【行业资讯】供给格局打破待重建，全球能源高价持续----2023年天然气行业策略_财富号

1. 全球天然气供给结构被打破

欧洲天然气供给格局巨变扰动全球能源供需

俄乌冲突后LNG在欧洲天然气进口占比大幅提升。2021年管道气在欧洲天然气供给结构占比达77%，其中俄气占比达37%。2022年初俄乌战争爆发后俄管道气对欧出口大幅下降，欧盟及英国LNG进口大幅提升，2022 年前10个月LNG合计占比38%，同比2021年提升15个百分点。

美国页岩气革命成为天然气新卖家

美国天然气页岩气革命后，变成天然气净出口国。2008年后，美国实现页岩气的大规模量产，天然气产量连年激增。2017年美国由天然气进口国变为净出口国。2016-2021年间美国天然气出口平均增速达 23.29%。2022年上半年美国LNG出口量达576亿m，占全球LNG出口份额的21%，超越澳大利亚和卡塔尔成为最大LNG出口国。

俄乌冲突后，欧美深化LNG市场合作。2021年12月，美国对欧天然气出口量首次超过亚洲。国际市场形成“欧洲溢价”，高价吸引供给，并且美对欧出口的航线相对便捷。2022年前八个月，美国天然气对欧洲十二国出口总量达1.63万亿立方英尺（约463亿m），占其全球LNG出口总量的62%，同比增长168%。

稳态天然气市场中地缘及经济因素影响供给

美国、俄罗斯、卡塔尔、澳大利亚为天然气主要生产国和出口国。欧洲与东北亚为最重要的天然气进口市场。欧洲与东北亚地区受资源储量限制，自产气不足，为全球最重要的两大天然气进口市场。

地理与经济因素决定天然气贸易的形式和进出口方向，管道气广泛应用于短途运输而 LNG应用于跨洋运输。亚洲：LNG为主，辅以中亚、俄罗斯管道气。2021年亚洲87%的天然气以LNG形式供给。澳大利亚，卡塔尔，印尼及美国以LNG形式向亚洲市场提供天然气。欧洲：管道气为主，LNG为辅。2021年欧洲77%的天然气以管道气形式供给。挪威、俄罗斯及北非国家主要以管道气形式向欧洲市场提供天然气。

LNG在全球天然气贸易中重要程度提升

全球范围内LNG贸易量已经超越管道天然气。管道气曾是全球天然气贸易的主流，2011年占全球天然气交易量的59%。2021年LNG在天然气贸易总量占比达51%，超过管道气。主要原因在于天然气增量市场主要都来自于LNG贸易。

LNG新格局即将形成

美国：生产效率整体提升活跃钻机及新钻井数稳步恢复。受2020年初疫情对美天然气生产造成冲击，低效平台暂时退出而高效平台技术持续进步，推动七大产区生产效率集体走高。2022年规模最大的阿巴拉契亚产区的生产效率较2019年提升54%。经济形势转好后大量低效平台恢复生产，天然气整体生产效率出现下滑但仍优于2020年前水平。美国天然气活跃钻机数量稳步提升，截至2022年12月达155个，基本恢复至2019年下半年水平。新钻井数持续修复，保障美国天然气开采长期稳定。

美国天然气产效产能双增，长期生产稳定，LNG出口能力有望长期提振。美国在建LNG产能556亿m/年，明确时间表的拟建产能950亿m/年，至2027年LNG出口能力可增加1516亿m/年。

LNG出口展望：亚洲市场供给较为平稳

澳大利亚：LNG市场主要在东北亚试水欧洲市场。2021年LNG出口总量为1100亿m，同比增长4.53%。2021年对中日韩三国出口占比分别为39%、35%、12%，在南亚及东南亚国家也具有一定销售规模。地理位置导致澳大利亚海运至欧洲运距较远，今年12月开始试水欧洲出口。预计长期依然以出口亚洲为主。

