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概述

此前俄罗斯宣布对北溪管道进行供应断气处理，本就强势的欧洲天然气价格再次实现突破，TTF价格持续走强。而近期随着供应格局的不断改变，气价再次出现了大幅回调的情况。本文将针对天然气供给对欧洲能源市场可能的影响，及对国内下游影响进行分析。

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对欧洲冬季展望及中国国内下游影响

2.1 .欧洲天然气今冬情况分析

俄罗斯在9月宣布北溪一号管道停运，此后北溪管道更是出现了爆炸事故，使得本来就在危机泥潭的欧洲再次陷入通胀漩涡。前期TTF天然气价格一度突破200欧元，欧洲和全球的能源供应均受到较大幅影响。不过近日气价急转直下，显示出天然气供应格局出现了不少转机。

俄罗斯对欧洲的天然气供应主要通过数条管道进行输送，进入欧洲的主管道主要有4部分，主要部分直通西北欧，其余的途中经过多个国家。

表 1  俄罗斯对欧主要天然气管道运营情况

资料来源：Gazprom，公开资料整理

图 3  俄罗斯对欧天然气主管道

资料来源：Gazprom

此前9月停运的北溪（Nord Stream）管道，运能为55 Bcm/年，经由波罗的海直通德国Greifswald海岸附近，之后分为NEL分管道，主要客户为德国，法国，荷兰，英国，丹麦以及其他一些西北欧国家，以及OPAL分管道，通向中欧的捷克，奥地利等国。由于未经他国直接进入西北欧，所以该管道此前也一直是最主要的俄对欧供气命脉。然后是亚马尔（Yamal）管道，运能为33 Bcm/年，经由波兰进入德国。根据运营商数据，2021年12月2日开始，该管道德国边境Mallnow气站的进气已基本停止。

图 4  俄罗斯对欧天然气管道细分

资料来源：European Political Strategy Centre

而从乌克兰境内通向斯洛伐克的Brotherhood和Soyuz管道，虽然有受到军事冲突影响，但是目前仍然在保持运输。而东南欧方面，经由Turk 管道(图中虚线，实际已运营)和Blue Stream管道，土耳其成为了对保加利亚，塞尔维亚，罗马尼亚等东欧国家进一步供气的重要中转节点。从 2020 年起为期 15 年，土耳其向保加利亚提供的运能为 48.4 Mcm/d，同期从保加利亚到塞尔维亚的总运能为 33.74 Mcm/d，目前虽然管道运量有所下降，但是仍保持较高水平。

考虑到俄罗斯的外交关系以及其签署的天然气长约，对东南欧的供给减量将较难发生，此前对北溪的掐断也是因为该管道直通西北欧，所以未来一段时间欧洲整体管道运量继续下降的空间将会较低，俄罗斯总供气量将可能稳定在65-70 Mcm/d左右。

图 5  俄罗斯对欧天然气管输量

资料来源：Bloomberg，东海期货研究所

根据欧盟统计局数据，欧盟 27 个国家年平均消耗约 400 bcm 的天然气（约 1.1 bcm/d）。德国是迄今为止最大的欧盟消费国，消费量约为 260 mcm/d，占欧洲天然气需求的 23%。英国于2020年离开欧盟，不包括在此前欧盟削减俄罗斯天然气的计划中，但也是整个欧洲地区的第二大天然气消费国，消费量约 217 mcm/d。在欧盟国家中，意大利是仅次于德国的第二大消费国，约为 200 mcm/d，占欧盟需求的 18%，而西班牙、法国和荷兰合计又占了约 30%的欧盟需求（各个国家需求量约 105-160 mcm/d间不等）。从库存量进行分析，除去英国库容较小，库存已达100%外，西北欧主要国家法德意荷，库容也基本都在95%，甚至98%以上。

而近几年欧洲电力来源中天然气的占比约在25%，最近两年实际可能更高。从去年的天然气危机来看，由于光电和水电再夏季旺季的发电量不及预期，能源危机被放大，而今年这样的情况有小幅缓解。但是一些再生能源占比较低，更加依赖天然气发电的国家，比如德国，意大利，波兰等，地理格局上处恰好在前期俄罗斯管道供应问题的影响前端，所以之前的天然气问题可以说切中地打在了这些国家的能源供应要害上。

从21年的冬季时段来看，欧洲总消费量在1.4 Bcm/天左右。而这其中使用天然气进行取暖以及发电的需求量，去年已经受到了北溪管道减量的影响，在11月之前一直处于低位区间，但11月后仍然攀升至较高水平。前期由于TTF价格持续走高，欧洲各国2-3季度都已经缩减用量，但是冬季需求仍将会大概率至少保持在去年的高位，尤其是考虑到目前气价已经出现了回调的情况。同时目前出现的柴油危机，也会使得取暖和发电需求更加旺盛，天然气的需求大概率将继续保持上行态势。

