2022/23年取暖季欧洲超预期的温和天气成为化解库存危机的意外助力，欧洲（欧盟及英国）天然气消费较5年均值下降约17%，完成用气削减目标，欧洲气价高位下挫，1Q23荷兰TTF气价中枢降至15美元/百万英热附近。在2022年11月14日发布的研究报告《能源2023年展望：风险未平，溢价延续》中，我们提出欧洲天然气市场的供应难题或将持续至2023年的补库阶段，当前来看或仍为如此。
往前看，我们认为2023/24年欧洲天然气市场主线或仍为供应缺口下的再平衡之路，虽然库存危机阶段性缓解，但仍有供应难题未解。在俄罗斯PNG缺口延续、消费或将边际修复的情形下，我们判断2023年欧洲仍需依赖与去年基本相当的LNG高进口来完成淡季库存修复，而溢价优势消除、中国需求恢复、俄罗斯LNG下滑风险或将成为欧洲天然气市场需要面临的供应难题。
2022/23年欧洲天然气消费同比减少约14%，节省措施、温和天气、工业减产等是主要的用气削减来源。时至2023年补库阶段，高库存起点或缓解部分供应压力，基准情形下，我们测算4-10月欧洲合计需要约2345亿立方米天然气，其中445亿立方米用于补充库存、以在2023/24年取暖季前达成95%的填充目标；淡季消费约为1900亿立方米，较5年均值下降约10%，其中585亿立方米用于正常天气下的住宅和商业部门消费、765亿立方米用于满足当前偏弱的工业用气需求、550亿立方米用于相对必需的电热转换部门投入（考虑可再生发电增量和煤气转换空间有限）。
2022/23年欧洲天然气供给同比减少约7%，来源结构也发生较大变化，特别是在北溪1号管道断供后，LNG进口在总供应中的占比抬升至40%、成为最主要供给来源。我们预计俄罗斯PNG、挪威与北非PNG和欧洲天然气产量在4-10月合计供应1420亿立方米左右的天然气，其中，俄罗斯PNG仅保留途经乌克兰的部分流量、4-10月总供应量约为75亿立方米；挪威、北非PNG流量或受制于产能维修任务、总供应同比下滑至约895亿立方米；荷兰、英国产出收缩或使欧洲天然气产出降至450亿立方米附近。相较于弹性偏低的PNG和自有产量，高弹性的LNG进口或仍为欧洲天然气供需平衡的关键。结合需求预测，我们测算欧洲或需在4-10月进口925亿立方米LNG，较2022年同期小幅增加0.6%。
虽然欧洲淡季补库所需的LNG进口与去年基本持平，从产能角度而言或不存在绝对瓶颈，我们仍提示2023年欧洲进口LNG或面临以下三重风险：其一，为维持与去年相当的高LNG进口量，我们预期欧洲需要在2023年进口全球LNG现货总量的39%，而从现货进口占比和欧亚天然气价差的相关性来看，当前价差水平或难以支撑欧洲实现对LNG的进口需求，换而言之，我们认为当前欧亚天然气价差或存在走阔风险。其二，中国内需缺口修补叠加减碳政策长期利好，或对LNG的进口需求形成支撑，推升欧洲与亚洲市场抢夺LNG现货的难度。其三，当前欧洲LNG进口中仍有约12%来自俄罗斯，若欧盟后续继续在LNG市场中降低对俄罗斯天然气的依赖，或进一步增加欧洲可选LNG货源的紧张程度。
2021年以来，欧洲通过加量进口LNG来替代不断减量的俄罗斯PNG，欧洲气价也随之突破历史波动区间并持续位于相对高位，我们认为这背后或为欧洲天然气供给结构中相对昂贵的LNG现货取代了相对低廉的PNG，进而对供给成本曲线形成了整体推升。
往前看，我们认为LNG现货价格或仍为欧洲天然气边际成本的决定因素，随着补库周期开启，欧洲对LNG现货的强劲需求或驱动欧亚天然气价差再度走阔，进而推升欧洲气价的波动中枢。基准情形下，我们预期荷兰TTF气价中枢或将于年内上移至20美元/百万英热附近；此价格中枢较我们年度展望中的预测有所下移，主因在于2022/23年取暖季欧洲温和的天气表现超出我们预期。
风险情形下，若中国LNG进口需求复苏、俄罗斯LNG下滑等供应难题使得今年淡季欧洲LNG进口不及预期，天然气库存未能在取暖季前如期修复，我们提示或会引发市场对于2023/24年取暖季欧洲天然气供应的更强担忧，进而为欧洲天然气价格带来更大的上行空间。
极端天气扰动、地缘局势超预期、政策变动、欧洲经济增长超预期疲弱
库存危机缓解，欧洲天然气的供应难题或仍未解