LNG出口展望：新兴出口国有望参与欧洲市场

非洲：多点开花，或为欧洲市场提供有限增量。阿尔及利亚、尼日利亚两国2021年向欧洲出口LNG分别为148、341亿m。此外，阿尔及利亚还通过管道气方式向欧洲提供天然气。非洲新兴市场发展较为良好，埃及和莫桑比克已启动新增LNG项目，有望对欧洲市场形成有限补充。

LNG进口展望：欧洲市场将长期加码LNG

北溪1号被炸后，欧洲对LNG的需求由柔性转为刚性。俄乌战争后，欧盟推出REPowerEU Plan，计划增加可再生能源投资，在2022年底对俄罗斯天然气的依赖减少2/3（约1000亿m），到2027年彻底摆脱对俄气的依赖。为弥补俄气缺口，欧洲大幅增加LNG进口，甚至在消费淡季保持高位采购。022年10月，俄罗斯管道气仅占欧洲天然气供给的5%，而欧洲LNG占比合计高达49%。北溪修复时间无预期，欧洲对LNG的需求变为刚性。

欧洲：LNG供给替换为市场转型主基调削减需求有助早日达成市场平衡。面对俄气退坡暴露的供给缺口，欧洲持续加码高价LNG完成对俄管道气的替代。在LNG短期内难以弥补缺口的情况下，削减天然气需求为实际可行之举。暂时转向其他化石能源：荷兰、德国等国被迫“气改煤”以降源使用成本。加速清洁能源转型：加速风电、光伏、氢能等清洁可再生能源发展以主动降低天然气消费量。受益于欧洲能源使用效率提升，近十年欧洲与欧盟的天然气消费量基本稳定在5500亿m/年及3900亿m/年左右，欧洲天然气市场新消费平衡水平预计将在目前基础降低15%-20%。

2. 受制基础设施瓶颈能源高价将持续

欧洲正全面增加对LNG接收能力的建设

目前欧盟大部分LNG接收能力相对集中，基础设施以陆上接收站为主。目前欧洲大型LNG接收占总周转能力约为2640亿m/年，其中欧盟国家1686亿m/年。欧盟LNG接收能力主要集中于西班牙、法国、意大利、比利时与荷兰五国，合计占欧盟LNG总接收能力的83%。

欧洲正全面增加对LNG接收能力的建设

俄乌冲突后全欧加速LNG接收能力的规划与建设。目前欧州仅有14个国家拥有LNG接收能力。北欧、中欧和东欧国家对俄管道气依赖度高，缺少 LNG接收装置储备。俄乌战争爆发后，欧洲各国加紧LNG接收能力的规划与建设，尤其是此前不具备接收能力的德国计划建设312亿m/年的接收能力。欧盟在建及规划产能合计1177亿m，占目前接收能力的70%。

灵活FSRU在新建LNG接收装置中重要性大幅提升。浮式贮存和再气化装置（FSRU）具有LNG接收、存储、转运及再气化外输功能，相较于陆上接收站，FSRU具有建设周期更快与资本开支更低的优点。为加速LNG接收能力扩张，各国选择FSRU作为新兴LNG接收设施建设的主流形式。截至2022 年10月，当前在建和规划的FUSR接收能力达694亿m/年，占总规划及在建接收能力的59%。

2023年起欧洲LNG接收能力高速扩张

欧洲LNG接收站利用率上升，但存在瓶颈。欧洲LNG接收站使用率长期偏低，2021年利用率不及50%。2022年欧洲LNG激增，4月最高时突破75%。LNG终端利用率存在地域性差异。因南欧终端主要服务当地市场，北方显著高于南方。考虑管网匹配情况，欧洲LNG实际进口量低于名义接收能力。乐观假设：接收站周转能力与使用率双增，至2025年增量超1000亿m。假如南欧LNG终端使用率持续上升，全欧平均利用率线性提升至75%，2025年欧盟LNG进口量可达1889亿m，较2021年提升约1100亿m。一般假设：以当前使用率为瓶颈上限，至2025年增量超800亿m 。参考2022年接收站平均利用率63%，推算2025年欧盟LNG进口量达1628亿m，较2021年提升超800亿m。

