2022年天然气行业深度研究报告 欧盟天然气供需格局分析

一、能源危机如何影响欧盟天然气供应？

天然气作为“最清洁的化石能源”，其价值即存在于由低碳代替高碳，以逐步实现向清洁 能源转型的进程。过去十年间，原油、煤炭在欧洲一次能源消费中的比例分别下降约 2、 5 个百分点，而天然气仍维持在 25%左右的平均比例，在以可再生能源为导向的能源转 型过渡期内，天然气的基础能源地位仍有望保持稳定。据 BP，21 年欧洲共消耗天然气 约 5711 亿立方米，较 20 年增长近 6%，占全球天然气消费总量的比例达 14%。

欧盟天然气进口依存度维持高位，俄罗斯占据绝对话语权。据欧盟统计局，21 年欧盟（27 国，不含英国、土耳其等）天然气消费量约 4100 亿立方米，近年来已基本保持稳定；而 欧盟天然气产量受资源枯竭及气田关闭影响大幅减少，21 年产量仅约 500 亿立方米，较 20 年减少 9%以上，进口依存度进一步升至近 90%。俄罗斯为欧盟第一大天然气进口来 源国，其供气量约占欧盟整体天然气需求量的 40%左右。据欧盟委员会，21 年欧盟天然 气总进口量约 3450 亿立方米，其中自俄罗斯天然气进口量 1550 亿立方米（1400 亿管道 气+150 亿 LNG），占欧盟天然气总进口量的 45%、总需求量的 38%以上。

俄乌冲突以来的制裁与反制交替，欧盟天然气供应危机愈演愈烈。自 22 年 2 月俄乌冲突 爆发以来，欧盟及其盟友共对俄罗斯实施了约 6 轮制裁，涉及金融、能源、运输、贸易 等多个部门及个体，而俄罗斯也凭借其资源国的地位对欧盟国家实施了能源品出口反制， 自 4 月底开始先后对欧盟多个“不友好”国家实施了天然气停供。6 月初美国自由港 LNG 出口设施的爆炸及重启延期进一步加剧了欧盟天然气的供应危机，欧盟天然气进口量自 6 月起持续回落。9 月末，“北溪一号”和“北溪二号”天然气管线遭受蓄意破坏，受损 管道修复时间将持续一年以上，无论后续俄乌冲突如何演绎以及对俄制裁能否解除，欧 盟在冬季期间通过北溪管线接收俄天然气的希望已彻底落空。

据 Bruegel 数据统计，截至 10 月 2 日（第 39 周）当周，欧盟天然气进口量已跌至过去七 年间最低水平，22 年至今欧盟天然气合计进口量约 3165 亿立方米，较去年同期增加 6 亿立方米；其中自俄罗斯天然气进口量约 601 亿立方米，较去年同期减少 568 亿立方米， 降幅近 49%。截至 22 年第 39 周，俄罗斯天然气进口量占比已降至 8%，较 21 年同期减 少近 31PCT。当前正值欧盟天然气加速补库存以应对冬季需求的关键时刻，供给端的扰 动持续推升天然气价格，22 年 8 月欧洲 TTF天然气均价约 242 欧元/MWh，同比增长 755%， 环比 7 月均价亦上涨近 38%。

欧盟将在未来 5 年内逐步消除对俄罗斯化石能源的进口依赖。欧盟此前于 21 年 7 月发布 “Fit for 55”一揽子立法政策法案，计划到 2030 年将温室气体排放量相较 1990 年减少55%，并在 2050 年实现碳中和。在此基础上，欧盟于 22 年 5 月正式发布“REPowerEU” 能源独立计划，预计在“Fit for 55”基础上额外投资 2100 亿欧元，通过天然气供应多样 化、提升可再生能源比例及节能等举措提升能源独立性，以消除欧盟对俄罗斯的能源依 赖。据该计划预计，2022 年底欧盟可减少俄罗斯天然气进口量约 2/3，2027 年之前可消 除对俄罗斯化石燃料的依赖。

REPowerEU 方案较为激进，该计划预计将通过多元化供气的方式解决约 600 亿立方米的 非俄天然气供应（其中 LNG 进口 500 亿，管道气进口 100 亿），加上节能、可再生能源 等的贡献，预计年内将完成 1015 亿立方米的俄气替代，占 21 年欧盟自俄罗斯天然气进 口总量的近 2/3。其他主流能源及智库机构对于俄气的替代规模及时间节奏看法不一，IEA 认为 22 年可替代约 500 亿立方米，而 Ember 等机构认为欧盟在 25 年即可完全摆脱俄罗 斯天然气供应。按照最保守预测来看，22 年欧盟或可将其对俄气的依赖减少至少 1/3， 25 年有望进一步减少 2/3。

总结来看，我们认为欧盟 REPowerEU 计划的核心即在于 600 亿立方米天然气的增量供应 是否可实现，这涉及到管网的分布及产能利用率，液化及再气化设施的运行能力，以及 LNG 船舶等运输工具的可获取性等。接下来我们将重点分析欧盟在管道气及 LNG 方面 的进口增量获取能力，以判断欧盟在 2022 及 2023 供应能力最弱的两年是否会出现供给 缺口。

二、欧盟天然气产量能否增长？

全球油气资本开支下行趋势显著，短期天然气新增产量有限。随着全球碳中和的进程加 速，全球油气上游资本开支自 2015 年起断崖式缩减，欧美国家对于传统油气行业的高压 政策使得部分能源巨头企业已开始逐步剥离部分油气资产，将重心转移至能源转型及新 能源项目投资，而油气价格的长期低位也使得能源巨头对新增资本开支十分谨慎。2021 年全球累计实现油气上游资本开支 3620 亿美元，较 20 年增长 6%，仍位于历史低位。资 本开支的长期缩减将进一步影响能源供给，虽然价格上涨会刺激厂商的扩产意愿，但目 前全球天然气钻机数量尚未恢复到疫情前水平，短期天然气新增产量仍较为有限。

欧盟天然气产量逐年减少，未来增量或仅来自罗马尼亚。欧盟国家中，荷兰与罗马尼亚 合计天然气产量约占欧盟 27 国产量的 60%以上，其中荷兰贡献约 43%的产量。随着近年 来欧盟内部对于化石燃料开采端的投资收紧，以及资源端的逐渐耗尽，欧盟天然气自产 量大幅减少，21 年合计产量约 505 亿立方米，同比减少 9%，自 2010 年以来减少近 66%。 22 年以来，欧盟天然气自产量进一步减少，前 7 个月产量约 278 亿立方米，较 21 年减 少近 30 亿立方米。

从欧盟主要产气国来看：1）荷兰已自 2018 年起变为天然气净进口国，21 年产量约 181 亿立方米。荷兰格罗宁根气田是欧盟最大的气田，储量约 4500 亿立方米（相当于欧洲自 俄罗斯年进口量的 3 倍），但多年来大量的天然气开采严重破坏了矿床上方的土地稳定， 导致该地区地震频发，政府不得不大幅缩减其产量。据路透社，格罗宁根预计今年产量仅 45 亿立方米，明年进一步降至 28 亿立方米，荷兰政府预计于 2024 年前永久关闭该油 田。2）罗马尼亚作为欧盟第二大产气国，后续或将成为欧盟内部唯一具备增产潜力的国 家。罗马尼亚于 22 年 5 月中旬通过了海上法案，以解决多年来搁置在黑海的天然气勘探 和生产，位于黑海上的 Midia 天然气开发项目已于 22 年 6 月投产，该项目年产量为 10 亿立方米，预计年内可提供约 5 亿立方米天然气增量。