2020年新冠疫情后，供需错配在全球能源市场中频繁上演，随着库存超季节性消耗并降至历史同期低位，能源价格中枢稳步上移。欧洲天然气市场也不例外，甚至格外瞩目。2017-2020年，荷兰TTF天然气价格波动范围在2-10美元/百万英热，价格中枢在5.4美元/百万英热附近。2020/21年取暖季延迟、疫后生产活动复苏、供应全面下滑导致欧洲天然气库存在2H21降至5年均值以下（详见《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》），TTF气价上破历史波动区间，2021年价格中枢上移至16.3美元/百万英热。
持续发酵并最终兑现的地缘风险进一步推波助澜。从2021年10月北溪2号管道未能如期开通、2021年12月亚马尔-欧洲管道逆向送气，到2022年3月的俄乌冲突、2022年9月北溪1号管道断供，俄罗斯-欧洲PNG从2022年9月起基本断供，叠加取暖旺季将至，荷兰TTF天然气价格一度触顶100美元/百万英热，年度价格中枢上移至40.7美元/百万英热。
图表：库存危机支撑欧洲气价上破历史波动区间…
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：…地缘风险推波助澜
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
虽然天然气价格大起大落，2022/23年度欧洲天然气库存录得超季节性修复。需求的季节性特征使得天然气库存具备鲜明的周期性特征，于欧洲市场而言，4月-10月一般为补库周期，历史平均补库起点约为380亿立方米，11月-次年3月为去库周期，历史平均去库起点约为992亿立方米。2022/23年[1]欧洲天然气补库周期开始于295亿立方米左右的偏低起点，而在11月1日超预期地实现了1059亿立方米的库存填充，并在2023年3月末以625亿立方米的高库存水平结束取暖旺季，缓解了2021年以来持续存在的欧洲天然气低库存危机。全年来看，2022/23年度欧洲天然气库存增加约330亿立方米，同比2021/22年增加约340亿立方米。
图表：欧洲天然气库存危机缓解
资料来源：GIE，中金公司研究部
图表：2022/23年欧洲天然气库存超季节性累库
资料来源：GIE，中金公司研究部
从补库来源来看，欧洲加量进口LNG部分替代了断供的俄PNG。2022/23年欧洲（欧盟及英国，下同）的俄罗斯PNG进口同比下滑约815亿立方米，约占欧洲天然气历史年供应的17%。欧洲选择增加相对灵活的LNG进口来替代俄PNG，2022/23年欧洲LNG进口同比增加约533亿立方米，叠加挪威、北非PNG进口和欧洲自有天然气产量小幅下滑，2022/23年欧洲天然气总供应同比减少约322亿立方米，同比下滑约7%，欧洲未能通过供给侧实现对俄PNG的完全替代。
削减需求成为基本面平衡的关键“砝码”，暖冬成为意外助力。为缓解天然气供应紧张，欧盟委员会提出，需要在2022年8月-2023年4月期间将天然气消费控制在低于5年均值15%附近。我们也在《欧洲天然气：再平衡，非坦途》中进行了测算，若此需求削减目标达成，或能修正2022/23取暖季欧洲天然气库存路径。目前来看，2022/23年取暖季欧洲天然气消费较5年均值减少约17%，超额完成削减目标，超预期地缓解了库存压力。全年来看，2022/23年欧洲天然气消费同比减少约670亿立方米，同比下滑约14%，其中52%的需求同比削减来自于住宅和商业部门，暖冬为核心原因；40%来自于工业部门，燃料转换或成本压制下的减产、停产释放部分用气需求；8%来自于电热转换部门，煤电、可再生能源发电增加缓解天然气投入压力，但去年欧洲核电、水电表现不佳使得化石能源发电需求支撑仍存。
图表：加量进口LNG和削减用气需求是2022/23年欧洲缓解库存危机的主要途径
资料来源：GIE，ENTSOG，欧盟统计局，汤森路透，彭博资讯，中金公司研究部
库存危机缓解，但欧洲天然气市场的供应难题或仍未解决。在2022年11月14日发布的研究报告《能源2023年展望：风险未平，溢价延续》中，我们提出欧洲天然气供应难题或将延续至2023年的补库周期。目前来看，虽然欧洲以超预期的高库存起点步入需求淡季，在俄PNG缺口仍存的背景下，欧洲或仍需依靠削减需求和增加LNG进口来完成取暖季前的补库任务。
随着供需缺口修复和库存危机缓解，欧洲天然气价格已自高位大幅下降，1Q23荷兰TTF天然气价格中枢降至15美元/百万英热附近。而天然气价格随基本面改善而回落的同时，也会对基本面平衡产生影响。一方面，欧洲供给侧尚未完全摆脱对俄气的依赖，其对LNG现货的大量需求在溢价优势消除后或难以得到保障，也将在进一步减少俄罗斯LNG进口之际面临更多风险；另一方面，在用气成本压力缓解和天气表现回归正常后，欧洲住宅、商业和工业部门的用气需求或有望得以修复。