增量与存量替代合力 LNG运力需求大幅增长

2021年全球LNG运力保持稳定增长。截至2022年4月，全球共有641艘LNG船，包括45艘FSRU及5艘FSU。2021年全球共交付了 57艘LNG运输船和 4 艘 FSRU，同比增长 9.9%。欧洲LNG市场抬升运力需求，技术升级促进存量替代。2021年欧洲LNG贸易航次总计为1435次,仅为亚洲贸易的31%。俄乌冲突后欧洲LNG海运量需求大幅度提升创造巨额运力需求。2023年1月起生效新的环保EEXI法规，对目前占比达36%的蒸汽LNG运输船功率进行限制，加剧船舶不足影响。

欧洲LNG运力最早于2024年可匹配其接收能力

LNG市场运输条件概况 • 当前大部分活跃LNG运输船只容量为13-18万m，新船只容量更高。2021年LNG船只年平均周转次数为10.4次，因此平均一艘LNG运输船每年约可运输10亿m天然气。2021年欧洲约占全球LNG总运力的21%。乐观情况下：欧洲航线占比提升及周转率大幅提升，2024年运力可超越接收能力。欧洲航线占比从26%线性提升至30%，周转率随美国、北非等资源扩张而提升，伴随全球 2024年船队规模大幅扩张后，欧洲LNG运力可达2294亿m，可以匹配欧洲LNG总接收能力。一般情况下：欧洲航线占比提升及周转率小幅提升，2025年运力可超越接收能力。欧洲航线占比从26%线性提升至27.5%，周转率增长有限，则2025年欧洲LNG运力达2431亿 m，可以匹配LNG总接收能力。

2025年欧洲有望实现进口LNG对俄管道气的替代

乐观情况下，2025年欧洲天然气进口量较2021年可提升约1900亿m 。明确时间表和在建产能全部落地情况下（不考虑未明确时间表的项目），2025年随着拟建产能的落地全球可对欧出口约2965亿m天然气，LNG进口增量可完全替代俄罗斯管道气。一般情况下，2025年欧洲天然气进口量较2021年可提升约1600亿m 。不考虑拟建产能的情况下，2025年随着在建产能的落地全球可对欧出口约2634亿m天然气，可基本替代俄罗斯管道气。其中约有420亿方由俄罗斯供给，如欧洲完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖需更长时间。

3.欧盟谋划多举措控制能源成本

地缘政治动荡引起欧洲能源价格大幅波动

自去年下半年以来欧洲气价出现四轮上涨。第一轮：2021年9月，俄罗斯陆上管道气供给下滑，通过“亚马尔-欧洲”输送量大幅下滑，在11月短暂恢复后完全断供。第二轮：2021年底，北溪2号未通过欧盟批准投运，作为反制俄罗斯降低“兄弟”天然气管线的供给。第三轮：2022年2月，俄乌冲突爆发，俄欧关系降入冰点，欧盟意欲与俄罗斯天然气在2027 年前实现脱钩。第四轮：2022年6月，此前供给保持稳定的北溪1号输送量震荡下跌，并在9月初完全停供。

欧洲批发电价与气价波动高度趋同，同样经历多轮上涨周期。由于天然气发电边际成本高于其他能源，在“按清算价格统一支付”的市场设计下，气价对电价具有决定性作用，批发电价与天然气价格波动极高的相关性。自去年下半年来，欧洲各国电价基本与气价同步出现四轮上涨，在8月末气价最高点时，各国电力现货价格均创历史新高，法国及意大利电价一度突破700欧元/兆瓦时。

