阿迪达斯zx10000报价（欧洲天然气2022年还会短缺吗）

摘要

2021年欧洲天然气经历了历史性行情：在2007-2020年的14年间，欧洲天然气基准价荷兰天然气TTF价格中枢为19EUR/MWh，一般波动区间为10-25EUR/MWh。2021年，TTF从年初的19.58EUR/MWh上涨至2021年12月21日的最高点180.68EUR/MWh，最大涨幅超过8倍。

供应的全方位短缺是导致价格暴涨的主要原因：欧洲天然气对外依存度高达90％。2021年欧洲本土产量因检修、关停产能等原因大幅下滑。管道气方面，俄罗斯与欧洲在乌克兰、北溪二号等问题上冲突不断，且其加大了对中国和土耳其出口，叠加俄罗斯本土需求增加，导致俄罗斯对西北欧管道气供应下滑近10％。LNG方面，2021年全球液化装置产能大规模检修，近6％的产能下线。亚洲高溢价驱动北美与中东增加对亚太地区出口、减少对欧出口。超低位库存对欧洲气价施加了额外压力。

天气因素短期内刺激需求，但影响有限：2021年4月的寒潮刺激了取暖需求，而可再生能源发电量的阶段性萎靡亦对天然气需求有短期促进，但2021年欧洲天然气消费量的增长更多是对2020年低基数的修复，与疫情前2019年相比，需求并无显著增长。

采暖季结束后价格将回落，但长期供需紧平衡格局难以改变：短期，欧洲本土产量回升，俄罗斯管道气供应小幅恢复，全球液化产能检修量下降，欧亚价差有利于LNG流入欧洲；同时，采暖季接近尾声，高气价抑制工业、电力端需求，欧洲天然气价格将回落。长期，欧洲“脱煤”决心犹在，对天然气发展态度积极，天然气在电力调峰、工业燃料、城燃取暖等多个方面仍扮演重要角色。同时，欧洲供给侧受制于人的状况难以改变，而欧洲在管道气与LNG贸易上都面临更激烈的竞争。因此，供需紧平衡的格局预计将长期维持，欧洲天然气价格重心仍将上移。

风险因素：地缘政治，极端天气

目录

一、欧洲天然气历史价格回顾

1、2021年欧洲天然气价格最高涨幅超8倍

2、前10年欧洲天然气价格波动稳定

二、2021年欧洲天然气暴涨，供应紧缺是主因

1、欧洲产能衰竭，2021年本土供应大幅减少

2、欧洲天然气消费对外依存度持续提高

3、俄罗斯对欧洲管道气供应大幅下滑

3.1、俄罗斯本土需求上升，限制俄罗斯出口

3.2、2021年俄罗斯对西北欧输气量大幅下降

3.3、2021年俄罗斯增加对中国土耳其的出口，分流西北欧资源

3.4、地缘政治因素与贸易方式对天然气供应造成扰动

4、其余地区对欧洲管道气供应小幅上升

5、欧洲LNG供应亦出现下滑

5.1、部分国家因检修减少对欧洲LNG出口。

5.2、欧亚对全球LNG进口资源争夺愈发激烈

6、超低位库存对供给造成额外压力

三、天气因素短期刺激需求，但影响不如供给侧

1、2021年4月寒潮推动取暖需求大幅上升

2、可再生能源发电不稳定，短期增加天然气需求

3、电力部门天然气总需求并未上升

4、天然气总需求未出现明显提升，供给减少才是主因

四、供需紧平衡将成为欧洲市场常态

1、短期供给侧情况或能得到改善

1.1、本土产量下降情况或暂时停止

1.2、俄罗斯管道气供应仍存在较大不确定性

1.3、液化产能有所回升，但竞争同样激烈

2、高气价抑制终端需求

2.1、高气价促进煤炭反向替代天然气

2.2、取暖季已过大半且天气有望保持温和

2.3、高气价压制工业需求

3、采暖季后价格或能回落，但供需紧平衡状态将保持

正文

一、欧洲天然气历史价格回顾

1、2021年欧洲天然气价格最高涨幅超8倍

2021年天然气价格迎来了世纪大涨，欧洲天然气基准价荷兰天然气价格TTF从年初的19.58 EUR/MWh上涨至2021年12月21日的最高点180.68 EUR/MWh，最大涨幅超过8倍；截至1月31日价格为85.05 EUR/MWh，价格虽较最高点腰斩，但仍高出2021年年初价格近3倍。

