“北溪”断供专家解读纪要-调研纪要

一、会议概要1.核心观点：欧洲天然气市场机制不太一样。 无论供需如何总能出清，问题不在于缺不缺，而在于什么价格，价格抑制需求。 2.俄气暂停北溪1线供应：a)俄气对欧供应管道情况：总能力1500亿方，折合每天4亿方。 9月开始北溪1断气，后面的输气量大概是7~8000万方/天。 b)北溪1线供气什么时候恢复：不是技术问题，取决于政治博弈情况。 c)北溪1断气对欧洲意味着什么：TTF价格会持续维持在高位，因为高价才会让需求下来，并且高价才会刺激或吸引其他气源到欧洲来3.欧洲已有应对方法：a)储气库目标：今年入冬以前欧盟的目标是820亿方，2023年目标是890亿方，目前已到800亿方。 这两个目标支撑了今明两年的高气价。 前几年的冬天都在600亿方以上，去年冬天俄气供应大概在460亿方，支撑了去年的高气价。 今年大概每个月200亿方左右，比去年已经减了的量还少大概260亿方。 b)需求侧响应：8/01开始，自愿削减天然气消费量(较过去5年平均低15%)。若欧盟宣布进入紧急情况，就可能变成强制性。 一是宣布进入紧急情况有程序，没那么容易；二来这个政策给了不少豁免条款，即使真进入紧急状态，实际减量比15%小。 c)具体减量效果：我们的理解是自愿去减需求的力度应该是远远不够。气价这么高的情况下，能转的需求都已经转了。 4.其他干预手段a)对低成本可再生电力征收暴利税，但实际情况是可再生占比高的电企现货占比不高，没有获利那么多，执行有困难。 b)对电力也降低需求15%，但电力市场需要实时平衡，执行起来有困难。 c)对气价和批发电价设置价格上限，在今年冬天以前实行的可能性不大，是偏中期的议题。 5.TTF中长期走势：非常高的概率23-24年、甚至可能25年气价可能都会维持在比较高的位置。 a)补贴和价格上限对需求对价格信号的反应形成了干扰，反而对价格是一种支撑。 b)供应侧：LNG今后几年新增项目非常少，21-25年没有什么新增项目，大量新增项目要在26年之后才能上线。 c)需求侧：欧洲天然气消费量本身就呈下降趋势，已经维持了好几年。 d)基础设施：包括今年的1300万吨，22-25年总计应有5亿吨接收站能力上线，基础设施瓶颈将有改善。但会完全改变全球LNG市场的格局。 传统上欧洲不是刚需市场，是不出来跟亚洲抢货的。 但后面几年欧洲会越来越多地通过TTF高价的支撑去把尽可能多的LNG抢到欧洲，所以LNG的价格也会被拉高。 二、专家讲话1.北溪1线停气的解读：1)俄气宣布无限期暂停北溪1线供应俄罗斯在把向欧洲的供气量和欧洲对俄罗斯的制裁绑定在一起。 6月从1.5亿方/天减到6000万方，7月底北溪1线从6000万方减到3000万方，叠加高温干旱、核电和风电出力不足，导致这段时间 TTF价格飙升。 原计划8/31-9/02检修期间停气，但现在的情况是检修后不会恢复，理由还是西门子的gasturbine漏油。西门子说明，gasturbine漏油不会导致其完全无法使用，说明俄气减供更多是出于政治博弈而非技术因素。 停气并不事发偶然，昨天G7宣布要对俄罗斯石油限价，欧盟委员会主席也在呼吁各成员国对俄罗斯天然气价格限价。可以理解为北溪1线停气是俄罗斯对欧洲最新的表态的回应。 2)俄气对欧供应管道情况1)北溪1线。 每年容量550亿方，每天气量大概5.5亿。 2)亚马尔管道，每年330亿方。 3)通过乌克兰的管道。 技术能力比较大，现在按俄乌之间跨境协议来输气。 该协议2020年时650亿方，2021-2024年是每年400亿方。 4)土耳其西，容量315亿方，其中一半供土耳其，一半供欧洲。 目前总计输气能力1500亿方，折合每天4亿方，这是现在的情况，但实际技术能力比这高很多。 北溪2线原计划替代走波兰的亚马尔线。 