22 年上半年，欧盟天然气月度产量平均较 21 年减少约 4.3 亿立方米。我们假设： （1） 欧盟其他国家产量不变，22 年下半年产量趋势与上半年相符； （2） 荷兰明年减少 17 亿立方米产量；罗马尼亚 22 年增加 5 亿立方米产量，23 年增加 10 亿立方米。 总结来看，根据模拟测算结果，欧盟 22 年天然气产量合计约 456 亿立方米，较 21 年减 少约 50 亿立方米，23 年产量约 446 亿立方米，预计欧盟天然气产量将持续缩减。

三、欧盟天然气进口量是否会大幅下滑？

（一）短期管道气仍占据绝对份额，长期 LNG 进口比例有望提升

管道气仍占据欧盟天然气进口绝对份额。随着产量的逐步衰竭及投资开采受限，欧盟天 然气对外依赖度持续攀升，90%以上的天然气需求来自于进口。2021 年欧盟 27 国合计净 进口天然气约 3450 亿立方米，其中管道气净进口量近 2700 亿立方米，占总进口量的约 78%，保持绝对领先份额；LNG 净进口量约 750 亿立方米，2020 年来受疫情及运力紧张 影响，LNG 进口份额占比有所下滑，而 LNG 总进口量仍保持增长态势。

分进口来源来看，21 年欧盟管道气进口量主要由俄罗斯（53%）、挪威（30%）及阿尔及 利亚（13%）及阿塞拜疆（3%）贡献，核心供应集中在俄罗斯、挪威及阿尔及利亚，其 余国家受管道投资及建设周期影响，短期增量有限。LNG 进口量主要由美国（28%）、卡 塔尔（21%）、俄罗斯（19%）、尼日利亚（9%）及阿尔及利亚（8%）贡献，21 年进口分 布较为均衡，从后续出口潜力来看，美国液化能力持续扩张，22 年已成为全球第一大 LNG 出口国，对欧盟的 LNG 供应量有望持续增加；卡塔尔对长协合同及目的地条款较为执着， 与欧盟的供应谈判仍存在分歧；其余国家新增液化能力较为有限。

22 年下半年欧盟天然气进口量缩减，LNG 进口占比持续提升。22 年以来，随着俄罗斯 管道气出口量的减少与美国LNG的出口受限，欧盟天然气进口量自5月末开始持续回落。 据 Bruegel 数据统计，年初至今欧盟进口气源构成中，俄罗斯管道气占比已由 21 年的 40% 降至 19%，挪威、阿尔及利亚管道气分别占据约 33%、8%；LNG 进口份额占比已提升 至 37%，较 21 年增加 14 PCT。 由于管道气与 LNG 具有不同的边际影响与进出口潜力，接下来我们将分别分析俄罗斯、 挪威、阿尔及利亚和阿塞拜疆对欧盟的管道气出口能力，以及美国、卡塔尔和北非的 LNG 液化设施扩产节奏，以定量展示欧盟国家今明两年的天然气进口规模。

（二）管道气进口量：管线运输能力有限，俄气缺口难以弥补

1、俄罗斯：停供难恢复，管道气出口量大幅减少

俄罗斯管道气出口量持续增长，近 66%出口至欧盟。据 BP，截至 2021 年底，俄罗斯天 然气储量约 37.4 万亿立方米，占全球储量近 20%排名第一，自上世纪 90 年代起，俄罗 斯天然气产量稳步扩张，并带动出口量持续提升。目前俄罗斯管道气年均出口量约 2100 亿立方米，其中欧盟占俄罗斯管道气出口量的约 66%，而欧洲整体占比已达 80%以上。 据 IEA，2021 年俄罗斯出口至欧盟的管道气合计约 1400 亿立方米，占欧盟全部天然气进 口量的约 41%。

俄罗斯可供出口欧洲的管道气线路主要由 5 条（套）管线组成，目前实际供应的天然气 管线主要有 4 条（套）： （1） 北溪一号：2011 年投产，东起俄罗斯维堡，穿过波罗的海，抵达德国格雷夫斯瓦 尔德，全线长 1224 千米，设计年输气量 550 亿立方米，2021 年实际输气量约 592 亿立方米。 （2） 亚马尔线：1999 年投产，东起俄罗斯 Bovanenkovo 气田，经白俄罗斯、波兰进 入德国马尔诺，全线长 4107 千米，设计年输气量 330 亿立方米，2021 年实际输 气量近 316 亿立方米。 （3） 乌克兰中转线：由兄弟管线等若干条线路组成，经乌克兰进入罗马尼亚、捷克及 奥地利等国，设计年输气量 400 亿立方米，2021 年实际输气量约 400 亿立方米。 （4） 土耳其溪线：2020 年投产，由土耳其溪和蓝溪两条线路组成，其中土耳其溪线经 黑海由土耳其进入保加利亚、塞尔维亚等国，设计年输气量 315 亿立方米，2021 年实际输气量约 124 亿立方米；蓝溪线主要供给土耳其当地使用。 （5） 北溪二号：2021 年 9 月完工，与北溪一号为平行管线，设计年输气量同样为 550 亿立方米，自建设之初便引来众方博弈，在俄罗斯承认顿涅茨克与卢甘斯克从乌 克兰独立后，德国于 22 年 2 月暂停了其认证。

现有管线陆续停供，俄罗斯管道气出口量已大幅减少。自俄乌冲突爆发以来，俄罗斯通 过设备检修、停供的方式大幅缩减了欧盟管道气供应量，目前北溪一号管线输气量已降 至 0，9 月末北溪一号及二号管线经蓄意破坏后，修复重启至少需要一年以上时间；乌克 兰线自 5 月起维持低位输气量；亚马尔线已于 5 月起完全停供；仅有土耳其线维持正常 流量运行。据 Bruegel 统计，截至 22 年第 39 周，欧盟自俄罗斯 4 条管线实现合计天然气 进口量约 577 亿立方米，21 年同期为 1108 亿立方米，降幅达 48%。

北溪一号无限期停供，恢复供应难度较大。北溪一号作为连接俄罗斯与欧盟的最重要的 出口管线，其运行流量的边际变化将对欧盟自身的天然气进口规模及储气容量造成显著 影响，21 年输气量占欧盟全部管道气进口量的 20%以上。通常来讲，该管线会在每年 7 月中旬进行 10 天左右的年度例行检修，期间输气量将降至 0，之后可恢复 1.67 亿立方米 /天的流量水平。22 年以来随着欧盟与俄罗斯之间制裁与反击的螺旋上升式加码，北溪一 号输气量大幅降低：

（1） 6 月中旬因一台涡轮机故障及维修返还受限，输气量降至满负荷的 40%，不超过 6700 万立方米/天； （2） 7 月中旬开始年度例行检修，输气量降至 0； （3） 7 月底检修完成后，另一台发动机停止运作，输气量降至满负荷的 20%，约 3300 万立方米/天； （4） 8 月末再次检修维护，并发现多处设备故障，目前已“无限期”停止输气。 我们认为此次北溪一号完全停供后，再次重启难度较大。一方面是因为俄方指出恢复供 气的唯一障碍就是欧盟的制裁，取消制裁就会恢复供应，而欧盟则指责俄方将能源供应 武器化，考虑到欧盟本身立场及多轮制裁的实施效果，后续取消对俄制裁可能性较低； 另一方面，欧盟通过 REPower EU 等能源计划，已计划在 22 年底前将欧盟对俄罗斯天然 气的进口量减少 2/3。据北溪官网数据，截至 9 月 30 日，北溪一号年内合计输气量约 300 亿立方米，较 21 年同期减少 103 亿立方米；若后续完全停供，则 22 年全年输气量将较 21 年减少约 292 亿立方米，占 21 年欧盟全部天然气进口量的 8.5%。

