欧洲一个时代的结束
文|张小凯有色金属研究团队
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欧洲能源危机之有色行业
摘要：
⚫ NS1出口无限期减少至零，使得欧洲西北部市场在没有任何俄罗斯天然气时无法保持平衡平衡。虽然我们经常听到这对存储有什么影响的这类问题，但我们认为更好的方法是询问这对价格有什么影响，这样库存才能继续根据需要来建。这是欧洲在过去一年中成功解决的难题，欧洲内部需求破坏和世界其他地方采购液化天然气，导致库存增加高于平均水平，与我们预测22年10月高于90%以上的存储相一致。
⚫ 因此，我们坚持我们的观点，虽然在高于我们之前预期的水平，但TTF价格将在冬季连续下降，可能从今年夏季的215欧元/兆瓦时开始下降（相对于我们之前的176欧元和205欧元）。在冬季平均天气假设下，2023年第一季度低于100欧元/兆瓦时，远低于当前远期213欧元。需要明确的是，随着我们经历冬天，我们预计季节开始时的高存储水平将容纳超过平均水平的存储消耗，到2023年3月底仍有超过20%的库存量。我们认为，这将为破坏需求的紧迫感奠定基础，这将逐渐被一种已成功度过冬季的市场缓解感所取代。
⚫ 由于迄今为止宣布的干预政策优先考虑限制能源成本而不是削减需求，人们总是担心这些措施最终会激励更多的能源消费，从而加剧天然气赤字。重要的是，英国和欧盟的建议仍然意味着能源成本同比上升，这表明价格驱动的消费节约在今年冬天仍会发生。然而，这一论点到了Sum23TTF就不成立了，例如，电价上限为200欧元，这意味着电价会更便宜，这显然会刺激更多的电力，从而增加天然气需求。
⚫ 这给我们2023年的平衡带来了紧缩的风险，这看起来已经很有挑战性。特别是，由于俄罗斯的流量从今年年初开始就为0，2023年重建存储变得比2022年更加困难，需要增量的需求破坏。这会导致我们将Sum23TTF价格提高到235美元欧元/兆瓦时，而此前为153欧元，远期为184欧元。
⚫ 最终，我们相信，只有当全球液化天然气供应从2025年开始大幅增加时，欧洲天然气价格将持续低于工业需求破坏水平，届时美国、卡塔尔和加拿大等国家已经在建设的几个液化项目开始上线。在那之前，欧洲的供应前景一直很紧张。具体来说，英国的产量正在缓慢下降，荷兰表示将在2023年关闭格罗宁根油田，挪威重新分配维护活动的生产灵活性已经基本耗尽，2023年比今年更严重的中断。只有阿尔及利亚引导天然气出口增长，尽管规模太有限，无法解决欧洲目前的紧张局势，到2023/24年将达到2500万立方米/天。因此，我们预计欧洲的天然气价格将继续破坏工业需求，以帮助该地区在2024年之前管理储存能力。
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一个时代的结束
在俄罗斯天然气工业股份公司9月2日宣布不重启NS1管道后，克里姆林宫声明将天然气流动与西方对俄罗斯的制裁挂钩，导致我们假设NS1管道为0作为我们未来的最新基本情况。这导致我们提高了我们的TTF预测，以符合我们在之前的说明中强调的价格风险，因为与NS1为20%的情况相比，末来将需要额外的需求破坏来管理库存。据此，我们提高了 Sum22/Win22-23/Sum23 TTF预测为215/94/235欧元/兆瓦时，此前为176/86/153欧元，而远期为205/213/184欧元。
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即使俄罗斯停止供应，西北欧的存储将在今年夏天达到90%以上的满负荷。
