2024年国际天然气市场分析与趋势预测

能源经济预测与展望研究报告 FORECASTINGANDPROSPECTSRESEARCHREPORTCEEP-BIT-2024-007（总第79期） 2024年国际天然气市场分析与趋势预测 2024年1月7日 北京理工大学能源与环境政策研究中心 http://ceep.bit.edu.cn 能源经济预测与展望研究报告发布会 主办单位：北京理工大学能源与环境政策研究中心碳中和系统工程北京实验室 能源经济与环境管理北京市重点实验室协办单位：北京理工大学管理与经济学院 碳中和系统与工程管理国际合作联合实验室北京经济社会可持续发展研究基地 中国“双法”研究会能源经济与管理研究分会中国能源研究会能源经济专业委员会 《煤炭经济研究》编辑部 中国煤炭学会碳减排工程管理专业委员会 特别声明 本报告是由北京理工大学能源与环境政策研究中心研究团队完成的系列研究报告之一。如果需要转载，须事先征得中心同意并注明“转载自北京理工大学能源与环境政策研究中心系列研究报告”字样。 2024年国际天然气市场分析与趋势预测 执笔人：周游、张佳佳、张良恺、李茜、滕远作者单位：北京理工大学能源与环境政策研究中心联系人：周游 研究资助：北京理工大学青年教师学术启动计划（XSQD-202113007） 北京理工大学能源与环境政策研究中心北京市海淀区中关村南大街5号 邮编：100081 电话：010-68918551传真：010-68918651 E-mail:you_zhou2209@163.com 网址：http://ceep.bit.edu.cn CenterforEnergyandEnvironmentalPolicyResearchBeijingInstituteofTechnology 5ZhongguancunSouthStreet,HaidianDistrict,Beijing100081,ChinaTel:86-10-68918551 Fax:86-10-68918651 E-mail:you_zhou2209@163.comWebsite:http://ceep.bit.edu.cn 2024年国际天然气市场分析与趋势预测 一、2023年国际天然气市场价格走势回顾 2023年，全球经济复苏缓慢、中国新冠疫情政策放开、俄乌冲突引发的天然气危机缓和，多重因素影响天然气价格走势，上半年JKM和TTF震荡下落，下半年JKM和TTF波动回升。HH价格维持低位稳定。由于欧亚两大需求地区在LNG市场上的竞争，JKM和TTF价格关联性强、走势基本相同。2023年三大国际天然气价格走势如图1所示。 图1三大国际天然气市场价格(数据来源：S&PGlobalCommodityInsights) 具体分析如下： 1-6月，去年冬季相对暖和、欧盟成员国自愿削减天然气需求增强储气、地缘冲突短暂冷却，TTF小幅震荡下落，第一季度均价为 16.69美元/百万英热单位，第二季度均价为11.20美元/百万英热单位。 JKM价格从20美元/百万英热单位左右呈下降趋势，5月进一步下降到9美元/百万英热单位左右。HH价格第一季度呈下降趋势，降幅相对较大。1月48个州大部分地区气温温和，与过去十年相比HDD（取暖指数）减少16%，需求缩小，同时干天然气产量比五年平均水平高11%。第二季度，价格相对平稳，4、5月份维持低位在2.5美元/百万英热单位以下。6月波动上升，低气价削弱上游开采活动，钻机数量减少，且天然气库存增幅低于预期，带动价格低位反弹。 7-9月，挪威管道检修扰动供应端，TTF预备低位震荡回升，第 三季度均价为10.56美元/百万英热单位。JKM价格7月在高库存和低需求的背景下稳定在11美元/百万英热单位。8月，澳大利亚主要天然气项目罢工的不确定性导致价格小幅上涨，在9月实施罢工后JKM价格升至15美元/百万英热单位。HH价格保持在2.5美元/百万英热单位上下。 