中金大宗商品 | 欧洲天然气：再平衡，非坦途
在2022年5月22日发布的研究报告《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》中，我们提出在俄罗斯管道气“断供”的极端情形下，欧洲天然气淡季库存修复或仍存较大挑战。但截至9月中旬，欧洲天然气库存填充率已接近85%，修复进程超出预期。与此同时，欧洲天然气的价格压力并未随之缓解，相反随着北溪1号PNG运量下滑，市场对2022/23年取暖季（11月至次年3月）欧洲天然气供应能否足需的担忧情绪持续发酵，并支撑欧洲天然气价格再度冲高，荷兰TTF气价当前仍位于55美元/百万英热上方。从欧洲历史取暖季中的天然气供给结构来看，库存释放仅能贡献消费总量的23%，即使当前欧洲天然气库存完全填充并尽数释放，也仅能供应取暖季用气需求的40-43%。而基于近5年历史数据，天然气进口是欧洲取暖季总供应（包含库存释放）更为重要的来源，占比高达59%，俄罗斯PNG进口的贡献大约为25%。因而在俄PNG供应仍存“断供”风险之际，今冬欧洲天然气将如何实现供需再平衡，背后的库存路径和价格表现又将如何演绎，成为了当前市场普遍关心的问题。
本篇报告聚焦今冬欧洲（欧盟及英国）天然气市场的供给风险，将上述问题拆解为以下三步依次进行回答：
2022/23年取暖季欧洲需要多少天然气？
欧洲天然气消费具备明显的季节性特征，可划分为住宅和商业、电力及热能转换以及工业和其他部门三个主要去向。
► 住宅和商业部门：空间供暖是欧洲住宅和商业部门天然气消费的主要去向，与气温表现直接挂钩，我们使用取暖日指数（HDD）对其进行模型拟合，并基于欧洲中期天气预报中心（ECMWF）最新的气温预测，测算得到欧盟及英国住宅和商业部门在2022/23年取暖季中的天然气消费量或需达到1480亿立方米，与近5年均值水平基本持平。
► 电力及热能转换部门：约有三成的天然气会投入欧洲的电热转换，最终以电力和热能的形式到达终端消费部门。1H22欧盟及英国电热部门的天然气投入量并未大幅下滑，我们认为可替代侧的转换制约和水电、核电同期表现不佳或为主要原因。结合欧盟最新的电力节省政策[1]，我们测算2022/23年取暖季中欧洲电热部门或需投入500亿立方米天然气。
►工业及其他部门：欧洲工业所需能源中约有34%为天然气，其中石化、食品烟草和非金属矿产行业用气最多，纺织、钢铁等行业对天然气的依赖最高。1H22欧盟及英国工业部门用气需求已同比减少13%左右，高气价对企业生产利润的挤压迫使其寻求能源侧的可能替代，或者直接减产、停产。在基准情形下，我们假定受到成本压力的欧洲工业企业已完成自身天然气需求的调整，则在2022/23年取暖季期间，工业及其他部门的天然气需求大约为620亿立方米。
综合以上测算，我们预计2022/23年取暖季欧盟及英国天然气需求或将达到2600亿立方米，接近历史最低水平，较近5年均值减少约3%。
当前欧洲天然气的供给和库存能否满足取暖季用气需求？
为测算极端情形下欧洲天然气市场的再平衡能力，我们假设在没有俄罗斯PNG进口供应的情形下，今年欧盟及英国能否依靠自有产量、其他进口来源和库存满足取暖季的用气需求。当前我们仍维持欧盟及英国自有天然气产量年内同比增长3%的假设，并将挪威-波兰新管道开通后的进口增量纳入考虑。此外，我们认为LNG进口或将于今冬继续维持高位、且在美国自由港恢复运营和新增液化产能投产后有一定提高。基于以上供给侧假设，欧洲天然气库存或将在2022/23年取暖季后减少至100亿立方米的低位，对应仅9%的库存填充率。相较之下，欧洲天然气库存量在历史取暖季结束后的平均水平大概是400亿立方米，对应35%的填充率。因而若俄PNG断供，基于我们对供需两侧的测算，今冬欧洲天然气市场实现供需平衡的背后，超低的库存路径或难以避免。
进一步减少需求能否化解欧洲天然气低库存风险？
为缓解今冬欧洲市场的供气紧张，欧盟委员会提出[2]，将天然气消费量较近5年均值减少15%，即将2022/23年取暖季间的天然气消费降至2275亿立方米左右。基于我们的测算，若此政策目标得以实现，或可使欧洲天然气库存路径在俄PNG断供的极端情形下维持正常，即将今年欧洲取暖季的天然气消费在基准情形下再减少325亿立方米。我们认为这或需欧洲国家进一步通过节省电力使用和推进发电侧的能源替代等方式减少电热转换部门的天然气需求。据IMF数据，若充分考虑欧洲电力部门对天然气的替代能力，今年取暖季内用于发电的天然气或最多能减少150亿立方米。此外，降低供暖标准或缩短供暖时长也可以降低部分住宅和商业部门的用气需求。HDD模型显示，1℃供暖标准的降低或能为欧盟及英国带来100亿立方米的取暖用气减少。但我们提示，取暖需求仍面临着拉尼娜等不利天气的潜在扰动。而如果欧洲工业领域的用气需求进一步缩减，食品烟草、机械制造和钢铁等天然气风险敏感性较高的工业行业，以及西班牙、比利时和德国等工业部门天然气风险敏感性较高的国家或率先受到冲击。综合来看，我们判断欧洲在今冬通过削减需求来化解俄PNG供应风险或仍存挑战。
但即使15%的用气削减目标得以达成，是否意味着今冬欧洲天然气供应风险和其引发的库存紧张得以化解？我们认为或不尽然。在上文的供需基准测算中，我们假定欧洲LNG进口或将维持高位，但在需求削减目标达成的情形下，此假设或难以成立。当前欧洲处于执行期的LNG合约贸易量远不及其1-8月已进口的LNG数量，因而我们判断今年欧洲LNG进口的增量或大多来自于现货市场，年内继续进口的LNG或也将以现货为主。这意味着若欧洲保持当前LNG的高进口量，则需面临高昂的现货采购成本。当前以荷兰TTF气价为代表的欧洲LNG现货价格相对长协合同价格存在较高溢价。因此如果需求侧压力进一步缓解，俄PNG供应风险得到较强缓冲，我们认为进一步消耗已累积的库存，而非继续进口高价的LNG现货，或也是今冬欧洲天然气市场实现再平衡的可能路径。
