天然气半年度报告：警报未解除，依然“命悬一线”

　　报告摘要

　　走势评级：TTF:看涨

　　报告日期：2022年7月14日

　　★欧洲天然气市场取决于俄气供应减量和进口LNG增量的平衡结果

　　对于欧洲天然气市场的平衡而言，最为重要的变量就是俄气进口减量与LNG进口增量的变化，在2022上半年，俄气进口减量与LNG进口增加基本上整合互补，由于需求的下滑，截至6月底，GIE欧洲库存同比是增加了100亿立方米。对于下半年，俄气最为重要的变量是Nord Stream I能否在7月21日恢复正常产能。倘若能恢复，俄气全年进口减量大约为490亿立方米，我们预期LNG全年进口增量为400亿立方米，上半年库存同比有多增100亿立方米，欧洲仍是以一个偏紧平衡进入到取暖季，意味气价波动率将显著回升。倘若Nord Stream I在下半年一直维持着40%的管容利用率，那么俄气的供应减量将增加至700亿立方米，该情形下对于欧洲来说简直是噩梦，只能通过价格暴涨进一步挤压需求的方式去实现再平衡。

　　★投资建议

　　天然气市场大的格局是供应结构被重置，即以LNG去替代PNG。过去俄罗斯与欧洲大陆形成了相互依存能源共生关系，在俄乌冲突的背景下，两者由共生走向决裂。欧洲只能依赖增加LNG进口量以弥补俄气PNG进口量的下降，这一重置过程显然在2022年无法完成，可能会需要3-5年的时间。在重置的时间范围内，天然气价格都将维持高波动率。然而高波动率本身又不具有可持续性，将维持周期性“暴涨暴跌”循环。每一次再平衡的过程都是依赖挤出边际需求来完成。全球经济或许不可避免将要走向衰退，但是我们并不认为天然气跟随其他商品将进入长期熊市。每一次低波动率都是为下一次“暴涨暴跌”做准备的。

　　由于俄气供应量大幅下降，即使Nord Stream I产能恢复正常产能的情况下，在进入到2022/2023冬季之前，整体依然是非常偏紧的状态。我们维持TTF的“看涨”评级，TTF下一轮的高点甚至很有可能超越前高。

　　★风险提示：

　　俄乌局势的变化；夏季和冬季的气温等。

　　报告全文

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　　H2022全球天然气市场回顾——TTF与HH呈蹊跷板效应

　　天然气市场在1H2022维持着2H2021的高波动率，TTF波动率在俄乌冲突后达到极值，首月行的价格一度涨至200欧元/MWh以上。俄乌冲突不仅导致天然气价格大幅上行，欧洲的电力价格也是大幅上行，涨幅丝毫不逊于天然气。极高的能源价格严重伤害了需求，因此能源用户基本上无法充分向下游传导，或者用户本身就是最终端。需求大幅萎缩加速了能源市场的再平衡，欧洲的电力和天然气价格均在俄乌冲突发生后大幅下挫，跌幅均超过50%。欧洲碳价一度从90多欧元/吨跌至60欧元/吨，碳价的下跌从侧面说明实体排放需求下降，企业不得不减产或停产以应对。在俄罗斯对于多个欧盟国家断气之后，市场对于天然气市场的担忧再度升温，TTF价格在震荡调整两个多月之后再度开启上涨。

　　Henry Hub市场在1H22与欧洲天然气市场呈现出“蹊跷板效应”。俄乌冲突导致TTF价格飙升的时候，HH反倒是非常淡定。当TTF价格大幅回落之后，HH价格反倒是开启了非常流畅的上涨。当HH见顶回落的时候，TTF价格重拾涨势。对此，我们并不能很好地去解释两者之间的奇妙关系，或许是TTF与HH的价差交易已经成为非常重要的套利交易模式。如果以各自的基本面来看，也并非完全不能解释。在我们的研究框架中，HH是以美国自身基本面为核心去定价的，尽管这个定价模式也在不断地进化，尤其是在2022上半年。

　　天然气市场，无论是欧洲市场还是美国市场，都是波动率大幅上升，再迅速回落，如此循环的模式。高波动是天然气市场在俄-欧能源共生关系出现裂痕或者割裂后最为重要的特征。高波动率本身并不可持续，所以天然气无法像原油一样形成长期牛市，只会有阶段性牛市。极高的波动率严重地伤害了市场的流动性，Nymex的持仓总量持续下降，这与油品市场所表现出来的结果基本是一致的。

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　　欧洲天然气市场——警报未解除，依然“命悬一线”