往前看，我们认为2023/24年欧洲天然气市场主线或仍为供应缺口下的再平衡之路，虽然库存危机阶段性缓解，但仍有供应难题未解。在俄罗斯PNG缺口延续、消费或将边际修复的情形下，我们判断2023年欧洲仍需依赖与去年基本相当的LNG高进口来完成淡季库存修复，而溢价优势消除、中国需求恢复、俄罗斯LNG供应风险或将成为欧洲天然气市场需要面临的供应难题。而不论是成功地依靠溢价优势保障了LNG现货的进口需求，还是未能填补供应缺口并导致库存修复不及预期，于欧洲天然气价格而言均意味着仍有保持高位并进一步上行的支撑。随着欧洲进入天然气补库周期，我们看到近期荷兰TTF天然气的远期价格已有所抬升。
图表：近期荷兰TTF天然气远期价格抬升
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
淡季消费或边际修复，高起点缓解补库压力
淡季消费：弱基数上的边际修复
在2022年9月18日发布的研究报告《欧洲天然气：再平衡，非坦途》中，我们对欧洲天然气消费的季节性特征、内部结构和驱动因素进行了详细分析，并基于气温表现正常、工业用气不进一步减少、电力高峰时段5%省电措施等假设，测算2022/23取暖季欧洲需要约2600亿立方米天然气。目前来看，2022/23年取暖季欧洲天然气总消费仅录得2222亿立方米，其中住宅和商业部门实际用气需求低于我们预期约18%，电热转换部门用气需求低于我们预期约10%，我们认为主因或均为超预期的温和天气。与5年均值相比，2022/23年取暖季欧洲天然气需求下滑17%，超额完成欧盟15%的用气削减目标。
全年来看，2022/23年欧洲天然气消费仅为4078亿立方米，同比减少14%，较5年均值减少15%，为2016年以来的历史最低水平。其中，住宅和商业部门为最主要的减量来源，其次为工业部门，电热转换部门的天然气投入需求相对稳定。基于需求模型和IEA数据，我们进一步对2022/23年欧洲各部门天然气需求下滑的来源进行划分。整体而言，节省措施或为2022/23年欧洲天然气消费下滑的最主要来源，其次为暖冬释放的取暖需求压力和工业部门减产带来的用气投入下滑。
图表：2022/23年欧洲天然气需求削减来源
资料来源：欧盟统计局，IEA，汤森路透，中金公司研究部
往前看，欧盟委员会当前已将15%的用气削减目标延长至2024年3月，在气温表现正常的基准情形下，我们预期2023/24年度欧洲天然气消费或有望在弱基数上录得边际修复，用气削减目标的达成或仍面临挑战。
住宅和商业部门：天气仍为决定因素
基于HDD模型，我们测算2022/23年住宅和商业部门用气减量中约为60%源于相对温和的天气表现，对应全年欧洲HDD指数同比减少约16%，其中取暖季降幅高达21%，仅有2022年12月气温转冷对取暖需求形成较强支撑（详见《欧洲天然气：需求疲弱能否延续？》）。此外，节省措施同样降低了住宅和商业部门对天然气的需求，占比约为31%，其中既有终端部门在高成本压制下的主动节省，也有政府部门通过政策约束带来的被动减量。能效提升和热泵等装置替代也贡献了9%左右的需求减量，据IEA数据，2022年欧盟新增约280万台热泵装置，我们预期取暖需求的来源结构转变或相对更为稳定。
图表：取暖需求下滑为欧洲用气削减的主要来源，温和天气缓解冬季用气紧张
资料来源：欧盟统计局，汤森路透，中金公司研究部
往前看，在天气正常的基准情形下，由于气价仍处历史相对高位，一定的节省措施和能源结构转型带来的需求影响或将延续，我们预期2023年4-10月欧洲住宅和商业部门或需消耗585亿立方米左右的天然气，较5年均值减少约10%。而由于实际气温存在较大不确定性，基于2015年以来欧洲天气表现及相应的用气需求，我们测算历史极端天气引发的欧洲住宅和商业部门天然气需求变化幅度约为100亿立方米。
图表：欧洲住宅和商业部门用气需求或低于历史均值
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：极端天气表现引发的需求变动幅度
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
工业部门：需求反弹高度有限