价格预测：再平衡难言坦途，今冬气价或高位难下
综合以上分析，在俄罗斯PNG“断供”的极端情形下，若需满足今冬欧盟及英国正常的用气需求，我们判断欧洲天然气库存或会在2022/23年取暖季后降至历史最低水平，而欧盟15%用气削减目标的达成或能修正库存路径。但即使不考虑电力部门替代的可能瓶颈和拉尼娜等不利天气的潜在扰动，在需求侧压力得以缓解后，进一步消耗已累积的库存，而非继续进口高价的LNG现货，或也是欧洲天然气市场实现再平衡的可能路径。因而综合来看，我们判断今冬欧洲天然气库存仍大概率面临超季节性消耗，低库存路径或难以避免，市场再平衡仍难言坦途。在此情形下，我们认为今冬欧洲天然气价格可能难下高位。当前天然气远期合约价格也显示，今冬荷兰TTF气价或仍将位于50-60美元/百万英热。
俄罗斯管道气接近“断供”，欧洲气价再攀新高
截至9月中旬，欧洲天然气库存填充率已接近85%，提前完成欧盟于年初设置的80%库存目标，并有望在取暖季前将库存填充率提高至90%及以上。从欧洲天然气库存变动背后的基本面驱动来看，除了从美国等国家加量进口的液化天然气（LNG），淡季需求的进一步减少为库存修复程度超出我们此前预期的核心原因。
图表：欧洲天然气淡季库存修复超出预期
资料来源：GIE，中金公司研究部
图表：LNG进口和需求削减为补库加速的核心支撑
资料来源：欧盟统计局，IEA，GIE，中金公司研究部
但欧洲天然气的价格压力却并未因库存的顺利修复而有所缓解，相反从2022年6月起，欧洲天然气价格进入新一轮持续上行通道，从25-30美元/百万英热攀升至60美元/百万英热附近，并在8月末摸高100美元/百万英热、再创历史新高。
以北溪1号为主的俄罗斯-欧洲管道流量下降是本轮欧洲天然气价格冲高的核心支撑。从2021年10月开始，俄罗斯至欧洲的PNG运量便开始下滑，其中减量主要来源于亚马尔欧洲管道运量降至零、并持续逆向输气。2022年1-5月，俄罗斯至欧洲的PNG流量基本保持在2.5亿立方米/天，较2021年平均水平减少1亿立方米/天，其中维持1.7亿立方米/天流量的北溪1号为最主要支撑。而在今年6月，北溪1号PNG运量大幅下滑至1亿立方米/天，并在7、8月持续降至0.4亿立方米/天，9月至今则已经处于“断供”状态。叠加途经波兰和匈牙利的俄罗斯管道气也较年初减少0.3亿立方米，当前俄罗斯至欧洲的管道气仅余途经乌克兰的0.4亿立方米/天运量仍在维持。
图表：近期俄罗斯-欧洲PNG流量再度大幅减少
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
图表：其中北溪1号管道运量下降为核心原因
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
在俄罗斯管道气“断供”的冲击下，即使当前欧洲天然气库存水平已超出前期预期和政策要求，市场对2022/23年取暖季欧洲天然气供应能否足需的担忧情绪仍在持续发酵，并支撑欧洲天然气价格于高位徘徊。因为在11月至次年3月、为期5个月的取暖旺季中，欧盟及英国、合计28个欧洲国家的天然气消费量约为2675亿立方米。欧洲天然气库存的储存能力自2016年以来基本稳定，当前约为1114亿立方米，若其实现完全填充并在今年取暖季期间尽数消耗，也仅能供应欧洲正常过冬所需天然气的40-43%。且从历史情况来看，欧盟及英国在取暖季期间的天然气需求一般仅有23%左右来自于库存，大约为610亿立方米，对应取暖季前库存水平约为940亿立方米、填充率85%，取暖季结束后库存水平约为400亿立方米、填充率35%。
除了消耗淡季累积的库存，欧盟及英国自有产量和净进口是满足其旺季天然气需求更为重要的供应来源。从近5年平均水平来看，在欧洲取暖季期间，欧盟及英国自有天然气产量约为500亿立方米、贡献需求总量的18%，天然气净进口量约为1590亿立方米、贡献需求总量的59%。因而可以看到，即使库存水平可以修复到正常水平、甚至超出历史同期位置，天然气进口侧的供应稳定仍是欧洲天然气市场得以在取暖季期间实现平衡的关键。
图表：历史取暖季期间欧洲天然气供给的来源结构
资料来源：IEA，中金公司研究部
欧洲天然气市场对外依存度较高。2021年欧盟及英国天然气对外依存度高达83%，年度净进口3820亿立方米天然气，其中75%为PNG进口，进口来源分别为俄罗斯（1240亿立方米）、挪威（1230亿立方米）和北非国家（410亿立方米），剩余25%的LNG进口则分别来自于美国、卡塔尔和俄罗斯等国。从月度数据来看，欧洲天然气进口具备一定的季节性，取暖季前和初期的10-12月，以及淡季补库周期前和初期的3-5月为天然气进口高峰期，而8-9月天然气进口量会呈季节性下滑，其中管道装置维修和LNG贸易淡季或为主要原因。但我们看到，欧洲天然气进口的来源结构没有明显的季节特征，俄罗斯PNG在总进口中的占比基本稳定在35-40%。
图表：欧洲天然气进口总量有一定的季节性特征
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：俄罗斯PNG在欧洲天然气进口总量中的占比基本稳定
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