欧盟加强能源的供给安全与价格控制

欧盟委员会明确应对能源供给危机的主要目标。目前欧盟已从平衡供需、保障储气、联合购气、控制价格等多个方面推出较为全面而详尽的措施，以应对俄罗斯天然气危机带来的能源供给困境。

欧洲各国积极采取各种措施以应对能源危机

各国政府均聚焦于终端用户纾困，政策方向大同小异。各国政府通过实施削减能源税、征收暴利税、零售价格监管、家庭用户救济、对企业国有化及提供救济等措施，减少终端用户及零售企业的能源使用成本。削减能源税、零售价格监管及家庭用户救济为欧盟各国施政最重要的三个主要方向。

减税成为各国缓解终端用户能源成本冲击的重要手段。2022年上半年，税收部分分别在居民电价和非居民电价占比分别为23.5%和27.8%，同比 2021年上半年分别下降了15.6和18.6个百分点。

欧洲各国在关键议题上难以完全统一立场

共识难掩分歧，团结仍然任重道远。各国因能源结构、政治立场、经济结构等原因存在广泛的利益分歧。其中匈牙利对俄罗斯能源依赖程度高达54%，对俄能源态度与立场多次与其它欧盟国家相左。欧盟决策效率低下，关键问题屡次“议而不决” 。欧盟削减15%天然气用量协议在部分成员国阻力下由强制削减”被迫调整为“自愿削减” ，且出现大量“豁免”和“例外”条款。欧盟各国对天然气设置价格上限持相反态度，11月欧盟委员会提出的天然气限价方案引各方不满，一方认为设置上限危及天然气资源供给，一方认为保守方案无助于解决价格失控问题。

小结：欧洲明年能源价格中枢预计下移

LNG长协挂钩油价的斜率回升，欧洲气价底部难击穿$25/MBtu 。2022年国际LNG现货价格居高不下，与油价或美国亨利港价格挂钩的长协LNG资源相对廉价。因此新签LNG长协合同，挂钩油价的斜率普遍回升（由10%~11%回升至12%~13%）。2022年4轮欧洲LNG期货价格最低约$25/Mbtu，由于长协挂钩斜率回升，卖家成本也在变化，预计2023年欧洲气价最低不低于2022年的底部，较2021年及以前仍处高位。

2023年更有准备，终端能源价格中枢预计下移。欧盟层面：联合采购、设置上限等措施，多手准备应对能源短缺和高价难题，较2022年更有准备。成员国层面：注重减税与转移支付加强终端用户的保护，降源危机对社会与经济的冲击，主要手段有征收暴利税，削减能源税，加强零售价格管制与开启家庭用户救济措施等。各国能源结构、政治立场、经济结构等因素存在分歧，关键议题的决策上效率低下、“议而不决”的情况仍有待改进。

4. 投资分析

2022年国内天然气消费与海气进口双降

2022年我国天然气消费增速为负，国产气量平稳增长。2022年1-10月中国天然气表观消费量达2999亿m，同比下降1.1%，国内天然气产量为 1785亿m，同比增长6%。国产气与进口管道气为供气主力，合计占比77%。

短期：进口管道气及国产气可弥补LNG缺口

2022年中国对高价LNG现货需求触底 • 2022年1-10月中国LNG进口同比减少1394万吨，预计全年减少约1700万吨（约227亿m）。进口管道气及国产气增量可补充LNG减少的缺口。中俄管道东线2021年供气量为100亿m，2022年预计再新增100亿m，未来仍具有280亿 m增长空间；近年来，国产天然气年均增量约为150亿m；国产气和中俄东线的增量气可补充LNG进口所减少的缺口。

长期：积极签订LNG长协保障量价稳定

长协合同资源持续增加，远期可保障LNG供应量和价格的稳定。中海峰会上提出中国与海湾联合会国家在油气领域进行人民币结算，更有助于价格稳定。

报告节选：