具体看，价格走势分四个阶段，其中上涨最大的两次是8-10月和11-12月：1）第一阶段，2-7月缓慢上涨，价格从15 EUR/MWh上涨至40 EUR/MWh，涨幅超1.5倍；2）第二阶段，8-10月，第一轮加速上涨，价格从40 EUR/MWh最高上涨至120 EUR/MWh，最大涨幅近2倍，而后回落至70 EUR/MWh；3）第三阶段，11-12月，第二轮加速上涨，价格从70 EUR/MWh最高上涨至180 EUR/MWh，最大涨幅超2倍；4）第四阶段，1月至今，价格大幅回落后震荡，价格从180 EUR/MWh大幅回落至90 EUR/MWh。

2、前10年欧洲天然气价格波动稳定

TTF自2007年上市以来，在2007-2020年的14年间，价格中枢为19 EUR/MWh，最大值为30.5 EUR/MWh，最小值为3.6 EUR/MWh，一般波动区间为10-25 EUR/MWh。

其中，2007年-2008年价格上行，主要是需求主导走势，跟随其他能源价格上行。2008-2009年价格下行，主要因全球金融危机导致需求大幅下行，市场情绪崩塌。2010-2013年价格上行，主要因：1）金融危机后全球经济复苏，2）欧洲加快了对核电和煤电的替代，促使天然气需求快速增长，3）2012-2013年出现极端天气，阶段性影响供应。2014-2016年价格震荡下行，主要因页岩气供应增加明显，导致美国对欧洲的LNG出口显著增长，地区供需失衡。2017-2018年价格震荡上行，主要因全球经济增长和煤-气转换加快，需求明显上升。2019-2020年价格大幅下行，其中2019年因全球其他地区需求较弱，而中东和美国都增加了对欧洲LNG供应，导致供应过剩；而2020年则因疫情导致需求大幅下滑，供需缺口扩大。2021年价格上行，主要因疫情后需求复苏快于供应，同时各国加快绿色能源转型，叠加供应遭到地缘政治的扰动出现紧张。

二、2021年欧洲天然气暴涨，供应紧缺是主因

1、欧洲产能衰竭，2021年本土供应大幅减少

欧洲天然气产能已进入衰竭状态。欧洲的天然气已探明储量在2003年达到峰值，于2006年后持续下滑。2020年，欧洲的天然气已探明储量约为86.15万亿立方英尺，较峰值下降60％，目前占全球已探明储量的比重仅为1％。

欧洲天然气产量亦逐步减少。OECD欧洲成员国天然气产量于2005年达到峰值后开始下滑，近15年的年度平均同比增长率为-2.87％。 2020年，OECD欧洲成员国天然气产量约为2021亿立方米，较2005年下降超过三分之一，仅占2020年全球总产量的5％左右。 伴随着产能的下滑，欧洲的天然气产量亦快速下降。

挪威、荷兰及英国为欧洲最主要的产气国。IEA数据显示，2020年三国天然气产量占OECD欧洲成员国天然气总产量的近90％，其中挪威产量占比近半，英国、荷兰合计占比近40％。

2021年挪威产量基本保持稳定。2021年前11个月，挪威天然气产量累计值为1042.9亿立方米，较2020年同期小幅上升2％，较2019年同期基本持平，产量总体保持平稳。2021年上半年挪威产量为五年来同期最低水平，主要因挪威油气生产巨头Equinor旗下的Hammerfest LNG液厂关停以及Peregrino油田检修，进入下半年后，随着新气田投入生产及Johan Sverdrup气田的增产，挪威天然气产量逐步恢复。

2021年英国及荷兰天然气产量大幅下降。2021年前11个月，荷兰天然气产量累计值约为174.9亿立方米，较2020年同期下滑超过9％，较2019年同期大幅减少35％。 2021年前11个月，英国天然气产量累计值约为260.1亿立方米，较前两年同期均下降近19％，英国产量下降的主要原因是北海油气田检修。 欧洲本土供应减少的情况在2021年进一步加剧。