因此，当前俄罗斯PNG运量下滑或使欧洲取暖季内大约25%的天然气总供给（包含库存释放）暴露在风险之下。但正如上文所提到的，年初以来欧洲天然气需求已经有显著减少，也是淡季天然气库存得以超预期修复的核心支撑，叠加冬季天气也仍为旺季最重要的天然气取暖需求带来一定不确定性，今冬欧洲天然气究竟如何实现供需平衡，背后的库存路径和价格表现又将如何，成为了当前市场普遍关心的问题。
本篇报告聚焦今冬欧洲天然气市场的供应风险，将上述问题拆解为以下三步依次进行回答：
1）2022/23年取暖季欧洲需要多少天然气；2）在俄罗斯管道气“断供”的极端情形下，当前产量、进口和库存是否可以满足欧洲今冬所需；3）近期欧盟提出的15%用气削减目标若得以达成，可能将通过哪些途径，以及是否能够化解今冬欧洲天然气市场的供应风险。
2022/23年取暖季欧洲需要多少天然气？
从年度消费情况来看，欧洲天然气的需求总量和细分结构均较为稳定。2016年以来，欧盟和英国的天然气消费量大约保持在4700-4900亿立方米/年，2021年总需求量为4886亿立方米，同比小幅提升4%。从消费去向来看，据IEA披露的2020年数据，欧盟34%的天然气用于电力及热能转换部门，其中44%的天然气直接用于电力转换，剩余则用于热能和电热混合等转换部门。另外61%的天然气则直接作为能源进入工业、住宅、商业等终端消费部门。其中，住宅和商业领域的天然气消费量占比分别为24%和11%，其中主要是空间供暖、供水加热等用途。工业部门也消耗了欧盟天然气需求总量的24%，石油化工、食品烟草、非金属矿产和钢铁部门为最主要去向。此外，5%的天然气直接作为原材料用于部分工业领域，例如化肥生产中所需的天然气。
图表：欧盟天然气消费去向细分（2020年数据）
资料来源：IEA，中金公司研究部
从月度数据来看，欧洲天然气消费具备明显的季节性特征。11月至次年3月为欧洲天然气消费旺季，即取暖季，其中住宅和商业领域的用气需求为核心需求，电力及热能部门的转换需求也有一定贡献。在过去5年欧洲取暖季的天然气平均消费中，住宅和商业部门的天然气需求约为1467亿立方米、占比为55%，远高于其全年平均水平。电力及热能部门的天然气转换需求约为511亿立方米、占比为19%，而工业和其他领域的天然气需求约为697亿立方米，占比为26%。
图表：欧洲天然气消费具备极强的季节性特征
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：住宅和商业部门为取暖季天然气的主要去向
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
基于欧洲天然气的消费结构，我们分别从住宅和商业部门、电力和热能转换部门，以及工业部门三个方面，对2022/23年取暖季中欧盟及英国所需的天然气消费进行测算。
住宅和商业需求：取暖消费占主导，受天气影响较大
空间供暖是欧洲住宅和商业部门天然气消费的主要去向。2020年欧洲住宅和商业部门的用气需求中，有75%用于空间供暖，19%用于供水加热，剩余6%用于居民烹饪。其中，空间供暖和供水加热均与气温表现直接相关。
图表：欧洲住宅和商业用气消费呈明显的季节性特征
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：供暖为天然气在住宅、商业部门的主要去向
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
我们使用欧洲取暖日指数（Heating Degree Day）作为解释变量，对欧盟及英国住宅和商业领域的天然气消费量进行拟合。该指标由欧盟统计局发布，当日均气温低于15℃后，温度越低，HDD指数越高，代表住宅和商业部门的取暖用气需求越高。模型结果表示，HDD指数对住宅和商业部门天然气消费的拟合优度高达98%，且当日均气温在15℃之下每降低1℃，便会增加欧洲约0.7亿立方米/天的天然气需求，即若月度平均气温在15℃之下每降低1℃，都将增加20亿立方米左右的用气消费，约为近5年欧盟及英国取暖季住宅和商业部门月度天然气消费的7%。
图表：HDD指数衡量住宅和商业部门的取暖需求
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：欧洲住宅和商业部门用气需求的模型拟合结果
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
根据欧洲中期天气预报中心（ECMWF）于2022年9月15日发布的气温预测结果，我们对今年9月至明年3月欧盟及英国住宅和商业部门的天然气需求进行测算。结果显示，2022/23年取暖季期间欧洲取暖用气量或将达到1480亿立方米，较近5年均值水平基本持平。
图表：基于当前气温预测和HDD模型对欧盟及英国住宅和商业部门用气需求的测算结果
资料来源：ECMWF，欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
电力及热能转换需求：实际替代效果有限，省电措施或带来部分减量
约有三成的欧洲天然气将投入电热转换部门，最终以电力和热能的形式到达终端消费领域。据BP数据，2021年欧盟和英国总发电量中约有21%来自于天然气，为可再生能源（占比27%）和核能（占比24%）之外的欧洲第三大发电来源。从欧盟电力的消费去向来看，住宅和商业领域仍为最主要的耗电部门，分别消耗了欧盟电力的30%和28%。其中，住宅和商业领域58%的耗电为照明和设备用电，此外12%为居民烹饪所需，与天气温度相关的空间制暖、供水加热和空间制冷的占比分别为13%、12%和2%。叠加热能也主要用于住宅和商业部门的空间供暖和供水加热，因而电力及热能转换部门的天然气投入量也呈一定季节性特征。此外， 2020年37%的欧盟电力用于工业部门，其中石油化工（占比6.9%）、食品烟草（占比4.6%）和机械制造（占比4.2%）为最主要的耗电行业。
