一、拉尼娜发生概率上升，冷冬预期加强

拉尼娜预期再次加强：根据NOAA的最新预测，今年冬天（12月-2月）北半球发生拉尼娜现象的概率从此前的70-80%上调至87%，而从10月开始太平洋中部和中东部地区赤道附近海平面温度已低于历史均值水平。

欧美气温略高于历史均值，亚洲气温基本持平：根据欧美气象部门的最新预测，预计欧洲的整体气温将高于平均水平，12月-2月大部分地区气温较历史均值高0-0.5度、少部分地区高1-2度，西欧比东欧的冷空气活动更为频繁；12-2月美国2/3的地区气温将高于正常水平，北部地区正常偏冷且多雪概率较大，南部地区更温暖干旱；亚洲整体气温与历史均值持平，但印度气温或低于历史均值0.5-1度。

今年冷冬预期升温，但发生大规模、长时间极端严寒天气概率较低。

二、冷冬预期下，欧洲“气荒”仍将延续

（一）供弱需强叠加绿色溢价，推动本轮天然气飙升

1、长期 上游资本开展 受限，中短期供应下降，导致供应紧缩

上游资本开展受限，产量恢复缓慢：2020年油气价格大跌，油气企业面临巨大债务压力，同时受全球“减碳”政策影响，油气企业纷纷减少化石能源资本开支，导致全球天然气产能恢复缓慢，2020年全球天然气储量同比降低1.15%，产量同比降低3.08%。根据OPEC数据显示，今年2季度美国天然气产量环比增长5.4%，俄罗斯天然气产量环比增长1.9%，均未回到2019年高峰水平。

美国出口能力达到瓶颈：今年美国供应基本与去年持平，根据EIA数据显示，今年1-7月美国天然气产量同比微降0.75%；但出口能力达到上限，今年1-7月美国共出口天然气3.25万亿立方英尺，同比增长24.34%。4月以来美国LNG出口处于满负荷运行，同时油轮费率持续上升也增加了出口难度。

天然气现货供应减少，俄罗斯天然气库存偏低：今年俄罗斯产量虽较为充裕，今年1-9月的出口量达到1400亿立方米，同比增长14.03%，但4-9月对欧洲地区的出口同比基本持平、未跟随欧洲需求增长，且由于中日韩加大进口，天然气现货市场供应减少；同时来自俄罗斯的欧洲第一大天然气供应商Gazprom去年冬季以来库存一直低于五年均值，补库迟缓也影响了其对欧洲的供应能力。

欧洲本地供应减少：挪威、英国等地的主要天然气供应商出现检修、减产，例如欧洲最大的气田Hammerfest LNG厂从去年10月起停产，预期到2022年3月才能复产。

2、长期需求增长，中短期替代需求激增、地域资源争夺，加剧供需矛盾

长期需求持续增长：全球“去碳化”进程加速，天然气由于燃烧过程中二氧化碳排放量较低，被作为从化石能源向可再生能源转型的过渡能源，其消费量在2000-2020年间增长59.3%，在一次能源消费中的占比已经提升至24.7%，成为全球主要经济体的核心能源。

疫情后天然气需求快速恢复：由于复工复产、补库和碳中和等因素，天然气需求不断回升，2021年1季度欧盟天然气需求同比增长7.6%，美国1-6月天然气消费量同比增长0.03%，增速自4月以后转正，我国1-7月天然气表观消费量同比增长16.39%。

今年欧洲可再生能源发电降低，火力发电需求增长：欧洲地区可再生能源占比已超过20%，为第一大能源，但今年风电遭遇极端高压，1-8月风电减少8.7%，而光伏发电仅小幅增长1%，火力发电需求增长。

东北亚需求强劲，抢夺欧洲进口资源：东北亚贡献了今年主要的天然气进口，特别是夏季因东北亚气温偏高，进口增长明显。今年1-9月我国进口天然气达到7390.58万吨，同比增长22.2%，亚洲天然气溢价明显，分流了欧洲进口。

3、绿色溢价抬升天然气隐形成本

在能源转型的新时期，化石能源价格除了包括其自身价格外，还需要考虑碳价。天然气是煤炭转型过程中的中转站，历史数据表明，欧洲天然气价格运行区间下限是动力煤价格，区间上限是动力煤价格+绿色溢价（绿色溢价是天然气和煤炭燃烧的CO2排放的差值的碳价值）。今年以来欧洲碳价持续上涨，在2022年5月发放新的配额之前，作为绿色溢价的碳价将持续支撑欧洲天然气价格。

（二）库存低位下，冬季天然气价格或仍将维持高位

冬季天然气供应不确定性仍较大：9月10日Gazprom对外宣布“北溪-2”天然气管道全段铺设完成，该管道是由俄罗斯经波罗的海海底到德国的天然气管道，预计每年预计可向欧盟提供550亿立方米的天然气。从供应能力上看，北溪二号有能力对欧洲增加出口，但该项目仍在审核阶段，实际供应情况不确定。根据最新报导，俄罗斯下个月将限制对欧洲的天然气供应，天然气供应矛盾仍难出现实质性改善。同时，美湾地区液化气工厂已维持较高水平，增长空间有限。