2、欧洲天然气消费对外依存度持续提高

欧洲天然气消费对外依存度高。虽产量下降，欧洲天然气消费大体维持平稳。2019年欧盟成员国合计消费约4921亿立方米天然气，较2010年的峰值下降近10％，但仍高于2000年水平。由于本土产量难以满足消费需求，欧盟的天然气进口依存度不断升高，2019年的进口依存度接近90％，远高于2000年的60％。而按进口类型来看，管道气进口长期占据主导地位，进口量占比一度超过90％；近年来，LNG的进口量占比有所上升，2020年LNG的进口量占比为25％左右。

俄罗斯为欧洲最大天然气进口渠道。2020年，欧盟成员国合计从俄罗斯进口约1526.5亿立方米天然气，占总进口量的38％，从俄罗斯进口的天然气占总消费量的近30％。从管道气进口来看，欧洲管道气进口主要有俄罗斯、挪威及北非三大渠道，其中，俄罗斯为最大的管道气供应者，输气量占欧洲地区管道气进口量的40％以上。俄罗斯供应对于稳定欧洲天然气市场至关重要。

欧洲LNG进口来源较为分散。欧盟进口LNG的来源较为多样化，2020年欧盟成员国合计进口846.62亿立方米LNG，其中近20％来自卡塔尔，近18％来自尼日利亚，美国与俄罗斯的占比均超过16％。

3、俄罗斯对欧洲管道气供应大幅下滑

2021年俄罗斯天然气产量回升至疫情前水平。Gazprom为俄罗斯国内的天然气垄断巨头，其天然气产量占俄罗斯全国天然气产量70％以上。2021年Gazprom共生产5148亿立方米天然气，较2020年增加622亿立方米，增幅近15％，较2019年小幅增长约3％。

3.1、俄罗斯本土需求上升，限制俄罗斯出口

2021年Gazprom对俄罗斯本土天然气市场的供应量为2578亿立方米，占其总产量的约50％，较2020年增加了319亿立方米，增幅近14％；较2019年增加 了近200亿立方米，增幅约为8％，对国内供应增幅大于产量增幅，对本土的供应量为自2013年来的最高值。

2020-2021年北半球经历了一个偏冷的取暖季，在此次取暖季中，Gazprom从其地下库存向俄罗斯本土提供了累计606亿立方米天然气，为历史最高值。取暖季结束后，Gazprom在俄罗斯本土的库存余量仅为117亿立方米，若要在新的取暖季前达到该公司预设的726亿立方米的库存目标，2021年二季度与三季度Gazprom需向其本土存库注入近610亿立方米天然气，注入量同样为历史最高值。在本土需求的挤压之下，俄罗斯出口增长的上限受到限制。

2021年俄罗斯天然气出口量小幅增长，但仍低于疫情前水平。2021年俄罗斯对外出口天然气2035亿立方米，同比上升2％，但与2019年同期相比减少了近164亿立方米。

3.2、2021年俄罗斯对西北欧输气量大幅下降

俄罗斯对欧洲供应运力充足。作为欧洲管道气的最大供应国，俄罗斯主要通过北溪一号、亚马尔-欧洲以及乌克兰通道三个渠道向西北欧输送管道天然气。根据运营商Gazprom的数据，北溪一号每年的运力上限为550亿立方米，亚马尔-欧洲通道的运力上限为329亿立方米/年，而根据Gazprom 2019年与乌克兰当局签订的协议，Gazprom预定了2021至2024年乌克兰通道400亿立方米/年的运力。三条运输渠道总运力约为1280亿立方米/年。

2021年俄罗斯对西北欧输气量减少。2021年全年，俄罗斯累计通过三大通道向西北欧输送1031.23亿立方米天然气，同比下降约9.4％，较2019年全年下降近25％。2021年1-7月，俄罗斯通过三大渠道向西北欧输气近643亿立方米，基本与2020年同期持平，但较2017-2019年同期均减少超100亿立方米。自2021年8月起，俄罗斯开始对西北欧减供；与此同时，欧洲天然气价格进入快速上升通道。按照以往经验，9月下旬起，俄罗斯将增加对欧供给量以保障其冬季取暖需求。但自2021年9月末起，俄罗斯通过三大渠道向西北欧输气量再次出现下滑。2021年10至12月，俄罗斯累计通过三大渠道向西北欧输气约232.5亿立方米，较2020年同期下滑近21％，较2019年同期下降超过三分之一。