我们修订后的价格预测与我们之前公布的零-NS1情景一致，并且与我们22年10月底/23年3月底西北欧洲存储量预期达到90%以上/20%的水平一致。具体而言，我们更新的9/10月供应量仅比之前(保守）的预期略微减少了俄罗斯的净流量，而我们预计夏季剩余时间内TTF价格持续在200欧元以上，将继续以或高于我们最近看到的高价格吸引LNG，导致我们将9/10月西北欧的LNG进口量小幅增加约2000万立方米/天，达到1.9亿立方米/天(保守地说仍低于本月至今的进口量2.18亿立方米/天)（见图1）。此外，我们预计这些高涨的价格水平将有助于维持价格驱动的需求破坏，8月的涨势很可能就是这样开始的。虽然在月初，英国/比利时/法国的高频数据显示，相对于平均水平，需求下降幅度更大，为-24%，而8月份为-20%。总的来说，我们修订的9月/10月假设使我们22年10月底的存储预期略微提高到93%的满载率，而之前是91%。
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欧洲在夏天建造这么多的储物库是一件好事，因为在没有俄罗斯供应的情况下，冬天会有大量的消耗
然而，在冬季，由于俄罗斯零流向该地区的影响（由于德国对捷克/瑞士的再出口），我们预计这一略高的存储缓冲区将得到充分利用。需要说明的是，我们将预期的俄罗斯净供应降低了2500cm/d，一旦我们考虑到欧洲西北部对意大利的管道出口增加，这仅被我们1200cm/d的需求下调部分抵消（表2）。总而言，我们预计欧洲西北部的存储量将是冬季平均天气的22%，略低于我们之前预期的23%。
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需求的破坏仍然是欧洲天然气市场再平衡的关键
我们对西北欧洲的消费者需求假设与五年平均水平相比下降了11%，其中大部分下降影响了工业和发电对天然气的需求（-18%，与我们最近观察到的相比有更大的下降）（表3-表6）。由于能源成本的传递速度较慢且更受限制，以及冬季高峰时期取暖需求的弹性相对较低，我们预计在取暖需求方面的节省较少(与平均水平相比-7%)。
总的来说，由于我们预计在冬季开始时会有较高的存储水平，而且在这种零俄罗斯-flflow基本情况下，我们预计住宅用户将面临更大的节能压力(供暖需求节省的7%，而之前假设的比例为5%)，因此我们94欧元/兆瓦时的冬季TTF预测值(包括144/84欧元的4Q22/1Q23)仅比之前的冬季预测值高8欧元。即使我们保守地假设工业需求弹性比最初的估计低25%，价格必须移动2.4欧元(之前为1.8欧元)才能产生1百万欧元/天的需求变化，情况也是如此。虽然今年夏天观察到的需求弹性甚至低于这个水平，整个夏天大部分时间里，英国工业需求的复苏幅度甚至超过了平均值，但我们与几个欧洲天然气工业消费者的交流表明，这主要是受到之前的套期保值和固定价格合约的推动，部分原因是从2022年第4季度起，天然气价格开始回落。此外，随着更高的能源成本更广泛地到达最终用户手中，我们相信，与今年早些时候相比，天然气的工业用户将越来越难以将高能源成本转嫁给下游，从而可能触发未来天然气消费的增量变化。
我们注意到，我们的冬季TTF预期远低于当前价格，也低于冬季远期价格。季初的库存水平越高，余额就越容易在不威胁缺货的情况下适应高于平均水平的库存提取。这意味着对较低价格和当前价格的更高容忍度，以及与之相关的更高需求。我们的基本情况表明，即使我们预计今年冬天的库存提取量比平均水平高出70亿立方米(22%)，到23年3月底仍会有超过20%的库存。在我们看来，这将为摧毁需求的紧迫感创造条件，我们目前看到，这种紧迫感将逐渐被市场因熬过冬天而感到宽慰所取代。与第四季度相比，Q1尤其受益于冬季天气风险大大降低这一事实，这是因为冬季的持续时间更短，使得价格的风险溢价更低。在第四季度没有低于平均水平的情况下，这种较低的天气风险感知通常从12月底开始更加明显，届时两周的天气预报也可以看到1月份的情况，这通常受到市场的高度关注。
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虽然冬季余额似乎可以控制，但价格的风险仍然存在