图 8  欧洲电力来源比例

资料来源：Eurostat

而对于欧洲大陆来说，自身的产量基本集中在挪威，英国和荷兰的北海气田，极少量分布在罗马尼亚和波兰等地。所以供应上除了俄罗斯的管道气，最大的进口来源就是LNG和挪威英国的北海管道天然气出口。北非阿尔及利亚，利比亚，埃及，西亚阿塞拜疆等地的出口将更多维持平稳，这部分的量将对东南欧和地中海地区持续输送。要弥补俄罗斯供应的缺量，更多需要看美国LNG以及北海出口能不能够短期有提升，如果没有，按照现在的库存量能不能平稳度过冬季，这是欧洲需要考虑的。

首先接收能力方面，欧洲除了传统的接收站外，也已经在使用浮式储存及再气化装置（FSRU）进行LNG的卸载，所以虽然长期来看传统的气站接收能力增长得比较慢，这部分仍将会对长期进口气化能力带来影响，但是FSRU带来的的短期接收能力仍在不断扩张，暂时还不会构成今冬进口的过多限制。而其中，法国的LNG进口能力最高，目前已达36 Bcm/年，在10月5日其天然气库存已经满载，13日开始已经通过Obergailbach管道向德国逆输送天然气，所以西北欧区域间流通目前也不存在太大问题。

而作为欧洲最大的单一天然气供应国，挪威今年前7个月产量为73.71bcm，其中大部分供应都流入欧洲。预计今年全年的产量将会同比增加6%至122 Bcm。2022 年前 9 个月的管道天然气出口总量为 84 Bcm，相比于去年的出口量大幅增长了超过6Bcm。单在8月，挪威对全欧洲供气量超过9.8 Bcm，其中对德国出口达到3.7 Bcm，对英国出口为2 Bcm，环比减少0.2 Bcm。对荷兰出口为1 Bcm，对法国和比利时出口保持在1.5 Bcm。可以说对欧洲大部分的非俄管道气主要都来自挪威，少部分来自英国以及荷兰的北海油气田。今年由于挪威修改了Troll、Gina Krog、等北海天然气田的开采许可，天然气得到增产。同时9月末挪威对波兰的Baltic管道也已经开通，至23年初该管道的运能将可以达到10 Bcm/年。

从目前的管道数据来看，挪威产量扣除大约10 Mcm/天的自身需求，再除去对英国的一部分出口量，对欧洲大陆的出口量基本稳定在310-320 Mcm/天，其中对德国在155 Mcm/天左右，对法国在55 Mcm/天左右，其余西北欧国家在110 Mcm/天左右。从这个数据来看，基本可以外推，今年冬季对欧洲大陆的运量也可以至少保持在320 Mcm/天的水平。

图 13  挪威管道气日出口细分情况

资料来源：Bloomberg

目前对欧洲LNG的出口，大多数仍然都来自美国。在今年Calcasieu Pass出口站投入运行之后，美国目前拥有12 Bcf/d，约合340 Mcm/天的液化天然气出口设施运营能力。在已经达成投资决策后，两个新的出口站Plaquemines， Corpus Christi Stage Ⅲ将会在2024年之后上线，届时美国的出口运能将会达到17.3 Bcf/d，约合490 Mcm/天。但在2024年之前，液化出口能力仍然是美国出口继续扩张的最主要限制。而美国的LNG出口则因为Freeport港口6月的爆炸事故而有所限制，该港口是美国第二大LNG出口港，占到了美国LNG出口量的约15%，而最早可能恢复部分运营的时间在11月中上旬，届时出口量将恢复至85%的水平，大概2 Bcf/天，约合56 Mcm/天，至明年3月后能实现满负荷运行，这也导致了今年冬季美国LNG出口将受到一些限制。

图 16  美国LNG出口量

资料来源：Bloomberg

所以综合考虑，美国今年天然气产量明显有所增加，目前产量在2900 Mcm/天，冬季整体消费平均也在2900 Mcm/天左右，峰季在1-2月的3200 Mcm/天。11月中下旬开始季节性去库。从库存的去库幅度来看，除去消费量，在Freeport恢复运营后，今年冬季的总出口量也能够保持在340 Mcm/天，接近出口运能的满负荷运行，甚至部分月份可以小幅超负荷出口，如今年1季度总出口就能达到380 Mcm/天。

而从去年数据来看，美国LNG对欧洲的出口在需求峰季能达到280 Mcm/天左右，但需要提出疑问的是，天然气的格局会不会出现类似俄油被制裁后出现东向贸易增加，西向贸易减少的情况。假如俄气的东向对亚洲出口增加后，导致美国LNG更多流向欧洲，那么届时天然气供需可能会达到另一种局面的紧平衡。从近期的中国LNG进口情况来看， LNG流向也正在朝该方向进行改变。从今年2季度开始，中国进口LNG来源中，俄气明显增加，美气量在减少，而缺失部分的量大概率都会成为后期对欧洲的供给增量，所以280 Mcm/天的对欧出口可能仍有增加的空间。