全年来看，俄罗斯通过北溪一号向欧洲输送550亿立方米天然气，基本达到其运力上限；通过亚马尔-欧洲渠道输送约200亿立方米天然气，仅为运力上限的60％；通过乌克兰通道输送超390亿立方米天然气，接近其预定输送量。

3.3、2021年俄罗斯增加对中国土耳其的出口，分流西北欧资源

2021年中国进口俄罗斯天然气增加近两倍。中俄天然气管道于2019年末正式投入使用，2021年，中国累计从俄罗斯进口管道天然气约754万吨，折合约105.5亿立方米，较2020年同期增长近两倍。

2021年俄罗斯对土耳其出口增长近一倍。俄罗斯主要通过Blue Stream与Turkstream两条管道向土耳其出口天然气。2021年前11个月Gazprom对土耳其天然气出口量较2020年同期增长了83.7％。2020年全年土耳其累计从俄罗斯进口管道天然气155.7亿立方米，若按照此比例线性推算，预计2021年全年俄罗斯向土耳其出口管道天然气约286亿立方米，较2020年增加约130亿立方米，较2019年增加近140亿立方米。

与2019年相比，2021年俄罗斯向中国和土耳其出口管道气增加近240亿立方米，占2021年俄罗斯总出口量的11％。在总出口量略有下滑的情况下，俄罗斯向西北欧输送的天然气数量不可避免地出现下滑，西北欧地区在管道气进口上亦面临愈发严峻的竞争。

3.4、地缘政治因素与贸易方式对天然气供应造成扰动

俄罗斯疑因北溪二号对欧施压。在北溪一号取得大成功后，Gazprom于2017年4月与一众欧洲油气巨头签订了北溪二号项目的协议，项目于2018年9月正式开工。但进入2019年后，美国开始对北溪二号相关的公司进行制裁。2021年中旬德国前总理默克尔访美后，美德在北溪二号相关问题上达成共识，拜登政府宣布解除制裁，随后俄方宣布北溪二号预计将在九月末完工。然而，随着十月末默克尔的离任，德国新政府对于北溪二号的态度发生转变，11月德国当局对于北溪二号正式运营所需的文件加以阻挠。从时间点上看，俄方于8月初、9月末以及10月末三次对欧减供，疑似通过减供对欧洲就北溪二号问题施加压力。

俄乌冲突对俄欧天然气贸易造成扰动。进入2021年后，俄乌边境多次擦枪走火。从天然气贸易的角度来看，乌克兰通道是俄罗斯对欧出口天然气的重要渠道，巅峰时期运力超过1200亿立方米/年，乌克兰收取了大量过路费。随着俄乌关系的恶化，俄罗斯通过乌克兰通道向欧洲输送的天然气逐步减少，2021年总输气量不足巅峰时期的三分之一，而北溪二号的通过将使乌克兰的地位进一步边缘化。因此，乌克兰疑似通过扩大化俄乌冲突以影响北溪二号，进而保住自己在欧洲能源供应格局里的地位。

俄罗斯显著减少2021年对欧天然气现货供应。在供应紧张的情况下，供应商一般优先保障长协供应，而收紧现货供应，与亚洲的高长协比例不同，欧洲此前偏爱于现货采购。IEA数据显示，2018年中国管道气进口几乎全部由长协锁定，LNG进口中24％为现货，日韩进口的长协占比均接近90％；而欧洲进口中现货占比超过25％。Gazprom通过Electronic Sales Platform向欧洲地区提供天然气现货。2019年前10个月，Gazprom累计向欧洲地区提供约1.33亿MWh现货，全部在当年供应至欧洲。2021年前10个月，Gazprom累计仅向欧洲提供0.75亿MWh现货，不及2019年同期的60％，且在当年供应至欧洲的现货仅有888万MWh，不足当年签约量的12％，较2019年同期下降超93％。从9月起，俄罗斯停止向欧洲地区提供天然气现货，现货供应量的下滑对于欧洲地区的供应状况雪上加霜。

