提高库存及储气率应是主要选择

欧洲的冬天一般是10月底至次年3月。然而，2022年，欧洲人在9月已经开始提前感受到前所未有的寒意。9月2日，七国集团（G7）和欧盟决定对俄罗斯的石油、天然气等能源产品设定“价格上限”。当天，俄罗斯天然气工业股份公司（下称俄气）以“技术故障”为由，宣布“完全停止”“北溪1号”管道天然气运输，且未提及恢复供应时间。能源战争由此进入白热化。

凛冬将至，欧洲能否摆脱天然气困境？天然气价格会否重现2021年的汹涌涨势？这或许是当下全球商品及资本市场聚焦所在。

图为欧洲天然气供需缺口统计（单位：亿立方米）

图为欧洲天然气库存变化（单位：月度，亿立方米）

图为欧洲主要天然气消费国储气率（单位：%）

A区域发展及现状

欧洲历来是能源相对匮乏的地区，无论是煤炭、石油还是天然气，均高度依赖进口。数据显示，2020年，欧盟总能源消耗的58%来自进口。

具体到天然气方面，从全球范围来看，欧洲是全球第二大消费地，消费量占全球的14.2%，仅次于美国。但其本土产能严重不足，地区整体自给率低，进而成为全球最大的天然气进口地区。2021年，欧盟天然气进口依存率高达83%。

从欧洲本土来看，其产能集中在挪威、英国、乌克兰和荷兰。2021年，上述国家天然气产量占欧洲天然气总产量的比重达87.3%。然而，鉴于已探明天然气储量连年衰竭的实际情况，叠加乌克兰陷入长期战争，未来上述国家可供大规模开发的新气源显然有限，因此，欧洲本土本就不多的产能预计进一步萎缩。数据显示，欧洲地区整体产量从2011年的2848亿立方米逐年递减至2021年的2104亿立方米，年平均增长率录得-3.0%。

图为欧洲区域内天然气产能及产量分布（单位：%）

图为欧洲天然气产量及其增速变化

与此同时，欧洲天然气消费量在2016—2020年保持平稳，并且在2021年因疫情复苏和能源危机进一步得到释放。供需错配导致欧盟国家天然气供需结构十分脆弱，供需缺口持续走扩。2021年的缺口高达3607亿立方米，创出11年内新高，天然气价格随之暴涨。

图为欧洲天然气消费量及增速变化

供需巨大的缺口需要外部进口的补充，包括与其毗邻的俄罗斯及隔海相望的美国。其中，俄罗斯始终是欧洲最大的天然气进口国。2021年，欧盟从俄罗斯进口天然气总量为1550亿立方米，约占其天然气总进口量的45%和总消费量的近40%。其中10%左右以LNG形式交付，而大部分则通过管道输送，主要包括“北溪1号”和“北溪2号”天然气管道项目。令人遗憾的是，前者已于近期完全关闭，后者因政治博弈导致完工遥遥无期。非俄国家（主要是美国）的LNG到货部分弥补着俄罗斯份额的缺失，在2019年后成为欧洲愈发重要的天然气缺口补充。

图为欧洲天然气进口量及来源（单位：亿立方米）

B价格体系及运行

在定价机制方面，从历史上看，天然气行业主要使用与石油价格指数挂钩的长协合约。尤其是在国际油价相对低迷的情况下，LNG长协合约中大多数买家倾向于选择与油价挂钩的定价方式。随着全球LNG供应快速增加，出口市场竞争加剧，多种定价机制衍生而出，主要指挂钩交易中心气价（如美国HenryHub、英国TTF、荷兰NBP、亚太JKM）的气对气竞争定价等。如今，越来越多的LNG购销合约与上述价格指数标的挂钩，或采用与油价和气价同时挂钩的混合定价方式，国际天然气贸易定价机制呈现多样化发展态势。另外，必须强调的是，上述价格指数多是基于交易枢纽的供需平衡而生，用于指导区域贸易，而全球统一的天然气定价体系至今尚未形成。

具体到欧洲而言，荷兰的TTF于2016年超过英国的NBP成为欧洲21个天然气交易枢纽中最活跃、影响力最大的一个，至今成为欧洲大陆唯一的天然气基准枢纽，其他欧洲大陆天然气枢纽基本按照TTF价格升贴水定价。需要补充说明的是，作为全球LNG进口需求最大的地区，欧洲受到外部供应和到货的掣肘更多，叠加政治形势多变，导致荷兰的TTF价格波动相对北美的HH更为剧烈。