考虑到欧盟摆脱对俄能源依赖的进度或进一步加快，针对俄罗斯管道气的后续供应情况， 我们将分以下情景来评估其在未来两年对欧盟管道气进口量的影响： （1） 中性情景假设：北溪一号自 9 月起完全停供，其他管道气维持现有流量供应； （2） 悲观情景假设：自 11 月起，全部管道气停止向欧盟供应。 （3） 23 年出口量维持 22 年水平。 根据不同情景假设的模拟测算结果，预计俄罗斯 22 年中性、悲观情景下将分别出口欧盟 管道气约 642、595 亿立方米，中性情景下 23 年出口量或将减少至 278 亿立方米。

2、挪威：高负荷运行延续，将成欧盟最大供气国

挪威天然气产量大幅扩增，近 72%出口至欧盟。自 90 年代以来，挪威天然气产量大幅 增长，而挪威国内的能源结构及能源需求趋于稳定，助力出口量逐年提升。据 BP，21 年挪威天然气产量 1143 亿立方米，出口量达 1131 亿立方米，出口占比近 99%，绝大部 分以管道气形式出口至欧洲，占欧盟天然气消费总量的约 1/4。挪威目前已经取代俄罗斯， 成为欧盟最大的天然气进口供应国，并已计划保持当前本国天然气的高产量直至 2030 年， 预计对欧盟天然气出口量将维持稳定。

现有管道高负荷运行，闲置产能有限。目前挪威向欧盟输送天然气的管道共有 5 条，管 道设计输气量约 943 亿立方米/年，其中 3 条输往德国，剩余 2 条分别出口至法国与比利 时。据牛津能源研究所，21 年挪威出口欧盟天然气量约 819 亿立方米，总体产能利用率近 87%，其中比利时出口利用率已接近 100%，理论闲置产能仅 124 亿立方米。考虑到管 道及气田的日常检修维护，实际管道气出口闲置产能或较为有限。 （1） Europipe I：由挪威输送至德国，全长 620 公里，设计输气量 167 亿立方米/年； （2） EuropipeⅡ：由挪威输送至德国，全长 658 公里，设计输气量 260 亿立方米/年； （3） Norpipe：由挪威输送至德国，全长 443 公里，设计输气量 162 亿立方米/年； （4） Franpipe：由挪威输送至法国，全长 840 公里，设计输气量 200 亿立方米/年； （5） Zeepipe：由挪威输送至比利时，全长 814 公里，设计输气量 154 亿立方米/年。

22 年以来，挪威已批准多个油气田的增产许可，据 5 月份挪威官方预测，挪威 22 年天 然气产量将达 1220 亿立方米，较去年增长 8%。可以看到，挪威已最大限度地提高产量 与出口量，并不断推迟夏季常规维护以保证出口量的稳定，而随着挪威出口能力已接近 极限，后续供应的灵活性将减弱，22Q4 的同/环比增长亦较为有限。据 Entsog 数据统计， 2022 年前 8 个月挪威出口至欧盟的管道气数量约 628 亿立方米，较 21 年同期增加 107 亿立方米，增幅近 21%，已基本维持满负荷运行状态。

新建管道及英国转输可贡献边际增量。现有管道之外，由挪威经丹麦运往波兰的波罗的 海管道（Baltic Pipe）预计将于今年 10 月起投入使用，该管道连接 Europipe II 天然气管 线，首次将挪威天然气直接输送到丹麦和波兰市场。波罗的海天然气管道总长约 900 公 里，设计输气能力为 100 亿立方米/年，与 21 年波兰自俄罗斯进口气量相当，2023 年管 道满负荷运行后，波兰或将完全停用俄罗斯天然气。 另一方面，鉴于挪威向欧盟输送天然气的管道利用率已近极限，理论上仍有可能通过增 加从挪威到英国的天然气出口，再由英国 BBL 和 Interconnector 管道分别增加向荷兰和 比利时的天然气供应，以实现欧盟进口气量的提升。据 Entsog，22 年前 8 个月由英国 Interconnector 管道出口至比利时的天然气约 104 亿立方米，而去年同期贡献为 0。

考虑到挪威现有管线产能利用率较高，在建管线产能稳步推进，我们假设： （1） 22 年下半年出口量趋势与上半年相符，23 年各月出口量维持 22 年水平； （2） 波罗的海管线 10 月正式投产，22 年内按照一半产能利用率运行，23 年实现满负 荷运行。 根据模拟测算结果，预计挪威 22 年将出口欧盟管道气约 965 亿立方米，较 21 年增加约 130 亿立方米；23 年出口量有望增至 1052 亿立方米。

3、阿尔及利亚：供应稳定性匮乏，短期增量有限

阿尔及利亚可供出口气量有所收窄，近 88%出口至欧盟。得益于与欧洲隔海相邻的地理 优势，以及横跨地中海与欧洲相连的管道网络，非洲约 72%以上的天然气均出口至欧洲 市场。阿尔及利亚作为非洲陆地面积最大的国家，拥有丰富的天然气储量资源，据 BP， 20 年底阿尔及利亚天然气储量 2.3 万亿立方米，仅次于尼日利亚位列非洲第二。阿尔及 利亚亦是非洲第二大天然气消费国，2010-2021 年阿国内天然气消费 CAGR 约 5.5%，而 同期产量增速仅约 2.4%，国内快速增长的消费需求抑制了出口潜力的扩张。据 BP，2021 年阿尔及利亚出口量约 549 亿立方米，占非洲总出口量的一半以上，其中管道气出口量 约 389 亿立方米，近 88%出口至欧盟国家。

目前北非对欧盟的管道气出口主要由 4 条管线组成，其中 3 条始自阿尔及利亚，经由地 中海/第三国抵达西班牙及意大利，1 条由利比亚国内出发经地中海抵达意大利西西里。 （1） TransMed：1982 年投产，起自阿尔及利亚的 Hassi R’Mel 气田，向东北方向经突 尼斯及地中海到达意大利北部地区，全长 2475 公里。管道设计输气量为 340 亿 立方米/年，2021 年实际输气量约 201.4 亿立方米。 （2） MEG：1996 年投产，起自阿尔及利亚的 Hassi R’Mel 气田，向西经过摩洛哥及地 中海连接西班牙天然气管网，全长 1620 公里。管道设计输气量为 120 亿立方米/ 年，2021 年实际输气量 59.3 亿立方米。 （3） Medgaz：2011 年投产，起自阿尔及利亚的 Hassi R’Mel 气田，穿越地中海到达西 班牙阿尔梅里亚，全长 757 公里。管道设计输气量扩张至 107 亿立方米/年，2021 实际输气量约 79.8 亿立方米。 （4） Greenstream：2004 年投产，起自利比亚，穿越地中海到达意大利西西里，全长 520 公里。管道设计输气量 110 亿立方米/年，2021 实际输气量约 32 亿立方米。