图表：天然气是欧盟及英国重要的发电来源
资料来源：BP，中金公司研究部
图表：工业、住宅和商业部门是欧盟电力的重要去向
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：欧盟住宅和商业部门电力用途结构细分
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：电热转换部门天然气投入量呈较弱季节性
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
直观来看，电力及热能转换部门的天然气消耗是实现其他能源替代、从而减少天然气消费需求的最可行途径。但在天然气价格高企，消费亟需控制的背景下，2022年上半年欧盟及英国电热转换部门的天然气使用量并未大幅减少。据欧盟统计局和IEA数据，1H22欧盟及英国将539亿立方米天然气用于电热转换，同比仅小幅减少3%，较5年同期水平甚至有所增加。
图表：1H22欧盟及英国电热转换部门天然气投入量并未大幅下滑
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
我们认为欧洲电力市场的定价机制以及能源替代的短时局限或为电热部门仍需使用天然气的可能因素。一方面，欧洲电力价格采用边际定价机制，即优先使用低价的电力来源，并将满足总电力需求所需承受的最高边际成本作为统一的电力价格。而由于天然气在欧洲发电来源中占比较高，气价走高对欧洲电价形成较强支撑，从而使得燃气电厂的成本压力得以向下游传导，部分减弱了成本抬升对用气发电的负反馈作用。另一方面，受不利天气扰动，今年欧洲水电、核电均表现不佳，据IEA数据，1H22欧盟及英国水力发电量同比减少21.4%，核电发电量同比减少11%，也在一定程度上支撑了电热转换部门对天然气的需求。
图表：从各电力来源的同比表现来看，1H22欧洲水电、核电均表现不佳
资料来源：IEA，中金公司研究部
为缓解电价压力、降低电力部门的天然气需求，欧盟委员会在9月14日提出，在用电高峰、即燃气发电对电力价格影响较大时段，建议成员国减少5%的用电量。据欧盟委员会计算，限制高峰时期的用电量可以减少约12亿立方米的天然气投入。结合1H22欧洲电热部门的实际用气需求，我们估算2022/23年取暖季欧洲电热转换所需的天然气投入约为500亿立方米。
图表：对欧盟及英国电力及热能转换部门天然气投入量的测算结果
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
工业部门需求：成本抬升、利润挤压，寻求替代或被迫减产
天然气是欧洲工业部门进行生产活动所需的重要能源之一。据欧盟统计局数据，2020年用于欧盟工业部门能源消费的天然气总量为894亿立方米，占工业部门能源需求总量的34%。其中，石油化工行业消耗天然气217亿立方米、占工业部门总需求的24%，其次为食品烟草和非金属矿产部门，分别贡献了工业部门天然气总需求的16%。
从各细分行业对天然气的依赖程度来看，纺织行业49%的能源消耗来源于天然气，依赖度最高，因而若能源间的短时替代存在一定制约，气价抬升或率先为欧洲纺织企业的生产成本带来较大压力。钢铁行业和食品烟草行业也较为依赖天然气，在能源消耗中的占比分别为48%和46%，且两类行业的天然气消耗量也处于较高水平。此外，天然气在石油化工、有色金属和机械制造部门能源消耗中的占比也超过行业平均水平，分别为37%、35%和34%。
图表：欧盟工业部门能源消费结构
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：欧盟各工业行业中的天然气消费量和依赖程度
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
分国家来看，德国是欧盟工业部门天然气消费的最主要国家，2020年德国工业部门天然气用量为245亿立方米、占欧盟整体的27%。此外，法国、意大利和西班牙的工业用气在欧盟总需求中的占比均超过10%。从各国工业部门对天然气的依赖程度来看，除比利时、奥地利等国工业部门较少使用天然气外，天然气在欧洲国家工业部门能源消费中的占比大致处于30-40%。
图表：欧盟各国工业部门天然气消费量和依赖程度
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：今年欧盟及英国工业部门用气需求明显减少
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
天然气价格走高从而抬升工业企业的生产成本，对企业利润空间形成挤压，可能会驱动企业寻求能源侧的可能替代，甚至直接选择减产或停产来规避损失。据欧盟统计局和IEA数据，1H22欧盟及英国工业部门用气需求已同比减少13%左右。我们也汇总了欧洲工业企业为应对高昂的天然气成本而已经采取的措施，可以看到，石油化工、有色金属、钢铁、非金属矿产、食品烟草和造纸印刷等行业的公司已因高昂的天然气使用成本而被迫采取削减产量或停产措施，也有部分企业为减轻成本压力而选择寻求其他能源的可能替代，例如石油化工企业使用煤和燃料油替代天然气，部分机械制造和交通工具生产企业选择使用电力来填补降低天然气使用后的能源缺口。