　　欧洲经历了非常难捱的一个取暖季。进入到取暖季的时候，GIE欧洲天然气库存较疫情前的5年均值水平向下偏离15%，天然气库容利用率不到80%。虽然非常紧张，但是通过价格暴涨挤出需求的方式，以及上一个冬天并不是特别寒冷，欧洲最终有惊无险地度过了上一个冬天，取暖季结束时库容利用率仅有25%。此后欧洲的库存水平累起来的速度非常之快，很快就将库存补充至平均水平之上，而且这还是建立在俄罗斯对欧供气水平大幅下降的基础之上。库存得以迅速补充一方面得益于LNG进口高位，另一方面则是需求大幅下降。需求的下降可以拆分为两个部分，一是因为高价格导致需求被挤出，二是因为用户主动规避俄气而被动减停产导致的。库存本身对于商品波动率具有非常重要的作用，欧洲的库存形势在缓解，TTF也维持了超过2个月的低波动率，直到俄罗斯断气扭转市场对于未来累库速度的预期。

　　6月中旬以来，市场对于衰退的预期越发加重。如果经济陷入到衰退之中，那么商品毫无疑问无牛市。对于天然气来说，天然气难免会受到整体商品市场情绪的传染。但是同时，天然气市场在潜在的商品熊市中有可能保持着更强的韧性，原因在于当前天然气市场的再平衡是通过高价格将需求大量挤出市场来完成的。当价格下来了，自然有一部分需求还要重新回来，恢复的程度则要看价格跌至什么样的水平。对于天然气市场来说，在俄罗斯与欧洲无法回归正常轨道的情况下，天然气市场的供应结构将会被重置，即LNG产能补充俄罗斯PNG供应的产能。在产能替换的过程中，初期波动会比较高，随着时间的推移，波动率将会逐渐下降。

　　在欧盟的天然气消费结构中，居民和商业占据40%的比例，工业占据超过1/3的份额，天然气发电所占的比例略少于居民商业和工业。当出现“气荒”的时候，电力行业的用气是首先受到挤压的。在以上三个部门中，电力行业对于天然气的价格最为敏感，工业次之，而居民和商业最不敏感。居民和商业的需求主要集中于取暖季，暖冬和寒冬对于天然气需求的影响非常之大，高达±200-300亿立方米。

　　欧洲天然气需求的下降主要集中于电力和工业两个部门。天然气发电量在1H2022同比下降22%。电力行业对天然气需求一般是通过天然气点火价差来调节。通常情况下，由于天然气是电力边际供应主要提供者，气价的上涨会推动电价上涨。如果电力系统紧张的程度不高，那么天然气的点火价差将会被压缩，进而减少对天然气发电的需求。相反，如果电力系统本来就紧张，这时即使气价大幅上涨，也需要给到气电足够利润才能维持电力系统的平衡。

　　由于能源价格高企，需求坍塌的幅度甚至超过了2020年新冠危机刚爆发lockdown时候。2022年，EU发电量同比降幅增加至26%，整个上半年发电量同比增速为-14%。从能源消费的角度来看，欧洲大概率已经在上半年陷入到了衰退之中。分类型来看，天然气、煤炭、风电和光伏在1H2022的同比增速分别为-22%、9%、-3%和2%。风电继续负增长，2021年环比2020年降9%。光伏小有增加，但是由于体量较小，对于整体的影响十分有限。煤电仍然维持较高的增速，部分原因是基数效应。当需求开始坍塌的时候，首先被挤压的是天然气发电端的需求，然后再到煤炭，再到可再生能源。目前天然气已经被严重挤出，正常需求轨迹可能在下半年充分传导至煤炭上。不确定因素在于天然气的供应进一步恶化，这会导致煤电被挤出市场的时间将会推后。煤炭的点火价差应该会提前反应。如果煤炭点火价差回归至盈亏平衡甚至转负，那么说明电力市场并不紧张，煤电将被挤压。相反，如果煤炭点火价差仍然处于较高位置，那么距离挤出煤电仍有一段时间。