冷冬或加速天然气需求增长：如果今年遭遇冷冬，预计欧洲、东北亚地区天然气需求都将明显增加，而亚洲因长协更多，在与欧洲争夺进口方面有更大话语权，彭博预计冷冬或使东北亚天然气进口增加380万吨，加剧欧洲供需缺口。

低库存的缓冲作用下降，对价格支撑明显：当前，欧洲天然气库容率仅为71%，处于5年以来最低水平，远低于92%的五年正常水平。根据BNEF的预测，冷冬下欧洲天然气库存或下降至4%，正常冬季库存或下降至24%，暖冬下库存或下降至35%，而过去5年冬季库存的均值水平为31%，因此，只要不是暖冬，欧洲天然气价格大概率维持高位运行。日韩天然气库存水平高于去年，美国当前天然气库存处于五年中位水平，预计能够平稳渡过正常冬季。

三、冷冬或增加油气替代，但替代强度取决于天气

（一）历史上冷冬的油气替代情况

2013-2014年冬天全美冬季平均气温较正常水平低2.22华氏度，为近十年最低水平，根据NOAA的极端气候指数显示，13-14年冬季全美超过24.6%的地区最低气温显著低于正常水平；当年，Nymex天然气最高达到6美元/百万英热单位，为10年来最高。相比之下，18-19年冬季和20-21年冬季全美平均气温较正常水平低0.17、增0.15华氏度，气温偏低程度较弱。

实际的替代强度取决于气温异常的程度：对比2013年1月和2014年1月的天然气供需，2014年较2013年供应增长3.5%，而需求大幅增长10.7%，供需错配严重；期间，居民需求增长15%、工业需求增长2%，而发电需求下滑1.5%，原因是油气替代；2013年12月至2014年1月，燃油发电量从1.3GWh增加至5.7GWh，增长超过4倍。相比之下，2018-2019年和2020-2021年冬季虽也发生极寒天气，但程度弱于2013-2014年冬季，燃油发电量增加约50-80%。

（二）高价天然气或在电力、采暖、炼厂增加原油需求

当前在全球电力系统的燃料使用中，煤炭占比35.1%，天然气23.4%，而石油仅为2.8%，占比有限，且油气可替代性弱于煤和气，理论上替代空间有限。

对美国电力系统影响有限：美国电力系统能源占比天然气40.6%、煤炭19.7%、石油0.4%占比过低，影响有限；同时，美国电厂燃油装机量仅为3%，而天然气电厂装机量占比超过43%，替代空间不足。

欧洲电力部门油气替代影响或相对明显：当前欧洲电力系统中能源占比依次为天然气19.6%、煤炭14.8%、石油1.2%，但因欧洲天然气库存为5年来最低水平，或发生部分油气替代。

对部分亚洲国家电力系统有所影响：日本、孟加拉国和巴基斯坦等有大量闲置燃油电厂的国家可能发生替代，但对中国、印度、韩国等燃油发电比例过低的国家影响非常有限，中国燃油发电仅0.1%，韩国的燃油电厂装机量只有2GW。

欧美石油的采暖需求或增加：根据EIA调查显示，美国居民采暖燃料选择天然气占比47.3%、取暖油4.1%、电力40.3%，冷冬或增加取暖油需求，且当前美国取暖油库存偏低，缓冲作用下降，利多取暖油价格；对欧洲亦有提振，欧盟采暖设施中，天然气占比42%，取暖油占比16%，预计采暖用油需求增加。

炼厂成本抬升，柴油裂解价差走强：天然气价格上涨，带动氢气价格上涨，抬升炼厂成本，对油价形成支撑，导致炼厂减少氢气采购、增加对轻质油和LPG等燃料在炼厂中的使用，从而减少炼厂的柴油产量；Energy Aspects预计，欧洲炼厂的加氢裂化炼能或减少216万桶/日，柴油产量或下降10万桶/日；冷冬下，柴油或面临供需的阶段性错配，柴油裂解价差有望持续走强，利多油价。

同时，美国当前除航煤库存以外，汽油、中间馏分油、取暖油等其他成品油库存均已处于5年来最低水平；欧洲柴油库存绝对值处于疫情以来最低水平，且显著低于5年均值水平；后期成品油面临补库需求。



四、警惕冷冬冲击油气供应，关注OPEC+增产情况

冷冬或冲击供应，加速供需关系短期恶化：受2020-2021年冬季严寒天气影响，美国原油产量在短期内骤降近30%，约350万桶/日，而主产区二叠盆地油气产量在2月环比大幅减少17.7%，主要由于气温过低导致无法进行水力压裂作业，此外部分美湾炼厂与码头也受到气温影响出现生产中断。

原油供应不确定性增加，或加大油价波动：当前OPEC仍然维持40万桶/日的供应增量不变，维持了当前的供需缺口，使得全球库存持续去化，但OPEC剩余产能超过600万桶，对于油价调节能力较强，且高油价或加剧OPEC+囚徒困境（沙特连续两个月下调对亚洲的OSP，出于高油价可能对需求造成的负反馈考量，也反映了其争夺市场份额的决心）；同时，过高的油价不符合中美经济增长的需要，不排除美国和中国加大原油储备投放，同时美国施压OPEC增产。