4、其余地区对欧洲管道气供应小幅上升

除俄罗斯外，欧洲大陆的主要管道气供应国为挪威、阿尔及利亚与利比亚。2021年，挪威累计向欧陆供应管道气约1154亿立方米，较疫情前的2019年增加约67.45亿立方米，小幅上升约6％。北非二国累计向欧洲供应管道气约378亿立方米，较2019年增长近40％，但其基数较小，增长约110亿立方米。与2019年相比，2021年俄罗斯向西北欧供应的管道气减少近335.75亿立方米，俄罗斯供应下降造成的缺口无法完全被其他供应者填补。

5、欧洲LNG供应亦出现下滑

2021年全球天然气液化产能下降，影响LNG出口能力。2021年全球有近2400万吨的天然气液化产能因检修或停产等原因下线，下线产能占总产能的5.9％。澳大利亚的液厂产能受检修停产的影响最大，其次为挪威及尼日利亚。

2021年欧洲地区LNG进口量同比下降明显。2021年前9个月，欧洲主要LNG进口国累计进口量约为4206万吨，较前两年同期均下降超过15％。进入10月后， 欧洲LNG进口量出现反弹，但全年总进口仍同比下滑近9％，较2019年减少近16％。从进口来源看，2021年对欧洲出口LNG数量下滑最大的三个国家是挪威、卡塔尔以及尼日利亚。Eurostat数据显示，2021年前11个月，欧盟成员国从以上三国进口的LNG数量各自减少14-23亿立方米。

5.1、部分国家因检修减少对欧洲LNG出口。

挪威LNG液化产能几乎完全下线。Rystad Energy的数据显示，2021年每个月挪威都有40-50万吨的LNG液化产能处于停工状态，因此，2021年挪威的LNG出口处于停滞状态。2021年全年挪威对外出口LNG约13万吨，不及往年一个月的出口量。而2021年前11个月，欧盟从挪威进口的LNG数量较2020年同期下滑超过60％，较2019年同期下滑超过70％。

尼日利亚也受液化产能下线影响。根据Rystad Energy的数据，2021年尼日利亚液厂停工检修的节奏与数量基本与挪威一致。2021年全年尼日利亚对外出口的LNG数量较前两年均下滑了18％。2021年前11个月，欧盟从尼日利亚进口的LNG数量较2020年同期减少了约18.91亿立方米，同比下降近13％，较2019年同期下降了近24％。尼日利亚减产的影响弱于挪威。

俄罗斯对欧LNG出口因多重原因减少。Rystad Energy的数据显示，俄罗斯本土液厂在2021年7月和8月进行了较大程度的检修停工，导致7月、8月俄罗斯的LNG出口量环比分别下降了约20％和33％。在9月检修结束后，俄罗斯LNG出口量迅速反弹，环比上升近85％。自7月俄罗斯对欧盟LNG出口环比下滑55％后，俄罗斯向欧盟出口的LNG数量一直保持低位；9月俄罗斯向欧盟出口的LNG数量并未随总出口量反弹，反而进一步下降，直至10月初俄罗斯总统普京发话不以能源作为武器后，俄罗斯对欧出口LNG数量才开始回升，但2021年前11个月仍同比减少近8％。与管道气出口相同，俄欧政治上的摩擦影响了俄对欧LNG出口。

5.2、欧亚对全球LNG进口资源争夺愈发激烈

东北亚和欧洲是全球LNG贸易的主要流向地。澳大利亚、卡塔尔、美国以及俄罗斯是世界上最主要的LNG出口国，根据BP数据，2020年该四国LNG出口量占全球LNG出口量近65％，其中澳大利亚与卡塔尔各占约22％，美国占12.6％，俄罗斯占8.3％。澳大利亚的LNG极少流入欧洲，而中东与北美国家则在贸易选择上更为灵活，以亚太地区与欧洲为主要出口地。BP数据显示，2020年中东地区出口 的LNG近42％流入东北亚地区，近24％流入欧洲；而2020年北美出口的LNG近25.5％流入东北亚地区，近40.9％流入欧洲。

东北亚地区天然气价格长期保持高位，利于吸引更多LNG进口资源。在国际LNG贸易上长期存在“亚洲溢价”，即亚洲地区天然气进口价相对高于其他地区。2020年11月初至2021年1月末，JKM–TTF近月合约价差维持高位，最高时曾超过10美元/百万英热单位。2021年的价差平均值超过2020年一倍以上。

