European Utilities & Clean Energy：欧洲天然气供需趋紧和电力远期价格上涨，将在 2027-28 年为部分公用事业公司的盈利带来更大的上行空间。

概览

Bernstein 评估了欧洲天然气和电价大幅上涨可能如何影响其覆盖的欧洲公用事业公司及可再生能源发电商盈利。报告预计，2026 年的即时影响较小，因为发电量大多已套保；但随着市场化敞口增加及零售合同续约，2027-28 年的上行空间将更大。

核心观点

报告将近期欧洲电价上涨与中东相关供应中断后天然气市场趋紧联系起来。自 8 月初以来，两年期电力远期价格上涨 €15-20/MWh，德国三年期远期价格上涨约 €10/MWh。眼前的担忧是欧洲天然气库存偏低：截至 2026 年 9 月 9 日，库存充满率为 67%，而 2025 年同期为 80%，2024 年为 93%；德国库存仅为 55%，低于一年前的 74%。Bernstein 的冬季供需平衡情景显示，基准情景下到 2027 年 4 月库存将降至 18%，若 LNG 流入较低则降至 3%，若寒冬与较低 LNG 供应叠加，理论上可能出现库存缺口。报告认为，冬季结束时库存偏低还会提高补库需求，并可能令 LNG 竞争延续至 2027 年夏季。 由于燃气电厂经常设定边际电价，天然气价格冲击会传导至电价。尽管天然气在 2025 年仅占欧盟发电量的 17.6%，化石燃料电厂在约 50% 的时段设定电价。德国一个月期电力远期价格从 2 月的 €86/MWh 上升至 9 月的 €155/MWh，涨幅为 81%；三个月期远期价格则从 €67/MWh 上升至 €165/MWh 以上。不同市场的传导敏感度并不一致：2026 年 1-5 月，天然气估计影响了意大利 75% 的日前定价时段，而西班牙仅为 9%。Bernstein 也看到需求支撑：法国、德国、意大利、西班牙和英国五大市场的电力需求在 2024 年恢复增长 1.3%，2025 年增长 0.2%，2026 年前八个月同比增长 1.2%。电气化、数据中心、电动汽车、热泵和工业项目可能使欧洲到 2030 年的用电量较 2024 年增加 7-16%；Bernstein 估计伊比利亚需求不含绿氢可增长近 17%，包含绿氢则接近 20%。 盈利影响取决于套保、零售供电抵消、PPA 和受监管回报之后的市场化发电量。综合公用事业公司的结构性市场化敞口约占预期发电量的 20-90%，可再生能源生产商为 25-66%，但零售客户基础和合同会降低实际盈利敏感度。多数公用事业公司几乎已对全部 2026 年预期发电量完成套保，因此 Bernstein 预计 2026 年上行有限。随着套保下降，到 2027 年，综合公用事业公司接近 20% 的预期发电量可能受益于更高电价；到 2028 年，市场价格敞口将接近结构性市场化敞口。电价每上涨 €10/MWh，预计可使 EDP、Endesa、EDPR 和 Verbund 的 2028 年净利润分别增加 10.4%、9.1%、12.3% 和 13.7%；Iberdrola、Enel 和 Engie 的 2028 年影响分别为 4.9%、4.7% 和 3.4%。Bernstein 将 EDP、EDPR 和 Endesa 列为未来两至三年最明确的受益者。 可再生能源发电商的敏感度需要比表面市场化敞口更多的限定。Acciona Energia 和 Solaria 的理论敏感度较高，但实际收益取决于未来 PPA、太阳能捕获价格，以及 Acciona Energia 的计划资产出售。Bernstein 预计，Solaria 的实际影响会比将 €10/MWh 涨幅简单应用于全部市场化发电量的计算低 40-60%，因为其太阳能发电曲线可能无法充分捕捉由天然气驱动的高峰电价。Grenergy 的市场化敞口主要与智利的电池储能资产有关；随着电池退化及更多储能设施进入系统，可交易量和价差均可能下降。Verbund 表面上的敏感度可能被低水电产量所削弱，后者可能迫使公司在高价市场购电以履行套保义务，潜在的暴利税延长也会进一步稀释收益。 Bernstein 还评估了 Naturgy、Endesa 和 Engie 更为狭窄的天然气交易机会。其采用的 Henry Hub-TTF 价差为 4Q26 的 €62/MWh、2027 年的 €36.5/MWh 和 2028 年的 €12.3/MWh，同时假设仅有 1.0-10.0% 的 Henry Hub 挂钩量以及 1.5-5.0% 的阿尔及利亚或油价挂钩供应量仍可用于交易。由于价差最初扩大时可能已经动用了部分交易能力，近期机会有限。Naturgy 的模型净利润上行空间最大，2027 年为 7.2%，2028 年为 4.6%；Engie 的潜在提升为 5.5% 和 3.5%，但其采购和未套保量的透明度有限；Endesa 则较小，为 2.0% 和 1.2%。报告预计，在利润率于 2028 年趋于正常化前，这一交易窗口在 4Q26 和 2027 年最具相关性。 从长期看，Bernstein 预计 LNG 紧张将延续至 2027 年，但随着项目建成，市场将从 2028 年起重回供应过剩。中东供应中断估计已移除约 63 MTPA 的 LNG 供应，卡塔尔 North Field 扩建延迟又令预期 2026 年新增量减少 5 MTPA，形成估计约 20 MTPA 的 2026 年有效供应净下降。相比之下，现有及在建项目到 2030 年可能带来约 50 MTPA 的 LNG 过剩产能。因此，报告将市场化敞口视为未来数年的潜在上行来源，同时指出预计 2029-30 年天然气价格将趋于正常化。

