摘要
2022年初能源市场直面俄乌冲突带来的供应冲击，风险溢价领涨的同时，也为大宗商品的价格波动划定上沿边界。随着欧美对俄罗斯能源的出口制裁从讨论到落地，俄煤禁运8月执行、北溪1号9月断供、欧盟俄油禁令也将于12月开始执行，能源市场逐步从断供恐慌转向减量平衡，价格走势和市场预期也从地缘风险的“大波澜”中抽身，向基本面的“小修补”走去。需求增长预期成为2H22能源价格走势的驱动因素，其中欧美油气需求受累于高价格的负反馈影响，国内油煤消费则受制于疫情反复和高温天气的阶段性扰动。供需角逐下，风险溢价部分出清，能源商品价格自趋正轨。
时至2022年末，供应冲击与减量预期的风险犹在，季节性需求增量或为基本面带来一定压力。我们预期4Q22-1Q23全球石油供需可能再陷短缺，欧洲天然气库存大概率在2022/23年取暖旺季面临超量消耗、美国天然气库存或也将维持低位，海运煤市场的结构性矛盾或将有所凸显。供应侧趋紧的同时，欧美通胀仍然高悬，随着经济下行预期逐步兑现，供应东风和需求逆风的角力或未结束。往前看，我们预期2023年能源供应端的整体约束仍然偏紧，基准需求情形下，全球石油供需天平趋于企稳，天然气和煤炭则需依靠贸易市场寻求供应缺口下的再均衡路径。而持续存在的不确定性因素或将随时成为引发基本面倾斜的意外砝码，例如能源制裁的实际冲击、贸易产能的瓶颈制约、经济增长的超预期疲弱、疫情反复的阶段性扰动。供需偏紧之际，均衡之路维艰，能源市场或将继续以“基本面+溢价”的形式进行定价。
石油：站在供需交锋的十字路口
我们预期2023年供给约束加码将从煤炭和天然气正式步入石油市场，例如OPEC+产量配额的收紧、即将执行的欧盟对俄油出口制裁。我们预测全球石油供应增速或在2023年降至0.5%左右，其中俄罗斯原油产出减量在100-200万桶/天，伊朗原油产量维持于250万桶/天附近，OPEC十国产量则参考当前产量计划执行、或将同比下滑0.8%左右。此外，北美原油产量或将进一步修复至1250万桶/天，成为全球石油产出的主要增长来源。同时，海外需求侧的走弱预期也将继续兑现，在经历了2H20-2021年的恢复式高增长、2022年的增长回归常态后，2023年石油需求增速仍将放缓，且表现为动能切换、驱动东移的整体特征，全球增速或在0.8%左右，其中OECD地区或难免负增长陷阱，印度、中国等非OECD国家将成为主要支撑。综合来看，我们预计基准情形下，2023年全球石油供需或将基本实现再平衡，全年小幅短缺40万桶/天，并在需求旺季面临更多紧缺。而相比于库存已有改善的原油，成品油市场可能将面对来自更低库存和更紧产能的更强制约。
在供需角力之际，全球石油基本面或维持紧平衡状态，供需天平虽有所企稳，但却十分脆弱，不稳定性因素持续存在。从价格表现来看，石油市场或将从原先的基本面定价模式，转向不确定性持续下的少量因素定价，例如余波尚在的地缘局势、即将兑现的衰退风险、仍存变数的产量政策等，皆有可能成为影响价格走向的关键变量。虽然定价模式出现了从面到点的表观简化，但预测难度却有所加大，原油价格站在供需交锋的十字路口，在不确定性持续之下，于“在风险归零回归基本面”和“风险发酵后的极端情形”之间寻求新的均衡路径，市场所给予的风险溢价也将有所延续。
往前看，供需基准情形下，我们预测2023年布伦特原油全年均价或在98美元/桶左右，WTI原油全年均价大概在92美元/桶左右。而若在风险情形下，即海外经济的实际疲弱超出预期，或国内的增长发力未能如期兑现，石油需求侧出现一致性趋弱；又或者供应侧的风险超预期缓和，例如地缘局势、产量政策等出现较大调整，原油价格或随着基本面趋松而面临较大的下行风险，在此情形下，我们认为原油价格或将在80美元/桶的边际成本位置得到较强支撑。
天然气：供应缺口下的再均衡之路
在俄罗斯-欧洲PNG缺口持续之下，2023年全球天然气市场主线或仍为供应缺口下的再均衡之路，更为灵活的LNG贸易或在全球及各地区天然气平衡中扮演更为重要的角色。
欧洲天然气市场仍需在俄罗斯PNG的供应危机下寻求缺口的填补。在2022年9月18日发布的研究报告《欧洲天然气：再平衡，非坦途》中，我们测算得到，若不依靠俄PNG进口，今年11月至次年3月欧洲天然气库存或需较往年超量消耗45%以实现供需平衡。目前来看，10月末欧洲天然气库存已到达95%左右的填充水平，超出我们此前预期，在此情形下，欧洲天然气库存于2023年3月末的旺季终点或将从此前预测的100亿立方米提升至165亿立方米左右，虽然压力部分缓解，但仍处于历史绝对低位（正常库存旺季终点约为400亿立方米）。而再往前看，今冬过后，欧洲仍面临在缺乏俄罗斯PNG的条件下进行库存修复的供应难题，我们对2023年欧洲天然气库存修复阶段的供应情形进行压力测试，欧盟及英国或需在不依靠俄PNG的情形下或需较今年多进口25%（正常库存起点）-50%（低库存起点）的LNG以实现库存修复。虽然欧洲国家以FSRU的形式加速LNG再气化产能的建设可以缓解一定的接收压力，但全球天然气产量和LNG液化产能的瓶颈或使其仅依靠LNG进口来填补俄PNG缺口的路径实现存在较大挑战，也会使得LNG现货贸易市场的货源供应更为紧张。
作为欧洲LNG进口增量的重要来源国，美国天然气市场在2022年经历了供需双增下的紧平衡状态，为满足取暖和电力部门天然气消费的增加和LNG出口需求的提升，美国天然气产量快速扩张、当前已超过疫情前水平，而LNG出口装置的意外事故使美国国内天然气供需有所放松，库存边际修复、但仍处于历史相对低位。2023年，我们预期美国的天然气消费或将在天气正常的基准情形下回归常态，产量增速趋于放缓，LNG出口仍将维持高位、但受限于产能瓶颈而难以大幅增加，我们预期美国天然气库存或有望在2023年继续改善，回归历史均值、甚至到达历史同期相对高位。
我们预期2023年欧洲天然气价格或仍难下高位，2023年荷兰TTF天然气价格中枢可能将位于47美元/百万英热附近。而美国天然气基本面虽然得以修复，但LNG出口需求增加或使北美气价不再局限于区域供需情况，我们预期2023年美国NYMEX天然气价格中枢或在6美元/百万英热左右。此外我们认为，若地缘局势发生较大变化、使天然气供应侧的约束出现超预期趋松，或为全球天然气价格带来较大的下行风险。而天气表现和欧盟对天然气消费和价格的后续政策或将成为需求实际表现不及预期的主要风险来源。
煤炭：平衡可期，溢价难免
2023年俄乌冲突余波尚存，天然气供需难言放松，可再生能源稳定性欠缺，中长期“双碳”愿景无碍短期内煤炭依然是平衡和稳定全球能源和电力供需的重要一环。但我们认为2023年动力煤市场的最大风险并非地缘风险事件，而是国内外经济的不确定性，关键在于紧缩政策的节奏与国内疫情。在供给端，煤炭行业低资本开支的格局难改，今年煤炭生产商强劲的现金流或难以转化为未来的产能，海运动力煤市场的供给弹性仍然较弱，极端天气和资源国出口政策等风险依然存在。但中国和印度可能是例外，基于政府对能源安全的考量，两国煤炭自有产量可能仍有增量，以减少对昂贵进口资源的依赖。另外，俄煤禁运后的全球煤炭贸易格局重构可能边际上缓解煤炭区域间的供需不平衡。总体看，我们预计2023年全球动力煤市场的再平衡路径可能依然艰难且脆弱，取暖季后价格或将呈缓慢下降的态势。

风险提示：经济增长超预期波动、地缘政治风险、不利天气扰动
正文
能源2023年展望：风险未平，溢价延续
2022年初能源市场直面俄乌冲突带来的供应冲击，风险溢价领涨的同时，也为大宗商品的价格波动划定上沿边界。随着欧美对俄罗斯能源的出口制裁从讨论到落地，俄煤禁运8月执行、北溪1号9月断供、欧盟俄油禁令也将于12月开始执行，能源市场逐步从断供恐慌转向减量平衡，价格走势和市场预期也从地缘风险的“大波澜”中抽身，向基本面的“小修补”走去。需求增长预期成为2H22能源价格走势的驱动因素，其中欧美油气需求受累于高价格的负反馈影响，国内油煤消费则受制于疫情反复和高温天气的阶段性扰动。供需角逐下，风险溢价部分出清，能源商品价格自趋正轨。
