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图1 2020-2024年LNG东北亚现货及国内出厂价走势
一、天然气内需疲弱,替代柴油需求回升
1.1 天然气消费历史与趋势
1995-2003年,中国天然气消费量从172亿立方米增长到331亿立方米,10年间天然气消费量维持在200亿~300亿立方米左右,增长缓慢。1997年建成的第一条长距离运输管线——陕京管线,将天然气从陕西运到北京,中途分配给天津、西安分别2亿和1亿立方米用气量时,天津还担心供过于求。直到2003年,天然气在中国能源消费中的比重还只占2.3%,当时还并没有液化天然气(LNG)的概念——要到2006年5月中国才有第一艘LNG船进入深圳大鹏湾。
2004年西气东输一线工程正式运营,以及2006年海上LNG开始进口,标志着中国进入天然气消费快速发展阶段,这一阶段中国天然气消费量从2003年的330亿立方米发展到2013年的1630亿立方米,10年增长4倍,平均增速17%。2012-2015年经济下行叠加其他因素,天然气消费量增速逐年下行,2015年天然气消费量增速只有3%不到。2016年以后,随着中国新一轮房地产政策调整,经济起底复苏一定程度刺激天然气需求回升,2016-2018天然气消费量持续回升,同比增速分别高达12%、15%、18%。
2024年天然气消费增速在经济回落背景下表现韧性,年初以来累计同比增速保持高位。2024年1-6月,全国天然气消费量2108亿立方米,同比增长10.1%,增速较上年同期回落2个百分点,预期2024年天然气消费量同比增速在6%-8%。
1.2 今冬明春天然气需求预测
需求是影响天然气价格的核心因素。国内天然气需求构成主要包括城市燃气(36%)、工业燃料(34%)、发电(22%)及化工(8%)。其中,城市燃气消费量与天气及城镇化相关,工业燃料、发电及化工消费量主要与经济增速与政策变化相关。
2017-18年冬季、2020-21年冬季天然气价格两次上涨让人记忆深刻。2017-18年“气荒”主要是由于宏观经济稳中向好、“煤改气”工程带动、工业品价格高位运行及天然气价格低四大因素导致天然气需求旺盛,叠加中亚资源异常短供停供事件,供需矛盾突出,导致天然气价格异常高涨。2020-21年天然气涨价主要由于美联储无限量QE、巴拿马运河拥堵、工业品价格高位以及低价推动天然气需求回升,共同导致天然气需求旺盛,价格从2600涨到6600元/吨。
2024-25年冬季天然气价格预期类似2014-15,2019-20年走势,价格可能在12月见顶。可供参考的原因包括经济需求比较疲弱、政策温和,以及气温矛盾预期不明显。
1.2.1 经济因素
2023年下半年以来央行持续降准降息,推进银行间货币宽松与利率下行,同时财政支出不及预期,当下除了工业企业产成品库存和利润有快速见底企稳迹象,整个投资消费与出口都依然存在下行压力(实体经济恢复企稳取决于基建、地产、制造业及出口和内需)(图2)。
图2:2020-2024年中国房地产、基建与制造业累计同比增速
国内天然气60%用于工业、发电及化工。工业一般用作燃料——包括车用燃料、加工行业燃料或锅炉燃料等,主要与建材、陶瓷玻璃烧制、钢材锻造、炼钢热处理等相关,2023年以来社会用电、工业及化工价格持续下行(下图),限制了天然气消费增速与价格上涨。
图:用电量工业及化工价格走势
1.2.2 政策因素
除市场因素外,另一点影响需求的是政策因素。当前,中国高度重视新能源发展,风能、太阳能发电发展迅速,装机容量大幅上涨,而气电仅占电力装机总量的4.5%(2023年装机容量29.2亿千瓦,其中气电装机超1.3亿千瓦)。随着未来储能技术获得突破,以及新能源成本降低,天然气发电略有挤压(2023年中国天然气发电占消费量比约17%)。其次国家发布大量政策支持新能源汽车发展,并进行财政补贴,叠加天然气热值较柴油车热值高,便宜的价格,导致2023-24年天然气车发展速度加快。2023年中国天然气半挂牵引车产量同比上升820%。
国务院2018年7月份印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》,要求抓好天然气产供储销体系建设,力争2020年天然气占能源消费总量比重达到10%,实现“增气减煤”,政策要求:第一,重点区域基本淘汰35蒸吨以下燃煤锅炉,燃气锅炉基本完成低氮改造;第二,推广使用达到国六排放标准的燃气车辆,天然气重卡将继续对柴油重卡形成替代;第三,推广使用电、天然气等新能源或清洁能源船舶,天然气船舶利用有望加速。2019年7月国家能源局综合司推出《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》,提出各地因地制宜拓展多种清洁供暖方式,宜电则电、宜气则气、宜煤则煤,强调重点发展清洁燃煤、乡村发展生物质能供暖,不再强调“煤改气”一刀切。2024年6月,国家发改委发布《天然气利用管理办法》,《办法》指出,天然气利用坚持产供储销体系协同,供需均衡、有序发展;坚持因地制宜、分类施策,保民生、保重点、保发展。在新《办法》指导下,预期在2035年前,我国天然气消费量增速预计保持在5%—10%增速。
