北溪“断供”专家解读电话会纪要20220904
调研时间：2022/9/4
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文|张小凯有色金属研究团队
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会议概要
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。
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。
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。
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。
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。
专家讲话
1. 北溪 1 线停气的解读
a) 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gas turbine 漏油。西门子说明，gas turbine 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。
b) 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。
c) 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。
d) 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
a) 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。n 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。n 需求侧响应的政策。8/01 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。
b) 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
a) 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，需求是会对价格做出反应的。但是补贴 会 影 响 消 费 选 择 ， 反 而 把 TTF 价 格 推 得 更 高 ， 财 政 需 要 承 担 的 也 更 多 。
5. TTF 中长期走势
注：不对战争做假设，而是在目前的情况下做判断。
a) 供应侧：我们认为俄气量还有进一步往下降的可能性。值得关注俄罗斯和乌克兰之间的管道协议。从现在的情况来看，2024 年到期后续约的可能性非常小。但如果欧洲没有这 400 亿方，后面的供应还是非常紧张。欧洲本土天然气产量也在降。从气源角度看，唯一有大幅上涨潜力的就是 LNG。但 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。包括卡塔尔 3200 万吨的扩建和大量美国的新项目。在22-25 年，如果需要非常多的 LNG 去替代 400 亿方的管道气是很困难的，意味着价格要特别高。LNG 市场传统的刚需市场是亚洲，占 2/3 以上，并且大部分都是长协，补充部分现货，欧洲要跟亚洲再多抢那么多 LNG 现在看是不太可能的。欧洲买家现在签了一些美国的长协，因为美国项目是 FOB，没有目的地条款可转卖。到目前还是没签卡塔尔长协，因为过去折腾了很久取消目的地条款搞天然气现货市场。因为现货供应特别少，所以 LNG 完全替代俄气的可能性比较小。
b) 需求侧：欧洲的天然气消费量本来就在逐年下降，跟它的经济发展阶段和可再生等等都有关系，并且该趋势已经维持几年了。
c) LNG 接收基础设施：今年确实面临了比较严重的基础设施瓶颈，包括 LNG 接收站和管道。所以过去几个月，LNG 在欧洲的到岸价和出价有很大的折价，最大能到十几块钱。因为尤其是淡季的时候，接收站附近的消费量比较低，管道运输有比较有限，进来了之后没有地方去。欧洲接收站一共有接近 2 亿吨的能力，但分布不均匀，比如德国那么大的消费市场，一个接收站都没有；西班牙接收站总量比全国使用量还多，会存在一定的问题。比如西班牙能送到欧洲大陆的天然气管道只有连到法国的小管道。所以欧洲在过去几个月快速推进了大量的 LNG 接收站项目的建设，德国也宣布建至少 5 个接收站。按照它目前的计划，今年冬天陆续会有一些接收站的扩建或新设施要投产，量在 1300 万吨左右。