时至2022年末，供应冲击与潜在风险的影响犹在，季节性需求增量或为基本面带来一定压力。我们预期4Q22-1Q23全球石油供需可能再陷短缺，欧洲天然气库存大概率在2022/23年取暖旺季面临超量消耗、美国天然气库存或也将维持低位，海运煤市场的结构性矛盾或将有所凸显。供应侧趋紧的同时，欧美通胀仍然高悬，随着经济下行预期逐步兑现，供应东风和需求逆风的角力或未结束。往前看，我们预期2023年能源供应端的整体约束仍然偏紧，基准需求情形下，全球石油供需天平趋于企稳，天然气和煤炭则需依靠贸易市场寻求供应缺口下的再均衡路径。而持续存在的不确定性因素或将随时成为引发基本面倾斜的意外砝码，例如能源制裁的实际冲击、贸易产能的瓶颈制约、经济增长的超预期疲弱、疫情反复的阶段性扰动。供需偏紧之际，均衡之路维艰，能源市场或将继续以“基本面+溢价”的形式进行定价。
石油：站在供需交锋的十字路口
全球石油供需疫情后恢复节奏的错位导致基本面错配频繁上演，支撑原油价格中枢大幅抬升。然而疫后修复还未结束，地缘风险便扑面而来，2022年初始料未及的俄乌局势打破市场稳态，原油现货升水快速走阔、并创下历史新高，布伦特原油价格摸高140美元/桶、达到2008年以来的新高点。但与历史经验类似，地缘事件下的供给减量、或者说供给减量预期，大概率不会带来市场的结构性短缺。供应风险发酵的同时，2022年欧美加速货币紧缩以应对通胀高压，经济下行压力加重，叠加疫情长尾退出扰动仍存，石油市场这枚“站立的硬币”并未在供应冲击下倒向基本面失衡的绝对风险情形，供需再均衡仅为延迟、而非转向（详见《石油季度更新：波澜平地起，延迟再均衡》）。在不稳定性因素持续存在之际，2022年石油市场在“风险归零后的回归基本面”和“风险兑现下的供需失衡”之间寻求新的均衡路径，风险溢价支撑原油价格位于历史价格分布的两峰之间，而价格路径也在供需角力下面临方向抉择。
时至2022年尾声，地缘局势波澜未平，海外衰退风险犹在。石油需求或将正式走出恢复式的高增长阶段，面临内生增长动能的直接挑战，全球经济增速不再依赖于疫后修复的相似路径，我们预期2023年全球石油需求增长驱动或将东移，中国、印度等非OECD国家将正式回归需求增量的主导地位，而欧美地区仍将面临经济下行中的需求逆风（详见《石油需求：从增速放缓到驱动东移》）。此外，随着OPEC+减产在2022年11月正式开始，欧盟对俄油及油品的制裁执行也不断临近（原油和成品油制裁执行期分别在2022年12月和2023年2月），北美页岩油产量恢复斜率趋缓，2023年全球原油供给侧或在约束趋紧的过程中充满不确定性，例如俄油制裁的实际冲击、OPEC+产量政策的后续调整和执行情况、伊朗原油的回归可能等，也将成为原油市场价格波动和风险溢价的核心驱动。
往前看，我们预期2023年全球石油供需可能将继续维持紧平衡状态，全年供需缺口或仅为40万桶/天左右。于原油价格而言，我们认为高点已过、但或难下高位，明年石油供给侧仍面临较多变数，且都可能成为使微弱企稳的供需天平再次倾斜的意外砝码。因而我们认为，2023年石油市场或仍将维持“基本面价格+风险溢价”的定价模式，布伦特原油价格年均中枢大约在98美元/桶，WTI原油价格中枢在92美元/桶左右。而如果需求逆风超预期强劲，经济增长出现一致性趋弱倒向，又或者供应风险超预期缓和，那么原油价格或将面临较大的下行风险，从边际成本曲线来看，我们认为在此情形下，油价下方支撑或在80美元/桶附近。
图表：当前原油价格正处于历史分布的两峰之间
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
摆脱路径依赖，需求驱动东移
全球石油需求在2020年新冠疫情中遭遇重创，疫情对居民出行的制约对汽油、柴油等交通油品形成直接冲击，生产活动的停滞也拖累了工业用油的整体需求。而随着以中国、印度为代表的非OECD国家从2H20开启疫情后的需求修复进程，OECD国家也在1H21启动复工复产，各国石油需求修复虽然节奏各异，但均依赖于从底部快速反弹、到低基数期的高速增长、再到回归内生驱动途中增速放缓的相似路径。因而我们看到，疫情后全球油品需求增速始终高于疫情前常态增长水平，先后进行缺口修复的非OECD和OECD国家分别引领了2H20-2Q21和3Q21-2022年的油品需求高速增长。时至2022年末，全球石油消费的疫后缺口修复已几近完成，3Q22全球油品消费达到9996万桶/天，仅较2019年同期下降150万桶/天，我们预期4Q22全球油品需求或进一步恢复至1.01亿桶/天左右。而从增速表现来看，全球石油需求回归常态增长途中的增速放缓也已基本兑现，其中直面俄乌冲突的OECD国家需求在高价格的负反馈抑制下加快趋弱，非OECD国家也仍受到疫情长尾退出的阶段性扰动。（详见我们于2022年10月24日发布的研究报告《石油需求：从增速放缓到驱动东移》）
2023年全球石油需求或将摆脱缺口修复时期的路径依赖特征，当前欧元区制造业PMI已连续四个月处于收缩区间，需求基准情形下，欧洲地区陷入经济衰退或较难避免，而美国若能如期在紧缩周期内实现通胀压力释放，经济增长疲软难免、但或相对好于欧洲，目前美国制造业PMI仍处于荣枯线之上。相较之下，中国、印度的经济增长预期或更为乐观，2022年10月印度制造业PMI仍录得55.3的较高水平，中国则受到局部疫情反弹的阶段性扰动。因而往前看，我们认为经济体之间内生增长动能的分化或将使全球石油需求在增速放缓的同时呈现驱动东移的整体特征，即印度、中国等非OECD国家或在2023年重返全球石油需求增量的支撑地位，而OECD国家则仍将面临经济下行大趋势下的需求逆风。
图表：2020年疫情后全球各经济体石油需求依赖于相似的修复路径
资料来源：IEA，中金公司研究部
OECD国家：紧缩周期内的经济下行压力延续
我们预期2023年OECD国家油品需求将在结束“恢复式”的高增长后回归内生动能驱动的增长常态。俄乌冲突带来的供应风险敞口使欧美原油及油品价格在2022年持续高悬于基本面定价上方，并通过对油品需求的反向抑制进一步加快了油品需求的增速回落。虽然石油产品相比较于一般消费品的需求弹性较弱，但高油价、特别是高成品油价格同样会对终端需求形成一定压制，基于现有学者研究（Rocio，2018和Xavier，2016），石油总需求的价格弹性约为-0.074，其中交通部门消费在短期内对价格更为敏感（弹性为-0.08），非交通部门需求则相对稳定（弹性-0.06）。此外，终端油品价格对消费的负反馈作用更为明显，其中汽油消费在短期内对价格抬升的敏感性最高（弹性为-0.194），其次为取暖油和柴油。长周期内的石油需求更具价格弹性，即原油或油品价格中枢的长期抬升或带来需求侧的较大调整，其中非交通部门的油品消费在长周期内对价格变化更为敏感（弹性为-0.321）。
图表：石油需求价格弹性较弱，不同油品之间存在一定差异
资料来源：Rocio(2018)，Xavier(2016)，中金公司研究部
因而可以看到，随着原油价格大涨，叠加炼厂产能瓶颈和油品库存低位进一步推升了欧美炼油毛利走高，终端油品价格抬升使OECD成品油需求同比增速从2Q22开始大幅下滑，其中对价格短期更为敏感的汽油消费“首当其冲”，在夏季驾驶旺季也表现平平，短期弹性较低但受到经济周期影响较大的柴油需求也已显露疲态。
图表：价格负反馈加速OECD油品需求增速下滑
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：OECD汽油消费在2022年驾驶旺季表现平平
资料来源：IEA，中金公司研究部
往前看，随着需求回归经济增长驱动，2023年OECD国家仍将面临货币紧缩周期内的经济下行压力，“通胀-增长”的宏观传导路径或会继续兑现，即能源价格上涨将加重通胀压力，或引发货币政策收紧，进而压制经济增长的后续动能。可以看到，1970年以来在多次美国经济陷入衰退的前期或同期均伴随着原油价格的大幅冲高。截至2022年10月，欧元区制造业PMI已连续4个月位于收缩区间，10月仅录得46.4，美国ISM制造业PMI也在10月下行至50.2，接近荣枯线水平。在我们对需求侧的基准情形下，欧洲地区或在2023年难免经济衰退，美国需求或因通胀如期在紧缩周期内回落而相对好于欧洲，而经济增长下行趋势或使柴油等工业用油需求面临更多逆风。
图表：从美国历史数据来看，原油价格冲高会对经济增长形成一定压力
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