尽管我们的基本情况是，在10年平均天气假设下，欧洲的天然气储存可以持续到冬季，但失衡的风险仍然存在，包括（1） 比平均水平更冷的天气，（2）低于预期的液化天然气进口和（3）管道出口增加。
1. 天气风险。尽管我们的冬未储存预期为比平均水平略冷的冬季提供了缓冲，但我们认为冬季的寒冷高峰仍有可能引发天然气价格的飙升，因为它如何演变（以及演变多长时问）存在不确定性。例如，比平均水平低1个标准差的冬季，在正常分布下是16%的概率事件，价值近5000万立方米/天的需求，理论上可以被天然气价格的115欧元反弹所抵消(假设需求弹性比我们去年冬季观察到的低25%）。然而，在冬季，市场等待测试价格反应是否会适当转化为较低的需求的能力有限，可能会加剧这种价格反应可能会引发政府干预，如配给措施。
2．低于预期的LNG进口。虽然我们已经对中国LNG进口量从22年第四季度开始回升进行了预测，但我们预计西北欧LNG进口量与去年冬季相比增长16%，平均每天2.25亿立方米，这得益于美国和莫柔比克新项目的LNG供应与去年冬季相比有所增加、挪威Hammerfest设施的重启，以及特立尼达岛原料气的复苏使得出口增加。然而，如果亚洲的冬季比平均水平更冷，或中国经济活动强于预期的反弹可能会增加亚洲对液化天然气货物的竞争。另外，LNG供应也可能令人失望，无论是莫柔比克每天1300万立方米的Coral LNG设施的启动被进一步推迟，还是美国每天6000万立方米的Freeport LNG设施（目前正在维修）或其他地方的停工，都会导致LNG供应的失望。与欧洲的天气冲击相似，进入欧洲的液化天然气持续下降也可能引发天然气价格的飙升和潜在的政府干预。
3. 高于预期的管道出口。虽然俄罗斯对西北欧的出口己经消失，但并非所有流向欧盟的天然气都被削减，特别是意大利仍然进口约2500万立方米/天的俄罗斯天然气。如果这一流量被中断一例如，作为对欧洲对俄罗斯天然气施加的价格上限的报复--意大利的天然气价格可能会超过TTF，以吸引来自西北欧的增量管道进口。德国向意大利输送更多的天然气是有物理限制的，历史数据表明，每天可能增加2000万立方米的流量，目前，该地区过量的液化天然气进口足以抵消这一点，但是，正如我们上面所讨论的，情况可能并不总是如此。
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干预主义政策似乎将价格优先于数量
需要考虑的风险是政府政策可能对能源消耗产生一定程度的影响。虽然欧盟最近的提议背后的细节要到下周才能全面公布，但我们提醒说，根据这种干预对电价的影响，这可能会通过鼓励增加电力消耗，从而导致天然气需求，间接进一步收紧天然气平衡。虽然有人提到减少需求措施的重要性，但迄今为止还没有强制削减。同样，英国今冬(以及未来两年)将实施的较低的能源账单上限也可能使能源消费保持在比我们在较高上限下看到的更高的水平——尽管仍可能低于去年冬天的水平，因为消费者面临的能源成本同比大幅上升。
在我们看来，直接干预欧洲天然气价格的可能性小于发电，因为它可能威肋到欧洲获得天然气供应的机会，特别是液化天然气，此外还扭曲了目前对急需的天然气需求破坏的价格激励。明确地说，我们看到天然气消费的减少越多，尤其是在夏季，欧洲在冬季面临停电或缺乏供暖的可能性就越小。上周五（9月9日）欧盟能源委员会会议后的新闻发布会上对这一话题的讨论表明，这些措施虽然仍在桌面上，特别是当涉及到来自俄罗斯的管道天然气时，最不可能被纳入本周的提案中。
我们认为，从天然气平衡的角度来看，政府主导的反向拍卖可能是一个更安全的途径，而不是能源价格上限。这将意味着政府将购买在自愿的基础上，直接从工业用户那里取回气体，放置在仓库里。由于这将是一种独立于天然气价格的天然气需求破坏形式，它将有助于保证储存的建立，同时消除价格调整的负担，最终推动天然气和电力价格低于没有拍卖的情况。德国从10月1日开始实施这样的机制，尽管新闻稿中的语言表明，这可能被用来缓解特定的市场失衡事件，而不是以系统的方式来帮助管理市场中的持续失衡。