东北亚地区天然气消费与进口均大幅增加。2021年前11个月，我国天然气表观消费量累计为3291亿立方米，同比增长约15％。2021年前11个月东北亚地区（中国、日本、韩国）的LNG进口量同比增长近11.6％。消费量与进口量大幅上升的背后反映出东北亚地区天然气需求的旺盛，而旺盛的需求又主要受较快的经济恢复速度以及炎热的夏季等多方面因素的影响。

东北亚地区争夺气源。2021年前11个月，中东地区向东北亚出口的LNG数量较2020年同期增加了508.1万吨，增幅接近15％，较2019年同期增加近6％。同期，欧盟从卡塔尔进口的LNG数量则同比减少了近102万吨，同比下降超过8％， 较2019年同期减少近34％。2021年前11个月欧盟从北美地区（美国+特立尼达与多巴哥）进口的LNG数量同比小幅下降4.2％；但同期北美向东北亚地区出口的LNG则增加了超过960万吨，增幅高达75％。由于价格不占据优势，欧洲在与东北亚地区的竞争中处于劣势。

6、超低位库存对供给造成额外压力

库存是供需平衡的调节器，作为供应蓄水池的它往往承担了提供额外供应的任务。然而，2021年欧洲天然气库存处于近年来最糟糕的状态。2021年年初，GIE欧洲天然气库容率为73.78％，高于近五年均值，但经历一个寒冷的取暖季后，欧洲的天然气库存状况迅速恶化，从5月末起，GIE欧洲天然气库容率跌至五年来最低位，并保持至年底。新的取暖季开始前，GIE欧洲天然气库容率仅为77％左右，比往年同期水平低10％-20％不等。欧洲最大储气设施Rehden库由Gazprom运营，但在上一个采暖季结束后，该库的库存一直未能得到补充，库存量不足45亿立方米，创下历史新低。

2021年欧洲天然气库存呈现去库快而补库慢的情况。从库容率变化的角度来看，在采暖季（1月至3月）中，2021年GIE欧洲天然气库容率的平均环比变化值为-3.64％，去库速度为近年来第二快，与第一名相差无几。正常来说，四月份起欧洲地区的天然气库已陆续进入补库期，但2021年4月欧洲地区遭遇一波寒冷天气，库存再度下降。而在随后的补库期（4月末至10月末），GIE欧洲天然气库容率的平均环比变化值为1.85％，补库速度为近五年来第二慢。

三、天气因素短期刺激需求，但影响不如供给侧

1、2021年4月寒潮推动取暖需求大幅上升

欧盟民用部门天然气消费占比超40％。在欧盟的天然气消费结构中，住宅、商业等民用领域消费量占比超过30％，电力部门的消费量占比将近24％；而欧盟地区的电力消费量中，民用部门占比超过50％。在欧盟地区，超过40％的天然气通过直接与间接的方式在民用部门被消费，而民用部门天然气的最主要消费方式则为冬季取暖。

2021年4月，北半球地区经历了一次影响范围极广的大规模寒潮，寒潮对于民用部门的取暖需求有较大刺激。Eurostat数据显示，2021年4月欧盟成员国天然气总消费量约为361亿立方米，较2020年同期增长近43％，较2019年同期增长近20％，消费量为近五年最高。

2、可再生能源发电不稳定，短期增加天然气需求

可再生能源发电不稳定，阶段性促进天然气需求。欧洲是可再生能源发展最快地区。BP数据显示，2020年欧洲可再生能源消费量在一次能源消费量中的占比接近20％；在电力部门中，欧盟可再生能源的发电量占比接近35％，为发电量占比最高的一次能源。但可再生能源发电具有波动性大的缺点。2021年夏秋季，由于北海地区风力不足，欧洲风力发电量出现较大程度波动；6月，欧盟风电发电量环比大幅下降近45％；9月，欧盟风电发电量再次环比下滑超过15％，同时水电发电量亦环比下滑近22％。风电及水电的短期萎靡对于天然气需求起到一定促进作用，6月与9月电力部门天然气消费量分别环比上升17％与20％。