此外，航空煤油缺口修复和气转油下的燃料油消费或会带来一定增量，从而部分对冲经济下行的需求风险。一方面，OECD航空出行仍存在恢复空间，并且主要集中在欧洲地区，我们看到欧盟航班出行情况较疫情前水平仍存在16%左右的差距。OECD整体来看，航空煤油消费缺口的补齐或将带来60-70万桶/天的油品需求增量。另一方面，欧洲地区的气转油需求或会为燃料油等成品油带来部分消费增量，我们看到2022年5月以来OECD欧洲的燃料油消费便已出现大幅抬升，据IEA预测，气转油或在4Q22-1Q23为欧洲带来40-50万桶/天的油品需求增量，2023年对全球石油需求的增量贡献或在20-30万桶/天。
图表：欧洲航空出行仍存在修复空间
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：气转油或会为燃料油消费带来一定增量
资料来源：IEA，中金公司研究部
非OECD国家：或将重返增长驱动的支撑地位
2000年以来，以中国、印度为代表的非OECD国家便成为了全球油品需求增长的贡献主体，我们认为2023年或将重返疫情前的增长常态，在疫情的阶段性扰动结束后，全球石油需求的增长动能或有望东移。
图表：2000年以来非OECD国家成为了全球石油需求增长的核心支撑
资料来源：BP，中金公司研究部
2022年我国成品油消费受到局部疫情反弹的较大扰动，2-3Q22油品表观消费同比下滑-6.5至-8%，其中汽油消费受到的直接冲击最为明显，同比增速由正转负，柴油需求也受制于开工率下滑而有所走弱，疫情后持续未恢复的航空煤油消费仍较正常时期存在较大缺口。国内沥青消费受累于地产周期走弱而持续同比收缩。在需求基准情形下，我们预期2023年国内成品油需求将回归同比扩张区间，全年同比增速大约为1.5%，其中航空煤油缺口修复和沥青消费边际改善或成为需求增量的主要来源。
图表：国内成品油消费受到疫情扰动影响
资料来源：国家统计局，海关总署，中金公司研究部
图表：国内航空煤油消费仍存在明显缺口
资料来源：Wind，中金公司研究部
印度油品需求在2022年二季度以来便恢复至高速增长状态，2-3Q22石油总需求同比增长13%左右，其中受益于工业生产高景气度和居民出行快速恢复的柴油和汽油需求为主要支撑，分别贡献了同比增量的45%和21%。往前看，我们预期2023年印度油品需求仍将保持高速增长状态，来自于城镇化和工业化的需求增量仍将继续释放，全年石油需求同比增速或在5.5%左右，将成为全球需求增长的重要支撑之一。
图表：印度油品需求持续处于历史最高水平
资料来源：印度能源局，中金公司研究部
图表：工业生产高景气对印度柴油消费提供支撑
资料来源：Haver，印度能源局，中金公司研究部
综合来看，我们预期2023年全球石油需求或将恢复至疫情前绝对水平，缺口正式收敛的同时，同比增速则将进一步放缓至0.8%左右。其中，OECD需求增速仅为-0.2%，供应风险敞口较大和通胀局势更为严峻的OECD欧洲地区全年来看或面临-0.8%左右的需求下滑，而美国需求增速或将降至-0.5%左右。非OECD国家的石油需求增速或在1.6%左右，其中印度需求增速或到达5.5%，中国需求增速或在1.5%左右。从增速结构来看，全球石油需求将在2023年正式回归非OECD支撑增长的疫情前常态，增速放缓的趋势之下，全球增长驱动或将东移。
图表：全球各国经济景气指数已有所分化
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表：2023年全球石油需求增长驱动或将东移
资料来源：IEA，中金公司研究部
“X因素”增加，供应风险持续
在沙特等主产国的稳定复产下，OPEC和北美页岩油成为了2022年石油供应侧持续修复的核心支撑。但随着OPEC+（包含OPEC 10国和以俄罗斯为代表的非OPEC国家）增产计划在今年8月提前结束，产量政策逐步由松转紧，更在10月产量会议上正式决定将从今年11月起大幅下调产量协议目标200万桶/天，石油供给侧约束再度趋紧。与此同时，欧盟对俄罗斯原油和成品油的贸易制裁将于2022年12月和2023年2月依次开始执行，这使得OPEC+成为了石油市场基本面不确定性的重要来源，与仍处于禁运状态的伊朗原油一样，OPEC+产量计划及执行情况、俄罗斯原油及油品的实际供应冲击，也成为了石油供给侧的不稳定因素、即“X因素”。此外，北美页岩油在2022年的产出表现也有些不及预期，企业资本开支不足叠加高通胀环境使得钻机数量受到制约，叠加DUC井释放渐近尾声，不利天气的阶段性扰动也仍然存在，美国原油增产斜率下降，我们判断北美原油复产周期或将延迟至2023年。
►    “X因素”之一：OPEC+产量政策收紧，后续调整及产出影响仍存不确定性
OPEC+将从2022年11月起开始执行新的产量协议，我们测算实际的产出冲击或在150万桶/天左右，OPEC 10国的可能减量约为100万桶/天，其中沙特、阿联酋和科威特等主产国或受到较大影响，而非OPEC协议国中的俄罗斯所受到的直接产量约束或较为有限（详见《石油：OPEC+减产，后视镜中的过剩出清》）。从10月产量数据来看，OPEC+的实际产量仍然不及协议目标，增产速度大幅放缓。OPEC原油总产量在10月仅小幅增加3万桶/天至2998万桶/天，其中阿联酋为增产的核心支撑，10月增产7万桶/天至342万桶/天，而沙特、科威特等主产国均已开始进行产量收缩，10月沙特原油产量为1100万桶/天，环比小幅减少1万桶/天，为2021年5月以来首次月产量环比下滑。
往前看，11月OPEC+产量政策的实际执行情况和12月初的产量会议均值得关注，我们认为OPEC+后续产量政策仍有调整的可能，而站在当前时点，综合考虑OPEC 10国产量协议的执行情况，以及未参加产量协议的利比亚于明年维持正常的石油产出水平、伊朗原油产量也保持现状，我们预测2023年OPEC原油年均产量大概在28.6万桶/天。
图表：OPEC+下调产量协议目标
资料来源：OPEC，中金公司研究部
图表：OPEC+减产的实际冲击或在150万桶/天左右
资料来源：OPEC，彭博资讯，中金公司研究部
图表：2022年10月OPEC+增产步伐大幅放缓
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：10月沙特产量近17个月以来首次环比下滑
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
►“X因素”之二：俄罗斯原油及油品贸易制裁的实际冲击仍待兑现
随着欧盟对俄油及油品的禁运执行期临近，市场最为担忧的俄罗斯原油产量冲击也将在2023年正式兑现。截至2022年10月，俄罗斯原油产量较年初仅减少了30万桶/天左右，实际影响相对有限。从出口情况来看，基于Kpler数据，俄罗斯海运原油出口较年初减少约30万桶/天，其中去往欧盟的原油出口已减少了122万桶/天左右，但去往印度的出口增量，大概92万桶/天，部分抵消了俄罗斯原油出口的损失。俄罗斯海运成品油出口减少了40万桶/天左右，其中去往欧盟和英国的油品出口分别减少了28万桶/天和12万桶/天。
图表：俄原油产量仅较俄乌冲突前减少30万桶/天
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：俄海运原油及油品出口减少70万桶/天左右
资料来源：IEA，中金公司研究部
2021年欧盟进口俄罗斯海运原油约150万桶/天，进口俄罗斯海运成品油约153万桶/天，将相继在2022年12月和2023年2月开始执行禁运制裁，叠加今年3月美国、英国、加拿大对俄罗斯石油施加的进口禁令，目前俄罗斯石油出口合计受到的表观制裁量约为360万桶/天左右，若完全得以执行，仍将为全球石油供应带来不小冲击。但可以看到，今年4月以来，印度对俄罗斯原油的进口量增加并稳定于90-100万桶/天左右，以支撑其国内石油高消费所需的炼厂投入，或将一定程度上抵消欧美制裁对俄罗斯原油出口的损失，但从当前贸易情况来看，俄罗斯成品油的出口减量或难以通过其他进口国的需求增量进行填补。综合来看，我们判断在欧盟禁运执行后，俄罗斯原油及油品出口净减量或在200万桶/天左右。
图表：俄原油及油品表观制裁量约为360万桶/天
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：印度加量进口俄罗斯原油以满足其炼厂投入
资料来源：印度能源局，中金公司研究部