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，而且位置都比较关键。在德国、比利时、法国有扩建等等，会缓解基础设施瓶颈。但也会完全改变全球 LNG 市场的格局。全球 LNG 市场最主要的是亚洲的刚需市场。传统上欧洲不是刚需市场，是不出来跟亚洲抢货的，而是说有多余的、价格便宜，我就用。因为欧洲电力领域的煤气转换比较灵活，是类似海绵的作用。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。所以我们认为，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。
专家问答
1. 接收站规划建设的规模？多久能建好？
德国规划了 4000 万吨的接收站能力，陆续在 22 年冬天到 26 年期间投产。德国很早就考虑建接收站，但是一直急迫性不是特别强，因为觉得欧洲的互联互通很好，没必要自己一定得有，直到今年 2 月这个计划又重新开始实施。接收站有两类，一类是在码头接收站，建设周期 4 年左右，到 25、26 年才会投产。另一类是浮式设施，比较快速，相当于租一种较 FSRU 的船，船上有液化设施，能和陆上设施做一些连接，施工量并不大。所以今年冬天就可以有几千万吨的替代。
2. LNG 的海运船资源好像也比较紧张，海运 LNG 能解决多少问题？
全年 LNG 增量大概在 600 亿方，增量已经比较大了，把世界上欧洲以外所有可以转换、对价格敏感的需求全部杀掉了。中国 2021 年 LNG 进口增量 1300 万吨，今年预计减量也在 1300 万吨；韩国 21 年增量 600 万吨，今年没什么太多增量，都到欧洲去了。1000 多万吨新投产的美国 LNG 项目也都到了欧洲，印度、巴基斯坦、孟加拉等小国家的需求也都在往下减。TTF 价格拉得特别高是欧洲能吸引到非常多 LNG 的原因。传统LNG 冬天价格在 10 美元左右，夏天价格在 5、6 美元左右，现在的价格到了 60 左右，能用得起的这个价格的气的国家没那么多。亚洲还能买这么多气是因为亚洲很多长协是油价挂钩的，目前还是 14、15 块钱。至于船，今年早先 LNG 船运价格有一个大的下降。美国的船走到亚洲的航行距离非常远，但是美国到欧洲的航行距离缩短很多，船只周转速度更快。冬天船运市场会不会紧张有很多比较复杂的因素。一是有多少船签了固定合约。比如有很多 LNG 要找现货，有很多是卖家的船送到目的地，或者自己去找船，各种情况不太一样。但归根结底是取决于供应和需求，另外一个是航行距离。所以对船运的需求不一定是去算几艘船，它可能是一个更复杂的计算公式。
3. 三桶油之外，民营企业签长协比较多的有哪些企业？
中国确实存在转卖的情况，但是有限制条件：一是国内需求不足，二是没有目的地限制条款。中国大部分早期签的大部分是卡塔尔长约，大部分有目的地条款，不可以转卖。可以转买的是 FOB，更多是美国项目的长约。冬天如果不是暖冬，采暖季需求比较高，中国买家继续转卖的可能性不是特别高，有保供责任。如果是暖冬，大家存的都用不了，就还有转卖的可能性。哪几家会转卖不太好说，要满足几个标准：一是终端客户不太多，另一个是长约里 FOB 更多，三是产地上看以美国船货。补充：转卖得最多的是中海油，然后可能是中石化和广汇，然后是新奥、九峰。采暖季保供的前提下，国家也会要求国内供应商以国内保供为主，较难转售。
4. 中长期气价预测？
范围很难给。传统 TTF 价格预测使用的是煤气价格转换区间，但现在的价格早就超过了这个区间的最上沿，说明只从电力领域拿气已经不够了，需要工业领域、甚至居民领域去对高气价做反馈。需要从流动性不是特别好，需要多高的气价才能把气价杀下来，这个冬天至少要到 200 以上。如果政府设了价格上限，或给补贴，那价格有可能会到比较极端。现在 TTF 的价格有个问题：TTF 之前的流动性非常好，欧洲做了十几年的气价改革，把它几乎所有的合同都转成天然气 HUB 定价了，因为觉得流动性特别好。但现在因为极高的气价和极大的波动性，TTF 一天就能跌下来 50，之前 TTF 高的时候才 40。巨大的波动性让很多人不再做 TTF 交易，导致它的流动性特别小，很多可能是算法交易在里面，所以它的波动性很大，不好说具体是什么样的价格。如果从需要多高的气价才能把一些需求给筛下来的角度考虑，至少冬天要在 200 以上，这是从经济性角度去考虑。但有一种可能是政府设价格上限或给大量补贴，这会影响到价格信号和需求的反应，价格可能最后会到一个比较极端的价格。总的来说。我们觉得这个冬天价格至少在 200 以上。
5. TTF 价格单位换算成 LNG 价格单位怎么计算？