我们预期2022/23年工业用气同比减量中约有52%源于企业的减产举措。据IEA分析，化肥行业减少的天然气投入约占减产分项的50%，相较于可以寻求能源替代的其他行业，天然气作为化肥企业的生产原料，可替代性更为有限。此外，气转油也贡献了28%左右的工业用气减量，例如欧洲的炼厂使用LPG等中间产品替代天然气投入，导致OECD欧洲LPG产出同比下滑10%，在总产出中的占比下降0.61个百分点；燃料油也成为了工业用气的主要替代形式，2022年OECD欧洲燃料油需求同比增加6.4%。
图表：LPG替代天然气投入炼厂生产；气转油支撑欧洲燃料油需求
资料来源：IEA，中金公司研究部
往前看，我们预期通过减产和提高能效等方式削减的工业用气需求或较难完全复苏，叠加欧洲经济增长动能延续趋弱，制造业PMI持续处于荣枯线下方，2023年欧洲工业部门用气需求或仍将延续弱势，但随着成本压力已较去年得到较大缓解，能源转换替代的部分用气需求或有望回归。我们预测2023年4-10月欧洲工业部门或需765亿立方米天然气，同比小幅增加1.5%，较5年均值减少约13%。
图表：欧洲制造业景气持续收缩
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表：2023年欧洲工业用气需求或将延续弱势
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
电热转换部门：可再生能源替代延续，煤气转换空间有限
2022/23年欧洲电热转换部门的天然气投入小幅下滑。受制于天气而表现不佳的核电、水电推升化石能源发电需求，2022年核电、水电发电量分别减少约16%、14%，成为电热部门天然气投入难以大幅削减的主要来源。其他发电来源的供应增量部分减轻了用气压力。据IEA数据，2022年欧洲风电、太阳能、煤电发电量同比增加约12.2%、27.3%和 3.8%。此外，欧洲用电需求的整体下滑也缓解了天然气的投入压力，2022年同比减少约2%，我们认为其中既有高价格背景下的主动省电举措，也受益于冬季偏暖的气温表现。
图表：2022年欧洲核电、水电表现较差，可再生能源、煤电贡献一定增量，天然气发电需求支撑仍存
资料来源：IEA，中金公司研究部
往前看，我们预期2023年欧洲电热转换部门的天然气投入或将进一步下滑，可再生能源发电增加和煤转气的有限空间或为主因：
► 一方面，IEA预测2023年欧洲可再生能源发电或同比增加约16%，风电、太阳能发电量或有望延续增加。据我们统计，德国、法国、荷兰等9个欧洲国家的风能和太阳能发电产能有望在2023年同比增加约4.5%和9.4%，欧洲水电也有望在天气回归正常之际贡献同比增量。
图表：欧洲可再生能源发电有望延续增长
资料来源：IEA，汤森路透，中金公司研究部
注：统计口径包含德国、荷兰、比利时、法国、奥地利、西班牙、波兰、意大利、捷克等欧洲国家
► 另一方面，2022/23年取暖季德国、荷兰等欧洲国家通过投放储备产能、解除产能上限等方式，额外释放部分煤电产能，据IEA测算，煤电产能因此增加约15%。虽然2023年初以来欧洲气价已跌破气煤转换平价，根据当前产能计划，欧洲仍将保留部分临时产能至2023/24年取暖季；从天然气价格的远期结构来看，市场也已在预期今冬欧洲气价再度攀升至气煤平价上方的可能。我们认为2023年欧洲电力部门中煤转气可行空间或相对有限。
图表：欧洲临时煤电产能或在2023年部分保留
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：远期价格显示市场预期今冬气价仍有高于气煤转换平价的风险
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
基准情形下，我们预测在2023年4-10月，欧洲或需550亿立方米天然气用于电热转换，同比下降5%左右，较5年均值减少约4.4%。天气同样是电热部门天然气需求的核心不确定性来源，其既会影响欧洲用电需求的整体情况，也会影响风电、水电、核电等天然气替代能源的表现，我们提示若今夏天气异常使得欧洲可再生能源发电和核电表现不及预期，为维护供电安全，欧洲电热部门的用气需求或将有所增加。
图表：2023年欧洲电力部门天然气投入或同比下滑
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
