亿立方米，创下自2021年以来的五年最高水平。值得注意的是，液化天然气进口量尚不足该日均净提取量的一半。目前欧洲整体库存水平已迅速回落至约50.36%，显著低于过去五年同期的平均水平，部分国家如克罗地亚和荷兰已因库存告急引发市场高度警觉。受此影响，欧洲基准天然气价格(TTF)本月内累计涨幅已突破30%。

本轮库存超预期消耗的核心动因在于需求侧与供给侧的双重挤压，包括2026年1月席卷欧洲大陆的极寒气流拉动空间取暖需求激增，与2025年到期的俄乌天然气过境协议未能延续导致欧洲管道气进口份额进一步收缩。同时，近期欧洲风力发电效率低下使得燃气发电需求同步走高，公用事业公司倾向于优先提取前期低价储备气而非购入高价液化天然气，多重因素叠加导致库存利用速度飙升。

同时，此前异常寒冷天气不仅扭转了市场悲观情绪，更引发看空仓位急剧逆转。当前欧洲天然气库存已不足正常水平的一半，显著低于往年同期均值——伍德麦肯兹有限公司预测，若当前趋势持续，冬季结束时库存将降至仅相当于正常水平的20%。更严峻的是，夏季合约与冬季合约之间的不利价差持续扩大，使得通过夏季低价买入、冬季高价卖出的传统套利模式经济效益大幅削弱——而这恰恰是导致当前库存短缺的核心机制之一。

"欧洲的供需平衡较以往冬季更为紧张，"该公司高级研究分析师戴维·刘易斯表示，"因此，储气库不得不弥补管道供应的不足以及需求的增加。"

尽管欧洲在2022年俄乌冲突升级后已失去大部分来自俄罗斯的管道气供应，但2025年初，随着与基辅的过境协议到期，剩余的部分供应再次被切断。因此，在今年冬季来临前，该地区不得不更加依赖液化天然气。

彭博资讯高级分析师帕特里西奥·阿尔瓦雷斯指出，从储气库中提取天然气并非仅受寒冷天气驱动，更体现了储存天然气与进口灵活液化天然气(LNG)之间的经济性权衡逻辑。

具体而言，在现货价格高企的当下——正如当前市场所呈现的——液化天然气进口的吸引力显著下降。原因在于，LNG的定价基于高昂的市场价格，且需额外承担运输及再气化成本。相比之下，储气库中的天然气多在价格低位时购入，不仅可快速提取，其边际成本也更低廉，因此在高气价时期更具经济优势。

阿尔瓦雷斯强调，即便存在上述因素，今年1月的天然气提取量仍达到历史峰值水平。这一现象进一步引发市场对储气季政策窗口期的密切关注——在下一轮储气季(通常从4月启动)正式开启前，各国可能出台的应对性政策措施将成为市场研判能源安全的关键变量。

伍德麦肯兹分析师刘易斯指出，春季即将投产的新增液化天然气供应，预计将助力欧洲以五年来最快速度完成储气库填充。然而，其他分析师提醒，若缺乏政府支持性政策，这一预期可能难以实现。

意大利Axpo公司分析师达维德·塔西纳托补充道："政府干预的可能性仍然存在——例如通过与库存目标挂钩的补贴政策，可有效支持储气季前(通常为4月启动)的注气操作。"但他同时强调，任何相关决策可能都会延迟至最后一刻公布，"这主要是为了防范潜在的投机行为对市场造成干扰"。

整体而言，市场分析普遍预计，若当前的去库存速度维持不变，到2026年3月底采暖季结束时，欧洲天然气库存余额可能跌至20%的低位，远低于正常年份的季节性安全区间。

这意味着在即将到来的2026年夏季，欧洲将面临极其严峻的补库任务，不仅需要投入更高规模的资金采购液化天然气以确保在年底前重新达成90%的储气目标，还可能面临全球液化天然气现货市场更为激烈的竞争。这种补库压力预计将使2026年全年的欧洲天然气价格维持在高位宽幅震荡态势，并促使欧盟内部重新评估其长效能源安全储备机制。