　　在1H22，欧洲从俄罗斯进口管道气的数量同比下降36%。在6月中旬之前，除了Nord Stream以外几乎所有线路对欧洲出口量同比均有下降。造成俄气供应量下降是由两方面共同作用的结果，一方面是欧洲买家减少了提货量，另一方面则是俄罗斯主动减少供应。不少欧盟国家已经开始弃用俄气，立陶宛在4月初停止俄气进口，爱沙尼亚和拉脱维亚也是差不多同一时间停止进口。保加利亚、荷兰和波兰均宣布不再与Gazprom续订长约，现有长约在今年底到期。Gazprom在4月27日对保加利亚和波兰断气，5月21日对芬兰和6月1日对丹麦和荷兰断气，因为这些国家拒绝采用俄罗斯引入新的卢布支付条款。由于俄罗斯对Yamal-Europe在波兰境内管道运营商的制裁，该管道几乎是接近关停状态。在2H22，俄罗斯对欧洲的供气水平将在很大程度上取决于Nord Stream I管道能够恢复正常，若维持在当前水平，那么2022全年俄罗斯对欧洲供应气量将较2021年下降45%左右。倘若7月份Nord Stream I能够恢复正常，那么俄对欧天然气供应量在2021年将下降32%。

　　非俄管道对欧供气基本上都是处于满负荷状态，很难有进一步上升的空间。挪威对欧洲管道气容量上限就是3.5亿立方米/天，在2021/2022取暖季，管道利用率达到100%。我们预计2022年挪威对欧洲PNG供应量预计仅小幅增长。挪威石油能源部预计2022年对欧洲天然气供应量较2021年增加9Bcm。此外，阿塞拜疆的TAP管道也接近管道容量的上限（32MMcm/d）。根据普氏，TAP扩容至100亿立方米/年最早也是要到2025年左右。北非的PNG供应稳定在100 MMcm/d，较1H21同比下降30亿立方米。北非的同比减量与挪威上半年的同比增量基本相抵，使得PNG供应边际变化绝大部分都来自于俄罗斯。

　　尽管俄罗斯的供应量大幅下降，但是历史记录高位的LNG进口量有效地抵销了俄气进口量的下降。根据Kpler的统计，欧洲在1H22的LNG进口量为5280万吨，较2021年同期增加了1930万吨。全球LNG出口量在1H22同比增加1000万吨，而东北亚地区LNG进口量同比下降1090万吨。基本上全球LNG供应的增量和东北亚地区需求的减量全都贡献给了欧洲。欧洲LNG接收站的总产能是184百万吨/年，大部分产能集中在西班牙、英国和法国。22年上半年，法国、荷兰和比利时等国LNG进口处于产能上限状态。LNG接收站产能分布不均或将限制欧洲最大可进口的LNG数量。从单月进口来看，今年3-4月的水平基本上就是欧洲进口能力的年内上限。由于美国LNG出口减量以及亚洲LNG进口量预期在下半年将会逐步回升，欧洲LNG进口增速将在2H22较1H22明显下降。但是全年来看，LNG进口增量对于缓解欧洲天然气市场供需平衡起到了至关重要的作用。若没有LNG的增量，欧洲现在的情况会更加恶化。

　　对于欧洲天然气市场的平衡而言，最为重要的变量就是俄气进口减量与LNG进口增量的变化，在2022上半年，俄气进口减量与LNG进口增加基本上整合互补，由于需求的下滑，截至6月底，GIE欧洲库存同比是增加了100亿立方米。对于下半年，俄气最为重要的变量是Nord Stream I能否在7月21日恢复正常产能。倘若能恢复，俄气全年进口减量大约为490亿立方米，我们预期LNG全年进口增量为400亿立方米，上半年库存同比有多增100亿立方米，欧洲仍是以一个偏紧平衡进入到取暖季，意味气价波动率将显著回升。倘若Nord Stream I在下半年一直维持着40%的管容利用率，那么俄气的供应减量将增加至700亿立方米，该情形下对于欧洲来说简直是噩梦，只能通过价格暴涨进一步挤压需求的方式去实现再平衡。

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　　美国天然气市场——紧平衡持续

　　HH在1H22进一步演绎高波动率行情，从3.5美元/MMBtu一路上涨至9.6美元/MMBtu，然后在短短一个月左右时间从9.6跌至5.3美元/MMBtu。上半年HH的上涨有一部分原因是自身基本面改善的驱动。上一个取暖季，前半段温度偏高，后半段温度偏低，使得2021/2022取暖季整体去库的效果还是不错的，跟2020/2021取暖季的结果差不多，部分原因是天然气在美国电力结构中占比已经是独大的结果。

　　取暖季结束之后，美国天然气库存累积的速度整体还是偏快的，从库存偏离度的变化也可以看出。然而这并没有影响此后HH的上涨，自取暖季结束至6月中旬，HH的涨幅解决100%。此时，HH的上涨与美国的电价走势较为一致，也就是说其定价发生了一定的转变。当美国电力系统处于紧平衡甚至短缺的时候，电价的上涨为气价的上升打开了空间，即使天然气自身的基本面并没有发生太大的变化，其下游对于高气价的接受能力在上升。年初以来，HH涨幅超过100%，但是同期电价的涨幅不输气价，涨幅甚至超过了200%。在1H2022，气价见顶领先于电价见顶。随着气价暴跌，电价也随之暴跌。