综合以上分析，在天气表现正常的基准情形下，我们预期2023年补库周期（4-10月）内欧洲淡季天然气消费约为1900亿立方米，同比增加约2.7%，较5年均值减少10%左右。其中，住宅和商业部门所需天然气约为585亿立方米，较5年均值减少10%左右，减量主要来自于能源结构转变和高气价下的节省措施延续；工业部门所需天然气约为765亿立方米，较5年均值减少约13%，同比小幅增加1.5%，虽然天然气成本已较大缓解，我们预期生产需求疲弱和关停产能的恢复困难或仍制约工业用气需求，部分能源转换驱动的需求减量或有望回归；电热部门所需天然气约为550亿立方米，同比减少约5%，较5年均值减少约4.4%，可再生能源增量或挤压化石能源发电需求，高气价下欧洲临时煤电产能或将部分保留，煤气转换空间或相对有限。
补库需求：高起点下的较轻压力
在库存危机引发气价攀升的背景下，欧盟委员会在2022年初提出，欧洲天然气库存需在取暖季前（11月1日）实现90%的填充率。由于当前俄PNG处于断供状态，我们认为90%的库存填充率或不足以保障旺季供应，以2022/23年取暖季为例，正常气温表现下或需天然气库存起点至少达到95%才能避免超低的库存路径。因而我们将2023/24年取暖季前欧洲天然气库存的填充目标设定为95%，即1070亿立方米的库存总量。截至2023年3月末，欧洲天然气库存约为625亿立方米，即欧洲需在4-10月完成约445亿立方米的库存填充，较2017-2021年平均补库量减少约28%。
图表：高库存起点减轻2023年补库压力
资料来源：GIE，中金公司研究部
综合此前测算的淡季用气消费，气温表现正常的基准情形下，我们预期2023年4-10月补库周期内欧洲天然气总需求或达2345亿立方米，与2017-2021年平均水平相比减少约14%，减量约为375亿立方米。若考虑天气的不确定性影响，我们预计极端天气表现或为4-10月的欧洲天然气需求带来100亿立方米左右的上下变动空间，主要为住宅和商业部门的天然气需求变化，相较之下，夏季降水等表现也会影响可再生能源和核电的实际表现，可能成为推升电热部门天然气投入的潜在风险。
图表：2023年4-10月欧洲天然气总需求测算
资料来源：欧盟统计局，IEA，汤森路透，GIE，中金公司研究部
LNG仍为欧洲天然气供需平衡的关键
俄罗斯PNG下滑使欧洲30%左右的天然气供应暴露在风险敞口之下，随着北溪1号于2022年9月正式断供，俄罗斯至欧洲的PNG仅余途经乌克兰的小部分流量仍在维持。PNG进口依赖于管道等基础设施，供应弹性相对有限，挪威、北非等PNG进口增量短期内难以兑现，欧洲自有产量也受限于前期低资本开支和ESG约束，高弹性的LNG进口成为欧洲缓解俄PNG供应冲击的主要方式。
全年来看，2022/23年欧洲天然气供应同比减少约7%，降至4372亿立方米左右。北溪1号管道断供后，欧洲天然气供应（年化）进一步降至4317亿立方米，其中俄PNG缺口扩大至1007亿立方米左右，LNG进口增量进一步增至约584亿立方米。
在供应总量下滑之外，欧洲天然气供应来源结构也发生较大变化。具体来看北溪1号管道断供后、即当前的供应结构，LNG进口在总供应中的占比从2021/22年的23%增加至40%，挪威、北非PNG进口占比从35%提升至38%，俄罗斯PNG进口占比从24%下滑至3%。在欧洲天然气市场仍高度对外依赖（对外依存度为81%）的情况下，供给侧对LNG进口的依赖程度上升，也使得高弹性的LNG供应在欧洲天然气基本面的平衡中更为重要。
图表：欧洲进口LNG填补俄PNG缺口，对LNG依赖程度上升
资料来源：ENTSOG，欧盟统计局，汤森路中金公司研究部
低弹性供应：自有产量和PNG进口或小幅下滑
俄罗斯PNG：缺口或将持续
我们预计2023年俄罗斯至欧洲PNG缺口或将持续，意外事故后北溪管道或难在短期内重启，基准情形下俄罗斯或在2023年维持途经乌克兰的0.35亿立方米/天左右的PNG供应。据Gazprom公司披露信息，2025年1月俄罗斯途经乌克兰的PNG供应合同或将到期，我们预期在现有合同完成交付后俄罗斯至欧洲的PNG供应或会归零。
图表：俄罗斯PNG缺口或将延续
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
此外，当前俄罗斯还通过土耳其溪管道向欧洲输气，运量约为0.35亿立方米/天，在到达土耳其后会有部分PNG运量通向匈牙利、保加利亚、塞比亚等国，我们预期这部分PNG运量或会维持稳定，但由于进口数量较少且难以统计运往欧盟和英国的数量，我们暂不将此部分PNG运量纳入供需平衡测算。
