石油供应充裕，需求增长温和
2025年底的石油市场基本面表明，2026年伊始将持续面临供应过剩的局面。预计2026年全球供应量将增加超过200万桶/日（mb/d）。 这一增幅仍远高于需求增速——受全球工业放缓、贸易紧张局势持续以及发达经济体和中国能源转型加速等因素影响，需求预计仅增长0.8至1百万桶/日。因此，市场在2026年初将处于结构性过剩状态，且这一状况因已开工项目的惯性影响而进一步加剧。
在此背景下，油价预计将维持下行趋势。布伦特原油价格在2025年底稳定在68美元左右后，2026年均价可能降至60美元左右，创下2021年以来的最低水平。 上半年似乎最为脆弱，原因在于新供应量的涌入与制造业疲软导致的需求仍受制约同时出现。 下半年仍存在较大不确定性：针对俄罗斯、伊朗和委内瑞拉的制裁动向、OPEC+的配额决策、美国页岩油生产商对油价下跌的反应，以及全球经济增长的走势，都将成为可能影响油价走势的主要因素。
尽管OPEC+的产量走势仍不明朗，但预计2026年的供应增长将主要由非OPEC+国家推动。 美国仍将是全球最大产油国，但其边际贡献预计将下降：西德克萨斯中质油（WTI）期货价格仍接近新页岩油井的盈亏平衡点——通常在55至65美元之间——这抑制了投资，尤其是随着钢铁关税导致成本上升。 尽管页岩盆地的产量存在不确定性，但阿拉斯加和墨西哥湾近海的常规油田将继续为产量增长提供适度支撑。与此同时，受巴西和圭亚那新浮式生产储卸油装置（FPSO）投产以及挪威稳定增长的推动，2026年全球近海产量仍将是重要驱动力。 加拿大将继续扩大油砂开采规模，而阿根廷瓦卡穆尔塔（Vaca Muerta）页岩油田的产能提升也将推动全球供应增长。
2026年石油需求增长仍将保持温和。新兴经济体将贡献需求增长的大部分。 预计从2026年起，印度将成为需求的主要驱动力，这得益于其经济的持续增长以及汽车电动化水平仍相对有限；而中国受结构性放缓和交通运输快速电动化的影响，消费增长将较为疲软。在欧洲，能源转型将持续逐步减少某些领域的石油使用。
温和的需求与充裕的供应相结合，预计将导致2026年库存积压，使市场维持供过于求的状态，并对原油价格施加持续压力。 在此背景下，石油公司的表现将依然参差不齐：综合性大型石油公司将受益于其下游和石化业务的韧性，而高成本生产商——特别是部分美国页岩油企业及复杂的海上项目——其利润率将受到挤压。 相反，受低油价以及欧美炼油产能下降（这使得成品油价格居高不下）的支撑，2026年的炼油利润率预计将保持强劲。
全球液化天然气（LNG）供应增加重塑天然气市场
与2022年后的冬季不同——当时欧洲成功将天然气库存补充至接近95%至100%的水平——该大陆在进入2025-2026年冬季时，库存水平显著降低：平均为83%，西北欧地区仅为79%。 尽管库存处于历史低位，但欧洲天然气价格却保持了惊人的稳定。市场这种持续的（相对）疲软，主要可归因于当前正在重塑全球天然气供需平衡的主导因素：全球液化天然气供应的快速增长。 特别是，美国液化天然气供应充足、灵活且产量不断增长，这自然降低了欧洲储气设施的战略重要性。 美国正逐渐确立其作为全球天然气市场事实上的储存枢纽、主要供应商和价格基准的地位，这降低了欧洲对其自身库存水平的敏感度。除美国之外，预计全球液化能力将显著提升，特别是在加拿大和卡塔尔。
在欧洲需求（经季节性调整）预计将保持总体稳定的背景下，全球液化天然气供应的扩大将有助于稳定 TTF 价格。预计这些价格将远低于 2022 年的峰值——当时平均价格超过 120 欧元/兆瓦时。 不过，价格不会回落至2018–2019年徘徊在15–20欧元/兆瓦时的水平。 随着2026年TTF平均价格稳定在每兆瓦时28–30欧元左右，这将反映出市场形势有所缓解，但从结构上看，价格仍高于能源危机前的水平。
全球天然气供应的增加将导致价格趋于温和，但美国将是一个例外。亨利枢纽（Henry Hub）价格可能会小幅上涨，但仍将低于其他任何区域价格。这种相对上涨是由于库存水平较低所致，而库存水平较低则是美国液化天然气（LNG）出口快速扩张的直接后果——这些出口正吸收着国内产量中越来越大的份额。 在此背景下，TTF与亨利枢纽的价差预计将在2025年底触及2022年能源危机以来的最低水平后，于2026年继续收窄。尽管如此，美国仍将保持有利的竞争地位。
除欧美之外，2026年天然气市场仍将由亚洲主导，亚洲将继续是全球需求的主要来源。 在印度和东南亚的带动下，该地区消费量将温和增长，而中国的增长则将更为稳健。全球丰富的液化天然气供应应能使亚洲价格（JKM）维持在适度水平，远低于2022年出现的紧张局面，尽管由于买家之间为确保货源而展开的竞争，亚洲溢价仍将存在。
可再生能源的扩张将由太阳能驱动
2026年，可再生能源将延续强劲扩张势头。其中，太阳能增长最为显著，其次是风能。 尽管2024年可再生能源在一次能源结构中的占比仅为14.6%，但预计到2026年，其在发电中的份额（32%）将超过煤炭。然而，这一增长也将凸显将可再生能源并入电力系统所面临的日益严峻的挑战。
区域间差距仍将十分显著。亚洲将继续成为增长的主要驱动力，其中中国将占据全球新增装机容量的一半以上，而印度的扩张速度也在加快。欧洲将继续增加装机容量，但其进展将受到电网瓶颈、行政延误、高融资成本以及并网困难的阻碍。 在美国，《通胀削减法案》推动下发展势头依然强劲，但日益不确定的监管环境正削弱这一势头：包括某些税收抵免可能发生变化、进口限制收紧、多个海上风电项目遭遇困难，以及联邦土地上的审批程序更加严格。 在亚洲以外的新兴经济体中，增长将依然不均衡，往往受制于融资渠道和薄弱的电力基础设施。
太阳能和风能供应的波动性将增加对灵活性、储能和电网强化的需求，而过剩生产现象的增多将要求对平衡和并网进行更精确的管理。 与此同时，供暖、交通和工业等领域的电气化将需要对基础设施进行大规模投资。因此，可再生能源的未来不仅取决于新增产能，同样取决于整合这些产能的能力。
供应链相关风险仍将居高不下。中国在太阳能组件、中间部件和关键设备的生产方面占据主导地位，同时在稀土的开采，尤其是对风力涡轮机至关重要的稀土提炼方面也占据主导地位。这种集中度使该行业面临地缘政治和产业方面的脆弱性。
尽管装机量强劲增长，但设备制造商的利润率仍面临压力。据国际能源署（IEA）数据显示，自2023年以来，中国光伏产品价格已下跌超过60%，将利润率压缩至约10%，并导致2024年初以来累计亏损约50亿美元。 在风电领域，中国以外的制造商去年也录得约12亿美元的亏损，这反映出高成本环境和持续存在的供应链紧张局势。
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