1.2.3 天气因素
天然气需求还与城市燃气消费量相关。城市燃气消费量更多会受天气因素影响,这一点也容易造成城市燃气需求波动,对天然气需求及价格形成影响,但除了极端天气外,我们并不认为天气是影响天然气价格的主变量。
2024年8月开启冬季补库。从当前南方涛动指数(SOI)以及美国海洋与大气管理局(NOAA)8月发布的ENSO指数来看,目前看冬季冷冻概率并不很大(距离冬季时间还长,预期基本很难准确)。
图:NOAA冬季拉尼娜概率70%,SOI为负依然显示厄尔尼诺
综上所述,与2023年相比,2024年经济下行、工业品价格回落、“煤改气”政策偏宽,将共同导致天然气消费需求增速放缓。
二、夏季供应风险扰动,支撑亚洲天然气价格
2024年8月以来,天然气逐渐进入冬季补库周期。海外供应扰动,增加了亚欧补库不确定性。
2.1 俄罗斯suzha被乌克兰占领,供应风险受关注。
8月15日,泽连斯基宣布乌军占领俄罗斯边境城市苏贾(Sudzha)——现在唯一能把俄罗斯天然气经乌克兰输往欧洲的过境点(下图,俄罗斯天然气主要从位于俄乌边境的两个中转站进入乌克兰,分别是索赫拉诺夫卡(Sokhranovka)和苏贾(Sudzha)中转站。其中索赫拉诺夫卡过境点已因俄乌冲突,于2022年5月起停止使用)。尽管俄乌边境供气点发生冲突,目前并没有发生供应中断事件,英国天然气价格8月12日上涨冲高后回落。
图:俄罗斯天然气乌克兰过境点,俄罗斯乌克兰供气稳定
2.2 巴以冲突,以色列供应受干扰。
7月31日,哈马斯政治局领导人伊斯梅尔·哈尼亚在伊朗首都德黑兰遭袭死亡,黎巴嫩真主党与伊朗威胁将进行报复,天然气市场担心中东地区的供应会因此中断。以色列有三大气田,天然气产量大约在220亿方/年,其中Leviathan气田产量为114亿方,Tamar为102亿方,Karish0.3亿方。Tamar气田位于以色列北部港口城市海法90公里左右的地中海海底,该生产平台距离加沙很近,易受到袭击威胁。在2021年的冲突中,以色列政府曾指示雪佛龙暂时关闭Tamar平台。此外,Tamar气田已经生产超10年,天然气产量即便在没有冲突情况也可能逐渐下降。另外,从东地中海天然气(EMG)水下管道通往埃及的天然气中断也加剧市场担忧。如果巴以冲突升级导致以色列对埃及出口停止,或进一步影响埃及的LNG出口(大约在700万-800万吨/年),从而也会影响到欧洲的供应——2023年,由于夏季需求增加导致埃及暂停了LNG出口,导致欧洲气源紧张天然气短期上涨。
图:欧洲LNG供应量
2.3 美国Freeport出口受风暴干扰。
另外一个天然气供应干扰来自美国Freeport出口。7月28日,美国Freeport LNG工厂所有三条生产线复产——7月早些时候因飓风停产。Freeport作为美国七大LNG出口码头之一,共3列装置,合计LNG液化出口能力为1500万吨/年,占美国LNG总出口能力13%。2023年,美国成为全球最大LNG出口国,年出口量达到9120万吨,超过澳大利亚与卡塔尔。虽然Freeport出口帮助欧洲补充了LNG气源(70%的Freeport出口量出口至欧洲),但8-10月墨西哥湾的飓风容易对港口出口形成干扰。此外,巴拿马运河水位及运输情况,也可能干扰到11-12月亚太LNG供应。
图:2024年8月巴拿马运河加通湖水位高于5年平均
三、关注冬季天然气补库风险以及冲高后的价格回调
冬季气温如何,需求怎样,会不会有供应风险是9-11月LNG市场比较关心的问题。根据当前气候跟踪,冷冬概率并不很大——需要指出的是,极端的低温才是需求迅速放大的导火索,需要引起关注。此外,冬季会不会有供应中断风险?往年主要的风险来自俄乌地缘冲突、澳大利亚港口罢工、飓风、巴拿马运河等几个方面,目前看,最可能的供应风险还是来自地缘方面。即便9-12月天然气价格由于冬季补库冲高,依然可能由于中美财政与货币宽松不及预期,在弱需求下价格类似2014-15,2019-20年走势,价格可能在12月见顶后回落。
当然市场是非线性的,我们要做好观察和应对。
图:2024-25冬季LNG走势预期
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