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　　近期欧洲天然气价格连续大涨，周内涨幅近40%。截至8月26日，欧洲基准荷兰天然气期货TTF 9月合约收于339.196欧元/兆瓦时，连续三日、最近七个交易日内第六日创收盘新高。天然气价格的飙升给欧洲的电价带来了极大的压力，其中德国和法国的电力危机最为严峻，电价不断刷新历史纪录。

　　我们认为本轮欧洲天然气和电力价格大幅飙升的主要原因有几方面，首先是极端高温天气带来的影响。今年夏季，极端热浪席卷整个北半球，给包括欧洲、北美洲和亚洲等多个地区带来了创纪录的高温天气，大大推升了电力需求量。同时，高温天气也造成了部分地区的干旱。高温干旱给欧洲多条河流水位造成极大的压力，影响内河航运。莱茵河水位告急影响了欧洲原油和煤炭的内河运输，进一步推升天然气和电力的价格。

　　更重要的原因在于欧洲天然气供应再度受到扰动。其中最主要的扰动来自于俄罗斯。今年前7个月，俄罗斯通过管道向欧盟和英国出口的天然气与2021年同期相比下降了近40%，出口下降幅度最大的就是通过“北溪-1号”管道进入欧洲的输气量。8月19日，Gazprom表示“北溪-1号”管道将于8月31日-9月2日再度停气。这也成为了近期欧洲天然气TTF价格飙升的直接导火索。此前美国自由港LNG终端爆炸也导致欧洲天然气供应局面进一步加剧。

　　此外，天然气发电需求难以得到有效替代。尽管当前欧洲天然气库存率已接近安全目标，但仍难以缓解欧盟能源紧张的局面。欧盟想要削减天然气需求，寄希望于通过传统化石燃料和清洁能源取代部分天然气发电量的理想难以实现。

　　本轮欧洲能源危机源于多重因素的影响，我们预计到明年3月底冬季需求旺季结束之前，如果俄罗斯没有放松对欧洲的天然气供应，欧洲天然气市场都会面临极度紧缺的情况，这种紧张的局面也会蔓延至亚洲乃至全球天然气市场。同时，欧盟内部的情况也面临一定程度的分化，德国遭遇的经济冲击和民生问题会更为严重，而英国、法国等国家受到的影响会相对更为可控。此外，相比原油，天然气的波动率更为显著，在近期上涨的行情中出现了几度大幅度的回调，投资者需要注意短期内价格剧烈波动带来的风险。

1、近期欧洲天然气价格再创历史新高

　　自上周以来，受到供应方面消息扰动，欧洲天然气价格连续大涨，周内涨幅近40%。截至8月26日，欧洲基准荷兰天然气期货TTF 9月合约收于339.196欧元/兆瓦时，连续三日、最近七个交易日内第六日创收盘新高；亚洲天然气基准价JKM收于68.8美元/百万英热单位，一度接近70美元/百万英热单位的水平，同样创历史新高，周内涨幅超20%；美国天然气期货HH近月合约收于9.56美元/百万英热单位，涨幅接近7%，相对于欧洲和亚洲价格涨幅偏低，但也接近历史高位水平。换算成相同单位来看，目前欧洲天然气价格大约是美国价格的10倍左右。

　　天然气价格的飙升给欧洲的电价带来了极大的压力，其中德国和法国的电力危机最为严峻，电价不断刷新历史纪录。截至8月26日，德国未来一年基准电价报995欧元/兆瓦时，连续两日、周内第三日创历史新高，累计涨幅超70%；法国未来一年基准电价报1125欧元/兆瓦时，历史上首次突破1000欧元大关，相比去年同期85欧元/兆瓦时的水平超11倍，周内累计涨幅超70%。此外，英国的电力价格也大幅上涨，明年交付的电价从6月的242英镑/兆瓦时飙升到1000英镑/兆瓦时。换算成国内居民电价计量单位来看，法国明年交付的电价水平约合一度7.7元人民币，德国明年交付的电价水平约合一度6.8元人民币，高额的电力账单也给当地居民的生活成本带来的较大压力。