此外，近期G7国家还拟对俄罗斯石油出口实施价格上限计划，与欧盟的第六轮进口禁令同期开始执行，以在限制俄罗斯原油及油品出口价格的前提下允许其进行贸易流动。G7国家计划将通过停止为超出贸易价格的俄罗斯原油及油品出口提供航运、融资和保险服务的方式限制俄罗斯石油的出口价格。从航运公司的承运情况来看，在2021年俄罗斯海运原油及成品油总出口中，约有41%由G7国家公司承运，若其全部停止服务、而其他航运公司仍继续维持运输服务，或直接带来240万桶/天左右的俄罗斯原油及成品油出口损失。但从目前来看，2022年以来俄罗斯石油出口中G7国家公司承运占比已有所下滑，截至10月平均占比为29%左右，若全部停运或带来180万桶/天左右的直接出口冲击。而若考虑更为悲观的情形，即除了俄罗斯公司其他国家都不再为俄罗斯石油出口提供承运服务，俄原油及成品油出口净损失或将达到450-480万桶/天左右。

图表：G7航运服务制裁对俄罗斯海运原油及油品出口的冲击测算
资料来源：Kpler，中金公司研究部
但目前已经可以看到，俄罗斯石油公司Rosneft[1]开始扩大其油轮租赁业务，为其石油出口贸易提供保障，叠加G7对俄油出口价格的限制政策也仍存在实际执行上的落地困难和可操作空间，综合考虑来看，我们仍维持俄罗斯原油及油品出口总损失或约200万桶/天的基准判断。
►      “X因素”之三：伊朗原油重返市场的可能增量
仍受到制裁约束的伊朗原油仍为石油供给侧的重要不稳定性因素之一。截至2022年10月，伊朗原油产量约为250万桶/天，出口仍在50-100万桶/天左右。若伊朗原油重返市场，或将为全球石油供应带来150万桶/天的产出和贸易增量。目前来看，我们并未在明年的基准预测情形中纳入伊朗原油的产出增量，即2023年伊朗原油产量或将继续持平于250万桶/天左右。
图表：伊朗原油产量仍受到制裁约束
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：伊朗原油出口维系低位
资料来源：Kpler，中金公司研究部
此外，北美页岩油复产周期延长，或将贡献部分供应增量
2022年美国原油增产速度相对不及预期，资本开支受限备受关注。疫情后油气企业资本开支较经营现金流的缺口持续存在，对应着在历史上相对协同的原油价格和活跃钻机数量在疫情后出现明显的走势分歧。从企业现金流的去向情况来看，疫情后美国油气企业更倾向于将现金流入用于偿还债务和股东分红，表现为筹资现金流的大量流出，代表着相对于扩大产能，企业更倾向于将收入用于优化资本结构。而从企业的投资意愿角度来看，由于2020年后原油价格的走高实质上并非来自于基本面的结构性短缺，2021年是源于疫情后供需修复阶段的频繁错配，2022年则是因为突发的地缘风险事件，因而原油现货价格大幅攀升的同时，我们看到远期价格的抬升幅度相对有限，价格曲线特征一定程度上也影响了企业资本开支的长期决策。
虽然油气企业资本开支仍不及强劲的经营现金流入，但从绝对水平来看，1H22美国26家页岩油企业的资本开支总额已基本企稳于2018-2019年水平，而同期美国油气活跃钻机数却仍较疫情前存在一定缺口，因而在DUC井释放逐步放缓、企业从“低成本运营”重回“可持续运营”的过程中，增产速度有所放缓，产量修复也不及预期。我们认为单位资本开支的产量贡献下滑或源于高通胀环境下的成本抬升，钻机活动所需资本开支数目提升，即实际资本开支其实不及疫情前水平，因而上游CAPEX支出回归绝对水平并不足以支撑产量缺口完成修补。
此外，美国原油产量也仍面临着不利天气的阶段性扰动，例如今年4月Bakken产区的暴雨、9-10月飓风季对墨西哥湾勘探活动的季节性影响。截至2022年10月，美国原油总产量约为1175万桶/天，较疫情前产量高点仍余10%尚未恢复，而在飓风季过后，据EIA预测，美国原油产量或有望在11月恢复至1200万桶/天。
再往前看，我们预计2023年美国原油产量或仍较维系渐进式增产，全年产量或在1230万桶/天左右，4Q23产量有望修复至1250万桶/天。
图表：美国油企资本开支已回到疫情前水平
资料来源：FactSets，中金公司研究部
图表：美国单位资本开支的活跃钻机数量有所下滑
资料来源：EIA，FactSets，中金公司研究部
图表：DUC井释放渐近尾声，新钻油井主导增产
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：美国原油产量的修复周期或将延长
资料来源：EIA，中金公司研究部
综合来看，我们预期2023年全球石油供应增速或将放缓至0.5%左右，其中俄罗斯原油产出减量在100-200万桶/天，伊朗原油产量维持于250万桶/天附近，OPEC十国产量则参考当前产量计划执行、或将同比下滑0.8%左右。此外，北美原油产量或将进一步修复至1250万桶/天，成为全球石油产出的主要增长来源。
供需错配缓解，库存低位修复
我们判断2023年全球石油供需或仍将维持紧平衡状态，全年供需缺口或在40万桶/天左右。2020年全球疫情后修复阶段的频繁供需错配或将得以缓解，海外需求虽面临紧缩周期内的下行压力，但印度、中国等非OECD国家或有望提供部分需求增量，基准情形下全球石油需求或维系相对稳定状态，全年增速降至0.8%左右。而供给侧以OPEC和俄罗斯为代表的市场角色转变或使得不稳定性因素有所增加，当前OPEC+产量政策或带来150万桶/天的产出下滑（相比3Q22），叠加俄罗斯原油产出损失在200万桶/天左右的基准判断（相比2022年初），我们预期2023年全球石油供应或小幅增长0.5%，其中北美原油的常态产量修复为主要支撑。
图表：基准情形下，2023年全球石油供需或维持紧平衡状态
资料来源：IEA，中金公司研究部
从库存角度来看，2020年后全球石油供需的频繁错配使原油及成品油库存持续承压，OECD原油及成品油商业库存在2H21降至近5年历史同期最低水平。而随着基本面在2022年实现缺口收敛，原油商业库存也在3Q22摆脱历史最低，更为高频的美国商业库存数据也显示库存压力已得到较大缓解。在供需基准情形下，我们预期2023年全球石油库存持续性去化的发生概率或将降低，在供需维系紧平衡的状态下，原油库存或将在历史相对低位区间持续修复。
图表：OECD原油商业库存已摆脱历史绝对低位
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：美国原油库存显示库存压力在持续缓解
资料来源：EIA，中金公司研究部
相较之下，全球成品油库存的紧张程度或更为严重。当前OECD成品油商业库存仍处于历史同期最低。欧洲对俄罗斯原油，以及成品油中的柴油、燃料油均存在着较高的依赖度，俄油供应风险也率先为欧洲市场带来冲击。而欧洲炼厂投入也未有大幅提升，产能利用率维持在85%附近。我们认为欧洲炼厂产能投入或受到原料短缺和成本抬升的双重制约，季节性维修和罢工行动也有一定扰动。而为填补进口下滑和产出受限导致的成品油供应缺口，欧洲向中东、印度、美国等地寻求成品油加量进口，但美国炼厂产能在2020年后部分关停，当前产能为1796万桶/天，较疫情前水平减少了100万桶/天左右。因而我们看到，美国炼厂产能自2H21开始持续处于高负荷运转状态，产能瓶颈显现，美国成品油库存持续处于历史最低水平，并在8月以来持续环比去化。目前来看，2022-2023年期间美国并无新增产能计划，进口加量需求的可能延续或将使得美国油品市场的供需格局维持紧张。往前看，在产能瓶颈持续之际，我们预期2023年全球成品油库存或仍将处于偏紧状态，欧美炼油毛利的高位支撑或将延续。
图表：OECD成品油库存仍位于历史低位
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：欧洲馏分油库存紧张加剧
资料来源：Euroilstock，中金公司研究部
图表：欧洲炼厂投入
资料来源：Euroilstock，中金公司研究部
图表：美国炼厂产能瓶颈显现
资料来源：EIA，中金公司研究部
价格预测：从面到点，溢价延续
展望2023年，我们认为在供需角力之际，全球石油基本面或维持紧平衡状态，供需天平虽有所企稳，但却十分脆弱，不稳定性因素持续存在。从价格表现来看，石油市场或将从原先的基本面定价模式，转向不确定性持续下的少量因素定价，例如余波尚在的地缘局势、即将兑现的衰退风险、仍存变数的产量政策等，皆有可能成为影响价格走向的关键变量。虽然定价模式出现了从面到点的表观简化，但预测难度却有所加大，原油价格站在供需交锋的十字路口，在不确定性持续之下，于“在风险归零回归基本面”和“风险发酵后的极端情形”之间寻求新的均衡路径，在此背景下，我们认为市场所给予的风险溢价或也将有所延续。
