欧洲：库存充沛，气价反弹幅度或有限

近期天然气市场频频出现供应中断事件，推升天然气价格。

8月初，澳大利亚液化天然气生产商Woodside Energy部分员工计划罢工，欧洲TTF天然气价格单日一度上涨近30%。8月末，Woodside Energy与工会经过谈判达成协议，避免罢工。9月初，雪佛龙在澳大利亚Gorgon和Wheatstone的两个LNG出口设施的工人宣布从9月8日开始部分罢工，若未来谈判无果，9月14日起可能举行两周的全面罢工。受此影响，欧洲TTF天然气价格再度飙升，在三大天然气价格基准中涨幅最大。8月1日至9月7日，欧洲TTF天然气价格累计上涨16.2%，亚洲JKM天然气价格涨幅12.9%，美国HH天然气价格则下跌1.8%。

澳大利亚是全球最大的LNG出口国，2022年出口量达到8090万吨，同比增长2.4%，占全球总出口量的20%。根据国际天然气联盟（IGU）的数据，本次可能罢工的两个出口设施中，Gorgon的出口能力为1560万吨/年，Wheatstone的出口能力为890万吨/年，分别为澳大利亚第二大和第五大LNG出口设施，合计出口能力达到澳大利亚LNG总出口能力的28%，占全球LNG总出口能力的5.1%。

从出口目的地来看，澳大利亚LNG主要供应亚洲国家，日本是澳大利亚最大的LNG出口目的地，2022年澳大利亚共向其出口LNG3122万吨；其次为中国，出口量为2280万吨；接下来是韩国，出口量为1161万吨。可以看到，虽然澳大利亚LNG供应中断对亚洲市场的冲击最为直接，但欧洲天然气价格的涨幅却大于亚洲市场，主要原因在于欧洲自身天然气供应弹性不足，主要依靠进口LNG进行补充。

一方面，欧洲主要天然气产地的产量持续下滑。荷兰是欧盟最大的天然气生产国，但由于境内主产地格罗宁根气田的生产钻探持续引发地震，荷兰政府计划从今年10月开始关闭该气田，2024年10月1日彻底关停。今年前7个月，荷兰天然气产量同比减少31.5%。挪威气田检修维护时间超预期，对欧洲供应量偏低，6月中旬，管道运营商Gassco宣布国内1个气田和两个液化站检修时间将延长1个月，其间欧洲从挪威的管道气进口量同比减少13.5%。近期挪威境内最大气田，日产量达到1.25亿立方米的托拉尔气田检修完成时间从9月7日延长至10日，且12月5日前仍将有600万立方米的日产量无法恢复。此外，挪威还有多个气田检修延期，导致8月21日当周欧洲从挪威管道进口气量周环比下降34%。

俄罗斯对欧洲管道气供应量也大幅减少，1—8月，欧洲从俄罗斯管道进口气量平均为5.16亿立方米/周，同比减少69%。同期，欧洲管道气总进口量同比减少26.6%。产量下滑、管道气进口大幅减少的背景下，LNG成为平衡欧洲市场供需缺口的关键因素，澳大利亚LNG断供对欧洲市场的冲击不容忽视。

但另一方面，截至9月5日，欧洲天然气库容率达到92.46%，库容率较去年同期高10.33个百分点，为2020年以来同期最高水平，已经提前在11月取暖季开始前将库容提升至90%以上。受到库存基数较高以及需求弱势的影响，今年欧洲天然气注库进程明显快于去年。

欧洲市场天然气需求偏弱，IEA的数据显示，今年上半年，OECD欧洲国家天然气消费量同比减少10%。为了防止能源紧缺，2022年11月至今年3月，欧盟发布了一系列措施来主动减少电力需求。今年上半年，欧洲发电量同比减少61Twh，降幅4.6%，发电量创2008年以来新低。IEA预计2023年OECD欧洲地区天然气消费同比减少7%，其中发电需求同比下降15%，工业需求同比持平，商业需求下降4%。