200 欧元/MWh，对应大搞 60$/mmbtu。转卖的利润率非常高，卖一船大概就在 1 亿美金。补充：8 亿美金价值，1 亿美金的利润。
6. 北溪 1 停掉之后，俄气对欧供应减了多少？通过其他方式的出口能消化掉多少？
去年冬天 460，今年冬天是 200。俄罗斯向欧洲供气的气田和供中国的气田不一样，不存在不供欧洲就可以多供中国的问题。俄罗斯着急推进跟中国的其他管道就是因为后面走蒙古的管道和亚马尔气田是连在一起的。中俄还在计划一个远东线。现在中俄东线 380，蒙古线 500，远东线 100，加起来将近 1000。如果这个事情能实行，可以替代比较大的原本供欧洲的量。但这个是非常长期的计划，至少 26、27 年之后。短期内想找到管道气的替代出口是没有渠道的，但可以卖 LNG。目前俄罗斯 LNG 主要两个项目，一个在东一个在西。西边亚马尔传统市场就是欧洲，东边传统市场是东亚，日本是非常大的买家，50%能到日本。但这两个都不能够直接解决管道气减供欧洲的问题。到最后就只能关上游气田。
7. 像中国的 LNG 都卖到欧洲去了，如果管道还有富余能力，通过东部气田加大开采量可以弥补的量大概会有多少？
有一些限制的。中俄东线今年的计划量是 150 亿，但今年 7、8 月给的量都比计划更高。到冬天，中国可能能从俄罗斯多拿一点，但拿不了很多，到 180 亿已经很多了，但和减量差距还是太大。再加上中俄东线南段还没通，俄罗斯上游天然气出力工厂有 7 太装置，还没有完全投产，目前只投了 2~3 个，今年不太可能达到 380 的能力上限。
8. G7 对俄罗斯油气限价会怎么实施？可行性如何？
昨天已经出了正式政策，只是还没确定具体的方案。限价是对原油和成品油分开限制，我们的基本观点是不会对油的市场产生太大影响。因为俄罗斯上周已经说了，G7 以外的国家如果接受价格上限的话，俄罗斯不会卖给它们石油或原油或成品油，预计 G7 以外国家会执行价格上限的可能性不是很大。所以现在的基本观点是 G7 的价格上限可能并没有特别多实质性作用。欧洲委员会周五说想对俄罗斯天然气价格执行上限，这个几乎不可能。因为俄气供应量已经降到 7~8000 万方，再实施价格上限欧盟内部意见会更分裂。原油那边对市场的影响不是特别大，天然气这边还没看到它能真正落地的信号。
9. 那不卖给接受限价的国家的话，俄罗斯能消化这些减量吗？
俄罗斯上游油是在减产的，但减量不是特别多。但是气不一样，因为短期内没有那么大的市场或者基础设施去做再平衡。而且俄气今年收益非常好，所以也不着急给欧洲供气。
10. 俄罗斯卖到海外的油相对布伦特油有折价是吗？气价呢？
听说是有折价。俄罗斯跟欧洲还在执行的长约，大部分还是和 TTF 挂钩；到中国的大部分是油价挂钩。长约部分都按合约条款执行，现货部分可能有折扣。管道气现在来看只剩长约的量，长约价格没有统计，合同公式是保密的。
11. TTF 价格挂钩的长约调节周期多长？
油价挂钩的有大部分滞后 3-6 个月，气价挂钩的没有听说。
12. 从现在的供需情况来看，今冬 TTF 最高能摸到什么水平？
最高没有顶，最后是看供需紧张到什么程度，最关键是冬季气温，如果冷可能要 650 亿，如果不冷，可能 500 亿就足够。亚洲也是，冷冬可能多需要 1000 万吨 LNG；如果是暖冬，还可以转卖 1000 多万吨 LNG。补充：上限很难回答。煤价现在 1000 多都已经觉得很可以了，但是 2021 年最高到过3000 以上。
13. 现在的 TTF 价格是否隐含了北溪 1 停气的风险？
欧洲的交易员有两种看法，一种认为会回来 3000 万方，一种认为不会回来。更多是认为不会回来的，支撑之前一轮上涨。跌有几个因素，一是储气库后面几天注入比较快，达到了 800 亿方。另一个是大家还没有开始印证价格上限对价格的潜在向上的影响。我们觉得补贴和价格上限政策出台后，对 TTF 价格是支撑。三是上一周欧洲气温显著回到正常。但是在现在的供需情况下，TTF 价格不大可能会在 200 以下，应该周一就会暴涨。
14. 电力市场出清机制？
市场里所有机组按从高到低报价，最后达到供需平衡的边际机组的报价就是成面整个低成本机组拿到的电价。
15. 22H1 和全年美国对欧洲 LNG 出口情况和预判如何？会不会因为国内通胀压力限制出口？
短期来看不太可能出现这种情况。大部分公司有大量长约在身上，全部违约的风险太大。美国全年的量大概在 7000 万吨左右，上半年 60%或以上的量去到了欧洲。
16. 基础设施地域分布不均的情况下，欧洲内部，比如西班牙和德国，气价、电价差多少？
欧洲分两个组别，一个是以 TTF 为首的，就是在 200 多；另一个组别是以 TVB、PVB 以及英国的 NBP 这些为首的，在 150 往下一点。取决于在哪个位置，以及接收站的能力，所以欧洲内部价差比较大。