往前看，供需基准情形下，我们预期2023年布伦特原油全年均价或在98美元/桶左右，WTI原油全年均价大概在92美元/桶左右，即相比较于北美页岩油边际成本曲线所显示的80美元/桶左右的支撑点位存在一定溢价。而若考虑风险情形，即海外经济的实际疲弱超出预期，或国内的增长发力未能如期兑现，石油需求侧出现一致性趋弱；又或者供应侧的风险超预期缓和，例如地缘局势、产量政策等出现较大调整，原油价格或随着基本面趋松而面临较大的下行风险，在此情形下，我们认为布伦特原油价格或将在80美元/桶的边际成本位置得到较强支撑。
图表：页岩油边际成本显示基本面支撑点位
资料来源：FactSets，中金公司研究部
图表：2023年国际油价季度均价预测
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：2023年全球石油供需平衡表年度预测
资料来源：IEA，中金公司研究部
天然气：供应缺口下的再均衡路径
2022年天然气市场备受瞩目，特别是直面俄罗斯供应冲击的欧洲市场。在2021/22年取暖季后，欧洲天然气市场以低库存起点步入2022年的需求淡季，在俄罗斯管道气（PNG）供应下滑的情形下，欧洲依靠加量进口液化天然气（LNG）来填补供应缺口，支撑淡季库存修复，欧洲天然气价格也持续位于历史相对高位波动。然而俄乌局势进一步加重了供给的减量担忧，欧洲气价再攀高位过后，供应冲击在6月正式兑现，北溪1号管道运量持续下滑、直至9月彻底断供，俄罗斯至欧洲的PNG基本归零（仅余途经乌克兰的0.4亿立方米/天运量仍在维持），欧洲在天然气供应塌陷下寻求进口侧的替代增量，LNG进口持续加量支撑欧洲天然气价格再创新高，而高价格下的需求压力释放也为库存修复腾挪一定空间，2022年1-8月欧盟及英国天然气消费量同比下滑约10%，其中以工业部门的用气削减为主要来源。
因而截至10月底，欧洲天然气库存填充率已达到95%，以几近满库的状态步入需求旺季。库存的超预期修复对市场预期形成一定扰动，叠加9-10月欧洲天气表现相对温和，LNG进口供应货源相对充足，欧洲天然气价格自高位快速回落，荷兰TTF天然气价格从50美元/百万英热上方回落至30-40美元/百万英热区间震荡，并在取暖旺季持续面临着供应趋紧的上行风险。
欧洲的天然气供应风险通过LNG贸易需求传导至美国。美国成为了欧洲加量进口LNG的最主要来源，2022年1-10月，美国合计出口约898亿立方米LNG，同比提升12%，其中63%运往了欧盟和英国、占其进口总量的42%。除了LNG出口需求增加，2022年美国国内的天然气消费需求也有所抬升，年初的偏冷天气和夏季电力小高峰共同支撑美国天然气消费在1-10月同比增加8.6%，虽然天然气产出也有一定增量，但需求侧的双重压力使得美国天然气库存始终位于历史同期较低位置，也对美国天然气价格形成一定支撑，2022年1-11月NYMEX天然气价格中枢为6.6美元/百万英热，较2021年的3.7美元/百万英热抬升76%。
图表：北溪1号管道运量下滑、直至断供
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
图表：美国LNG加量出口至欧洲
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
而作为欧洲LNG进口的需求端竞争者，据路透船期数据，2022年1-10月亚洲LNG进口同比减少220亿立方米左右，除了现货市场货源流向欧洲所带来的供给减量，局部疫情反复、天气相对温和，以及进口成本压力加大也使得亚洲国家天然气需求呈现增长疲软的迹象。2022年1-9月，我国天然气表观消费量同比下滑3%左右，叠加自有产量稳步上升和进口成本压力加重，1-10月我国天然气进口量较去年同期减少180亿立方米左右，同比下滑16%，成为亚洲LNG进口减量的主要来源。此外，印度LNG进口也减少了50亿立方米左右，高昂的进口成本对印度天然气消费形成较强打压，特别是发电领域，2022年1-8月印度天然气消费同比减少3%左右，其中电热部门投入同比减少约28.5%。同时，日韩发电部门的天然气投入也有所下滑，除了成本压力，核能、燃煤等发电供应提升也对电热部门的天然气投入形成一定挤压，2022年1-8月日本天然气发电投入同比减少-0.3%，韩国天然气发电投入同比下滑-5.6%，但整体来看，工业生产等部门的用气需求仍对日韩总天然气消费量形成一定支撑，1-8月日本天然气消费同比小幅增长1.4%，韩国天然气消费同比基本持平。
图表：欧洲加量进口LNG的同时，亚洲进口减少
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：亚洲国家天然气需求有所走弱
资料来源：国家统计局，海关总署，IEA，中金公司研究部
往前看，在俄罗斯-欧洲PNG缺口持续的基准情形下，我们预期2023年全球天然气市场主线或为在供应缺口下寻求再均衡路径，其中LNG贸易市场或在全球供需平衡中扮演更为重要的角色。直面风险冲击的欧洲市场或仍需大量的LNG进口以满足天然气消费和库存修复，LNG现货或仍为其进口增量的主要来源，美国或将继续为欧洲LNG进口的提供主要来源，而美国出口产能的恢复和新增上线或使得LNG流出成为美国国内天然气供应趋紧的边际变量。亚洲或仍处于LNG市场需求侧的相对弱势地位，我国经济增长回暖或贡献部分需求增量，但主要亚洲国家或仍将继续承受欧洲高气价外溢下的成本压力。我们预期2023年荷兰TTF天然气价格中枢或位于47美元/百万英热附近，美国NYMEX天然气价格中枢或约为6美元/百万英热。
欧洲天然气：再平衡，非坦途
2022年欧洲天然气价格大起大落，6月以来北溪1号断供支撑欧洲气价大幅攀升，而随着库存修复接近尾声，超预期的库存填充水平、欧盟对需求侧的政策性指导，以及天然气价格上限计划的讨论，都对欧洲天然气现货供需和市场预期形成扰动，10月以来欧洲天然气价格自高位大幅回落。在俄罗斯-欧洲PNG接近“断供”的基准情形下，我们认为供给侧的缺口或仍使得欧洲天然气市场基本面持续处于偏紧状态，超预期修复的库存、加量进口的LNG和工业部门的需求下滑或可以使欧洲度过2022/23年的取暖旺季，但艰难的供需平衡或将以超低的库存路径作为代价，也仍面临着不利天气的可能扰动。再往前看，今年冬天过后，欧洲仍将面临新一轮补库周期的供应难题，特别是库存修复的起点大概率将低于往年位置。若俄PNG减量持续存在，除了挪威至波兰的波罗的海管道可以提供部分进口增量，继续加量进口LNG、特别是在现货市场上抢夺昂贵的LNG货源，或仍为欧洲国家填补俄PNG缺口的主要方式，我们认为2023年欧洲天然气市场的再平衡之路或仍将举步维艰。
2022/23年取暖旺季：低库存或难避免
在2022年9月18日发布的研究报告《欧洲天然气：再平衡，非坦途》中，我们对2022/23年取暖旺季欧洲天然气市场的供需平衡和库存路径进行了测算和展望。我们认为在俄罗斯PNG接近断供的情形下，欧洲天然气市场的供需再平衡或难言坦途，低库存路径或较难避免。截至10月末，欧洲天然气库存填充率超预期到达95%，绝对填充量达到1057亿立方米，我们看到温和天气下欧洲用气需求的进一步减少或为主因，LNG进口的季节性回升也贡献部分供应增量。
于旺季供应而言，库存的超预期修复确实提供了一定保障，但也并非压力全无。在11月至次年3月、为期5个月的取暖旺季中，欧盟及英国、合计28个欧洲国家的天然气消费量约为2675亿立方米。欧洲天然气库存的储存能力自2016年以来基本稳定，当前约为1115亿立方米，若其实现完全填充并在今年取暖季期间尽数消耗，也仅能供应欧洲正常过冬所需天然气的40%左右。从历史经验来看，除了消耗淡季累积的库存，欧盟及英国自有产量和净进口是满足其旺季天然气需求更为重要的供应来源。在近5年的欧洲取暖季期间，欧盟及英国自有天然气产量约为500亿立方米、贡献需求总量的18%，天然气净进口量约为1590亿立方米、贡献需求总量的59%。因而可以看到，即使库存完成甚至超额修复，天然气进口侧的供应稳定仍是欧洲天然气市场得以在取暖季期间实现平衡的关键。
图表：2022年欧洲天然气库存超预期修复