除了作为工业部门能源消耗的选择之一，天然气也是化肥企业进行生产的重要原材料。天然气价格上涨对欧洲化肥行业已形成较为明显的冲击，而由于可替代性相对有限，化肥公司在高昂的天然气使用成本面前大多仅能选择削减产量或直接停产。
图表：高昂的天然气使用成本迫使欧洲工业企业寻求能源替代或采取减产措施
资料来源：公司公告，路透社，BBC，中金公司研究部
往前看，我们将欧盟及英国工业部门总用气量13%的同比减幅维持到明年取暖季结束，即假定受到成本压力的欧盟及英国工业企业已通过能源替代或减少生产等方式对自身的天然气消费量完成调整。在此假设下，2022/23年取暖季期间欧盟及英国工业部门的天然气消费量为519亿立方米。此外，对于交通运输、农林牧渔，以及非能源用途的天然气需求也维持相同的假设。综合来看，我们测算欧盟及英国2022/23年取暖季中工业及其他部门的天然气消费量为620亿立方米左右，较近5年平均水平减少约10%。
图表：对欧盟及英国工业及其他部门天然气投入量的测算结果
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
综合以上分析，基于当前的气温预测、欧盟的耗电节省政策，以及1H22电热转换部门和工业等部门实际的消费情况，我们测算2022/23年取暖季欧盟及英国的天然气消费量约为2600亿立方米，以满足正常的居民和商业部门的取暖需求，并使得工业及其他部门的天然气消费不进一步减少，而电力高峰时段5%的省电措施或使电热转换部门的天然气投入压力得以边际缓解。与历史同期相比，我们测算得到的2022/23年取暖季欧洲天然气需求已接近最低水平，较近5年均值减少约3%。
图表：2022/23年取暖季欧盟及英国天然气消费测算结果
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
当前欧洲天然气供给和库存能否满足今冬用气需求？
当前欧洲天然气的自有产量、外部进口和已累积的库存是否能够满足2022/23年取暖季欧盟和英国所需的天然气总量？目前来看，俄罗斯管道气的进口情况仍为今冬供给侧缺口的最主要来源，9月以来，俄罗斯-欧洲PNG运量已降至0.4亿立方米/天，接近“断供”状态。为测算极端情形下欧洲天然气市场的供给能力，我们假设在2022/23年取暖季期间，若没有俄罗斯PNG的进口供应，欧盟及英国能否依靠产量、其他进口来源和库存来满足冬季的用气需求。
图表：当前俄罗斯-欧洲的管道气已接近“断供”
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
自有产量和非俄PNG进口：挪威-波兰新管道开通或带来小幅进口增量
2021年，欧盟及英国的天然气产量约占其天然气总供给的17%，其中英国、荷兰为最主要的天然气生产国。我们曾在欧洲天然气淡季补库阶段展望报告中提出，英国维修产能回归将拉动2022年欧洲天然气产量同比小幅提升，而基于目前数据，2022年1-6月欧盟及英国天然气总产量约为430亿立方米，即2.38亿立方米/天，同比提升3%，基本符合我们此前的预期。其中，英国天然气产量在1H22到达1.04亿立方米/天，同比提升25%，为主要拉升项，而以荷兰为主的欧盟天然气生产国的产量延续回落，1H22天然气产量为1.33亿立方米/天，同比下降10%。截至9月初，英国、荷兰等主要欧洲产气国均未公布大规模的产能检修和新增产能计划，因而我们也维持天然气年产量同比提升3%的基准假设。
图表：英国、荷兰是欧洲主要的天然气生产国
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：欧盟及英国天然气产量情况
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
此外，年初以来挪威及北非出口至欧洲的管道气流量始终较为稳定，日均流速基本保持在4.5亿立方米/天左右，符合我们此前的预期。往前看，挪威至波兰的波罗的海天然气管道或将从4Q22起为欧洲带来新的管道气增量。波罗的海天然气管道于2021年11月完工，现计划于今年10月投入使用，其年运送量为100亿立方米、日均流量约为0.3亿立方米/天。在波罗的海管道如期投产的基准情形下，我们预期挪威、北非在2022/23年取暖季期间的日均流量或将达到4.8亿立方米/天左右。
图表：挪威-欧洲管道气流量
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
图表：北非-欧洲管道气流量
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
LNG进口：全球液化端产能瓶颈或对增量形成制约
欧盟LNG再气化产能加快建设，具备维持当前LNG进口水平的接收能力
为填补俄罗斯管道气下滑的供应缺口，从2021年10月开始，欧盟和英国开始加大LNG的进口力度。据汤森路透船期数据，2022年1-8月，欧盟及英国共进口1057亿立方米LNG，较去年同期增加42%。从LNG增量的来源来看，美国是欧洲加量进口LNG的最主要来源，1-8月欧盟及英国进口美国LNG合计443亿立方米，占进口总量的42%，贡献了进口同比增幅中的66%。
图表：年初以来欧盟及英国持续加量进口LNG
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：美国为欧洲最主要的LNG进口增量来源