图 19  中国LNG进口情况

资料来源：Bloomberg

此外，欧洲从北非的进口基本保持在130 Mcm/天左右，再加自身的大约140 Mcm/天的产量，按照稳定的挪威以及美国外部供应量来看，欧洲进口至少能达到890 Mcm/天的水平。欧洲在2季度以来大量进行了囤积注气，目前库容已经达到了93%以上，天然气库存总量在1038 Twh，约合106 Bcm，略高于5年平均。而按照目前约库存量来看，即使冬季需求按照去年的1.4 Bcm/天外推，每天的去库量在510 Mcm/天左右，库存量去化至2月的峰季结束时点，预计将减少77 Bcm至30 Bcm左右，基本与22年同期持平。

其中英国，法国，德国，意大利，荷兰等此前受到管道停运影响较大的国家，库容量分别在100%，98.35%，95.14%，93.43%和92.75%，总体水平尚可。按照估算，截至10月中旬的库存量也基本都能够支撑2-3个月的用量。此前受到供应影响的区域中，法国库存量可用库存天数最高，为86天，德国最低为70天，库存量偏稳定。不过中东欧国家虽然此次受到停运的影响相对较小，但库容量仍然不足90%，其中奥地利，匈牙利等国家库容仍然只在88%和81%左右。除去乌克兰外，中东欧之后阶段的管道气运量将大概率保持稳定，而即便如此，由于库存绝对水平仍然没到高位，在天然气消费旺季之前，东南欧对西北欧的转运支持也将极为有限。而在进入冬季之后，东南欧最高也仅能保持自给自足水平，较难向中欧和西欧地区提供更多的输气量。

不过上述只是理想情况下的推测，实际情况中仍然会有不少的风险事件。例如目前俄罗斯对欧洲仍有部分LNG出口，所以在临近今年12月5日的俄罗斯原油制裁以及明年2月5日的油品制裁节点，俄罗斯能源产品的航运和出口受影响程度将会大幅增加，届时LNG贸易流将可能会出现更多往东向流动的改变，欧洲LNG供应仍存一定变数。另外，虽然随着挪威和美国的增产，大概率北海管道气以及美国LNG量将保持稳定，但如果今年最终没有发生暖冬情况，天然气需求同比将大概率超过往年，那么美国的出口仍存变数，欧洲库存量也可能仍然令人担忧。

图 24  西北欧LNG进口来源 （2022/9）

资料来源：Bloomberg

2.2.中国国内下游影响

由于没有天然气直接相关品种，所以对于国内相关品种来说，冬季天然气供应更多影响到的是甲醇。甲醇上游为煤炭、天然气、焦炉气，其中国内多用煤制甲醇、国外则多为天然气制，占60%，我国天然气对外依存度 2021年已经达到44.3%。由于我国“富煤、缺油、少气”的能源结构决定以煤制甲醇为主。煤制甲醇产能为7000万吨，占比最高为76%；天然气和焦炉气制甲醇产能均在1000万吨左右，占比12%。

从产能占比来看，天然气冬季可能的紧平衡局面对甲醇影响仍然较大，往年冬季天然气限气导致的供应端缩量数度引起甲醇价格季节性上涨。冬季停车装置每年在800万吨左右，月影响量在60万吨以上，足以在大多数情况下形成供应缺口。以及每年12月到1月中东限气，导致的进口减少，均从供应端利好甲醇。冬季短期天然气供应偏稳定，但如果之后欧洲天然气供需再次向紧，导致能源成本再次上升，输入型通胀影响下，对于以天然气为原料的甲醇影响将较大。参照俄乌战争初期天然气价格上涨情况下，盘面甲醇强于其他品种。另一方面，国内当前天然气制甲醇利润逐渐压缩，接近成本附近，国际天然气价格绝对水平相比往年仍然偏高，全球贸易和较高的对外依存度使得国内天然气价格难以独善其身，不排除在成本上涨情况下导致亏损性停车。

整体来看，欧洲天然气在冬季仍将呈紧平衡态势，天然气对亚太的供给也将保持偏紧局面，从能源成本角度支撑能化品种价格，且由于国外化工品中以天然气为原料占比居多，内外价差影响下，全球贸易再平衡，进口或不及预期。而甲醇在诸多品种中，直接受天然气影响更多，冬季仍有原料供应风险。

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总结

对欧洲天然气来说，在管道影响导致俄罗斯供给缺失的情况下，由于今年欧洲整体储备时点较早，且挪威和美国天然气产量增加，出口量上升，使得欧洲前期注气量较大，至后供应也大概率保持稳定，今年冬季大可能不会出现较大的供应危机，冬季库存预计最差将和去年持平。价格方面，从今年冬天紧平衡的天然气供需格局来看，TTF虽然不太可能直接回到往年的绝对低位水平，但是也很难再涨到数月前的高位。