亚马尔线的量从去年下半年开始已经在减少了，这是去年开始气价走高的一个因素。今年5月，作为俄罗斯重要的反制手段之一，亚马尔线已经完全停了。 乌克兰线之前按照每天1亿方输气，3月这个量受到的影响并不是很大，但是5月下旬开始突然有比较明显的下降，到4000万方/天，这几个月维持该水平。 土耳其西比较稳定，俄罗斯剩下可调节的就剩北溪1线。 更重要的是北溪1直接连到德国，它的重要性在4条中最高。过去几个月通过俄气减量，TTF已经推高到300欧元。 8月俄罗斯平均日输气量1亿方左右，是现有能力的25%；9月开始北溪1断气，后面的量大概是7~8000万方。 3)北溪1线供气什么时候恢复断气并不是真的技术原因，背后还是政治博弈。会不会恢复、什么时候恢复、恢复到什么程度更多取决于博弈。 从俄罗斯角度看，虽然气量降低了很多，但是利润提高了，对欧卖气收入达到历史最高水平。但俄罗斯也是有制约的：上游气田不可能无限期停产，会产生代价。 先关掉一部分老井，成本比较小。 想继续压减出口的话，一方面是提高天然气国内消费量。这个已经在做了，包括在研究西伯利亚地区铺管道之类。另一方面是给气田找其他的出口通道。 这方面在积极推进中俄之间其他管线的建设。最后一个办法是继续在上游减产。 目前俄罗斯储气库已经注到95%左右，短期来看余力不大。 昨天俄气还是做了这个决定，一定程度表明了俄方为了反制欧洲愿意付出一定代价，包括上游关井的一些损失。从卫星图可以看出，即使烧了也不给欧洲供气。 考虑到俄罗斯断供北溪1的意图，判断只有俄罗斯在做了这件事情之后实现了一定政治目标，才有可能恢复。 4)北溪1断气对欧洲意味着什么TTF的市场运作的方式不是很一样。不是缺不缺的问题，供需总是能够平衡的，问题是在多少价格平衡。 这也是为什么我认为TTF价格会持续维持在高位，因为高价才会让需求下来，并且高价才会刺激或吸引其他气源到欧洲来，就比如说LNG。所以这件事对欧洲最直接的影响就是TTF价格会持续陡峭的走高。 2.欧洲已有应对方法1)欧盟并不是内部完全统一、完全自由流动、没有交易成本的大市场。 欧盟内各国的资源禀赋、进口来源、基础设施、用气结构、互联互通的情况、政策走向、电力和天然气市场机制的设计等，都不一样，这会让问题更复杂一点。 储气库目标。 欧盟给今年和明年都设了目标，各个国家也有一些自己的目标，比如说德国自己的目标比欧盟平均要高一些。把这些都算下来的话，今年入冬以前欧盟的目标是820亿方，2023年目标是890亿方。 这两个目标支撑了今、明两年的高气价。 目前来看，今年完成储气目标是没问题的，已经800亿方了。 2017-2021年5年平均来看，俄气在冬季的供气量是每年4.2亿方，今年是在8000万方左右，有非常大的缺口。 LNG供应可以增加，但更重要的还是要通过需求侧响应才能平衡，主要还得通过较高的价格才能传导下去。具体从供需来看的话，去年已经偏紧张。 去年冬季的时候TTF价格已经很高了，去年为了让德国尽快审批北溪2，所以在亚马尔线一直减量，把TTF价格推得特别高。 如果只是跟去年俄气已经减量的情况做对比的话，去年冬天俄气供应大概在460亿方，之前几年的冬天都在600亿方以上，今年刚刚的8000 万方算到每个月大概是200亿方左右，量比去年已经减了的量还少大概260亿方。 LNG从全年来看增量很大，22年的增量比21年多了将近60亿方。但只看冬天的话增量有限，甚至可能没什么增量。 主因去年冬天的高基数。 假设今年亚洲和欧洲都是正常气温，供应侧也平稳的情况下，能到欧洲的LNG增量不多，几乎没有。那么俄气今年的减量主要需要需求侧做响应，电力、工业、居民都需要把需求降下来。 这里大概讲一下为什么欧洲这么困难还要坚持储气库比较高的目标，这是欧洲的需求结构决定的。居民部门季节性比较强。 比如说去年1月一个月用气量是600亿，前年1月比较冷，用气量就是640亿。 