图表：俄罗斯至土耳其PNG仍有流量，但暂不计入欧盟及英国地区的天然气供需平衡测算
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
挪威、北非PNG：产能维修或拖累运量下滑
2022/23年挪威、北非至欧洲PNG流量维持于4.5亿立方米/天左右，4Q22波罗的海管道如期开通，实际流量约为0.2亿立方米/天。往前看，由于今夏挪威油田和出口设施等产能的维修任务较重，我们预期其至欧洲的PNG流量或将同比下滑。据Gasso REMIT披露的产能维修计划，2023年4-10月挪威油气产能或因维修计划而减少110亿立方米左右，2022年同期减量仅为73亿立方米，天然气出口能力或有49亿立方米受到影响，2022年同期水平仅为18亿立方米。目前来看，产能维修周期集中于2023年的5月和9月，我们预期或将使挪威PNG供应同比减少约7%，在北非PNG运量基本稳定的情形下，2023年4-10月挪威、北非PNG进口量或为895亿立方米，同比下降约5%。
图表：波罗的海管道如期开通，挪威PNG流量稳定
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
图表：今夏挪威天然气产能维修任务较重，且集中于5月、9月
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：北非PNG流量预计维持同比持平
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
自有产量：延续下行趋势，新增产能兑现或仍需时日
2022/23年欧洲自有天然气产量录得819亿立方米，同比减少约0.5%。英国维修产能回归贡献同比产出增量，符合我们预期，而以荷兰为主的欧盟天然气产量延续下滑。
往前看，我们预计2023年欧洲天然气产出或延续回落。英国方面，我们预计天然气产出或同比下滑约4%，其中由于今夏天然气产能维修计划尚未公布，我们以历史平均维修产能影响量作为基准假设。荷兰方面，我们预计天然气产出或同比下滑约20%，2022/23年Groningen气田生产配额从49亿立方米下降至28亿立方米，我们预计产量配额或在2023年继续收紧，2023年1月荷兰政府曾表示[2]或于2023年10月关闭Groningen气田，目前来看供应风险仍存。
我们预期2023年欧洲天然气产出或同比减少约6.7%，4-10月产出天然气约450亿立方米。再往前看，由于近年来气价攀升，2021-2022年欧洲天然气上游投资大幅增加，但由于新增产能投产周期较长，或难以较快补充供应增量，短期而言弹性或仍偏低。以英国为例，近两年新增产能或仍相对有限，据汤森路透统计，Southwark气田未能如期于2022年末投产，仅余Blythe气田有望于2023年中小幅扩产，而下一新增产能或需等待计划于2H25投产的Shells Jackdaw气田。
图表：欧洲天然气自有产量或延续下降；新增产能投入仍需时间，短期供应弹性偏低
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
高弹性供应：LNG进口仍为维系平衡的关键砝码
综合以上测算，我们预计俄罗斯PNG、挪威与北非PNG和自有产量合计可以在2023年4-10月供应1420亿立方米左右的天然气，其中，俄罗斯PNG仅保留途经乌克兰的部分流量、4-10月总供应量约为75亿立方米；挪威、北非PNG受制于产能维修任务、总供应量约为895亿立方米；荷兰、英国天然气产量下滑或使总自有产出降至450亿立方米左右。
结合对欧洲天然气淡季消费和库存填充所需、合计2345亿立方米天然气的需求预测，我们测算欧洲或需在4-10月合计进口925亿立方米LNG，较2022年同期小幅增加0.6%，即为实现淡季供需平衡并完成补库目标，欧洲或仍需维持对LNG的较高进口需求。
图表：2023年4-10月欧洲LNG进口需求测算
资料来源：IEA，欧盟统计局，汤森路透，ENTSOG，GIE，中金公司研究部
数据说明：供需测算覆盖欧盟及英国合计28个欧洲国家
图表：2023年4-10月欧洲月度供需平衡测算
资料来源：IEA，欧盟统计局，汤森路透，ENTSOG，GIE，中金公司研究部
数据说明：供需测算覆盖欧盟及英国合计28个欧洲国家
为维持较高的LNG进口，欧洲或面临三重风险