分析框架

Bernstein 首先对欧洲天然气供应、库存和冬季需求进行情景建模，随后解释天然气成本如何通过边际定价影响电价。报告估算每家公司在套保、零售抵消、PPA 和受监管发电量后的有效市场化发电量，对 2026-28 年应用电价敏感度，并基于假设的未套保量及 Henry Hub-TTF 价差单独测算潜在天然气交易利润。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  欧洲天然气和 LNG 供需情景分析

  报告比较 LNG 可得性、冬季需求和库存路径，以评估天然气供需紧张如何影响天然气和电价。

• 行业/产业分析框架产业链上中下游传导

  天然气向电价的边际定价传导

  报告说明，当燃气电厂设定边际电价时，更高的天然气成本如何推升批发电价。

• 行业/产业分析框架量价拆分

  市场化发电量与电价敏感度分析

  报告将暴露于市场价格的发电量占比与价格变动分开，并据此估算对净利润的影响。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• EDP

  被列为最能受益于较长期高电价环境的公用事业公司之一。

  优势

  电价每上涨 €10/MWh，模型测算 2028 年净利润敏感度为 10.4%。

  劣势

  近期受益受套期保值限制。

  对比

  与 EDPR 和 Endesa 一同被 Bernstein 视为最具明确 2028 年上行空间的公司。

  风险

  实际受益取决于未来价格水平和套保到期节奏。

• EDP Renovaveis (EDPR)