3、电力部门天然气总需求并未上升

2021年前11个月欧盟可再生能源总发电量为82.93GWh，创下历史最高值，与2020年同期基本持平，较2019年同期上涨12.2％。2021年前11个月欧盟天然气累计发电量为33.09GWh，同比2020年与2019年同期分别下降7％与10.12％，电力部门天然气总需求不增反降。

4、天然气总需求未出现明显提升，供给减少才是主因

2021年前11个月，欧盟合计消费天然气3633亿立方米，较同比增长4.56％；但与疫情前的2019年同期相比仅增加了16.1亿立方米，增长率不足1％。而从供给的角度看，2021年前11个月，欧盟成员国累计产量与进口量之和与2020年同期基本持平，但较2019年同期下滑近7.7％。

四、供需紧平衡将成为欧洲市场常态

1、短期供给侧情况或能得到改善

1.1、本土产量下降情况或暂时停止

在欧洲本土三大产气国中，挪威与英国的场地检修已基本完成；2021年下半年，挪威与英国的天然气产量已恢复至常规水平，目前亦无长期检修或减产计划。欧洲地区最大的气田位于荷兰格罗宁根，由于开采引发地质灾害，荷兰政府于2019年宣布将逐步停止格罗宁根气田的开采。但在能源危机愈演愈烈的情况下，荷兰政府于2022年1月初表态或增加格罗宁根气田的产量，其产量增长最多可达370亿立方米，超过欧盟成员国2019年天然气总消费量的7％。IEA预测2022年欧洲本土产量与近年水平基本持平。

1.2、俄罗斯管道气供应仍存在较大不确定性

超高利润或刺激俄气增产。Gazprom财务数据显示，截至2021年三季度末，其税后利润超过200亿美元，实现了创纪录式增长。2021年前三季度，Gazprom天然气产量增量占全世界产量增量的一半，在超高利润刺激下，Gazprom或延续其增产计划。根据Gazprom官网数据，其2022年一月的产量同比小幅上升了1％。

俄管道气买家间竞争更加激烈。尽管俄罗斯天然气产量有望继续上升，但欧洲在购买俄罗斯管道气上面临更激烈的竞争。2022年年初，Gazprom先后与土耳其BOTAS以及中石油签订新长协，新合约中Gazprom每年将向BOTAS提供最多57.5亿立方米天然气，同时将向中石油提供480亿立方米天然气；根据往年数据与新合约信息，预计2022年Gazprom将向土耳其出口最少300亿立方米天然气，向中国出口至少480亿立方米天然气，合计约800亿立方米，较2021年几乎翻倍。部分东欧国家亦与Gazprom议定了新协议。IEA预测2022年欧洲从俄罗斯进口的管道气将同比上升近1.5％，剔除土耳其后，2022年俄罗斯对西北欧的管道气供应状况难有实质性改善。

地缘政治因素易造成扰动。俄乌冲突与北溪二号仍是俄欧矛盾的核心。目前俄乌问题解决之日遥遥无期；同时，德国当局不愿对北溪二号松口，外界普遍预计北溪二号要在2022年四季度才能投入使用。预计在北溪二号问题彻底解决前，俄罗斯对西北欧的管道气供应难以恢复至正常水平。若政治格局再度恶化，不排除俄罗斯再次减少对欧供应，叠加情绪影响导致气价再度上升。

1.3、液化产能有所回升，但竞争同样激烈

液化产能检修量将下降，但新增产能仍有限。Rystad Energy数据显示，2022年仅有澳大利亚的液厂将维持较高检修量，全球总检修量较2021年将减少70％。但在过去的两年里，受新冠疫情及2020年低气价等因素的影响，新的投产计划较少。IEA预计2022年将有约300亿立方米的新液化产能投入使用，增幅约为5％。

短期内东北亚地区需求偏弱，欧亚价差有利于LNG持续流入欧洲。一月中旬，中石化意欲对外大量销售其LNG存货，引起市场强烈反应，JKM价格当日大跌，TTF-JKM价差再次转正。中石化外销LNG存货的表现反映了我国目前LNG供给过剩的格局。进入2022年后，我国LNG进口量环比连续大幅下降，春节当周LNG进口量仅为8.64万吨/日，为近五年来新低；截至2022年2月初，东北亚LNG进口量同比2021年同期减少近14％。截至2月4日，TTF-JKM价差仍保持约3.5美元/百万英热单位，溢价状态有利于推动LNG进一步流入欧洲，缓解供应压力。