低产能利用率下，现有管道出口增量有限，在建管道远期产能仍具有不确定性。北非现 有管道气出口能力 677 亿立方米/年，21 年出口量约 373 亿立方米，利用率仅 55%左右。 现有 4 条管道中，MEG 管道由于阿尔及利亚和摩洛哥之间的地缘关系恶化，其过境协议 自 21 年底到期后便停止续签，目前 MEG 管道已完全停止输气；Greenstream 管道由于利 比亚国内政局不稳，开采能力亦受到限制，出口产能利用率常年维持在较低水平，目前 已处于离线状态；Medgaz 管道不经过任何第三国，供应能力有较强的保障，然而因西班 牙在西撒哈拉问题上放弃中立立场转而支持摩洛哥，阿方于 22 年 6 月中止了阿西两国友 好条约，Medgaz 管道气一度出现停供，后续能否稳定供应仍存较大不确定性；TransMed 管道是目前唯一具有出口增量潜力的管道，意大利已与阿尔及利亚签署了未来两年增加 天然气供应的协议，其中 22 年内增加出口量 40 亿立方米，23-24 每年均将较 22 年额外 增加约 90 亿立方米的供应量，接近 TransMed 管道的最大输气产能。 在建管道中，Galsi 仍处于搁置建设状态；横跨尼日利亚、尼日尔和阿尔及利亚三国的 TSGP 项目设计输气量高达 300 亿立方米/年，自 02 年首次提出并签署谅解备忘录后便停 滞不前，尽管三国政府已于今年 6 月一致同意加快 TSGP 管道的建设工作，然而重启建 设需要 5 年或更长的时间周期，且非洲当地政局的稳定性、投资规模及意愿，以及欧洲 对于长协天然气的态度或仍将制约该项目的最终落地。

22 年阿尔及利亚出口至欧盟管道气量放缓，23 年有望重拾增长。22 年以来，阿尔及利 亚对欧盟天然气出口量并未明显增加，反而因阿国内自身需求量的增长、地缘政治博弈 加剧及出口闲置产能的减少而放缓。7 月 18 日，意大利与阿尔及利亚政府达成新协议， 协议规定年内阿尔及利亚对意大利出口的天然气数量将增加 40 亿立方米，整体出口量自 7 月下旬起有所反弹。据 Entsog 数据统计，2022 年前 8 个月阿尔及利亚出口至欧盟的管 道气数量约 218 亿立方米，较 21 年同期减少近 30 亿立方米，降幅达 12%。

考虑到阿尔及利亚管道气出口量自 8 月起逐步回暖，预计相关出口增量协议的履约概率 较高，我们假设： （1） 22 年下半年出口量趋势与上半年相符，23 年各月出口量维持 22 年水平； （2） 22 年对意大利的 40 亿立方米出口增量从 8 月开始体现，每月增加约 8 亿立方米； （3） 23 年对意大利的 90 亿立方米出口增量从明年 1 月开始体现，在 22 年出口量基础 上，每月增加约 7.5 亿立方米；根据模拟测算结果，预计阿尔及利亚 22 年将出口欧盟管道气约 342 亿立方米，较 21 年 减少约 17 亿立方米；23 年出口量有望增至 432 亿立方米。

4、阿塞拜疆：产量持续增长，出口维持高位

阿塞拜疆天然气产量大幅扩张，近 42%出口至欧盟。阿塞拜疆拥有的沙赫德尼兹气田于 1999 年被发现，是世界上最大的天然气田之一，天然气年产量可达 260 亿立方米。随着 产量的快速扩张及国内消费量的趋缓，阿塞拜疆天然气出口量大幅提升。据 BP，21 年 阿塞拜疆以管道气形式的天然气出口量近 196 亿立方米，几近全部销往欧洲，其中出口 至欧盟约 82 亿立方米，占比近 42%，其余主要销往土耳其。

目前阿塞拜疆运往欧盟的天然气主要通过南部天然气走廊（SGC）管道系统，该管道系 统主要分为三部分：南高加索天然气管道（SCP）、连接土耳其和希腊的跨安纳托利亚管 道（TANAP），以及通往意大利的跨亚得里亚海管道（TAP）。SGC 管线对阿塞拜疆及欧盟均具有战略意义，一方面该管线允许阿塞拜疆首次向土耳其以外的欧洲国家出口天然 气，另一方面该管线持续增长的出口潜力将为欧盟带来稳定的气源供应。自 TAP 管道投 产以来，阿塞拜疆已累计向欧洲输送了超过 150 亿立方米的天然气。 （1） SCP：2006 年投产，起自里海沙赫德尼兹气田，抵达格鲁吉亚与土耳其边境，全 长 692 公里。当前管道设计输气量为 250 亿立方米/年。 （2） TANAP：2018 年投产，起自土耳其东部边界，终点位于希腊边境，与 TAP 相连， 全长 1841 公里。初期管道输送能力为 160 亿立方米/年，2023 年预计将增至 240 亿立方米/年。 （3） TAP：2020 年投产，起自希腊边境，穿过希腊、阿尔巴尼亚和亚得里亚海，抵达 意大利南部，全长 878 公里。TAP 管道设计年输送量为 100 亿立方米，最大可扩 至 200 亿立方米。

22 年阿塞拜疆至欧盟天然气出口量维持高位，全年有望增加 40 亿立方米。里海沙赫德 尼兹气田预计将于 2023 年达到峰值产量，TAP 管道亦有望保持高负荷输气能力运行。22 年 7 月 18 日，欧盟与阿塞拜疆签署谅解备忘录，阿塞拜疆将通过南方天然气管道逐年增 加向欧盟的天然气供气量，至 2027 年形成年均 200 亿立方米以上的供应量，较 21 年出 口量翻番。据国家商务部数据，2021 年阿塞拜疆向欧盟出口天然气约 82 亿立方米，2022 年 1-8 月出口量近 75 亿立方米，较去年同期增长 50%以上，22 年全年对欧盟出口量有望 达到 120 亿立方米，天然气出口总量预计将达 230-240 亿立方米。

考虑到年内阿塞拜疆对欧盟的出口量增加趋势较为明朗，明年预计仍将维持高位；另一 方面，阿塞拜疆与亚美尼亚的边境冲突问题或将导致临近天然气管线的稳定运行产生隐 患，预计 200 亿立方米的出口目标在未来 2 年暂不会实现。我们假设： （1） 22 年下半年出口量趋势与上半年相符，23 年各月出口量维持 22 年水平； （2） 23-27 年逐步实现 200 亿立方米出口目标，其中 23 年新增约 20 亿立方米。 根据模拟测算结果，预计阿塞拜疆 22 年将出口欧盟管道气约 123 亿立方米，较 21 年增 加约 41 亿立方米；23 年出口量有望进一步增至 143 亿立方米。

（三）LNG 进口量：液化能力分布不均，美国主导增量供应

1、美国：液化能力快速扩张，对欧出口有望大幅增长

美国页岩气产量大幅增长，盈余支撑出口提升。页岩气革命以来，美国页岩气产量大幅 跃升，21 年产量达 7710 亿立方米，占天然气总产量的 74%，2010-2021 年间 CAGR 达 13%以上。页岩气产量的持续增长推动了天然气总产量的稳步提升，伴随国内出口设施 的完善，美国亦由天然气进口国变为净出口国。据 EIA，21 年美国天然气净出口量近 1090 亿立方米，其中以 LNG 形式的天然气净出口量达 1009 亿立方米，较 20 年增长近 49%。

液化能力快速扩张，美国已成为全球最大 LNG 出口国。2016 年以来天然气产量的快速 增长，带动美国出口液化设施的 FID（最终投资决策）进度加快，美国 LNG 的基准液化 能力由 2016 年的 1.2Bcf/d 大幅提升至 2021 年的 9.5Bcf/d，成为全球第三大 LNG 出口国。 进入 22 年，随着新液化设施的陆续投产运行，美国天然气出口能力再度攀升，据 EIA， 截至 22 年 7 月，美国 LNG 基准液化能力达 11.4 Bcf/d，峰值液化能力近 13.9 Bcf/d，已 超越澳大利亚和卡塔尔，成为全球最大的 LNG 出口国。