2、高温天气叠加供应扰动，能源危机愈演愈烈

　　我们认为本轮欧洲天然气和电力价格大幅飙升的主要原因有几方面：

　　(1)首先是极端高温天气带来的影响。今年夏季，极端热浪席卷整个北半球，给包括欧洲、北美洲和亚洲等多个地区带来了创纪录的高温天气。自7月以来，全球平均气温达到近143年来同期第6高的水平，美国大部及南美洲中北部最高气温超过40℃，英国多地气温超过历史极值，西班牙、葡萄牙和法国多地气温同样创纪录。极端高温天气直接提升了今夏全球(特别是欧洲)的电力需求。根据Goldman Sachs的预测，本轮极端高温天气对欧洲天然气发电需求造成了1300-2000万立方米/日的增量。

　　同时，高温天气也造成了部分地区的干旱。欧洲多国因持续高温少雨天气而遭遇极端干旱危机，8月以来，旱情进一步扩大恶化。根据欧盟委员会联合研究中心近日发布的报告称，欧洲的此次炎热干旱，是500年来最严重的一次。

　　高温干旱给欧洲多条河流水位造成极大的压力，影响内河航运。罗马尼亚图尔恰的多瑙河水位仅为51厘米，而安全航行的最低标准为57厘米；意大利最长河流波河水位近期降至70年来最低水平。同时欧洲重要航道莱茵河水位也出现告急的情况，今年莱茵河位于德国法兰克福境内的Kaub段水位在8月12日已经低于40厘米的临界水位，此情况在2018年也发生过，但本次比2018年早了约2个月。据最新报道，莱茵河Kaub段水位预计将在近期将回升至148厘米，但也远低于170厘米左右的五年平均水平。

　　莱茵河是欧洲传统的重要航运通道，流经瑞士、德国、法国和荷兰等国，去年一年的货运量约为1.9亿吨左右，其中近20%为石油、超过10%为煤炭；德国30%的原油、煤炭运输都依赖内河航运，而内河航运中80%的运输量都在莱茵河上。当前的低水位导致船舶运力紧张，部分运输公司已经暂停了莱茵河中上游河段的运输业务，同时大大降低单位船舶运载量至正常水平的20-30%。这使得运费大幅上涨，近期从荷兰鹿特丹通过莱茵河至德国西南部卡尔斯鲁厄的原油运费已经上涨到了110欧元/吨，超过2018年高点。莱茵河水位告急影响了欧洲原油和煤炭的内河运输，2018年的低水位持续了132天，本次水位告急的情况以持续一个月时间来计算，预计约影响欧洲60万桶/日的原油和160万吨的煤炭贸易量。

　　自去年四季度以来，由于天然气供应的紧张和价格的飙升，欧洲开始转向传统化石能源，希冀于以石油和煤炭替代部分天然气电力需求。包括德国和法国在内的欧盟多个国家正在延长计划关闭的煤电和燃油发电厂寿命，重启此前已经关闭的电厂，以减少天然气的消耗。今年前6个月，受煤电需求增长16%的推动，欧盟煤炭消费总量增长了10%。但从8月开始，欧盟对俄罗斯煤炭禁运正式生效，这意味着欧盟也需要从全球其他地区大力采购煤炭以弥补市场缺口，而当前全球的煤炭供应也十分紧张。因此，如果欧洲内部的石油和煤炭贸易运输受到阻碍，这将进一步推升天然气和电力的价格。

　　(2)更重要的原因在于欧洲天然气供应再度受到扰动。其中最主要的扰动来自于俄罗斯。根据欧盟统计局的数据，在2016至2020年期间，俄罗斯通过管道供应的天然气约占欧盟和英国的三分之一。而根据Refinitiv Eikon的数据，今年前7个月，俄罗斯通过管道向欧盟和英国出口的天然气与2021年同期相比下降了近40%，与前五个月相比下降了近50%。7月中旬出口量降至12亿立方英尺/日，达到了近40年来的最低水平。俄罗斯通往欧洲的几条主要的输气管道分别是“北溪-1号”管道、“亚马尔-欧洲”管道和“联盟”管道等，其中“北溪-1号”管道以往正常的输气量在150百万立方米/日左右，约占往年俄罗斯出口至欧洲的天然气数量三分之一的水平，是俄罗斯与欧洲之间最为重要的输气管道之一。