资料来源：GIE，中金公司研究部
图表：取暖季供应中进口为主要来源
资料来源：IEA，中金公司研究部
在高成本压力和政策引导下，2022年以来欧洲天然气消费已有所下滑，据欧盟统计局和IEA数据，1-8月欧盟及英国天然气消费量同比减少7%左右，其中工业部门的用气需求减量为主要支撑，而电热转换部门所需的天然气投入相对较为稳定。欧洲天然气消费具备显著的季节性特征，在11月开始的取暖旺季中住宅和商业部门中的空间供暖为天然气消费的主要去向，实际消耗需求与天气表现直接挂钩。在旺季展望报告中，我们基于欧洲的气温预测、欧盟的耗电节省政策，以及1H22电热转换部门和工业等部门实际的消费情况，测算得到2022/23年取暖季欧盟及英国的天然气消费量约为2600亿立方米，以满足正常气温表现下居民和商业部门的取暖需求，并使得工业及其他部门的天然气消费不进一步减少，而电力高峰时段5%的省电措施或使电热转换部门的天然气投入压力得以边际缓解。与历史同期相比，我们测算得到的2022/23年取暖季欧洲天然气需求已接近最低水平，较近5年均值减少约3%。
图表：欧洲天然气消费具备显著的季节性特征
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
图表：欧盟及英国天然气需求测算
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
当前俄罗斯-欧洲PNG已接近断供状态，仅余途经乌克兰的天然气管道仍在维系0.3-0.4亿立方米/天的流入，地缘风险波澜未平之际，市场也仍在担心俄PNG彻底断供的极端情形。而若没有俄罗斯PNG的进口支撑，今冬欧洲天然气能否依靠其他供应和已修复完成的库存实现需求旺季的供需平衡？
在欧盟及英国天然气产量同比提升3%的基准假设下，我们将挪威-波兰的波罗的海管道增量纳入考虑，挪威及北非至欧洲的PNG流量或将从4.5亿立方米/天提升至4.8亿立方米/天，此外，LNG进口或将维持在当前高位，但进一步的增量来源或受制于全球液化产能的瓶颈上限，在此情形下，我们测算2022/23年取暖旺季的供需平衡或需要天然气库存消耗895亿立方米，较历史正常消耗增加45%左右。结合10月末欧洲天然气库存的实际填充情况，欧洲天然气库存或将在2023年3月末、即取暖季结束后仅余165立方米，而历史同期水平大概在400亿立方米。可以看到，虽然9-10月欧洲天然气库存的超预期修复缓解了部分压力（此前我们测算库存终点或在100亿立方米左右），但库存的相对紧张仍未完全化解。
图表：俄罗斯-欧洲PNG接近断供
资料来源：ENTSOG，中金公司研究部
图表：欧洲加量进口LNG以填补俄气缺口
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：2022/23取暖季欧洲天然气平衡测算
资料来源：欧盟统计局，IEA，GIE，中金公司研究部
需求侧的进一步削减或为欧洲天然气旺季的基本面平衡减轻一定压力，欧盟也提出将天然气的消费量需控制在低于近5年均值15%的水平附近，即将2022/23年取暖季间的天然气消费降至2275亿立方米。若此政策目标得以实现，我们认为或可以使得欧洲天然气库存路径在俄罗斯管道气“断供”的极端情形下可以维持正常。而从实现路径来看，欧洲国家或需进一步通过节省电力使用和推进发电侧的能源替代等方式减少电热转换部门的天然气需求。此外，冬季气温的超季节性温和，或者降低供暖温度、缩短供暖时长，也可以降低住宅和商业部门的用气需求，基于HDD模型，1℃气温的升高或供暖标准的降低，可以减少欧洲住宅和商业部门20亿立方米/月的天然气需求，于取暖旺季而言，则可以带来额外100亿立方米的用气减量。而如果欧洲工业部门的用气需求进一步缩减，相比较于工业产值更大的行业可能会得到政策上的一定倾斜，对天然气依赖程度较高、对工业增加值贡献程度较低的行业，例如纺织、非金属矿产、有色金属等，或率先受到冲击。因而综合来看，我们判断今冬欧洲天然气库存仍大概率面临超季节性消耗，低库存路径或难以避免。

图表：欧洲天然气库存路径推演
资料来源：GIE，中金公司研究部
图表：冬季气温仍为天然气需求侧的最大不确定因素
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
图表：对天然气依赖程度较高、对工业增加值贡献较小的工业行业或率先受到供应冲击
资料来源：欧盟统计局，中金公司研究部
2023年补库周期：供应难题持续存在
基于以上分析，我们认为欧洲天然气市场或将大概率以超低的库存起点步入2023年的淡季补库周期，在俄罗斯-欧洲PNG维持接近“断供”的情形下，欧洲天然气市场或仍将面临供给缺口的填补难题，而除了挪威至波兰的波罗的海管道可以提供部分进口增量，继续加量进口LNG、特别是在现货市场上抢夺昂贵的LNG货源，或仍为欧洲填补俄PNG缺口的主要方式。
我们对2023年欧洲天然气库存修复阶段的供应情形进行压力测试。在俄PNG断供的极端情形，若2022/23年取暖旺季气温相对正常，工业、电力侧的天然气投入也并未进一步大幅下滑，欧洲天然气库存或在2023年3月底降至165亿立方米左右，而若要实现淡季库存修复目标，即在2023年10月底使库存填充率达到欧盟政策要求的90%，则需要在4-10月的补库周期完成840亿立方米左右的库存填充。我们假设欧盟及英国的天然气产量或将在明年延续小幅回落趋势，挪威及北非的PNG进口或基本维持在4.8亿立方米/天左右的日流量水平、并考虑季节性的管道维修影响，在欧洲天然气需求在2022年同期基础上不进一步下滑、即较近5年均值减少12%左右的情形下，或需要欧盟及英国在需求淡季进口1385亿立方米的LNG，年化进口量或达到2374亿立方米左右，较2021年进口增加147%、较2022年进口（当前预测）增加约50%。而若欧洲天然气库存以正常的起点位置步入2023年的补库淡季，在俄PNG断供的情形下，或需要在4-10月期间进口LNG约1150亿立方米，年化进口量约为1971亿立方米左右，较2021年进口增加105%、较2022年进口增加约25%。
图表：2023年需求淡季欧洲天然气供需平衡压力测试
资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部
欧洲市场的LNG接收能力为加量进口LNG的第一道可能瓶颈，而欧洲国家近期的产能扩建计划或一定程度上缓解接收压力。我们看到，为了应对俄罗斯管道气的供应风险，德国、意大利、法国和荷兰等欧盟国家都选择通过增加浮动LNG接收装置（FSRU）的方式，加速自身LNG进口产能的建设进程。据汤森路透于2022年11月初发布的最新统计数据，2022年荷兰已投产两组FSRU装置，新增产能91亿立方米/年。此外，德国计划在今年年内启动两组FSRU装置、增加150亿立方米/年的LNG接收产能，法国和塞浦路斯也已计划在年内分别启动43亿立方米/年和17.7亿立方米/年产能的FSRU装置。根据当前计划，截至2022年末，欧盟及英国的LNG接收能力或有望达到2456亿立方米/年。再往前看，以德国、意大利、波兰为代表的欧盟国家在2023-2026年持续有再气化新产能上线，其中有四项FSRU新建产能计划为近期新增。
根据目前产能计划，2023年末欧盟及英国LNG接收产能有望达到2668亿立方米/年，到2026年末有望达到3149亿立方米/年。因此，若不考虑2023年尚待上线的接收产能，俄PNG断供情形下的补库所需LNG进口意味着欧盟及英国的LNG再气化产能利用率需在明年达到80%（正常库存起点）至97%（低库存起点）。这意味着，欧洲当前计划新增LNG接收产能需全数如期投产、并持续满载运转，欧洲才能在不依靠俄罗斯PNG的情形下实现2023年库存的如期修复，基本面再平衡的路径实现或存在较大挑战。
图表：当前欧洲LNG接收装置分布情况
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表：欧洲国家加速LNG接收装置建设进程
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
全球天然气产量和LNG出口产能的增量局限或使LNG现货市场的货源争夺更加激烈。据IEA预测，2023年全球天然气产量或小幅增加400亿立方米，美国、中东地区和中国或为天然气产出增量的主要支撑，以抵消俄罗斯天然气产量的减量冲击。