欧洲出口比例已提升至近 70%，上半年已完成全年增量计划。相较于澳大利亚与卡塔尔， 美国 LNG 出口合同对于最终目的地具有较强的灵活性，21 年下半年以来，欧洲市场天 然气价格的高溢价推动了美国对其出口的大幅增长。22 年前 6 个月，美国对欧洲地区（欧盟+英国+土耳其）的 LNG 出口量平均约 7.68Bcf/d，占全部出口量的 69%，22 年上半年 累计出口量约 394 亿立方米，较 21 年同期增加近 236 亿立方米，已超出美国对欧洲 22 年 150 亿立方米的 LNG 出口增量承诺。

量增：新增设施投放加速，25 年峰值出口量有望超 2000 亿立方米。截至 22 年 8 月，美 国共有 7 处天然气液化项目设施用于 LNG 出口。其中 Sabine Pass 6 号线 0.76Bcf/d 及 Calcasieu Pass 1-9 号线 0.79Bcf/d 的峰值出口产能分别于 22 年 2 月、5 月实现商业化投产 运行；Calcasieu Pass 10-18 号线有望于 9 月投入运营，预计将于 12 月起实现商业化运行， 届时将新增 0.79Bcf/d 的峰值出口能力，新建终端的大部分供应合同持有者为欧洲国家。 22 年美国 LNG 峰值出口能力有望达到 14.01Bcf/d，较 21 年增长超 20%。至 2025 年， 美国 LNG 峰值出口能力将达 19.67Bcf/d，对应最大出口量可达 2034 亿立方米。

量减：自由港停运时间近 6 个月，22 年对欧盟出口量或减少 50 亿立方米。6 月 8 日，美 国自由港发生 LNG 泄露并引发爆炸，随后进入停运检修状态。自由港 LNG 工厂是全球 第七大、美国第二大的液化设施，峰值液化能力达 2.38Bcf/d，占美国整体出口能力的 17%。 受此影响，美国 6 月 LNG 出口量回落至 10.02Bcf/d，较 5 月减少约 14.4 亿立方米。据自 由港官网披露，自由港液化设施预计于 11 月起逐步恢复运营，22 年底方可完成所有必要 的维修并恢复全面运营。22 年前 5 个月，自由港 LNG 平均出口量达 1.88 Bcf/d，其中 51.3% 出口至欧盟，预计自由港停运将影响对欧盟 0.96 Bcf/d 的出口量，按照 6 个月的重启时 间，将减少 50 亿立方米的对欧盟 LNG 出口量。

22 年上半年，美国对欧盟 LNG 出口量约 302 亿立方米，较去年同期增加 188 亿立方米。 考虑到 22 年美国 LNG 出口的增量与减量因素，我们假设： （1） 在新的设施投产前，美国现有设施的液化能力保持 6 月平均水平； （2） Calcasieu Pass 10-18 号线年底实现商业化运行，23 年起贡献满负荷出口量； （3） 自由港 12 月底恢复运行，23 年起贡献满负荷出口量； （4） Golden Pass 1 号线于 2023 年 9 月起商业化运行，年内贡献 3 个月满负荷出口量； （5） 23 年欧盟出口量占美国 LNG 峰值出口能力的比例与 22 年一致。 根据模拟测算结果，预计美国 22 年将出口欧盟 LNG 约 580 亿立方米，较 21 年增加 344 亿立方米；23 年出口量有望进一步增至 720 亿立方米。

2、卡塔尔：液化能力保持稳定，合同分歧制约出口提升

卡塔尔可供出口气量保持稳定，77%以上出口至亚洲。作为仅次于俄罗斯和伊朗的全球 第三大天然气储量国，卡塔尔在全球天然气，尤其是 LNG 贸易中发挥着重要作用。得益 于其在北方油田的持续勘探及投入，卡塔尔天然气产量于 21 世纪初开始大幅增长，目前 年产量约 1770 亿立方米，国内消费量仅 400 亿立方米左右，拥有较大的富余出口气量。 据 BP，21 年卡塔尔 LNG 出口量约 1068 亿立方米，其中欧盟国家合计出口量约 162 亿 立方米，占比约 15%，而亚洲国家合计占比高达 77%以上。

22 年 4 月以来，随着欧盟多国政要密集访问卡塔尔，以寻求卡塔尔向其出口更多天然气， 卡塔尔对欧盟 LNG 出口量有所增长。22 年前 7 个月，卡塔尔对欧盟国家的 LNG 出口量 近 130 亿立方米，较 21 年增长 41%，但较 20 年增幅仅 11%左右。我们认为这主要是由 于卡塔尔天然气生产能力暂无明显提升，天然气总体产量有限；且卡塔尔 LNG 出口多以 10-20 年长期合同为主，下游客户稳定，现货市场供应量较为有限。

卡塔尔 LNG 出口能力 25 年之前暂无提升，对欧出口量预计将维持稳定。据 GIIGNL， 截至 22 年 5 月，作为全球第三大天然气出口国，卡塔尔拥有 7710 万吨液化能力，折合 约 1064 亿立方米的 LNG 出口能力，目前液化设施的产能利用率已近 100%。22 年 6 月， 卡塔尔启动北部海上天然气田扩建项目，耗资约 300 亿美元，其中 25 年末预计新增液化 能力 3300 万吨，27 年新增 1600 万吨，27 年完全建成后出口能力将提升至 1.26 亿吨/年 （折合约 1740 亿立方米），届时将成为仅次于美国的第二大天然气生产国。 可以观察到的是，卡塔尔在 22-25 年底之前并无新增液化能力，而现有设施多有稳定的 长协购买厂商，欧盟国家获取卡塔尔增量 LNG 供应难度较大。一方面，卡塔尔希望与欧 盟国家签订期限约为 20 年的长期合同，而考虑到欧盟自身对于化石燃料的替换节奏， 签订长约难度较大；另一方面，卡塔尔对于出口 LNG 的目的地条款较为执着，限制相关 LNG 进口国家将天然气重新输送到欧洲其他地区。截至 9 月末，卡塔尔仍未与欧盟国家 签订新的实质性LNG供应合同，我们预计卡塔尔的LNG出口结构仍将以亚洲国家为主， 对欧盟的出口量或仍将维持当前水平。

22 年上半年，卡塔尔对欧盟国家的 LNG 出口量约 95.8 亿立方米，较 21 年同期增加约 18.1 亿立方米。考虑到卡塔尔未来 2 年无新增液化能力且供应格局较为稳定，我们假设： （1） 22 年下半年出口量趋势与上半年相符； （2） 23 年出口量与 22 年保持一致。 根据模拟测算结果，预计卡塔尔 22 年出口欧盟 LNG 形式天然气约 219 亿立方米，较 21 年增加 53 亿立方米；23 年出口量约 219 亿立方米，与 22 年一致。

3、北非：亚洲出口仍占较高比重，产能利用率增幅有限

非洲 LNG 出口量保持稳定，亚洲占据较大出口份额。受限于本土产量及液化能力提升 有限，非洲 LNG 出口量已基本保持稳定，据 BP，21 年非洲 LNG 形式的天然气出口量 约 585 亿立方米，其中北非国家阿尔及利亚、尼日利亚和埃及合计占比近 83%。北非 LNG 出口目的地中，欧洲地区合计占比约 56%，亚洲地区占比近 40%，后续欧盟若想增加从 非洲进口的 LNG 数量，则将依赖于北非国家产能利用率的提升以及少量的现货 LNG 供 应，且将不可避免地与亚洲陷入价格竞争。