  被列为更高电价的主要受益者之一。

  优势

  电价每上涨 €10/MWh，模型测算 2028 年净利润敏感度为 12.3%。

  劣势

  其向 EDP 配售发电量的套保策略与综合公用事业公司相似；美国发电量通常未套保。

  对比

  与 EDP 和 Endesa 同列为最有潜力的受益者。

  风险

  PPA 安排和发电量敞口会影响实际敏感度。

• Endesa

  被列为主要电价受益者，也可能受益于天然气交易。

  优势

  模型测算 2028 年电价敏感度为 9.1%；其战略计划假设西班牙 2025-30 年电力需求每年增长 3%。

  劣势

  天然气交易上行空间受可用交易量较低所限制。

  对比

  模型测算的天然气交易上行空间低于 Naturgy 和 Engie。

  风险

  高电价收益取决于套保、可用天然气量以及高电价的持续性。

• Verbund

  具有显著电价敏感度，但存在重要抵消因素。

  优势

  电价每上涨 €10/MWh，模型测算 2028 年净利润敏感度为 13.7%。

  劣势

  较低水电产量可能导致其在高价市场回购电力；税收也可能稀释收益。

  对比

  其表面敏感度较高，但 Bernstein 认为结果不如 EDP、EDPR 和 Endesa 有吸引力。

  风险

  水电发电量不确定性和潜在暴利税延长。

• Solaria

  市场化敏感度理论上较高的可再生能源生产商。

  优势

  报告显示其市场化敞口和模型敏感度较高。

  劣势

  太阳能捕获价格和日间发电曲线限制批发电价上涨的传导。

  对比

  Bernstein 预计实际影响将比简单的市场化发电量计算低 40-60%。

  风险

  新增 PPA、太阳能捕获价格和更广泛的电池部署。

• Naturgy

  在报告分析的三家交易商中，具有最大的天然气交易增量上行空间。

  优势

  在模型假设下，2027 年和 2028 年净利润潜在提升分别为 7.2% 和 4.6%。

  劣势

  假设 2026 年仅有有限交易量可用。

  对比

  模型测算的天然气交易上行空间高于 Endesa 和 Engie。

  风险

  可用未套保交易量以及波动较大的 Henry Hub-TTF 价差。

关键数据

• 欧洲天然气库存67% full on 9 September 2026较 2025 年的 80% 和 2024 年的 93% 为低；德国为 55%，一年前为 74%。
• 2027 年 4 月基准情景库存18%Bernstein 情景假设 LNG 进口恢复至历史月度峰值，且需求与 2024/25 年冬季一致。
• 德国一个月期电力远期价格€155/MWh2026 年 2 月至 9 月期间，自 €86/MWh 上涨 81%。
• 欧洲电力需求变化+1.2% YoY2026 年前八个月，欧洲五大电力市场的同比变化。
• 到 2030 年的欧洲需求增长7-16% versus 2024上限相当于约 2.4% CAGR。
• EDP 2028 年电价敏感度+10.4% net profit per €10/MWhBernstein 估算。
• Naturgy 天然气交易上行空间+7.2% net profit in 2027; +4.6% in 2028基于假设的可用交易量和 Henry Hub-TTF 价差。

影响与含义

报告认为，更高电价带来的是不断扩大的盈利机会，而非全行业普遍受益。套保限制了 2026 年的敞口；随着 2027-28 年套保和零售合同重置，拥有更高有效市场化敞口及有利合同安排的公司可能获得更大收益。更长期的 LNG 新增供应可能从 2028 年起减弱天然气和电价支撑。

风险

• 暖冬或 LNG 供应充足，以及最终出现 LNG 供应过剩，均可能削弱天然气和电价。
• 大部分 2026 年发电量已完成套保，限制近期盈利敏感度。
• Verbund 面临水电发电量不足和税收风险，可能稀释表面电价上行空间。
• 太阳能捕获价格、新增 PPA 及 Acciona Energia 的资产出售可能显著改变可再生能源生产商的结果。
• 天然气交易上行空间取决于不确定的未套保量及高度波动的 Henry Hub-TTF 价差。

后续跟踪

• 欧洲天然气库存消耗情况及 2027 年冬季结束时的库存水平。
• LNG 进口流量、亚洲对货物的竞争以及霍尔木兹海峡持续中断。
• 2027-28 年公用事业公司套保到期和零售合同重新定价的速度。
• 欧洲电力需求复苏，尤其是伊比利亚工业和数据中心需求。
• 太阳能捕获价格、PPA 续约、水电产量、暴利税进展及天然气交易量的可得性。