全球LNG出口的液化产能增量也相对有限，据汤森路透统计数据，截至2022年末全球LNG液化产能为6168亿立方米/年，2023年主要的新增项目或集中在美国，Louisiana FLNG和Mangnolia项目新增产能分别为38亿立方米/年和109亿立方米/年。俄罗斯也将上线约90亿立方米/年的LNG出口产能，目前来看，俄罗斯-欧洲的LNG进口尚未受到较大影响。此外，非洲地区预计将有53亿立方米/年的LNG新增产能，亚洲地区仅有印尼将上线52亿立方米/年的产能增量。根据当前计划，2023年全球LNG液化产能增量或约为342亿立方米/年。
因而综合来看，天然气产出和LNG出口产能的增量或不及欧洲LNG进口的所需增量，叠加目前2023年欧盟和英国几乎没有新签订中长期LNG贸易合同，欧洲天然气市场若需在俄PNG供应缺口下寻求新的均衡路径，或需继续在LNG现货市场中抢夺货源。
图表：2023年全球天然气产出预测（IEA）
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表：2023年全球LNG出口装置新增计划
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
综合以上分析，我们认为供应缺口下的欧洲天然气市场再平衡之路仍难言坦途，2022/23年取暖旺季供需平衡的背后或难以避免库存的超量消耗，天气表现或仍为最重要的不确定性因素。而在今冬过后，欧洲天然气市场的供应难题或仍将在淡季库存修复中延续，若不依靠俄罗斯PNG的进口，极端情形下欧盟及英国的LNG接收产能或需满载运营，才能在低库存起点的情形下如期实现库存的淡季修复，LNG进口需求或将同比2022年进一步增加50%。相较之下，全球天然气产出和出口产能的可能增量或更为受限，欧洲市场对LNG进口的更多需求或使得全球LNG现货市场进一步趋紧。而在仅依靠LNG进口填补俄PNG缺口难度较大的情况下，为实现2023年天然气库存的淡季修复和2023/24年取暖旺季的供需平衡，我们认为欧洲天然气消费或难免受到进一步损伤。
北美天然气：供需紧张缓和，库存有望修复
2022年北美天然气市场供需双增，LNG出口需求、特别是来自欧洲的需求增加使得美国天然气价格不再仅反映美国天然气市场供需和库存的基本面，随着LNG贸易成为了平衡全球天然气供需的核心方式，全球天然气价格联动明显加强，区域间的供需状态传导也进一步畅通。截至11月，2022年美国NYMEX天然气价格中枢达到6.6美元/百万英热，较2021年大幅抬升约76%。
图表：美国天然气库存偏离程度及NYMEX天然气价格
资料来源：EIA，彭博资讯，中金公司研究部
虽然天然气价格高企，2022年美国国内天然气消费仍有所增长。2022年1-10月美国天然气消费同比提升5%至866亿立方英尺/天（约24.2亿立方米/天），年初的寒冷天气和夏季的电力制冷需求为最主要支撑。2022年1-10月美国电力部门的天然气需求达到337亿立方英尺/天（约9.4亿立方米/天），同比提升8%，贡献了同比增量的59%，同期用于居民取暖的住宅和商业部门天然气消费也合计贡献了15%左右的同比增量。从月度消费情况来看，住宅和商业部门的天然气需求增量主要集中在2022年1月和4月，主因或在取暖需求的增加，我们看到同期美国HDD指数明显高于历史均值。而电力部门天然气投入的增长则主要集中在5-8月，制冷需求的提升以及煤炭等发电来源的制约或为主要支撑，2022年天然气发电在美国电力来源中的占比或将提升至38%左右。目前来看，今冬美国仍存在气温偏冷的可能，EIA预测2022年12月美国HDD指数或较历史均值超出10%左右，住宅和商业部门或仍面临超量需求。全年来看，我们预期2022年美国国内天然气消费或将同比提升5%至885亿立方英尺/天（约24.8亿立方米/天）。
图表：2022年美国天然气消费明显增加
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：取暖和电力是美国用气消费增量的主要来源
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：CDD指数显示2022年夏季美国制冷需求增加
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：HDD指数显示今冬美国仍有偏冷可能
资料来源：EIA，中金公司研究部
LNG出口需求扩张是美国天然气需求侧的重要边际增量。2018年以来美国LNG出口持续高速增长，2021-2022年LNG净出口在美国天然气总产量中的占比已达到11-12%。从去向来看，美国LNG出口在2021年前主要去往亚洲，而从2021年10月起，欧洲加大对LNG的进口需求，欧洲天然气持续的高溢价使得大量的美国LNG运往欧洲，对亚洲的贸易规模形成直接挤压，欧洲成为美国LNG出口的最主要去向。2022年1-10月，美国LNG日均出口量为106.5亿立方英尺/天（约为3亿立方米/天）左右，同比提升12%，其中63%的LNG出口均运往欧盟和英国。
出口的需求的抬升使美国LNG液化产能瓶颈开始显现。2022年1-10月美国LNG出口装置产能利用率高达89%。2022年初，美国LNG出口产能为124.3亿立方英尺/天，并在5月Calcasieu Pass新增产能上线后增至132.2亿立方英尺/天左右。6月美国自由港LNG出口装置的意外事故使美国LNG出口产能损伤约18%至108.4亿立方英尺/天。根据自由港产能计划[1]，其将在2022年11月和2023年3月依次恢复85%和15%的出口产能，美国LNG液化产能也将逐步恢复至128.6亿立方英尺/天（约为3.6亿立方米/天）和132.2亿立方英尺/天（约为3.7亿立方米/天）。在俄罗斯-欧洲PNG接近“断供”的背景下，我们认为欧洲在今冬仍将维持对LNG进口的强劲需求，美国LNG的出口或也将维系高位。目前来看，我们预期在自由港85%产能如期恢复后，2022/23年取暖季期间美国LNG出口或将达到约121.8亿立方英尺/天（约为3.4亿立方米/天），出口产能利用率或高达94%左右。
图表：2022年欧洲成为美国LNG出口主要去向
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：产能瓶颈下，美国LNG出口或维系高位
资料来源：EIA，中金公司研究部
为满足天然气消费和出口需求的双增长，2022年美国天然气产出快速提升。2022年1-10月，美国干气产量达到977亿立方英尺/天（约为27.4亿立方米/天），同比增加4%左右，月度产量在今年5月以来已稳定高于疫情前最高水平。页岩气的产量扩张为美国天然气增产提供支撑，截至2022年8月，页岩气在总产量中的占比已达到79%左右。
分地区来看，产量增长主要来自于二叠纪（Permian）和海内斯维尔（Haynesville）盆地，二叠纪盆地的天然气产量随着油井勘探活动恢复而稳步增加，2022年11月该地天然气产量或将较2019年末提高24%。而海内斯维尔盆地由于更靠近墨西哥湾沿岸的工业消费区和LNG液化装置，虽然勘探成本相对更高，但在天然气价格高企下，活跃钻机数仍然快速增加，截至2022年11月已增至70部左右、超过疫情前水平。此外，美国天然气第一主产区阿帕拉契亚（Appalachian）盆地的产量增长却相对受限，2022年1-10月天然气产量仅同比提升1%，产量维持在350亿立方英尺/天左右，据EIA分析，该地区天然气管道输出产能的瓶颈或为主因。
目前来看，随着美国活跃钻机数有所企稳，我们预期美国天然气产量增长或将逐步趋缓，年内或继续保持28亿立方米/天左右的高产出水平，2022年同比增长维持4%，到达980亿立方英尺/天（约为27.5亿立方米/天）。
图表：2022年美国天然气产量稳步提升
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：二叠纪等产区天然气产量快速增加
资料来源：EIA，中金公司研究部