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明年夏天将不会更容易！
上文讨论的能源价格上限风险可能在明年夏天变得尤为重要，例如，潜在的200欧元电价上限将意味着电力在夏天会更便宜。在我们的基本假设中，俄罗斯对西北欧的供应量保持为零，只是机械地说，西北欧将需要在今年夏天有更大的天然气需求下降，以便再次将储存量控制在90%。具体而言，我们估计明年夏天消费者的需求需要比平均水平下降28%，与我们预计从现在到冬季结束的平均相比下降11%，下降幅度更大。与今年一样，我们预计大部分负担将落在工业和发电需求上，我们预计这些需求将比平均水平低42%，而供热需求我们预计比平均水平低8%。
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我们需要所有我们能得到的非天然气发电能力
尽管我们的需求假设中，23年夏季工业和发电用气量比上个月观察到的需求量下降了7千多万立方米/天，或者说下降了30%，但我们注意到，我们预计大部分的下降是由于德国煤炭重启后，从天然气转向煤炭和核能发电的替代性增加而引起的。储备的发电量，以及法国核反应堆从今年异常繁忙的维护中恢复过来。尽管如此，这仍然有大约2500万立方米/天的消费量需要通过价格来缩减。根据我们对需求弹性的更为保守的假设，即100万立方米/天需要2.4欧元/兆瓦时的价格变动，这表明TTF价格需要比7月份172欧元/兆瓦时的水平高出63欧元，使我们的Sum23 TTF预测达到235欧元/兆瓦时（之前为153欧元，远期为184)。
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明年欧洲仍有一番作为
尽管更大的赤字有待逐年解决，但从今年冬天开始，荷兰和德国不断增加的再气化能力可能会带来额外的液化天然气利润。今年夏天，英国缺乏储存能力，这意味着英国几乎没有储存液化天然气的空间，这导致英国的天然气价格与TTF脱节，价格足够低，不足以吸引太多液化天然气。这使得英国的进口设施几乎空无一人，而荷兰的设施则被耗尽，德国由于缺乏出口产能而无法进口任何货物。从今年冬天开始，荷兰和德国将增加63mcm/d的再气化能力，这将使液化天然气分配更有效，从而缩小今年夏天英国NBP（和JKM价格）和TTF之间的折扣。
明确地说，这并不能保证增加的进口能力会被填满。归根结底，欧洲的液化天然气进口是其相对于世界其他地区的价格的结果，而亚洲对货物的竞争程度会对其产生特别大的影响。今年，由于工业对天然气的需求放缓，中国在保持LNG进口量同比下降的情況下，显得很自在。展望未来，我们预计中国的经济活动将逐步改善，导致其在整个2023年的LNG进口量逐年上升。我们预计，欧洲西北部的LNG进口量在23年未与22年未相比仅略有增加，为2.06亿立方米/天。
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我们需要所有我们能得到的非天然气发电能力
最终，我们相信，只有当全球液化天然气供应从2025年开始大幅增加时，欧洲天然气价格将持续低于工业需求破坏水平，届时美国、卡塔尔和加拿大等国家已经在建设的几个液化项目开始上线。在那之前，欧洲的供应前景一直很紧张。具体来说，英国的产量正在缓慢下降，荷兰表示将在2023年关闭格罗宁根油田，挪威重新分配维护活动的生产灵活性已经基本耗尽，2023年比今年更严重的中断。只有阿尔及利亚引导天然气出口增长，尽管规模太有限，无法解决欧洲目前的紧张局势，到2023/24年将达到2500万立方米/天。因此，我们预计欧洲的天然气价格将继续破坏工业需求，以帮助该地区在2024年之前管理储存能力。
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