北非天然气出口利用率偏低，未来两年暂无新增液化产能投放。由于北非整体缺乏基础 设施投资，产量受限的同时国内消费量亦逐步上升，使得天然气整体出口量增长乏力， 加之阿尔及利亚 Skikda 及埃及 Damietta 液化设施故障及检修较为频繁，进而导致出口产 能利用率偏低。据 GIIGNL，截至 22 年 5 月，北非共拥有 5970 万吨液化能力，折合约 824 亿立方米的天然气出口能力，21 年产能利用率约 60%左右。在建产能中，尼日利亚NLNG 7 号列车从 2021 年 6 月开始施工，工期约为 5 年，建成后将新增约 15 亿立方米 的天然气出口增量；阿尔及利亚和埃及暂无新增液化能力计划。

22 年北非对欧盟 LNG 出口量有所提升，但增量仍较为有限。22 年前 7 个月，北非对欧 盟国家的合计天然气出口量约 234 亿立方米，较 21 年同期增加约 63 亿立方米，其中主 要增量来自于阿尔及利亚（较 21 年增加 55 亿立方米）。除阿尔及利亚外，年内具有较强 确定性的增量来自于埃及，据路透社，意大利能源集团 ENI 与埃及天然气控股公司 (EGAS) 达成协议，以提高埃及国内天然气气田产量。同时，欧盟、埃及和以色列三方 已签署谅解备忘录，后续将通过以色列扩大对埃及管道气出口，进而由埃及增加对欧盟 的 LNG 出口量，预计年内埃及对欧盟出口量将增加 30 亿立方米。

考虑到北非 LNG 出口增量有限，年内新增量主要来自于阿尔及利亚和埃及，我们假设：（1） 埃及对欧盟出口增量于下半年开始体现； （2） 22 年下半年出口量趋势与上半年相符，23 年出口量与 22 年保持一致。 根据模拟测算结果，预计北非 22 年出口欧盟 LNG 形式天然气约 372 亿立方米，较 21 年增加约 99 亿立方米；23 年出口量约 372 亿立方米，与 22 年一致。

4、俄罗斯：液化能力有限，后续供应存疑

俄罗斯 LNG 出口能力较为有限，亚洲客户占比更高。受制于较低的液化能力，俄罗斯 LNG 出口量较为有限，据 BP，21 年俄罗斯 LNG 出口量约 400 亿立方米，占俄罗斯天然 气全部出口量的约 16%。出口目的地中，亚洲地区合计占比近 56%，欧盟国家占比约 36%。

与俄罗斯管道气分析一致，我们分以下情景来评估其对欧盟 LNG 进口量的影响： （1） 中性情景假设：欧盟未来两年不会完全剔除俄罗斯天然气供应，考虑到欧盟对 LNG 依赖程度较高，俄罗斯仍会供应少量 LNG，出口量与 21 年一致； （2） 悲观情景假设：自 11 月起，全部 LNG 停止向欧盟供应。 根据不同情景假设的模拟测算结果，预计俄罗斯 22 年中性、悲观情景下将分别出口欧盟 LNG 约 148、120 亿立方米，中性情景下 23 年出口量 148 亿立方米，与 22 年一致。

（四）近忧已解，远虑仍存

综合管道气与 LNG 进口情况来看： （1） 中性情景下（俄罗斯维持现有供应量不变），欧盟 22 年天然气进口量可达 3483 亿立方米，较 21 年增加约 33 亿立方米，23 年或降至 3458 亿立方米； （2） 悲观情景下（俄罗斯自 11 月起完全停供），欧盟 22 年天然气进口量可达 3409 亿 立方米，较 21 年减少约 41 亿立方米，23 年或降至 3032 亿立方米。 总结来看，即使在俄罗斯年内完全停供的悲观情景下，22 年欧盟天然气进口量依然不会 大幅减少，主要系年内俄罗斯仍将贡献约 20%的进口量，且 LNG 进口量创历史新高。 真正的供应短缺风险来自于 23 年，在其他进口来源保持满负荷运作的背景下，无论俄罗 斯是否断供，欧盟天然气进口量均会出现下滑；若俄罗斯于 23 年完全断供，则欧盟天然 气进口量将较中性情景大幅缩减约 426 亿立方米。

四、欧盟 LNG 接收能力能否匹配进口量？

欧盟整体 LNG 进口能力较为可观，但不同国家差异较大。截至 2022 年 6 月，欧盟共 有 11 个成员国拥有 LNG 接收终端，总再气化能力超 1600 亿立方米/年，总储存能力 765 万立方米。虽然欧盟拥有较为可观的进口能力，但其 LNG 终端分布的不均匀使得各国之 间差异较大，欧盟 LNG 进口设施主要位于西欧，西班牙、法国及意大利分别拥有 600、 330、160 亿立方米的天然气进口能力，合计占比近 70%；而德国作为欧盟第一大天然气 消费国，目前尚无 LNG 进口设施。

欧盟内部管线输气瓶颈制约进口量增长。21 年欧盟 LNG 进口量约 750 亿立方米，产能 利用率约 47%，闲置产能近 850 亿立方米，其中超 40%的闲置产能集中于西班牙。据牛 津能源研究所，21 年西班牙进口 LNG 近 200 亿立方米，闲置产能近 350 亿立方米，产 能利用率仅 36%左右。伊比利亚半岛（西班牙+葡萄牙）拥有欧盟 41%以上的 LNG 再气 化能力，而西班牙与法国的管道输气能力仅 75 亿立方米/年，21 年实际输气量约 5 亿立 方米，即使后续保持满负荷运行，350 亿立方米的闲置产能仍无法有效利用。 此前西班牙与法国计划通过加泰罗尼亚比利牛斯山脉修建 MidCat 天然气管道，将额外增 加 75 亿立方米的出口量，后因环境影响和盈利能力质疑于 2019 年中止，短期内重启概 率较低。综合来看，西欧向欧洲中部及东部的管线输气产能瓶颈显著制约了欧盟内部LNG 的流转以及进口量的进一步提升，欧盟若想获取额外的 LNG 进口增量，则须依赖除伊比 利亚半岛之外的 LNG 进口设施产能利用率提升，以及更为灵活且布局均衡的进口设施产 能建设。

FSRU 或将成为欧盟提高 LNG 进口量的较优方案。FSRU（Floating Storage Regasification Unit，浮式储存和再气化装置）是集接收、存储及再气化为一体的船舶装置，配备推进 系统，兼具 LNG 运输船功能。与传统的陆上 LNG 接收站相比，FSRU 可由 LNG 运输船 改造，存储与再气化设备直接安装在船舶上，具有更大的灵活性，可以自由选择部署在 沿海地区。据 CRS，新建 FSRU 装置约需 3 亿美元，投入成本仅陆上终端的 50%左右， 而通过现有 LNG 船改造成本仅约 1-1.5 亿美元。2021 年底全球共有约 48 艘 FSRU，其中 8 艘位于欧洲，欧盟国家仅约 5 艘，绝大部分 FSRU 部署于亚洲及南美洲国家。