供需双增下，美国天然气库存在2022年始终位于历史低位，也对超出历史均值的天然气价格提供一定支撑。截至10月末，美国天然气库存以低于5年均值-3.4%的起点步入2022/23年取暖旺季，9-10月的温和天气和产出增量支撑美国库存在取暖季前进一步得以修复，叠加还未恢复的自由港液化产能一定程度上缓解了美国LNG的出口压力，美国天然气价格在取暖季前有所回落。目前来看，今冬美国天然气需求仍存在超季节性增长的可能，叠加产出增量释放速度放缓，美国LNG出口或在自由港产能恢复后进一步增加，我们预期2022/23年取暖季美国天然气库存或仍将处于历史相对低位。
图表：美国天然气库存及预测
资料来源：EIA，中金公司研究部
2023年美国天然气库存有望修复，天气仍为核心扰动
展望明年，我们认为在天气表现正常的基准情形下，美国天然气消费或有望回归历史正常水平，同比来看或小幅回落4%。美国天然气产量虽然受制于钻机活跃情况和管道产能等问题而放缓释放增量，但或仍将录得小幅增长约2%。而随着自由港出口产能回归，欧洲仍需寻求LNG进口来填补俄PNG缺口，美国LNG出口或仍将维持高位，或将成为使美国天然气趋紧的边际变量。但总体来看，本土消费的压力释放还是可以为库存修复提供更多空间，我们预期基准情形下，美国天然气库存或有望在明年回归历史均值位置、甚至修复至相对高位。
我们预期2023年美国全年天然气消费量或将降至852亿立方英尺/天（约23.8亿立方米/天），同比回落4%，电力部门天然气投入回归常态为需求同比下滑的主因，在夏季气温正常的基准情形下（当前来看明年美国CDD指数预期基本正常），我们预期2023年美国电力部门天然气消费或有望降至304亿立方英尺/天，基本接近2017-2021年平均水平，同比2022年回落8%左右。此外，经济增长逆风也将对美国工业部门的天然气消费量形成一定制约，我们预期工业用气需求或将在2023年小幅回落3%，略低于2017-2021年的平均水平。在取暖季不发生超季节性降温的情况下，住宅和商业部门的天然气需求有望与今年基本持平。
产量方面，我们预期2023年美国天然气产量或将继续增长，同比增速大约为2%左右，年均产量或有望达到997亿立方英尺/天（约为27.9亿立方米/天）。其中二叠纪地区或仍将为增产的主要来源，据IEA统计，二叠纪产区的天然气管道输出产能或有望在2023-2024年继续扩张，累计增量或有望达到42亿立方英尺/天。而阿帕拉契亚盆地的天然气产出或将受到管道运力的较多制约。
图表：2023年美国天然气消费预测
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：2023年美国天然气产量预测
资料来源：EIA，中金公司研究部
虽然产需情况在2023年有望趋于宽松，LNG出口需求仍将成为影响美国天然气基本面的边际变量。目前来看，2023年美国LNG出口产能增量仍相对受限，除了计划于2023年3月恢复的15%自由港出口产能（约0.1亿立方米/天），Calcasieu Pass已经完工的0.2亿立方米/天LNG液化产能也预计将在2023年上线，但目前还未确定上线时间。此外，美国LNG出口新增产能预计将在2024年集中投产，Golden Pass、Plaquemines项目合计将带来1.16亿立方米/天的液化产能增量，Corpus Christi的0.4亿立方米/天LNG出口产能则预计在2025年正式上线。因而当前来看，在产能瓶颈的制约下，LNG出口的进一步增加或难以兑现。基准情形下，2023年美国LNG出口或约为3.4亿立方米/天，即产能利用率达到94%左右。
图表：美国LNG液化产能在营及计划新增情况
资料来源：EIA，中金公司研究部
因而综合来看，我们认为2023年美国天然气库存有望在基本面趋松的背景下继续改善。2021年下半年以来，美国天然气库存始终位于历史同期相对低位，经历了2022年的缓慢修复，当前已接近历史同期均值位置。我们预期在今冬取暖季过后，美国天然气库存或有望在2023年淡季恢复至历史均值位置、甚至到达历史同期相对高位。
价格预测：供应缺口延续，溢价支撑仍存
综合以上分析，在俄罗斯-欧洲PNG维持接近“断供”的情形下，2023年全球天然气市场主线或仍为供应缺口下的再均衡，更为灵活的LNG贸易或在全球及各地区天然气平衡中扮演更为重要的角色。
欧洲天然气市场或仍需在俄罗斯PNG的供应危机下寻求缺口的填补，以满足旺季用气消费和淡季库存修复。在2022年9月18日发布的研究报告《欧洲天然气：再平衡，非坦途》中，我们测算得到，在气温表现正常、电力工业部门需求不进一步减少的情形下，2022/23年取暖季欧盟及英国或合计需要2600亿立方米的天然气消费。若不依靠俄PNG进口，今冬欧洲天然气市场的供需平衡或难以避免库存的超量消耗，我们测算今年11月至次年3月欧洲天然气库存或需较往年超量消耗45%以实现供需平衡，其中我们纳入了挪威-波兰的新管道进口增量，LNG进口假设保持当前高位。目前来看，2022年10月末欧洲天然气库存已到达95%左右的填充水平，超出我们此前预期，在此情形下，欧洲天然气库存于2023年3月末的旺季终点或将从此前预测的100亿立方米提升至165亿立方米左右，虽然压力部分缓解，但仍处于历史绝对低位（正常库存旺季终点约为400亿立方米）。而再往前看，今冬过后，欧洲仍面临在缺乏俄罗斯PNG的条件下进行库存修复的供应难题，我们对2023年欧洲天然气库存修复阶段的供应情形进行压力测试，若欧洲以165亿立方米左右的低库存起点开始明年的补库周期，在俄罗斯PNG断供的极端情形下，欧盟及英国或需在4-10月进口1385亿立方米左右的LNG（年化进口量为2374亿立方米），这意味着欧洲LNG进口量或需在今年的基础上再增加50%。而若欧洲可以以400亿立方米左右的正常库存起点开始补库周期，欧盟及英国或需在不依靠俄PNG的情形下进口1150亿立方米LNG以实现库存修复（年化进口量为1971亿立方米），即较2022年进口增加25%。虽然欧洲国家以FSRU的形式加速LNG再气化产能的建设可以缓解一定的接收压力，但全球天然气产量和LNG液化产能的瓶颈或使欧洲仅依靠LNG进口来填补俄PNG缺口的路径实现存在较大挑战，也会使得LNG现货贸易市场的货源供应更为紧张。
作为欧洲LNG进口增量的最重要来源国，美国天然气市场在2022年经历了供需双增下的紧平衡状态，为满足取暖和电力部门天然气消费的增加和LNG出口需求的提升，美国天然气产量快速扩张、当前已超过疫情前水平，而LNG出口装置的意外事故使美国国内天然气供需有所放松，库存边际修复、但仍处于历史相对低位。2023年，我们预期美国的天然气消费或将在天气正常的基准情形下回归常态，产量虽然增速趋于放缓，但仍足以供应本土的消费所需，LNG出口仍将维持高位，但受限于产能平衡或难以大幅增加，整体而言，我们预期美国天然气库存或有望在2023年继续改善，回归历史均值、甚至到达历史同期相对高位。
价格预测方面，在欧洲仍将依靠大量进口LNG来填补俄PNG缺口的情形下，我们预期2023年欧洲天然气价格或仍难下高位，2023年荷兰TTF天然气价格中枢或仍将位于47美元/百万英热附近。而美国天然气基本面虽然得以修复，但LNG出口需求增加或使北美气价不再局限于区域供需情况，我们预期2023年美国NYMEX天然气价格中枢或在6美元/百万英热左右。此外，我们认为若地缘局势发生较大变化、使天然气供应侧的约束出现超预期趋松，或为全球天然气价格带来较大的下行风险。而天气表现和欧盟对天然气消费和价格的后续政策或将成为需求实际表现不及预期的主要风险来源。
图表：2023年美国天然气价格预测
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：2023年荷兰TTF天然气价格预测
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
[1]https://www.euronews.com/next/2022/10/17/russia-oil-rosneft-exclusive
[2]http://freeportlng.newsrouter.com/news_release.asp?intRelease_ID=9749&intAcc_ID=77
文章来源
本文摘自：2022年11月14日已经发布的《能源2023年展望：风险未平，溢价延续》
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