　　而今年以来俄罗斯出口下降幅度最大的就是通过“北溪-1号”管道进入欧洲的输气量。7 月，“北溪-1号”管道的出口量下降至14亿立方英尺/日，仅为其设计产能56亿立方英尺/日的 20%。这源于7月俄罗斯天然气工业公司(Gazprom)宣布由于出现“技术问题”，将削减从“北溪-1号”管道对欧洲输送天然气降至最大运力的20%，而6月由于涡轮机需要运送至加拿大进行维修，“北溪-1号”管道对欧洲的输气量就已降至最大运力的40%，并且在7月初经历了十天的年度例行检修，检修完成后输气量也未超过40%。8月19日，Gazprom表示“北溪-1号”天然气项目管道仅剩的一台涡轮机需要维护，将于8月31日-9月2日停止“北溪-1号”管道的天然气输送，为期三天的设备养护工作结束后，将恢复每天3300万立方米的供气量。由于“北溪-1号”管道今年上半年经历了数次降气和计划外检修，这次检修之后是否能恢复到20%的输气量并且能够以该水平持续输气到年底成为了当前市场最为担忧的问题。这也成为了近期欧洲天然气TTF价格飙升的直接导火索。

　　此外，欧洲天然气供应也面临着来自其他地区的扰动，此前美国自由港LNG终端爆炸也导致欧洲天然气供应局面进一步加剧。当地时间6月8日，美湾地区自由港的一座大型LNG终端发生爆炸和火灾，此前自由港液化天然气公司预计将在10月初恢复部分作业，并在年底前恢复全面生产。但上周该公司宣布推迟全面重启LNG设施的时间表，表示预计将在11月初至中旬部分重启装置，并在11月底前将产能持续提升至20亿立方英尺/日。自由港是美国七个液化天然气出口终端之一，其天然气出口量约占美国液化天然气总出口能力的16%。自由港LNG出口受阻将影响美国天然气的出口能力，美国本土将增加额外420-600亿立方英尺的天然气供应；而俄乌冲突之后，欧洲对于美国天然气供应的依赖度大幅提升，今年上半年美国LNG出口量环比增长12%至平均112 亿立方英尺/日，成为全球最大的LNG出口国，而其出口到欧盟和英国的LNG数量占其出口总量的64%。美国自由港LNG出口受阻也导致本就紧张的欧洲天然气供应局面进一步加剧。

　　(3)此外，天然气发电需求难以得到有效替代。欧盟此前计划在11月1日之前将天然气库存率提升至储气能力的80%，以便为冬季需求高峰提供缓冲。而自去年四季度能源危机爆发之后，欧洲开始大范围在全球采购天然气。上半年受到经济和疫情等各方面因素的影响，包括中日韩在内的亚洲买家对于天然气的购买力度相对较弱，这给了欧洲买家充足的时间和空间在全球各地大量采购天然气以囤积库存；同时上半年俄罗斯“北溪-1号”管道的输气量还未降至当前最大运力20%的水平，因此欧洲能够以健康的速度补充其天然气库存，使得其当前天然气库存率已达到78%的水平，距离80%的安全目标仅仅只有一步之遥。

　　尽管当前欧洲天然气库存率已接近安全目标，但仍难以缓解欧盟能源紧张的局面。首先，下半年日韩等国已经开始为冬季需求旺季储备天然气，韩国自今年二季度以来一直积极采购LNG以补充国内库存，计划在冬季来临之前将库存水平提高至90%左右，仅7月一个月韩国已采购约350万吨LNG，但仍需在年底前额外采购1000万吨才能满足冬季的需求；日本天然气发电量约占整体电力供应的 30%-40%左右，作为油气资源相对匮乏的国家，日本也需要大量进口天然气来保障正常冬天的电力需求。届时欧洲买家将面临来自亚洲买家的竞争。其次，部分天然气进口依赖度较高的国家，如德国则设定了更高的安全库存目标，要在11月时将其国内天然气库存率达到95%。如果“北溪-1号”管道维持40%左右的输气量，那么到11月之前德国最多只能储备80%至85%的天然气。因此，对于欧盟部分国家而言，是否能在11月之前真正达到设定的安全库存目标还很难说。

