LNG：发电格局拨云见日 天然气价格高歌猛进

（原标题：LNG：发电格局拨云见日 天然气价格高歌猛进）

年初以来，美国NYMEX交易所天然气期货价格持续攀升，Henry Hub天然气期货合约价格达到5美元/MMBtu左右的水平，并且上升势头不减。9月，欧洲TTF基准荷兰天然气期货已经突破65欧元/兆瓦时，不断刷新历史新高。亚洲的天然气和LNG价格同样出现大幅上涨。普氏发布的日韩综合到港价格JKM也达到了$27.53/MMBtu。我们认为，天然气暴涨的背后是消费激增和阶段性供应不足共同作用的结果。

需求端: 后疫情时代经济恢复、极端天气推动取暖、制冷电力需求暴增、全球碳中和推进。

2020年，新冠疫情导致的全球经济停摆、居民出行活动骤减拖累了全球的能源需求。2021年全球从新冠疫情的影响中逐渐恢复，电力需求跟随着社会活动、经济活动增加，也回到增长的区间。根据IEA的最新数据，全球电力需求预计在2021年增长5%，2022年增长4%。

与此同时，2021年，全球各地纷纷经历了极端天气，阶段性造成了电力需求的放大。英国经历了1922年以来最冷的四月，整个英国地区四月的平均气温在0.6摄氏度，比历史平均值低了2.8摄氏度。同时，德国、法国和奥地利也经历了近二三十年最冷的四月。气温没有如期回升导致了取暖需求超预期的延长。进入六七月，北半球又出现了异常高温的天气。加拿大英属哥伦地区气温达到了历史性的50摄氏度。中东部分地区气温也超过了50摄氏度。美国西北地区、印度北部地区夏季的气温也达到了十年的高位。2021年第二季度，亚洲夏季高温推动了燃气发电的需求。

此外，全球碳中和的大背景下，各国纷纷加大可再生能源在电力供应中的占比，降低燃料发电比例，但是可再生能源具有季节性鲜明、投资周期长、短期无法调节供应、存储效率不高、在极端天气下存在安全问题等问题。在可再生清洁能源中，水电占最大部分，约40%，其次分别是太阳能(行情000591,诊股)和风能。根据2020年的数据，全球使用水电占比最高的地区分别是南美洲、独联体。其中巴西是水电使用占比最高的国家，水电占了发电总量的70%。

但是2021年上半年以来，巴西正在经历本世纪以来最严重的旱灾。2021年前五个月，巴西的降水量减少了8%，水流量减少了7%，储蓄水量降到40%的水平，较五年平均53%的水平有了明显的下降。随着水电的减少，这个有着2.12亿人口的南美洲国家已经从美国进口了34船的LNG以缓解能源紧张。一贯丰水的美国西部从2020年夏天开始就一直在经历极端的旱灾，缺水的情况持续到了2021年上半年。2020年，美国的水电占发电总量8%，而2021年上半年，美国的水电发电量同比减少了10%以上。欧洲这边，土耳其2020年的水电占比超过27%，且是欧洲唯一大力投资新水电项目的国家。但是土耳其的水电在2021年前五个月下降了30%。水电的缺口不得不由火电燃料的补上，又进一步加剧了市场对于天然气和煤炭等火电原料需求的放大。

同样支撑欧洲天然气价格的是欧盟如期推进的“碳中和”进程。2020年12月，欧盟达成协议，提高2030年的碳减排目标，从减少40%提高到减少55%，这意味着欧盟的“碳中和”进入新阶段。应声而起的是欧洲的碳排放价格。2021年4月，欧洲的碳价已经达到了每吨二氧化碳排放60美金的水平。这也侧面刺激了更为清洁的天然气消费，进一步加剧了天然气的紧张。碳价、气价双涨导致了欧洲电价的上升。根据Argus数据，7月德国批发电价跃升83.7欧元/兆瓦时，8月初超90欧元/兆瓦时，2021年以来涨幅超过60%。

供应端：欧洲天然气库存历史低位，俄罗斯供应无法有效释放，美国页岩气产量恢复缓慢，向南美洲的出口增加，自身也比较短缺

欧洲天然气库存目前水平比五年平均水平要低130亿立方米。欧洲路上最大气田之一的格罗宁根气田由于地域内多次地震，预计在2022年停产。根据IEA发布的《天然气分析及展望2021-2024》信息显示，到2024年，欧洲天然气产量将下降8%，低于20000亿立方米/年。目前，欧洲65%的管道气进口仍然来自俄罗斯和挪威。在2021年剩余的时间里，来自这两大天然气产地的管道气并没有增量的趋势。由于俄罗斯和乌克兰的关系恶化，美国对俄罗斯气输向西欧的“北溪二号”工程的制裁，地缘政治可能也是抑制俄罗斯向欧洲提供增量天然气的因素。当前较低的天然气库存水平，即将到来的冬季天然气需求旺季预期加剧了用户的担忧情绪，支撑了欧洲天然气的价格。

美国这边，2020年7月，在新冠疫情的影响下，美国天然气价格下跌并保持在$2/MMBtu以下，这样低廉的价格打压了天然气开采企业的积极性，天然气的产量迅速下降。同时，由于市场对于天然气长期低廉价格的预期和FID（最终投资决定）强周期性的特征，2016年-2017年全球的FID项目缺乏，加上在建项目延迟投产，近期全球LNG供应增长速度受到很大限制。而2018年以后做出的FID项目也无法改变近几年的LNG供需格局。

目前美国整体油气产量处于恢复期，以美国油气主要产区Permain地区和Eagle Ford地区为例，尽管天然气新井数量和在产天然气井数量有所恢复，但是产量仍不及预期，与2019年平均水平有较大差距。自2020年6月开始复产以来，目前已经增产5.4%。近两个月以来，增产速度放缓，与疫情前水平仍然相差5.2%。与欧洲类似，美国天然气库存同样低于五年均值水平。而即将到来的需求旺季2021年Q4和2022年Q1也为美国天然气库存去到五年最低水平以下造成一定隐忧。

进入九月，市场对于今年四季度全球天然气供应紧张、各地库存低位格局对于价格影响的担忧情绪愈演愈烈。短期来看，由于新增产能难以赶超需求增速，全球天然气价格在明年二季度之前恐难有缓解，需继续关注今年冬天天气，俄罗斯能否恢复库存水平以及对欧洲的出口情况。之后，市场关注今年强劲的油气价格能否刺激美国致密油和半生天然气的生产恢复加快，欧洲核能发电能否补足可再生能源发电缺口等问题。我们预期2022年全球LNG供给紧张局面只能得到部分缓解。