A 欧洲：气价上行空间有限实盘配资门户网
欧洲天然气供应偏紧，主产国之一的荷兰天然气产量进入下行通道。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，2013年起政府要求运营商逐步减产，荷兰天然气产量也从2014年开始持续下滑。今年4月18日，荷兰政府宣布，4月19日起格罗宁根气田将永久关闭并正式退出历史舞台。根据欧盟统计局的数据，今年1—5月，荷兰天然气产量为42.45亿立方米，同比减少16.67亿立方米，降幅达28.2%。而欧盟今年前5个月天然气产量同比合计减少了39亿立方米，荷兰减产的影响占比将近一半。按照荷兰今年1—5月的天然气产量进行推算，预计全年荷兰天然气产量同比再减少近16亿立方米。
欧盟的主要气源国挪威天然气生产有望恢复正常，将在很大程度上托底欧盟天然气供应。作为欧盟的主要天然气来源国之一，挪威在2023年下半年经历了检修、停产等一系列意外事件，导致对欧盟的出口量大幅回落。2024年以来挪威天然气供应基本正常，根据挪威石油管理局的数据，今年前5个月，挪威天然气产量为3.55亿立方米/日，同比增加5%。预计2024年全年产量为3.34亿立方米/日，同比增加3.7%，增量为44亿立方米。前5个月挪威对欧盟的管道气出口量也保持在正常偏高水平，平均供应量为2.64亿立方米/日，同比增加4.05%。
虽然对挪威的管道气进口量小幅增长，但欧盟天然气进口总量大幅下滑。Bruegel的数据显示，截至6月末，欧盟天然气进口量为8.25亿立方米/日，同比下降6000万立方米/日，降幅高达6.8%。
管道气方面，欧盟主要进口来源的供应量基本保持稳定。非洲地区如阿塞拜疆、阿尔及利亚等国的出口也都基本保持正常，甚至俄罗斯对欧盟的管道气出口也基本到了降无可降的地步，还略有增长。前期的主要输气管道北溪一号、北溪二号、Yamal纷纷下线后，今年俄罗斯继续通过土耳其以及过境乌克兰的管道来对欧盟输送管道气，其中土耳其的输送量同比增长50%，过境乌克兰输气量同比增长26.2%。一方面俄罗斯需要大量的油气出口来保障收入，另一方面，2023年出口基数较低，增量的影响也相对有限。
后期来看，俄罗斯对欧盟的管道气出口或进一步回落。俄罗斯过境乌克兰向欧盟输送天然气的合同将于2024年年底终止，俄气以及部分欧洲进口商均希望延长协议，但乌克兰已经表示不打算延长该协议，对任何让俄罗斯天然气继续过境该国输往欧洲的商业协议也不予考虑。目前4400万立方米/日的输气量也可能在今年下半年或是四季度开始提前减少。
相较于管道气，欧盟液化天然气（LNG）进口弹性更大，进口量的降幅更为明显，上半年平均进口量为3.15亿立方米/日，同比下降16.4%，且未来同样有进一步减少的风险。
6月下旬，欧盟对俄罗斯实施第十四轮制裁，其中包括了禁止在欧盟港口水域转运LNG至第三国以及禁止直接或间接为转运业务提供技术支持、服务等。根据船运数据，2023年俄罗斯LNG出口量为3140万吨，其中近50%流向欧洲市场。总出口量中有近10%的LNG会在欧洲港口进行转运，后期这部分LNG的供应可能也将受到影响。
亚洲天然气需求相对平稳，也在一定程度上为欧洲市场的供应留出余量。
受到冬季气温偏低影响，我国天然气需求强势复苏，根据IEA的数据，2023/2024取暖季我国天然气需求量同比增长9%，且2023年12月以及2024年1月的需求创历史同期新高。面对这一强劲需求，一方面我国天然气产量小幅增长，1—5月同比增加6.2%；另一方面我国也加大了天然气进口，且需求增速继续维持到二季度。海关数据显示，今年前5个月，我国天然气总进口量同比增加17.5%，其中管道气进口量增加16.6%，LNG进口量增加18%；预计2024年我国天然气需求将同比增长7%。
日韩两国天然气消费则出现回落。2023/2024取暖季日本天然气消费同比下降6%，消费下降的原因与欧洲市场较为相似，气温偏高以及可再生能源发电增量明显。日本2023年核电发电量同比增加50%，今年两座核电站有望重启，核电增速或进一步提升。此前日本政府曾宣布将从今年6月开始停止对天然气以及电力的补贴，市场担忧这将进一步影响日本的天然气需求。但考虑到近期日本通胀压力较大，8—10月政府将再度针对电费以及燃气费进行补贴，一定程度上提振消费。预计日本2024年天然气需求将同比下降1%。韩国2023/2024取暖季天然气消费同比下降1%，同样受到核电的影响，预计2024年需求将同比下降3%。
疲弱的需求使得欧洲气价在天然气进口大幅减少的情况下依然没有起色。