后期来看，欧洲天然气供应偏紧，事件性的供应冲击仍可能阶段性拉升气价，但考虑到高库存以及需求偏弱，在没有极端低温的情况下，欧洲天然气价格上方空间相对有限。

美国：供应高位，关注需求季节性波动

今年二季度以来，在天然气需求季节性回升的推动下，美国天然气价格中枢低位反弹，HH主力合约价格从2美元/百万英热涨至目前2.5美元/百万英热，但美国天然气价格仍远低于去年同期水平。今年1—8月，美国天然气期货主力合约均价2.57美元/百万英热，较去年同期下跌近60%。

低气价尚未明显影响美国天然气生产积极性，EIA数据显示，美国天然气产量仍然保持高位，7月干气产量1033.9亿立方英尺/日；1—7月，平均干气日产量1025.8亿立方英尺，同比增长6%。EIA对美国后期天然气产量仍然保持乐观，大幅上调了美国2023年以及2024年的产量预测，预计2023年产量均值为1030亿立方英尺/日，同比增长5%，低气价对产量的负面影响有限。

目前美国天然气主产地中，Permian盆地是美国天然气供应的主要增量来源，上半年天然气产量同比增速高达15%，占到全美天然气增量的35%。该地区天然气大幅增产的主要原因是受到原油增产的影响，副产气体产量保持高位。今年一季度，Permian盆地月均钻探471口新井，同比增长17%，完井数量也同比增长15%。在高油价背景下，EIA已经多次上调美国今明两年的原油产量预期，预计Permian产区的副产气产量仍保持高位，产量增速能够对冲大部分其他地区的产量下降。

从消费端来看，由于近年来美国煤电以及核电产能持续退出，天然气仍然承担主要发电任务。EIA数据显示，2023年年底前，美国将有15GW的煤电产能彻底下线，受此影响，煤炭在美国发电能源中的消耗量占比将从2022年的20%降至15%。而天然气价格尚处低位，且美国今年又有3GW的气电产能投入运行，预计发电量占比将从2022年的39%提升至42%。从目前的预测情况来看，美国今年四季度发电量与去年同期相近，但居民用气量略有下降，国内天然气总消费量与去年基本持平。

出口方面，美国LNG出口持续增长，并向欧洲转移，但受制于LNG能力瓶颈，出口能力达到上限。欧洲快速超越亚洲成为美国最大天然气出口目的地，2021年12月，欧洲TTF天然气价格开始升水亚洲JKM天然气价格，成为全球价格最高的天然气价格基准，同期美国对欧洲和英国的天然气出口开始大幅增长。

EIA数据显示，2021年12月，美国对欧洲和英国的LNG出口占比首次超过50%，此后对欧洲的出口占比始终保持高位。俄罗斯对欧洲断气后，欧盟加大对美国LNG的采购，2022年，美国对欧盟和英国LNG出口占比进一步提升至62%，截至2023年5月，该比例仍保持在59%。

后期来看，美国LNG出口增速很大程度上受制于出口终端的建设进度，根据EIA统计，在Calcasieu Pass Train10-18于2022年三季度投产后，美国LNG液化能力约为114亿立方英尺/天，短期峰值液化能力140亿立方英尺/天。2023年1—7月，美国LNG出口量为117亿立方英尺/日，出口设施基本满负荷运行。2023年至今，美国暂无新的LNG液化站投产，LNG出口主要增量来自前期Freeport出口设施的恢复以及Calcasieu Pass的产能爬坡。EIA预计2023年美国LNG出口量为118.6亿立方英尺/日，同比增长12%。2023年美国也有望超越澳大利亚，成为全球最大的LNG出口国。

展望后市，在高油价带动下，美国天然气产量可能继续增加，叠加目前美国天然气库存远超往年同期水平，9月1日当周天然气库存同比高17.2%。美国气价中枢难以大幅走高，关注今年取暖季气温能否对需求形成超预期推动。（作者单位：建信期货）