　　2010年，煤炭在美国电力结构占比为40%，天然气为20%，而到了2020年，天然气升至40%，而煤炭降至20%。由于美国煤电产能持续退出市场，煤炭产能持续萎缩，以至于过去的煤气转换已经不再奏效，即当气价暴涨也不会显著刺激电厂将燃料转换至煤炭的需求，电厂已经成为天然气市场被动价格接受者，对于原料的定价能力显著被削弱。自2015年至2020年，大约平均每年有11GW的煤电产能退出市场。2021年，煤电产能退出数量降至4.6GW，但是到了2022年，退出的煤电产能增加至12.6GW，相当于2021年末时6%的煤电在运营产能。当核电出力不及预期的情况下，美国的电力系统就会承受着压力。

　　市场对于美国LNG出口高度关注，因为美国贡献了全球大部分LNG增量供应。2022年较2021年有Calcasieu Pass和Sabine Pass Train 6贡献部分增量，2023年美国LNG出口增量非常有限，直到2024年才有进一步显著增长。2022年6月8日，Freeport出口终端因为火灾而陷入停摆。Freeport的产能是1500万吨/年（2Bcf/d），据该司公告：产能完全恢复要到2022年底，3季度末产能可能部分恢复。Freeport无论对于美国国内的平衡还是全球LNG市场存在非常重要的作用，可能对后者的影响会更大一些，Freeport相当于全球LNG大约3.5%的在产产能，尤其对于欧洲急需美国LNG去替代俄气的情况下。

　　尽管天然气钻机数量在上升，但是尚未传导至美国天然气产量。自21年4季度以来，产量整体持平于95Bcf/d附近。上一轮天然气资本支出在2016年下半年启动，直至2018年见顶。上一轮资本支出的扩张明显地刺激了产出的增长，2H2016时干气产量大约是70Bcf/d，至2019年末干气产量增至95 Bcf/d附近，直到资本开支进入到下行通道后产量增速才明显放缓。从资本开支明显增长再到产量明显增长中间存在一定的时滞，大约有一年左右。上一轮天然气产量增长不完全是由天然气自身资本开支扩张所致，有相当大的原因是来自于伴生气的增长。气的产量见顶于油的产量见顶的时间差不多都是2019年末，也就是说如果美国原油产量不再进一步大幅增长，气的产量增长也会遭遇障碍。由于产量基数已经变得很大，产量实现增长的难度其实是越来越高的，因为需要更多的新开钻井才能抵销老井产量的衰减。

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　　亚洲天然气市场——预期2H22进口需求回升

　　在2022年1-5月，中国LNG累计进口量为2660万吨，较21年同期同比下降20%。同期PNG累计进口量为1840万吨，同比增速为11%。LNG进口同比减量为690万吨，而PNG进口量的增加量为190万吨，两者之间的差值为500万吨（68亿立方米）。天然气需求量大幅下降主要是受到国内经济下行以及本土疫情的双重冲击。中国大幅削减了LNG进口量，从而为欧洲通过增加LNG进口补充库存提供了契机，否则全球天然气市场将会变得更加紧张。国内疫情虽然一直有反复，但是不可能再回4-5月份的状态，我们预期在2H22LNG进口量将逐步回升。

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　　投资建议

　　天然气市场大的格局是供应结构被重置，即以LNG去替代PNG。过去俄罗斯与欧洲大陆形成了相互依存能源共生关系，在俄乌冲突的背景下，两者由共生走向决裂。欧洲只能依赖增加LNG进口量以弥补俄气PNG进口量的下降，这一重置过程显然在2022年无法完成，可能会需要3-5年的时间。在重置的时间范围内，天然气价格都将维持高波动率。然而高波动率本身又不具有可持续性，将维持周期性“暴涨暴跌”循环。每一次再平衡的过程都是依赖挤出边际需求来完成。全球经济或许不可避免将要走向衰退，但是我们并不认为天然气跟随其他商品将进入长期熊市。每一次低波动率都是为下一次“暴涨暴跌”做准备的。

　　由于俄气供应量大幅下降，即使Nord Stream I产能恢复正常产能的情况下，在进入到2022/2023冬季之前，整体依然是非常偏紧的状态。我们维持TTF的“看涨”评级，TTF下一轮的高点甚至很有可能超越前高。

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　　风险提示

　　俄乌局势的变化；夏季和冬季的气温等。