2022/23年欧洲共进口1630亿立方米LNG，同比增加49%。截至2022年末欧洲LNG再气化产能约为2321亿立方米/年，年度平均产能利用率约为70%。
往前看，据汤森路透统计，2023年欧洲预计将有332亿立方米/年的再气化新增产能上线，其中德国Brunsbüttel和Lubmin两个FSRU项目已经投产，合计产能增量约为120亿立方米/年，预计将于年内上线的Stade FSRU产能约为75亿立方米/年，此外，希腊、意大利、波兰预计分别将有61、50和26亿立方米/年的新增再气化产能。基于上文测算，为实现95%的补库目标，基准情形下欧洲或需在4-10月进口约925亿立方米LNG，同比基本持平，因而我们认为欧洲具备完成LNG进口需求的接收产能。
图表：2021年以来欧洲大幅增加LNG进口；2023年欧洲LNG接收产能或继续扩张
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
2022年全球LNG贸易量约为5552亿立方米，同比增加约6%，其中29%的LNG货源运往欧洲，较2021年提升11个百分点。据汤森路透统计，2022年全球LNG液化产能约为6393亿立方米/年，产能利用率约为87%，2023年全球LNG液化产能有望增加165亿立方米/年，其中美国Louisiana FLNG新增产能约38亿立方米，印尼Tangguh项目扩产约增加52亿立方米产能，非洲地区新增产能合计约75亿立方米。据IEA预测，2023年全球LNG贸易或有望同比增加3.8%，液化产能利用率或达88%。除了新上线的产能增量，美国自由港复产也将贡献同比增量，据高频跟踪数据，美国自由港产能已于2023年4月基本复工。
图表：2023年全球LNG液化产能有望继续扩张
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：美国自由港复产或带来同比增量
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
综合以上分析，我们认为2023年欧洲具备实现所需LNG进口的接收产能，但即使不存在绝对的产能瓶颈，我们提示2023年欧洲进口LNG或仍面临以下三重风险：
风险一：溢价优势消除或制约欧洲对LNG现货的进口能力
2022年欧洲LNG进口同比增加约680亿立方米，除了吸收305亿立方米左右的全球LNG供应增量，亚洲、美洲地区分别减少约270亿立方米、105亿立方米的LNG进口以满足欧洲LNG进口所需。从进口货源来看，2022年欧洲LNG进口中有43%为现货形式，也是LNG进口同比增量的核心来源。截至目前可统计的LNG合同信息，2023年欧洲LNG长协合同贸易量净增量相对有限，仅较2022年的567亿立方米/年增至569亿立方米/年。其中，波兰与美国新增20.4亿立方米/年的LNG长协合约，但同时西班牙与阿尔及利亚10.5亿立方米/年的LNG合约于2022年到期，同时8亿立方米/年的西班牙Portfolio合约也于2022年到期。
图表：2022年欧洲通过抢夺现货实现LNG高进口
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：2023年欧洲几乎没有LNG长协合同增量
资料来源：汤森路透中金公司研究部
我们预期为实现补库目标，2023年4-10月欧洲或需进口925亿立方米LNG，年化进口量约为1588亿立方米/年，即除LNG长协合同锁定的贸易量外，欧洲仍需在现货市场中进口约1019亿立方米天然气，预计将占2023年全球LNG现货总量的39%。
图表：2023年欧洲或仍需大量进口LNG现货
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
高昂的天然气价格所给予的溢价优势成为欧洲在LNG现货市场中抢夺货源，甚至促使部分LNG长协买家通过转手LNG至现货市场进行套利、进而增加现货供应的主要支撑，2022年荷兰TTF天然气价格平均较亚洲LNG现货价格存在约5.9美元/百万英热的溢价。然而随着去年暖冬超预期缓解库存压力，欧洲天然气价格大幅回落，目前其较亚洲LNG现货价格的溢价已基本消除，或难以支撑欧洲继续维系较高的LNG现货进口。换而言之，我们认为目前欧亚天然气价差或存在较大的上行风险。
图表：欧亚天然气价差或存上行风险
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