　　为了应对天然气供应紧张的局面，当地时间7月26日，欧盟成员国能源部长批准了一项提案，要求所有国家在今年8月至明年3月期间自愿将天然气用量较2017-2021年的平均水平削减15%。当地时间8月5日，欧洲理事会正式批准了欧盟国家在今年8月1日至明年3月31日期间比照过去五年平均天然气消耗量缩减天然气用量15%的规定。为了达到降低天然气需求的目标，欧洲在转向传统化石能源的同时，也希望能通过清洁能源发电补充部分电力缺口。在过去的十几年间，欧洲作为全球的环保先锋，一直致力于实现“脱碳”的目标，欧盟27国2020年的能源结构显示，其可再生能源和核能的发电占比已经超过60%，而化石能源占比低于30%。其中煤电占比更是低于10%的水平。从煤电来看，尽管欧洲尽力重启部分煤电厂，但难以推翻此前“去煤”的成果，对于天然气发电的替代“杯水车薪”。根据Goldman Sachs的预测，预计今年欧洲煤电的增量仅导致天然气需求下降300万立方米/日。

　　从风电来看，今年1-7月，受天气影响，欧洲风力发电同比下降，远低于历史同期均值；同时欧洲风电项目审批速度过慢也导致上半年欧洲新增陆上风电装机不及预期。这导致今年欧洲风电对于电力缺口的弥补程度有限。核电方面，出于对安全的考虑，欧盟内部发展核电分歧较大，德国此前计划在今年关闭所有核电站，比利时、西班牙和奥地利也主张放弃核能；而法国则是核电大国，英国、荷兰和波兰等国也在加速布局核能。此前法国一直是欧洲最大的电力净出口国之一，但今年法国电力集团由于核反应堆腐蚀问题，关停了很多核反应堆，该国今年核电发电量降至近30年新低。根据电网运营商RTE的数据显示，截至当地时间8月26日，法国电力公司核反应堆的可用性仅为42%。因此整体来看，欧盟想要削减天然气需求，寄希望于通过传统化石燃料和清洁能源取代部分天然气发电量的理想难以实现。

3、难上加难，能源危机何时休？

　　本轮欧洲能源危机源于多重因素的影响，去年四季度至今，俄罗斯一直紧紧扼住欧洲天然气“命运的咽喉”，这使得欧洲在今年夏季极端天气爆发之后面临“难上加难”的局面。当前除了俄罗斯的供应扰动之外，最主要的不确定因素在于冬季的天气，如果今年冬天再度遭遇去年的冷冬气候，那么对于欧洲而言无异于是“雪上加霜”。我们预计到明年3月底冬季需求旺季结束之前，如果俄罗斯没有放松对欧洲的天然气供应，欧洲天然气市场都会面临极度紧缺的情况，这种紧张的局面也会蔓延至亚洲乃至全球天然气市场。

　　此外，欧盟内部的情况也面临一定程度的分化，其27个成员国的能源结构和基础设施都存在差异。例如德国是欧盟最大经济体，其一次能源消费结构中化石能源占比近76%，天然气和煤联合发电占比近60%。对于欧盟内部类似德国这种天然气发电依赖度极高，同时坚决反对核电，并且自身也缺乏LNG基础设施的国家而言，如果今年冬季再度遭遇极端天气，或只能面临大面积断电或停电的风险以及高额的电力账单，其遭遇的经济冲击和民生问题也会更为严重，而英国、法国等国家受到的影响会相对更为可控。

　　值得注意的是，尽管天然气和原油同为国际化的大宗商品，但是天然气的波动率更为显著，在近期上涨的行情中出现了几度大幅度的回调，我们认为一方面是市场对于“北溪-1号”管道停气三天事件的逐步消化，另一方面欧盟近期也计划开会准备对电力市场进行一些价格干预措施，消息面上的刺激导致价格出现下跌，但基本面上并没有出现明显变化。投资者需要注意短期内价格剧烈波动带来的风险。

（文章来源：光大期货）

文章来源：光大期货

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