10-12月，澳大利亚工人罢工危机、巴以冲突加剧、红海格局严 峻、采暖季供热需要，TTF持续缓慢波动上行，第四季度均价为13.57美元/百万英热单位。JKM价格10月受中东冲突爆发等因素影响，JKM价格升至17美元/百万英热单位。11月地缘政治风险有所缓解，价格稳定在14美元/百万英热单位。12月价格季节性波动至15美元/百万英热单位左右。HH价格10-11月呈M形态，北美地区存在降温预期，取暖用气需求增加，LNG出口有所减弱。 二、世界天然气供需格局判断 （一）北美 1.美国发电用气扩大，LNG出口持续增长 天然气在美国能源格局中发挥核心作用，天然气需求在2023年第一季度到第三季度同比增长0.8%（50亿立方米）。由于天气温和，居民和商业天然气消费在前三季度同比收缩超6%（100亿立方米）。节能改造、用能效率提升和热泵推广推动居民和商业部门天然气消费减少，预计2024年居民和商业天然气需求下降。 2023年美国前三季度实际GDP分别增长2.2%、2.1%和5.2%，经济复苏表现超预期，但前三季度制造业采购经理指数（PMI）平均值为47，通胀压力在短期内难以消除，高通胀持续打压需求、银行业危机冲击信贷市场，致制造业萎缩依然持续，前三季度工业用气需求同比下降1%（20亿立方米）。 天然气需求增长完全由电力部门推动，天然气发电需求增长了6%（160亿立方米）。水电和煤电在前三季度同比下降了近20%，天然气发电占比从2021年1月的34%上升到2023年8月的45%以上，创下有记录以来的最高月度平均水平。2023年共有16家天然气发电厂投产，新增总发电能力达到8.6GW。天然气价格大幅下跌，燃煤电厂退役，风电和水电发电量低，部分地区制冷需求高等因素综合作用，导致天然气占比增加。预计2024年可再生能源的持续扩张，电力部门消费有所减少，居民和商业需求逐渐减少，天然气总体需求量会有所下降。 图2美国分部门日均天然气消费量(数据来源：EIA) 美国天然气出口持续走高，成为全球最大的液化天然气出口国。CalcasieuPass继续扩产和自由港LNG出口终端恢复运营，LNG产量提高。全球LNG需求保持强劲且持续增长，特别是欧洲。随芬兰、德国、意大利和西班牙再气化新终端上线，欧洲再气化能力持续扩大，LNG需求增多，加大对美国LNG进口以弥补俄罗斯管道进口的减少和补充库存。随LNG出口项目的建成，预计2024年LNG出口进一步扩大。 图3美国天然气出口量(数据来源：EIA) 2.美国气田产量创新高，库存水平略涨 美国天然气产量创新高，根据EIA数据美国2023年的日均产量为103.36Bcf,同比增长4.15%。自2023年初以来，美国天然气价格开始下跌，企业为降低开发成本，减少钻井活动，倾向于向投资者返还资金和偿清债务，开支更多地用于支付因通胀带来的高额劳动力成本，而非提高油气产量。因此，活跃钻井数大幅下降，2023年前四个月，天然气钻机数在150~162个之间波动，5月份开始下降，9月8日降至最低点113个钻机，截至2023年12月8日为119个，同比2022年下降了23.23%。 天然气产量的大幅增长主要因为由石油驱动的页岩开采区的伴生气产量的增加。二叠纪（Permian）盆地是伴生气的最大来源，其产，量在2023年1月至7月期间同比增长了10%，达4.8亿立方米/天，为历史最高水平。2023年前八个月，仅二叠纪盆地的天然气产 量就占美国天然气增量的30%。轻质致密油的持续开发和天然气与石 油比率的提高促进天然气产量的增加。增加输送能力是消除二叠纪盆地瓶颈的关键。到2023年底，墨西哥湾海岸快线、二叠纪高速公路 和惠斯勒管道的扩建将增加170亿立方米/年的输送能力。MatterhornExpress管道项目（260亿立方米/年）预计将于2024年投入使用。得益于山谷(MountainValley)管道项目（210亿立方米/年）的启动，阿巴拉契亚(Appalachian)盆地的天然气输出量预计将在2022年至2026年间增加6%（200亿立方米），该项目预计于2024年投入运营。