一、拉尼娜發(fā)生概率上升，冷冬預(yù)期加強

拉尼娜預(yù)期再次加強：根據(jù)NOAA的最新預(yù)測，今年冬天（12月-2月）北半球發(fā)生拉尼娜現(xiàn)象的概率從此前的70-80%上調(diào)至87%，而從10月開始太平洋中部和中東部地區(qū)赤道附近海平面溫度已低于歷史均值水平。

歐美氣溫略高于歷史均值，亞洲氣溫基本持平：根據(jù)歐美氣象部門的最新預(yù)測，預(yù)計歐洲的整體氣溫將高于平均水平，12月-2月大部分地區(qū)氣溫較歷史均值高0-0.5度、少部分地區(qū)高1-2度，西歐比東歐的冷空氣活動更為頻繁；12-2月美國2/3的地區(qū)氣溫將高于正常水平，北部地區(qū)正常偏冷且多雪概率較大，南部地區(qū)更溫暖干旱；亞洲整體氣溫與歷史均值持平，但印度氣溫或低于歷史均值0.5-1度。

今年冷冬預(yù)期升溫，但發(fā)生大規(guī)模、長時間極端嚴(yán)寒天氣概率較低。

二、冷冬預(yù)期下，歐洲“氣荒”仍將延續(xù)

（一）供弱需強疊加綠色溢價，推動本輪天然氣飆升

1、長期 上游資本開展 受限，中短期供應(yīng)下降，導(dǎo)致供應(yīng)緊縮

上游資本開展受限，產(chǎn)量恢復(fù)緩慢：2020年油氣價格大跌，油氣企業(yè)面臨巨大債務(wù)壓力，同時受全球“減碳”政策影響，油氣企業(yè)紛紛減少化石能源資本開支，導(dǎo)致全球天然氣產(chǎn)能恢復(fù)緩慢，2020年全球天然氣儲量同比降低1.15%，產(chǎn)量同比降低3.08%。根據(jù)OPEC數(shù)據(jù)顯示，今年2季度美國天然氣產(chǎn)量環(huán)比增長5.4%，俄羅斯天然氣產(chǎn)量環(huán)比增長1.9%，均未回到2019年高峰水平。

美國出口能力達(dá)到瓶頸：今年美國供應(yīng)基本與去年持平，根據(jù)EIA數(shù)據(jù)顯示，今年1-7月美國天然氣產(chǎn)量同比微降0.75%；但出口能力達(dá)到上限，今年1-7月美國共出口天然氣3.25萬億立方英尺，同比增長24.34%。4月以來美國LNG出口處于滿負(fù)荷運行，同時油輪費率持續(xù)上升也增加了出口難度。

天然氣現(xiàn)貨供應(yīng)減少，俄羅斯天然氣庫存偏低：今年俄羅斯產(chǎn)量雖較為充裕，今年1-9月的出口量達(dá)到1400億立方米，同比增長14.03%，但4-9月對歐洲地區(qū)的出口同比基本持平、未跟隨歐洲需求增長，且由于中日韓加大進(jìn)口，天然氣現(xiàn)貨市場供應(yīng)減少；同時來自俄羅斯的歐洲第一大天然氣供應(yīng)商Gazprom去年冬季以來庫存一直低于五年均值，補庫遲緩也影響了其對歐洲的供應(yīng)能力。

歐洲本地供應(yīng)減少：挪威、英國等地的主要天然氣供應(yīng)商出現(xiàn)檢修、減產(chǎn)，例如歐洲最大的氣田Hammerfest LNG廠從去年10月起停產(chǎn)，預(yù)期到2022年3月才能復(fù)產(chǎn)。

2、長期需求增長，中短期替代需求激增、地域資源爭奪，加劇供需矛盾

長期需求持續(xù)增長：全球“去碳化”進(jìn)程加速，天然氣由于燃燒過程中二氧化碳排放量較低，被作為從化石能源向可再生能源轉(zhuǎn)型的過渡能源，其消費量在2000-2020年間增長59.3%，在一次能源消費中的占比已經(jīng)提升至24.7%，成為全球主要經(jīng)濟(jì)體的核心能源。

疫情后天然氣需求快速恢復(fù)：由于復(fù)工復(fù)產(chǎn)、補庫和碳中和等因素，天然氣需求不斷回升，2021年1季度歐盟天然氣需求同比增長7.6%，美國1-6月天然氣消費量同比增長0.03%，增速自4月以后轉(zhuǎn)正，我國1-7月天然氣表觀消費量同比增長16.39%。

今年歐洲可再生能源發(fā)電降低，火力發(fā)電需求增長：歐洲地區(qū)可再生能源占比已超過20%，為第一大能源，但今年風(fēng)電遭遇極端高壓，1-8月風(fēng)電減少8.7%，而光伏發(fā)電僅小幅增長1%，火力發(fā)電需求增長。

東北亞需求強勁，搶奪歐洲進(jìn)口資源：東北亞貢獻(xiàn)了今年主要的天然氣進(jìn)口，特別是夏季因東北亞氣溫偏高，進(jìn)口增長明顯。今年1-9月我國進(jìn)口天然氣達(dá)到7390.58萬噸，同比增長22.2%，亞洲天然氣溢價明顯，分流了歐洲進(jìn)口。