未来 3 年欧盟 LNG 进口能力将持续提升。相较于陆上终端 4-5 年的建设时间，新建 FSRU 可将时间压缩至 2-3 年，通过现有 LNG 船改造仅需要 1.5 年左右，而利用现有 FSRU 进 行再部署则仅需要不足 5 个月的时间。目前欧盟各国已加大 LNG 再气化能力建设，并押 注 FSRU 以期更快的获取进口增量。目前德国已租用 5 艘由 LNG 船改造而成的 FSRU， 其中 22 年底前有望新增再气化能力 75 亿立方米，其余设施将于 23-24 年陆续完成，总 进口能力将超 200 亿立方米；荷兰年内亦有望增加 80 亿立方米的 LNG 进口能力。

总结来看，欧盟 22 年即可增加约 170 亿立方米的再气化能力，我们按照 23 年新增再气 化能力的 1/3 为实际进口贡献，则欧盟 23 年理论进口能力将达 1890 亿立方米（现有 1600 亿方+22 年增量 170 亿方+23 年增量 120 亿方）。考虑到伊比利亚半岛与法国之间的管输 瓶颈，我们把西班牙与葡萄牙的闲置产能扣除之后，得到的即为欧盟的实际进口能力， 即约 1540 亿立方米；若西班牙与法国连接管线保持满负荷运转，则有望增至 1610 亿立 方米（1540+70），完全可以匹配中性、悲观情景下分别约 1552、1404 亿立方米的进口量。

五、欧盟如何缩减天然气需求？

（一）电力需求易增难减，工业需求面临冲击

需求旺季将至，欧盟天然气消费量面临压缩。欧盟天然气消费具有显著的季节性特征， 当年 4 月至 9 月为消费淡季，天然气消费量保持平稳；10 月至次年 3 月为冬季供暖季， 天然气需求大幅增长。以 21 年为例，4-9 月淡季合计消费量约 1493 亿立方米，月均消费 量约 249 亿立方米；10 月至次年 3 月需求旺季合计消费量约 2630 亿立方米，月均消费 量达 438 亿立方米。从天然气下游应用来看，欧盟 34%以上的天然气用于发电及加热， 居民用途占比约 25%，工业用途占比约 24%。 欧盟已从 8 月 9 日起正式履行削减天然气用量的自愿协议，各成员国同意在 2022 年 8 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日期间，将天然气需求在过去 5 年平均消费量的基础上减少 15%， 以节剩约 450 亿立方米的天然气。目前该削减计划仍然是自愿性质，且针对不同的成员 国有相应的豁免条款，因而总体实施难度较大；但若后续出现严重供应短缺情形，15% 的减量目标将成为强制性措施，政府或将介入并规范天然气的配给。

1、电力需求：非化能源发力不足，天然气发电需求或难以缩减

天然气发电占据欧盟发电量近20%稳定份额。电力需求占欧盟天然气消费量的34%左右， 为欧盟最大的天然气需求来源。据欧盟统计局，传统化石能源仍占欧盟总体发电量的 30% 左右，相较其他化石能源，天然气发电在减排及环保方面具有显著优势。自 2015 年《巴 黎气候协定》签署以来，欧盟天然气发电量稳步回升，据 Ember，21 年欧盟天然气发电 量达 524TWh，占各能源总发电量的 18%。

22 年欧盟总体发电量减少，天然气发电需求易增难减。22 年 3 月以来，随着能源危机的 发酵以及可再生能源的出力减弱，欧盟月度发电量均较去年同期有所缩减，22 年前 8 个 月欧盟总体发电量 1733TWh，同比减少 1%。分来源来看，核电为欧盟最主要的发电来 源，22 年内法国核电站老化+检修频繁致使发电量持续降低，德国目前仅存的 3 座核电 站中已有 2 座处于“待机状态”，如无意外仍计划在年内关闭，22 年前 8 个月欧盟核电 发电量 391TWh，较去年同期减少 15%，发电份额占比由去年同期的 26%降至 23%。可 再生能源中，水电受年内降水量减少影响大幅降低，22 年前 8 个月发电量 179TWh，较 去年同期减少 26%，抵消了光伏风电带来的发电量增长。 核电与可再生能源发电的减少，进一步增加了对于传统化石能源的发电需求，22 年前 8 个月欧盟煤炭、天然气发电量分别较去年同期增加 15%、7%，发电份额占比均同比提升 2 个 PCT 至 16%、20%。进入冬季取暖季后，可再生能源受气候影响发电量或将减少，而持续增长的发电需求将更多的依赖煤炭及天然气。考虑到欧盟关于气候变化的承诺以 及重启燃煤电厂的边际增量相对有限，我们认为欧盟天然气发电需求的缩减难度或将持 续增大。

2、工业需求：较大概率面临用气配给，化工行业首当其冲

工业需求或将成为天然气削减用量对象，化工行业首当其冲。工业需求占欧盟天然气消 费量的 24%左右，其中化工作为第一大耗能行业，天然气消耗占比近 38%。欧洲化工行 业对天然气的依赖程度极高，据 VCI 数据，德国化学和制药行业所消耗的天然气中，近 30%作为原材料，其余 70%用于生产蒸汽和电力，而欧洲化工行业天然气与电力的合计 能源消费占比近 2/3。考虑到欧盟天然气发电需求难以降低，居民需求亦难有实质控制， 工业需求或将成为削减天然气用量的主要实施对象，若发生天然气供给不足，则欧盟有 较大概率对工业板块实施天然气配给，而化工行业或将首当其冲。

（二）冬季温度或将成为影响需求的最大变量

往后来看，冬季温度或将成为影响欧盟天然气需求的最大变量。据世界气象组织 8 月末 预测，已存在两年的拉尼娜现象或将在未来 6 个月内持续，22 年 9-11 月有 70%的概率发 生，11 月-23 年 2 月逐渐下降至 55%。9 月 8 日，美国国家海洋和大气管理局（NOAA） 进一步将 9-11 月的发生概率上调至 91%，11 月-23 年 1 月发生概率亦有 80%。拉尼娜现象通常会造成太平洋海面温度的大幅降低，并影响全球的温度及降水模式，历史上来看， 拉尼娜现象的出现有较大概率带来全球范围内的气温下降。

据 IEA，欧盟供暖的平均温度在 22℃以上，供暖温度调低 1℃即可减少约 100 亿立方米 的天然气需求。欧盟居民供暖能源结构中，天然气占比近 40%，且份额较为稳定。2021 年受拉尼娜现象影响，欧盟冬季平均温度下降约 1.5℃，相应天然气需求增加约 120 亿立 方米；若 22 年内三重拉尼娜现象上演，则欧盟冬季温度有望继续下降，而欧盟保障居民 家庭的承诺，将导致潜在的供暖温度提升需求在与供暖温度下降的博弈中胜出，并进一 步推升欧盟天然气需求。

22 年上半年，欧盟天然气消费量约 2018 亿立方米，较 21 年同期减少近 247 亿立方米， 需求降幅近 11%。考虑到后续欧盟天然气消费量能否削减仍面临较多不确定性，我们将 分以下情景来评估其需求变动对供需格局的影响： （1） 需求不变：自愿性削减措施失效，欧盟天然气消费量维持过去 5 年平均水平； （2） 需求减少 15%：自 8 月起，欧盟削减 15%天然气用量至明年 3 月，23 年 4 月起 恢复过去 5 年平均消费水平； （3） 凛冬将至，需求增加：22 年冬季温度较 21 年下降 1℃，年内天然气需求额外增 加 100 亿立方米，23 年消费水平以过去 5 年平均消费量为基准。

总结来看，根据模拟测算结果，我们预计 22 年欧盟在天然气需求不变、需求减少 15%、 需求增加的情形下分别消费天然气 3873、3625、3973 亿立方米，23 年在节气措施失效 后预计需求将有所恢复。