夏天平均每个月只有240-250亿左右，冬夏差非常大，一个月就能差出4、500亿方，所以就必须要求欧洲在冬季前的储气库在相对高位。从前半年的数据看，欧洲上半年的需求同比是降得，而且减的量不少，统计可能减了有300亿方左右。 需求侧响应的政策。 8/1开始，资源削减天然气消费量，较过去5年平均水平低15%。若欧盟宣布进入紧急情况，就可能变成强制性。 但宣布进入紧急情况是有程序的，要投票。 所以这个政策的实施肯定不是那么轻易，肯定要非常极端的情况。再加上这个政策给了不少例外情况。 一些豁免条款：跟欧盟其他国家没有太多连通性的国家、或今年天然气消费增速在8%以上的国家可以豁免等等。 算下来十几个国家是可以豁免的，即使全欧洲都进入紧急状态，要强制性减15%的量，实际真正操纵的量比15%小一些。具体减量有多少。 我们的理解是：自愿去减需求的力度应该是远远不够。气价这么高的情况下，能转的需求都已经转了。 但是欧洲电力机制要看边际机组的成本，可以转煤转油的机组都已经转了。 今年气电降得不多，甚至同比有增加，主要因为法国核电问题、风电出力不理想和莱茵河水位问题影响煤炭运输，以及气温问题。需求侧还有一些政策是各个国家层面去实行，比如会给一些补贴或减税。 大多数国家还是希望保持批发市场的价格信号，所以会在终端会给一些补贴或者优惠，更多是针对居民部门和低收入群体。还有一部分就是加强宣传，包括政府部门公共设施、楼内温度、公共照明等主动做调整。 需求侧目前来看都是自愿的、建议性的、经济性的举措。 3.其他干预手段1)9.9欧盟委员会会讨论电和气两个领域是否还有其他干预手段；9/14预计会有新的政策出来。现在在讨论范围内的有：1)暴利税。 欧洲电力市场出清机制是边际机组报价。 现在的边际机组是燃气机组，这也是为什么气价迅速传导到批发电价上去。 理论上核电水电这类低成本机组的收益因为电价飙升会特别好，所以在考虑征税，把税收收入补贴给低收入家庭和中小企业。有一定可能性，但操作起来非常复杂。 因为可再生占比很高的电力企业很多已经把2023-2024年80%的电卖出去了，已经hedge过了。即使现在批发电价这么高，它并没有这么高的收益，因为现货占比不那么高。 2)天然气领域需求侧降15%，电力需求侧也降低15%。 实施起来也会有困难，因为天然气市场不需要实时平衡，但电力市场需要。考虑到各国输电能力的不同，在欧盟层面去实施比较困难。 3)对气价和批发电价设置价格上限，西班牙和葡萄牙6月中旬已经开始做了，对天然气供发电部门设置了40欧元的价格上限。现在燃机是边际机组，那么用电成本立刻就会下来。 方案讨论度和关注度比较大，但目前来看，比较保守的观点是冬天之前在全欧洲范围内实施的可能性不大，同样因为实际操作困难比较难。 西班牙和葡萄牙可以这么做，一个是因为它们和欧洲大陆的连接线容量不是特别大，是相对独立的市场。不会说因为西班牙批发电价特别便宜，导致欧洲大陆大量从西班牙和葡萄牙进口电力。 二是因为西班牙LNG接收站能力比较大，大概5000万吨的接收能力，比整个西班牙的用气量还要多，对俄气依赖度没那么高。有基础设施上的优势。 三是西班牙有比较大的气电装机。 综上，有很多特殊条件决定了西、葡可以去设置价格上限，但全欧洲去推行比较困难的。 欧洲不是一个真正意义上的统一市场，每个国家的策略不太一样，有的国家可能觉得没必要去做减量。 另外，西、葡还有一些财政上面的支持：西班牙是收了类似暴利税的，另外收了一部分西班牙到法国预定输电线额外拨的钱。法国本来是电力出口到西班牙，但今年情况是反过来输的，所以一部分传输的钱也拿到资金里面去做补贴。 如果这些还不够，还要用到政府投资的钱，这个机制也是相对复杂的，所以该模式短期内复制到全欧洲有难度。 4.这些措施如果执行，对TTF价格的影响对TTF可能是进一步的支撑。如果没有这些补贴，