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
据欧盟统计局和IEA数据，截至今年8月，欧盟及英国的LNG在营接收产能、即再气化能力为2150亿立方米/年，日均产能大概在5.89亿立方米/天。由于美国自由港LNG出口产能在今年6月意外停运，欧洲LNG进口在今年6-8月环比回落，但仍处于历史较高水平，8月欧盟LNG接收产能利用率为81%，欧盟及英国整体产能利用率为69%。
而为了应对俄罗斯管道气的“断供”风险，德国、意大利、法国和荷兰等欧盟国家都选择通过增加浮动LNG接收装置（FSRU）的方式，加快自身LNG进口产能的建设进程。据汤森路透9月14日发布的最新统计数据，目前荷兰已投产两组FSRU装置，新增产能80亿立方米/年。此外，德国计划在今年年内启动两组FSRU装置、增加150亿立方米/年的LNG接收产能，法国也已计划在年内启动一项43亿立方米/年产能的FSRU装置。根据当前计划，截至2022年末，欧盟及英国的LNG接收能力或有望达到2347.5亿立方米/年。因而从进口侧的产能条件来看，2022年内、直至2023年取暖季结束，我们判断欧盟及英国拥有足够的再气化产能支撑LNG进口维持在当前高位，甚至可以依靠新增产能承担更多的进口增量。
再往前看，以德国、意大利、波兰为代表的欧盟国家在2023-2026年持续有再气化新产能上线，其中有四项FSRU新建产能计划为近期新增。根据目前产能计划，2023年欧盟及英国LNG接收产能有望达到2559亿立方米/年，到2026年有望达到3040亿立方米/年。
图表：欧盟及英国LNG接收产能利用率
资料来源：汤森路透，欧盟统计局，中金公司研究部
图表：欧盟国家计划持续扩建LNG接收产能
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：欧盟国家加快LNG进口产能建设进程，其中FSRU为最主要形式
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
全球LNG液化出口产能瓶颈显现，或难为欧洲贡献更多进口增量
但从LNG出口端的液化产能来看，我们认为在2022/23年取暖季期间，全球主要的LNG出口国或难以为欧洲贡献更多进口增量。据汤森路透数据，2022年全球LNG出口产能为6326亿立方米/年，1-8月全球LNG出口量已达到3696亿立方米/年、月均流量462亿立方米，基于历史平均88%的产能利用率，全球LNG年内剩余出口产能大概可以维持468亿立方米/月，基本持平于1-8月水平。
进一步来看美国、卡塔尔等欧洲LNG的主要来源国家。一方面，美国LNG出口在自由港意外停产后降至2.8亿立方米/天左右，而据自由港公司当前计划[4]，其LNG出口装置或在今年11月恢复运营，叠加计划于12月上线的Calcasieu Pass液化装置，美国LNG液化产能有望在今年年底增加至3.92亿立方米/天。据EIA预测，美国LNG出口产能利用率或在2022年内至明年取暖季期间维持在90%的高位，而随着装置复产和新产能上线，我们预期美国LNG出口或在今年年底至明年取暖季期间增加至3.5亿立方米/天左右。另一方面，2022年卡塔尔LNG出口产能为1049亿立方米/年，据汤森路透数据，2022年1-8月卡塔尔已出口717亿立方米LNG，因而即使产能利用率达到100%，或也难以保持当前的出口速度。俄罗斯LNG出口也面临同样的情况，1-8月俄罗斯LNG出口量已达到295亿立方米，而其年度LNG液化产能仅为368亿立方米。我们估算年内欧洲LNG主要进口国的月均出口量或难有明显提升，而美国自由港恢复和新增产能上线或能为2023年初的欧洲LNG进口贡献一定增量。
图表：美国LNG液化产能及出口测算
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：年内全球LNG出口或难有明显增量
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
库存路径：基于以上供需测算，今冬取暖季欧洲天然气库存低位或难避免
在俄罗斯PNG进口降至零的极端情形下，基于对欧洲天然气供需两侧的测算，我们对今冬欧洲天然气的库存路径进行线性外推。可以看到，在自有产量基本稳定，挪威-波兰新管道投产或带来一定进口增量，而LNG进口也将维持高位并在美国出口产能恢复和增加后有一定提高的供应情形下，若要满足当前气温预测所需的正常取暖消费，叠加工业等生产部门的天然气消费不在1H22的基础上进一步减少，并将欧盟最新提出用电高峰时段5%的耗电控制所带来的天然气需求减量纳入考虑，欧洲天然气库存或将在2022/23年取暖季后减少至100亿立方米的低位、对应9%的库存填充率，而近5年同期欧洲天然气库存均值大概在400亿立方米。从库存消耗绝对量来看，2022/23年取暖季期间欧洲天然气库存的消耗量或需较近5年均值增加45%左右，今冬欧洲天然气库存低位或难避免。
图表：欧洲天然气月度供需测算及对应库存变动情况
资料来源：欧盟统计局，IEA，GIE，汤森路透，中金公司研究部
图表：2022/23年欧洲天然气供需平衡测算结果
资料来源：欧盟统计局，IEA，GIE，汤森路透，中金公司研究部
图表：欧洲天然气库存路径线性推演结果
资料来源：GIE，中金公司研究部
进一步减少需求能否化解欧洲天然气低库存风险？