其他页岩气产量预计在2022-2026年间将增加近15%（500亿立方米）。 图4美国区域页岩气产量(数据来源：EIA） 美国2023年注气季开始时，储气库的注气量达到43%，比五年平均水平高出近20%（80亿立方米）。美国国内天然气产量的强劲增长支撑了第二季度高于五年平均水平7%的净注入量，净注入量为290亿立方米。第三季度产量增长放缓，加上天然气发电需求高涨和液化天然气出口增加，抑制了储气库注气量，为160亿立方米，比五年平均水平低25%。虽然注气放缓缓解了美国的储气过剩，但9月底的库存水平仍比五年平均水平高出5%，达到81%的填充水平。相比之下， 常规天然气产量在预测期内将继续下降。预计到2026年，页岩气产量将占美国天然气总产量的近80%。 美国天然气产量增加主要由向全球天然气市场的LNG出口量增加以及向墨西哥的管道天然气输送量增加驱动。天然气国内需求微弱下降，出口强劲增长推动天然气生产，预计2024年产量增加。 （二）欧盟 1.天然气市场供应紧张，LNG成最大变量 欧盟27国本土天然气产量持续萎靡，荷兰格罗宁根气田关闭。根据Eurostat数据，2023年前九个月本土天然气产量295亿立方米，相较2021年下降23.37%，主要是因为欧洲最大天然气气田——荷兰格罗宁根气田的关闭。根据路透社信息，格罗宁根气田2023年仅产 气105亿立方米，到2024年降为零，其他气田产气量同比下降34.34%。 2024年，预计欧盟天然气产量下行压力增大。 图5欧盟本土产量(数据来源：Eurostat) 俄乌冲突和挪威管道检修高位，管道气进口严重受限。根据 Eurostat数据，2023年前九个月欧盟总进口3575亿立方米，同比下降22.50%。Entsog数据统计，2023年前50周，LNG进口占总量的41.74%，为欧盟提供1274亿立方米的天然气。挪威占比第二为28.28%，相比2022年下降4.45%，主要是由于挪威管道夏季大量检修。受俄乌冲突影响，由俄罗斯进口的天然气占比从2021年的41.34%骤降至9.18%，主要是因为俄罗斯管道气总供应量大幅下降——Tukstream小幅波动，NordStream和Yamal停气断供，Ukraine供应同比下降31.67%。 管道气被制约，LNG成欧盟天然气最大变量，再气化产能利用率成供给瓶颈信号灯。根据GIE-ALSI数据，2019-2021年拥有LNG接收站的欧盟国家平均再气化产能利用率是50.20%，2023年上升至66.31%。2023年9月19日，欧盟与卡塔尔达成两项规模最大、期限最长的LNG供应协议，与俄罗斯天然气“硬脱钩”。 图6欧盟进口来源情况(数据来源：Entsog) 地缘政治局势变化，进口LNG备受影响。红海航运危机持续，中东LNG到欧洲的船运时间延长，成本增加。根据卓创资讯数据， 2023年中东LNG流向欧洲的占比降至13%，对应美国LNG去往欧洲的占比增长至41%。另外，巴以冲突升级将导致塔尔玛气田暂停生产，使得以色列向埃及的出口大幅减少，进而间接影响埃及向欧洲出口天然气。 2.暖冬及经济复苏缓慢，天然气需求弱势 为应对地缘政治威胁、增强能源供应安全，欧盟确立自愿消减 15%天然气需求目标（相比过去五年的平均天然气消费量）。据 Eurostat数据统计，截止2023年9月，欧盟共出口1406亿立方米天然气（包括欧盟内部流通），比2022年前九个月下降28.71%。欧盟内陆消费量达2345.62亿立方米，同比下降9.99%，相较2021年前九个月的2909.05亿立方米减少19.37%。 暖冬压制家庭取暖需求预期，天然气消费总体呈“U型”季节性走势。根据Eurostat，2019-2022年采暖季（每年11月到次年3月）平均天然气消费量占当年总量的56.03%，并逐年微弱抬升。 图7欧盟内陆消费(