长期LNG贸易竞争仍然激烈。影响LNG贸易流的最关键指标是地区价差。IEA预测2022年亚洲地区的整体LNG需求将同比上升5％，而欧洲的LNG需求将同比基本不变，JKM或仍将强于TTF，长期欧洲LNG进口压力较大。

2、高气价抑制终端需求

2.1、高气价促进煤炭反向替代天然气

作为能源改革的先锋地区，欧洲退煤的呼声一直很高；由于此前天然气价格相对低廉，在电力部门具备经济性优势，煤电在欧洲逐步被气电所取代。然而，随着天然气价格一路上涨，煤电开始反向替代气电。2021年7月，欧盟煤电占比两年来首次超过气电占比，并在随后两个月进一步拉开优势。

欧洲同样是推动碳排放权交易与使用的先锋。但截至2022年2月初，ICE天然气与ARA动力煤的理论含碳税价差仍保持在10欧元/百万英热单位左右，在碳税介入的情况下，煤电相较气电仍有明显经济性，预计短期内电力部门煤炭对天然气的反向替代仍将持续。IEA预测2022年欧洲电力部门天然气需求将下滑6％。

2.2、取暖季已过大半且天气有望保持温和

欧洲地区传统取暖季为四季度与一季度，而目前已是二月中旬，取暖季已度过大半，预计欧洲民用端的采暖需求呈偏弱态势。本次取暖季欧洲地区气温整体偏暖，去库速度亦相对偏慢。

2.3、高气价压制工业需求

欧洲天然气有近30％被应用于工业领域，而当前的高气价对工业端的需求限制作用非常明显。欧洲电解铝厂纷纷推出减产计划，减产量合计达到企业总产能的近30％。IEA数据显示，2021年四季度，欧洲地区工业部门的天然气需求同比下降了5％。除金属冶炼厂等高耗能产业外，化肥、制氨等以天然气为原料的产业亦受到较大影响。在气价平稳之前，高昂成本对工业用户的抑制作用较为显著，短期内工业部门天然气需求或保持低迷。

总体来说，在高气价压制下，短期内欧洲各部门的天然气需求都将保持低迷，IEA预测2022年欧洲天然气总需求将同比下滑超过4％，其中电力部门的下滑幅度最大。若2022年上半年不出现极端天气，民用部门的需求亦将逐步下滑；而随着价格回落以及经济复苏，工业部门的需求或有一定程度上恢复，但在下一个取暖季到来之前，欧洲的天然气需求难有实质性提振。

3、采暖季后价格或能回落，但供需紧平衡状态将保持

短期来看，采暖季接近尾声，且高昂气价压制需求，而当前欧亚价差有利于LNG持续流入欧洲，同时俄罗斯管道气供应小幅回升，供需压力得到一定缓解。若不出现极端天气且俄乌冲突不进一步恶化，进入淡季后，欧洲天然气价格有望下降。在经历大半年的能源危机后，欧洲地区在应对手段方面已积累了一定经验，因此，预计2022年欧洲地区天然气价格的波动率将较2021年有所下降。

本次能源危机并未打击欧洲地区“脱煤”的决心，但在可再生能源使用技术完全成熟前，天然气在电力调峰、工业燃料、城燃取暖等多个领域仍将是煤炭的最佳替代者。2022年2月2日，欧盟委员会提议将天然气列为可持续投资，此举表明欧洲主流国家对于天然气持积极态度。IEA预测2021-2025年欧洲地区的天然气需求保持小幅增长态势，其中主要增量来自电力与工业部门。长期来看，欧洲地区天然气需求仍有一定上升空间。

同时，欧洲供给受制于人的状况难以改变，在俄欧政治博弈加剧、亚洲需求旺盛的前提下，欧洲能源安全仍面临挑战。由于此前连年低气价及疫情等影响，近两年内大量上游天然气投产计划被取消或推迟，产能受限；而欧洲在管道气与LNG贸易上都将面临更激烈的竞争，预计欧洲天然气将长期保持供需紧平衡，中期价格重心仍将上移。

本文源自ZX能源与碳中和研究