为缓解今冬欧洲能源市场的用气紧张，欧盟委员会提出[5]，在今年8月至明年4月期间进一步削减用气需求，并要求欧盟天然气的消费量需控制在低于近5年均值15%的水平附近，即将2022/23年取暖季间的天然气消费降至2275亿立方米。若此政策目标得以实现，我们认为或可以使得欧洲天然气库存路径在俄罗斯管道气断供的极端情形下可以维持正常。
图表：欧盟天然气消费较近5年均值减少15%或可以修正今冬库存的超低路径
资料来源：GIE，中金公司研究部
欧盟15%用气削减目标的可能达成路径
实现15%的用气削减目标意味着2022/23年取暖季期间的欧洲天然气消费量需要在我们此前测算的基准水平上再减少13%，大约为325亿立方米。而为对这部分需求减量如何兑现进行分析，我们分别从电热转换、住宅和商业以及工业部门三方面，来看今冬欧洲进一步减少天然气需求的可能路径：
►电热转换部门：进一步考虑其他发电来源的可能替代。1H22电力及热能转换部门天然气投入量并未出现大幅下滑，因而我们在基准情形中并未充分纳入其他发电来源对天然气需求的可替代性。而若要进一步降低天然气消费，实现15%的削减目标，电力部门的能源替代或是一条可行路径。根据IMF在今年7月发布的统计数据，2022年欧洲发电领域或可以实现360亿立方米/年的天然气替代。其中，芬兰于今年6月新设的核电产能大约将替代70亿立方米/年的天然气用量，而根据IEA测算，欧洲可再生能源发电或可以减少170亿立方米/年的用气需求，此外，荷兰、德国已在进行的气转煤，以及气转油，可分别释放90亿立方米/年和30亿立方米/年的天然气用量。我们假设，若以上发电领域的可替代消费全部兑现，或将使欧洲天然气月均消费减少大概在30亿立方米/月，进而在2022/23年取暖季中使欧洲天然气需求进一步减少150亿立方米。
图表：2022年欧洲电力部门中其他能源对天然气的可替代能力
资料来源：IMF，IEA，中金公司研究部
►住宅和商业部门：降低供暖标准或可以部分缓解供气压力。虽然用于冬季空间供暖和供水加热天然气需求相对刚性，但若降低供暖标准，也可以减少部分的用气需求。例如，意大利提出将住宅和商业建筑的供暖温度降低1℃，并将日均供暖时间缩短1小时、整个供暖季缩减15天。此外，法国和瑞士也均呼吁居民节省取暖用气。根据HDD模型，每降低1℃的供暖标准，可以减少欧洲住宅和商业部门20亿立方米/月的天然气需求，则在今年取暖季阶段，1℃供暖标准的下调或可以带来额外100亿立方米的用气减量。但我们提示，冬季天气的不确定性或对取暖侧的用气削减形成较大挑战。据IRI预测，今冬拉尼娜的发生概率最高达到80%[6]。
图表：部分欧洲国家表示或将降低今冬取暖用气
资料来源：路透社，中金公司研究部
图表：IRI预测结果显示今冬发生拉尼娜的概率较高
资料来源：IRI，中金公司研究部
►工业部门：对天然气高依赖的行业和国家或“首当其冲”。若需进一步削减工业部门的用气消费，我们认为对天然气依赖程度较高的纺织、钢铁、食品烟草等行业公司可能会“首当其冲”。此外，重要工业部门的产出下滑也将对欧洲国家整体的经济增长形成冲击。综合欧洲各国工业行业对天然气的依赖程度（部门能源消耗中的天然气占比）和该行业对工业生产的重要程度（行业增加值在整体工业增加值中的占比），我们测算了欧盟整体和各成员国工业部门对天然气风险的敏感程度。可以看到，对于欧盟整体而言，天然气供应风险为食品烟草、机械制造和钢铁等行业生产带来的扰动对于整体工业产值的影响程度最大。而从成员国的角度来看，在天然气发生供应风险时，西班牙、比利时、德国和荷兰工业部门所受扰动或更值得关注。
图表：欧盟及成员国工业部门的天然气风险敏感性测算
资料来源：欧盟统计局，Haver，中金公司研究部
综合以上分析，我们认为欧盟或可以通过节省电力使用和推进电力部门的能源替代来降低天然气需求，此外，降低供暖温度和缩短供暖时长也可以使住宅和商业部门的用气需求有所减少，但仍面临着不利天气的可能扰动。而如果欧洲工业部门用气需求进一步缩减，对天然气依赖程度较高、风险敞口较大的行业及国家或将受到明显冲击。但基于1H22的天然气消费情况，以及拉尼娜等不利天气可能带来的扰动，我们认为欧盟在今冬通过削减需求来化解俄罗斯管道气供应风险或仍存挑战。
即使需求减少目标得以达成，欧洲天然气库存或仍面临压力
虽然我们认为进一步削减欧洲天然气需求在实际执行中仍存较大难度，但若15%的用气削减目标得以达成，是否意味着今冬欧洲天然气供应风险、或其引发的低库存风险得以化解？我们认为或不尽然。在上文的供需基准情形测算中，我们假定欧洲LNG进口或将维持高位。但在欧洲天然气需求削减目标达成，或者用气消费得以明显减少的情形下，此假设或难以成立。
传统LNG贸易一般以20年及以上的中长期合同为基础，并以短期合约和现货交易作为补充。根据国际液化天然气进口国集团（GIIGNL）发布的2022年度报告，我们对欧盟及英国当前正在执行的LNG贸易合同进行了汇总梳理，结果表明截至今年9月，可统计的欧洲在执行LNG合约锁定的贸易量大概在555亿立方米/年，甚至远不及1-8月欧盟及英国已进口的LNG数量。因而我们认为，今年欧洲LNG进口的增量来源或大多来自于LNG现货贸易市场，而未来年内继续进口的LNG或也将以现货为主。
图表：2022年欧盟及英国可统计的在执行LNG贸易合同信息汇总（截至2022年9月）
资料来源：GIIGNL，中金公司研究部