冬季气温偏高以及可再生能源发电量的增长导致欧盟天然气需求大幅回落。欧盟统计局数据显示，今年1—4月，欧盟天然气消费量为11.3亿立方米/日，同比下降3%。前4个月中仅有1月天然气消费量略高于2023年同期，其余月份均出现不同程度的回落。分板块来看，发电以及居民商业是消费下降的主要部门，而工业用气量则相对稳定。2023年冬季欧洲气温较往常偏高，取暖指数（HDD）较往年同期减少5%左右。天然气发电需求减少18%，主要受到可再生能源发电量大幅增长22%（140TWh）的影响。此外，欧洲再度重启核电也抑制了天然气发电需求。根据欧盟统计局的数据，2024年一季度这一趋势仍在持续，风力（同比增加8.1%）、水力（同比增加25.56%）、太阳能（同比增加17.9%）以及核能发电（同比增加3.8%）均取得较大增长。
工业用气基本保持平稳，低气价环境下供气基本正常，工业用气同比增长近15%。IEA预计2024年OECD欧洲地区天然气消费量增速在2%以内。法国重启核电以及加大可再生能源的利用将对欧洲天然气需求造成持续利空，而居民商业板块消费预计将较一季度小幅微增。
总体而言，下半年虽然欧洲市场的供应存在回落预期，但需求端同样增长乏力，在冬季没有极端气温的情况下，欧洲市场气价上行空间有限。
B 美国：关注后期供应增速
供应端，由于气价一度逼近1.5美元/百万英热的历史低点，2024年上半年美国天然气供应明显减少。以EQT为代表的部分美国天然气生产商在3月初陆续宣布将开始减产。根据EIA的数据，美国天然气产量从3月开始大幅下滑，单月环比减产3%，4月再度环比减产1.2%。低气价对上游勘探开发行业影响较大，从达拉斯联储今年3月的调研情况来看，天然气生产指数从2023年四季度的17.9降至2024年一季度的-17，降幅远超原油，二季度气价低位反弹后天然气生产指数才有所回升。从EIA的最新预测来看，预计2024年全年美国天然气产量为1035亿立方英尺/日，同比下降2.8亿立方英尺/日；下半年产量为1037亿立方英尺/日，同比下降11.5亿立方英尺/日，跌幅为 1.1%。
天然气产量对气价变化较为敏感，当美国HH天然气价格回升至2.5美元/百万英热上方后，EIA在7月报中明显上调了对2025年美国天然气产量的预期，不排除后期继续上调其产量的可能性。
需求端，美国气电以及商业板块需求较为坚挺，带动天然气总需求小幅增长。EIA的数据显示，2024年美国天然气主要下游中，商业预计同比增长2%，发电增长0.9%，其余下游同比均小幅回落。发电作为美国天然气最大下游，占比近40%，而今年上半年受到夏季前气温偏高的支撑，美国发电量同比增长近5%，发电对天然气的消费也同比增长5%。美国发电结构的变化和欧洲市场比较类似，今年上半年可再生能源的占比也在稳步扩大，太阳能发电量1—4月同比增加28%，4月风力发电量同比增加11%。但总体来看，天然气发电受到新能源的冲击相对有限，气电需求继续保持增长。下半年来看，根据NOAA6月下旬的预测，今年三季度美国气温大概率将高于均值，预计美国发电需求有望继续维持小幅增长，气电需求存在支撑。
出口端，自2022年9月Calcasieu PassT10-18上线后，美国已经有近两年时间没有新的液化装置投产，液化能力保持在140亿立方英尺/日。而根据EIA今年6月末的统计，今年下半年，美国预计有三季度上线的Plaquemines LNG Phase 1（1.58bcf/d）和四季度上线的Corpus Christi Liquefaction Stage III（1.51bcf/d）两套液化装置投产，合计液化能力达30.9亿立方英尺/日，其中Corpus Christi项目投产时间由原计划的2025年二季度提前至今年四季度。但考虑到从项目上线到正式投入商业运营间的调试时间，预计2024年新增液化能力的主力仍是Plaquemines LNG Phase 1项目，液化能力增速约11%。
由于欧洲天然气市场需求不振，而亚洲需求尚有中印支撑，2024年上半年，JKM持续升水TTF，美国LNG出口目的地发生较大变化。美国对欧盟出口量以及出口占比大幅回落，而对亚洲的出口持续上升，截至4月两者已基本持平。根据EIA的数据，1—4月，美国对欧盟国家LNG出口量由1月的74亿立方英尺/日下降至4月的43亿立方英尺/日，降幅高达42%，占比从56%降至42.6%；同期对亚洲国家的出口量由25亿立方英尺/日上升至38亿立方英尺/日，占比从19.25%上升至37.46%。后期来看，考虑到欧洲需求可能继续低于预期，美国LNG出口或仍以亚洲地区为主。
整体来看，三季度高温刺激发电需求，四季度传统需求旺季以及中印消费拉动的出口需求有望令美国天然气需求持续好转。去库速度有望快于2023年同期，气价或相对偏强实盘配资门户网，关注供应端的增长情况。（作者单位：建信期货）
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