17. 潜在 LNG 增量气源在哪里？
整个亚洲目前来看这个冬季跟上个冬季比，几乎是平的，就是把去年涨的都掉回去。美国气量一直在涨，只是增速不如大家预期的高。LNG 未来的增量方面，23 年增量非常少，主要是非洲国家会有些增量，印尼和马来西亚都会有一些增量。但都是在现有设施的上游去扩产出来的增量，不会有特别大的量出来。莫桑比克有一个浮式项目，印尼有一个第三条装置，其他就是因为去年不太好、今年有改善的增量。24 年基本没有新项目投产，25 年美国会有一些新项目出来，大概 500 万吨。26、27 年往后会出来比较多，卡塔尔4200 万吨的扩产 26 年下半年会出来一些，更大的两式 27 年。美国 26 年也会出来大概1000 万吨，到 27 年还会有一些。澳大利亚 LNG 出口量会是平的或者是降的，因为达尔文项目上游气田有一些问题，可能会停掉一点。23 年会降，24 年会平，25、26 年会出一点。都考虑的气田和 LNG 设施配套出来的 LNG 增量。
18. 有新闻说美国会把 LNG 每年出口能力提高到占全球 LNG 出口市场的 60%。如果目标可实现，中长期欧洲是否完全可以通过 LNG 增量替代掉俄气的需求量？
美国 2022 年产量大概 7000 多万吨，25 年大概会到 1 亿吨以上，但并不会占到 60%，大概 26 年会占 20%。美国 LNG 能替代俄罗斯管道气一部分，但也要到 2026 年之后。但美国新的出口设施大部分长约都是亚洲买家去签，很难说新增的 2、3000 万吨都会到欧洲去。最后还是要看价格，因为美国气是 FOB。
19. 气价和电价的趋势？
气价至少在 23-24，甚至到 25 年都会维持在高位，会一直在煤气转换区间以上。不考虑战争，目前没看到供需两侧大幅改善的前兆。欧洲上半年原油消费同比还增了不少，也有一些转成煤了。如果有什么向下的风险，一个是欧洲陷入超过所有人预期的衰退，另一个是俄乌局势发生重大改变。
20. 电价和气价是一样的是吗？
短期内，今年冬天之前实现电价上限不太可能，但这肯定是长期的议题，包括英国也在讨论是否能让电价和气价解绑，所以中期要看市场机制会不会有重大变化。但是这个市场机制已经运行了很多年，欧洲也是有反对的声音，还是希望保留这个价格信号。但这么高的电价大家都承受不了，还是有可能对电价机制进行改革的。
21. 暴利税和补贴现在没有吗？
很多地方终端电价有补贴，暴利税除了西班牙和葡萄牙有一部分在做，意大利也有一部分，其他没有大范围的在做。
22. 德国政府的意思好像说今年过冬没有什么大问题，是否能够应对？
德国需求侧之前在讨论延长三台核电机组的寿命，最终其中只有一台可以延长，对整个天然气的替代效应很有限。之前德国还说要重启 5GW 煤电，但最终其中只有 1 家表态了可以重启，其他的说没有储够煤，所以没有成功重启。实际上电力领域的替代方案并不是完全有效。供应测的话，北溪 1 完全停气了，供应非常紧张；不过今年冬天有一些浮式接收站可以投产。从这个角度看，还是支撑高价，够高才能买 LNG。所以今年冬天的情况就是需求侧的替代比较有限，供给侧会有一些自己的接收站投产，会有所改善。
23. 限价不一定能执行对吗？分部门限价呢？
在整个欧洲范围内，只给两周去执行，难度比较大。分部门限价和刚才说的电价和天然气价格解绑的限价是两回事。德国有自己的保供方案，即紧急状态下优先居民、保关键工业。化工、粮食、采矿等非常重要的是一梯队，其他铁矿、钢、 非金属制品、纺织、造纸这些是二、三梯队。紧急情况下，先砍三梯队，再砍二梯队，基本上保证第一梯队的气。
24. 后面气价继续涨的话对欧洲的通胀压力和经济衰退的情况？
欧洲通货膨胀的情况确实比较严重。英国做过统计，这个冬天过完 50%的家庭将陷入能源贫困。欧洲之前有一个终端用能上限是 1000 多镑，原来是半年一调，现在改成一个季度一调，今年 Q4 是 3500 镑。经济衰退的方面，我们做预测的时候都已经考虑到 1.几%的衰退。但具体没有筛选过哪个国家会出现主权危机，但确实经济上面是比较严峻的，尤其是通胀。
25. 天然气价格很高的话，今冬户储的情况如何？原来用天然气的供暖会用什么方式替代？
之前德国做过一个调研，目前的电价下德国大概有 80%的人愿意做户储。二是即使在北欧日照时间确实比较少，当前北欧那边很多会用电热泵，但是实际上欧洲每个地区电价不太一样，北欧有些区域当前的电价并不是特别贵，因为它的风电、水电资源比较丰富。有小部分区域的电价依然在 50 欧元之下。所以这里边要分国家来看。另外就是西班牙这些地区在电价气价是有被压制的，所以户储情况还是其他情况，还是要分国家来看。
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