2021年全球LNG贸易总量达到了5247亿立方米，其中现货和短期合约的占比达到了37%，为历史最高水平。2021年欧洲进口LNG总量为941亿立方米，其中可统计LNG合同的贸易量占比大概为60%。我们认为，欧洲今年通过从现货市场加量进口LNG来填补俄罗斯PNG的供应缺口，保障淡季的库存修复。而除了抢夺现货市场的现有货源，部分长协合同买家或也通过转手LNG至现货市场来实现套利。LNG中长期合同价格大多与石油或燃油、柴油等油品价格挂钩，今年以来，随着以荷兰TTF价格为代表的欧洲LNG现货价格持续攀升，其相对长协合同价格的溢价空间迅速扩大，为将合同锁定的LNG贸易量转卖至现货市场提供了可观的套利空间。从1-8月全球LNG进口的同比增量去向来看，欧洲对LNG的加量进口使去往亚洲、中南美等地的LNG货源均有所减少。
图表：欧洲LNG现货价格相对合同价格溢价严重
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：欧洲加量进口LNG，而其他地区进口减少
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
欧洲大量进口LNG现货的背后是高昂的采购成本，而我们认为，欧洲天然气库存修复已有显著进展，若在今年冬季需求侧得以进一步削减、甚至达成15%的需求减少目标，对俄罗斯PNG供应风险形成较强缓冲，那么在昂贵的LNG现货和已累积的库存之间，我们认为进一步消耗已累积的库存，而非继续进口高价的LNG现货，或是今冬欧洲天然气市场实现再平衡的可能路径之一。
价格预测：再平衡难言坦途，今冬气价或高位难下
据我们测算，在2022/23年取暖季期间，欧盟及英国的天然气需求或将达到2600亿立方米，接近历史最低水平。而在俄罗斯PNG进口“断供”的极端情形下，欧洲天然气库存或将在2022/23年取暖季后减少至100亿立方米的低位，库存填充率仅为9%，而近5年同期欧洲天然气库存的平均水平大概在400亿立方米。
为缓解今冬欧洲市场的供气紧张，欧盟委员会计划将天然气消费量较近5年均值减少15%，即将2022/23年取暖季间的天然气消费降至2275亿立方米左右。基于我们的测算，若此政策目标得以实现，欧洲天然气库存路径回归正常，也意味着今年欧洲取暖季的天然气消费需要减少325亿立方米。从实现路径来看，欧洲国家或需进一步通过节省电力使用和推进发电侧的能源替代等方式减少电热转换部门的天然气需求。此外，降低供暖温度或缩短供暖时长也可以降低住宅和商业部门的用气需求，但仍面临拉尼娜等不利天气的潜在扰动。而如果欧洲工业部门的用气需求进一步缩减，对天然气存在较大风险敞口的行业及国家或将受到冲击。因而我们认为，欧盟在今冬通过削减需求来成功化解俄PNG供应风险或仍存挑战。
但即使15%的用气削减目标得以达成，是否意味着今冬欧洲天然气的低库存风险得以化解？我们认为或不尽然。在上文的供需基准测算中，我们假定欧洲LNG进口或将维持高位，但在需求削减目标达成的情形下，此假设或难以成立。当前可统计的欧洲LNG合约贸易量远不及其1-8月的进口数量，因而我们判断今年欧洲LNG进口的增量或大多来自于现货市场，年内继续进口的LNG或也将以现货为主。这意味着若欧洲保持当前LNG的高进口量，则需面临高昂的现货采购成本。以荷兰TTF气价为代表的欧洲LNG现货价格已相对长协合同价格存在较高溢价。因此如果需求侧压力进一步缓解，俄PNG供应风险得到较强缓冲，我们认为进一步消耗已累积的库存，而非继续进口高价的LNG现货，或是今冬欧洲天然气市场实现再平衡的可能路径。
往前看，我们判断今冬欧洲天然气库存仍大概率面临超季节性消耗，低库存路径或难避免，市场再平衡也难言坦途。在此情形下，我们认为今冬欧洲天然气价格或难下高位。当前天然气远期合约价格也显示，年内荷兰TTF气价或仍将保持在50-60美元/百万英热。而在2022/23年取暖季过后，随着需求季节性走弱，天然气价格或有所回落。
图表：当前欧洲天然气远期价格显示今冬气价或难下高位
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
[1]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_5489
[2]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/statement_22_4725
[3]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_5489
[4]https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/lng/082322-freeport-lng-partial-restart-delayed-to-november-from-previous-october-target
[5]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/statement_22_4725
[6]https://iri.columbia.edu/our-expertise/climate/forecasts/enso/current/?enso_tab=enso-iri_plume
文章来源
本文摘自：2022年9月18日已经发布的《欧洲天然气：再平衡，非坦途》
郭朝辉 SAC 执业证书编号：S0080513070006 SFC CE Ref：BBU524
李林惠 SAC 执业证书编号：S0080122070072
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