风险二：中国用气需求修复或加剧全球LNG市场供应紧张
受制于高进口成本和内需疲弱，2022年中国进口876亿立方米LNG，同比下滑约20%，为欧洲加量进口LNG腾挪部分供应空间。然而随着国内需求缺口修复，叠加减碳政策对天然气需求形成长期支撑，2023年我国LNG进口或有望录得较为可观的同比增量，我们提示中国LNG进口需求的回归或将提升欧洲与亚洲等市场抢夺LNG货源的难度。
往前看，我们预期中国LNG进口的需求或有望录得较为稳定的长期提升。一方面，我国积极签订LNG贸易合同，2023年合同贸易量预计同比增加72.1亿立方米，其中与美国新签订了为期3年的47.6亿立方米/年的LNG供应合约，与Cheniere签订了为期20年的4.1亿立方米/年的Portfolio合约，与Shell签订了为期15年的20.4亿立方米/年的Portfolio合约，未来5年我国LNG贸易合同有望持续增加。另一方面，我国积极扩建LNG再气化产能，据汤森路透统计，2023年预计新增产能522亿立方米/年，产能同比增加约40%。
图表：中国LNG长协合同贸易量有望持续增加
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：2023年中国再气化产能有望继续扩张
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
风险三：俄罗斯至欧洲LNG仍余下滑可能
虽然俄罗斯至欧洲的PNG流量已接近断供，欧洲仍在LNG市场中继续进口俄罗斯天然气。2022年，欧洲合计进口俄罗斯LNG约202亿立方米，同比增加约20%，占LNG进口总量的12.4%。2023年3月，欧盟提出[3]或考虑进一步减少对俄罗斯LNG的进口依赖，荷兰、西班牙政府均表示计划停止签订新的LNG合同并逐步减少俄气进口。往前看，我们提示俄罗斯LNG供应或仍存减量风险，可能会进一步加重欧洲可选LNG货源的紧张程度。
图表：法国、比利时、西班牙、荷兰等欧洲国家仍在进口俄罗斯LNG
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
往前看，供应难题未解，欧洲气价上行风险仍存
展望2023/24年，我们认为欧洲天然气市场主线或仍为供应缺口下的再平衡之路，虽然库存危机阶段性缓解，但仍有供应难题未解。基准情形下，我们测算2023年4-10月欧洲合计需要2345亿立方米天然气，其中445亿立方米用于补库、以在2023/24年取暖季前达成95%的库存目标，585亿立方米用于正常天气下的住宅和商业部门用气，765亿立方米用于满足当前偏弱的工业用气需求，550亿立方米天然气用于相对必需的电热转换部门投入（考虑可再生发电增量和煤气转换空间有限）。在俄PNG维持现状、挪威和北非PNG小幅下滑、欧洲自有产量延续回落的低弹性供应假设下，我们测算2023年4-10月欧洲或需进口925亿立方米左右的LNG以实现供需平衡，较去年同期水平基本持平（增加0.6%）。
欧洲自2021年起开始加量进口LNG以填补俄罗斯PNG减量，欧洲气价也随之突破历史波动区间并持续位于相对高位，我们认为这背后或为欧洲天然气供应结构中相对昂贵的LNG现货取代了相对低廉的PNG，整体推升了天然气市场的供给成本曲线。在基本面维持偏紧平衡之际，我们认为LNG现货价格或仍为欧洲天然气边际成本的决定因素。
往前看，随着补库周期开启，我们认为欧洲对LNG现货的强劲需求或驱动欧亚天然气价差再度走阔，进而推升欧洲气价波动中枢。基准情形下，我们预期荷兰TTF气价中枢或将于年内上移至20美元/百万英热附近；此价格中枢较我们年度展望中的预测有所下移，主因在于2022/23年取暖季欧洲温和的天气表现超出我们预期。在风险情形下，若中国LNG进口需求复苏、俄罗斯LNG下滑等供应难题使得今年淡季欧洲LNG进口不及预期，天然气库存未能在取暖季前如期修复，我们提示或会引发市场对于2023/24年取暖季欧洲天然气供应的更强担忧，进而为欧洲天然气价格带来更大的上行空间。
图表：荷兰TTF天然气价格中枢预测更新
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
风险
极端天气扰动、地缘局势超预期、政策变动、欧洲经济增长超预期疲弱
粤公网安备 44030402005698号
[罗戈导读]淡季消费或边际修复，高起点缓解补库压力，LNG仍为平衡关键