六、结论：欧盟未来两年是否会出现气荒？

“节流”效果明显，欧盟已提前完成储气目标。欧盟已加快储气节奏。2021 年欧盟天 然气补库节奏的放缓及需求的超预期增长，大幅推动了天然气库存去化，22 年初欧盟天 然气库存仅约 600 亿立方米，占库存容量的 54%，位于近 6 年历史低位。年初至今对俄 制裁的不断加码制约了欧盟的补库水平，随着 3 月欧洲冬季供暖季的结束，欧盟已全力 通过“开源”+“节流”的方式加大储气力度。 欧盟于 3 月末发布天然气储存新规，计划于 11 月 1 日前完成 80%的储气目标，以确保有 足够的天然气度过冬天，并于 23 年开始实现冬季 90%的储气任务。据 AGSI+，欧盟已 于 8 月末完成 80%的储气目标，较此前目标提前约 2 个月，截至 9 月 30 日，欧盟天然气 库存约 931 亿立方米，储气容量占比已达 88%。4 月至今欧盟天然气库存约增加 652 亿 立方米，较 21 年同期增加约 192 亿立方米，而由上文分析可知，年初至今欧盟天然气进 口量并未较去年有明显增长，当前库存增量几乎全部来自于需求端的压缩，占 21 年总消 费量的约 5%。

欧盟内部储气水平差异较大，能否实现合理分配仍面临挑战。天然气的库存及提取能力 存在正向对应关系，即提取能力通常会随库存的下降而减弱。从过往来看，欧盟天然气 存储本身存在最低安全边际，即保留约 20%的最低库存以保证提取的正常运行，因而这 20%的储气容量不会被用于实际的库存消耗。从欧盟内部来看，各国储存容量差异极大， 东欧国家此前过于依赖管道气供应，储气容量较小；西欧国家虽拥有较大储气容量，然 而与其他国家之间的管线运输瓶颈限制了资源的再分配，且在天然气供应紧缺的情况下， 欧盟内部能否团结一致实现天然气资源的合理分配仍具有较大不确定性，欧盟内部国家 之间的结构性短缺将是大概率事件。

判断欧盟最终是否会缺气，取决于库存水平如何反应前文所述关于天然气产量、进口量 及消费量的综合影响。根据前文各项目的拆解，我们从供给端出发，分中性（俄罗斯维 持现有供应量不变）及悲观（俄罗斯自 11 月起完全停供）两种情景，基于需求端的变化 对欧盟天然气月度供需平衡表进行了详尽的测算，在扣减 20%的基础库存后，可以看到： （1） 中性情景：若需求减少 15%，则欧盟天然气库存具有较高的安全边际，且 23 年 起可随着 LNG 供应量的提升而顺利完成冬季储备；若需求保持不变，则欧盟天 然气库存于明年一季度有耗尽风险，且明年库存均将低于过去 6 年最低水平；若 年内需求因气温下降而增加 100 亿立方米，则欧盟天然气库存将于明年一季度转 负，欧盟将出现气荒。（2） 悲观情景：若需求减少 15%，欧盟天然气库存仍可安全过冬，但自明年二季度起 将持续位于最低库存水平以下，且明年冬季储气目标难以完成；若需求保持不变 或略有增长，则欧盟天然气库存均将于明年年初起耗尽，且将面临全年气荒局面。 总体来看，无论供需关系如何演绎，我们认为未来两年欧盟接近或低于历史低位天然气 库存水平都将是大概率事件，供给端的缺乏弹性很大程度上会进一步放大供需关系的脆 弱，而供应冲击事件将持续推升天然气价格。因此无论“凛冬将至”的近忧，亦或“气 荒断供”的远虑是否真的发生，海外天然气价格中枢均有望在更长的时间维度内维持高 位，而欧洲或将告别廉价能源时代。

七、重点公司分析

（一）广汇能源

公司是目前国内唯一一家同时拥有“气、煤、油”资源的民营企业。公司天然气板块主 要由自产气（吉木乃 LNG 工厂、哈密新能源工厂）及贸易气（启东综合物流公司、广汇 国际贸易有限公司）两大板块构成。 自产气：吉木乃 LNG 来源为公司控股的 TBM 公司所拥有的哈萨克斯坦斋桑油气田，利 用天然气经深冷处理后生产出 LNG 产品，设计年产能 5 亿方；新能源工厂 LNG 以自有 煤矿为原料，经碎煤气化加压使煤转化为天然气，再通过液化处理形成煤制 LNG 产品， 设计年产能 7 亿方。 贸易气：公司主要通过南通港启东 LNG 接收站项目，经海外贸易引进 LNG 资源，通过 境内贸易、接卸服务及国际贸易三种方式，赚取价差利润。目前启东接收站周转能力 300 万吨，年内将提升至 500 万吨；后续 6#20 万立方米储罐投产后，公司整体周转能力将达 1000 万吨以上。长协 LNG 气源方面，公司于 2018 年与道达尔签订十年供货协议，年供 气量约 70 万吨。

（二）九丰能源

公司是国内专注于燃气产业中游及终端领域的大型清洁能源综合服务提供商，主营 LNG 和 LPG 业务。公司业务布局已涵盖国际采购—远洋运输—码头仓储—加工生产—物流配 送—终端服务等全产业链，形成“海陆双气”的资源池格局。供气端：在 LNG 业务策略方面，公司采用“长约气对应国内直接终端用户”、“现货气对 应国际业务”的基本策略，以“长约＋现货”模式稳定量价，“海陆双气”资源池保障供 应。公司与马石油、ENI 分别签订了照付不议条款的长期采购合同，定价与 Brent 原油指 数和 JKM 天然气价格指数挂钩，其中与马石油合同期内提货量合计 416 万吨，约 80 万 吨/年；与 ENI 合同期内提货量合计 81 万吨，约 20 万吨/年。公司通过收购华油中蓝和 森泰能源两大 LNG 生产厂商，进一步扩大陆气资源池。 输配端：当前公司自有及租赁的运输船共 8 艘，其中 5 艘 LNG 运输船（3 艘自有，2 艘 租赁），1 艘 LPG 运输船（租赁），募投项目在建 2 艘运输船（1 艘 LNG 船，1 艘 LPG 船）， 可完全满足公司 LNG 及 LPG 产品的周转与运输，有效降低运输成本。当前公司东莞 LNG 接收站周转能力 150 万吨/年。

（三）新奥股份

公司为国内规模最大的民营能源企业之一，亦是国内首家拥有 LNG 接收站的民营企业。 公司拥有天然气全产业链业务，以天然气直销与分销业务为发力点，辐射至综合能源销 售、工程施工与安装、能源生产以及数字增值等业务。 天然气直销：依托舟山接收站、国家管网接收站以及其他资源方的串换，公司通过采购 国际天然气资源，辅以国内自有和托管 LNG 液厂等资源，实现向下游客户的稳定售气。 目前公司已与道达尔、锐进、雪佛龙、切尼尔、诺瓦泰克等能源供应商合计签署了 714 万吨/年的长期供货协议，价格指数选择与交付方式多样，供应稳定性持续增强的同时， 价格风险亦得到有效分散及优化。当前舟山接收站周转能力 750 万吨/年，舟山及城燃自 有储气设施储气能力达到 5 亿方。 天然气分销：从三大油购买天然气，并适时采购其他供应商的管道气和 LNG 资源作以补 充，通过自有管网向终端客户进行售气。目前公司在全国运营 254 个城市燃气项目，工 商业客户和住宅用户累计分别达 21万个及 2681 万户，天然气销售市场份额占比超 10%。

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