图为全球三大天然气市场价格走势

C应对措施与可能效果

欧洲天然气进口主要依赖管道气，而在俄欧能源战争白热化的背景下，其对非俄LNG进口的诉求被动地迅速增强，增加LNG进口成为降低对管道气依赖的关键。遗憾的是，欧洲LNG接收能力一直较弱，LNG接收站设备方面的落后严重阻碍了欧洲国家在俄罗斯管道天然气出口被削减的情况下获得更多液化天然气的能力。根据国际燃气网统计，截至2021年年底，欧洲建成投运的LNG接收站为21座，总接收能力为1.58亿吨/年，相当于2362.1亿立方米。根据BP能源数据，2021年，欧洲LNG进口量为1082亿立方米，接收站利用率约为45.8%，而俄罗斯进口管道气量为1670亿立方米，若俄罗斯完全停止向欧洲输送管道气，欧洲现有LNG接收能力预计不足以弥补俄罗斯管道气缺口（2021年差额在588亿立方米）。意识到这一点的欧洲各国，已经陆续推出大陆终端LNG接收站的新建计划及被称为“FSRU”的浮体式LNG基地（比陆上LNG进口终端建设更快）。

显而易见，面对如此巨大的缺口，一方面，欧洲最有必要从需求端主动做出调整。2022年7月，欧盟召开了能源部长会议，会议决议，所有27个成员国应在2022年8月—2023年3月期间，将其天然气消费量在过去5年平均消费量的基础上削减15%。至于为何是15%，因为这个数字是基于欧盟委员会计算的最坏情况，即俄罗斯在异常寒冷的冬季之前或期间完全切断天然气供应。然而，针对不同成员国的特殊情况，为提高协议执行的有效性，欧盟对部分成员国予以部分或全部义务的豁免，这使市场对上述决议的落地产生质疑。欧盟共同决策的妥协机制，已经陷入了“囚徒困境”——在每个人都贪图个体最优解时，原本大家还可以达成次优解，事实上只能达成最次解。

另一方面，欧洲国家的库存及储气率成为应对凛冬的重要改进途径。俄乌冲突暴发后，在评估了冬季来自俄罗斯的天然气供应中断的风险后，欧盟通过协议要求，在2022年11月1日前，成员国的天然气储备率至少要达到总容量的80%。欧洲天然气基础设施（Gas Infrastructure Europe）的数据显示，截至8月30日，欧盟天然气储备率已经达到80.4%；9月5日，进一步升至81.9%，其中德国储气率达到86.1%，并且正在按照往年正常的储备速度推进。不过风险依旧存在——区域性的短缺不能被排除。即从欧盟层面来看，尽管总体达标，但匈牙利等国储气水平却一直低于过去的平均水平。

概括而言，为了应对不断迫近的寒冬，欧洲至少在如下三个方面做了准备并付诸行动：其一，提前及加速储气。截至9月初，欧洲主要消费国的储气率基本达到80%以上的预期目标，只是随着俄罗斯在9月2日完全断气，欧洲后续进一步的储气规划必然受到影响。其二，加快LNG接收终端的建设，以避免出现“有‘气’无力”的尴尬局面。不过，这一点上，不得不考虑相关接收装置的建设周期及落地时间的问题，预计在即将到来的冬季，尚难大面积交付使用。其三，削减15%的冬季天然气消费。这种立竿见影的举措最令人担忧的是，落地实施大打折扣。而从现有的信息来看，或难以避免。

在这个冬天，无论如何，预计天然气短缺情况或没有想象中那么糟糕，但完全走出天然气困境，尚属奢望，根本难改。

至于根本性的缓解举措，显然需要长周期的供需调节，包括区域市场结构和政治经济关系的调整与改进，其核心即是从供需两端实施有效措施加速有序地淘汰俄罗斯天然气。

事实上，早在2022年5月，欧盟委员会发布了所谓的RE Power EU计划，详细说明了到2027年将俄罗斯对化石燃料的依赖降至零所需的措施和投资。2022年6月，IEA进一步出台了减少欧盟对俄罗斯天然气依赖的10点建议，涉及新能源的开发、增强消费端的弹性等多项措施。

据IEA分析，德国的目标是到2024年夏季将俄罗斯天然气在其天然气供应中的份额减少到10%。从绝对值来看，这意味着德国的俄气进口量相较2021年大幅下降350亿立方米，直至2025年完全淘汰。意大利打算在2024年下半年逐步摆脱对俄罗斯天然气的依赖，而2021年进口量为290亿立方米。奥地利和法国都计划到2027年淘汰俄罗斯天然气。

整体而言，到2025年，俄罗斯对欧盟的天然气供应总量可能会从2021年的水平降至300亿立方米，降幅1200亿立方米。这将最终有效地将俄罗斯在欧盟天然气总需求中的份额降至10%以下，使俄气在2027年完全脱离欧洲市场。（作者单位；中原期货）