3、綠色溢價抬升天然氣隱形成本

在能源轉(zhuǎn)型的新時期，化石能源價格除了包括其自身價格外，還需要考慮碳價。天然氣是煤炭轉(zhuǎn)型過程中的中轉(zhuǎn)站，歷史數(shù)據(jù)表明，歐洲天然氣價格運行區(qū)間下限是動力煤價格，區(qū)間上限是動力煤價格+綠色溢價（綠色溢價是天然氣和煤炭燃燒的CO2排放的差值的碳價值）。今年以來歐洲碳價持續(xù)上漲，在2022年5月發(fā)放新的配額之前，作為綠色溢價的碳價將持續(xù)支撐歐洲天然氣價格。

（二）庫存低位下，冬季天然氣價格或仍將維持高位

冬季天然氣供應(yīng)不確定性仍較大：9月10日Gazprom對外宣布“北溪-2”天然氣管道全段鋪設(shè)完成，該管道是由俄羅斯經(jīng)波羅的海海底到德國的天然氣管道，預(yù)計每年預(yù)計可向歐盟提供550億立方米的天然氣。從供應(yīng)能力上看，北溪二號有能力對歐洲增加出口，但該項目仍在審核階段，實際供應(yīng)情況不確定。根據(jù)最新報導(dǎo)，俄羅斯下個月將限制對歐洲的天然氣供應(yīng)，天然氣供應(yīng)矛盾仍難出現(xiàn)實質(zhì)性改善。同時，美灣地區(qū)液化氣工廠已維持較高水平，增長空間有限。

冷冬或加速天然氣需求增長：如果今年遭遇冷冬，預(yù)計歐洲、東北亞地區(qū)天然氣需求都將明顯增加，而亞洲因長協(xié)更多，在與歐洲爭奪進(jìn)口方面有更大話語權(quán)，彭博預(yù)計冷冬或使東北亞天然氣進(jìn)口增加380萬噸，加劇歐洲供需缺口。

低庫存的緩沖作用下降，對價格支撐明顯：當(dāng)前，歐洲天然氣庫容率僅為71%，處于5年以來最低水平，遠(yuǎn)低于92%的五年正常水平。根據(jù)BNEF的預(yù)測，冷冬下歐洲天然氣庫存或下降至4%，正常冬季庫存或下降至24%，暖冬下庫存或下降至35%，而過去5年冬季庫存的均值水平為31%，因此，只要不是暖冬，歐洲天然氣價格大概率維持高位運行。日韓天然氣庫存水平高于去年，美國當(dāng)前天然氣庫存處于五年中位水平，預(yù)計能夠平穩(wěn)渡過正常冬季。

三、冷冬或增加油氣替代，但替代強度取決于天氣

（一）歷史上冷冬的油氣替代情況

2013-2014年冬天全美冬季平均氣溫較正常水平低2.22華氏度，為近十年最低水平，根據(jù)NOAA的極端氣候指數(shù)顯示，13-14年冬季全美超過24.6%的地區(qū)最低氣溫顯著低于正常水平；當(dāng)年，Nymex天然氣最高達(dá)到6美元/百萬英熱單位，為10年來最高。相比之下，18-19年冬季和20-21年冬季全美平均氣溫較正常水平低0.17、增0.15華氏度，氣溫偏低程度較弱。

實際的替代強度取決于氣溫異常的程度：對比2013年1月和2014年1月的天然氣供需，2014年較2013年供應(yīng)增長3.5%，而需求大幅增長10.7%，供需錯配嚴(yán)重；期間，居民需求增長15%、工業(yè)需求增長2%，而發(fā)電需求下滑1.5%，原因是油氣替代；2013年12月至2014年1月，燃油發(fā)電量從1.3GWh增加至5.7GWh，增長超過4倍。相比之下，2018-2019年和2020-2021年冬季雖也發(fā)生極寒天氣，但程度弱于2013-2014年冬季，燃油發(fā)電量增加約50-80%。

（二）高價天然氣或在電力、采暖、煉廠增加原油需求

當(dāng)前在全球電力系統(tǒng)的燃料使用中，煤炭占比35.1%，天然氣23.4%，而石油僅為2.8%，占比有限，且油氣可替代性弱于煤和氣，理論上替代空間有限。

對美國電力系統(tǒng)影響有限：美國電力系統(tǒng)能源占比天然氣40.6%、煤炭19.7%、石油0.4%占比過低，影響有限；同時，美國電廠燃油裝機量僅為3%，而天然氣電廠裝機量占比超過43%，替代空間不足。

歐洲電力部門油氣替代影響或相對明顯：當(dāng)前歐洲電力系統(tǒng)中能源占比依次為天然氣19.6%、煤炭14.8%、石油1.2%，但因歐洲天然氣庫存為5年來最低水平，或發(fā)生部分油氣替代。

對部分亞洲國家電力系統(tǒng)有所影響：日本、孟加拉國和巴基斯坦等有大量閑置燃油電廠的國家可能發(fā)生替代，但對中國、印度、韓國等燃油發(fā)電比例過低的國家影響非常有限，中國燃油發(fā)電僅0.1%，韓國的燃油電廠裝機量只有2GW。

歐美石油的采暖需求或增加：根據(jù)EIA調(diào)查顯示，美國居民采暖燃料選擇天然氣占比47.3%、取暖油4.1%、電力40.3%，冷冬或增加取暖油需求，且當(dāng)前美國取暖油庫存偏低，緩沖作用下降，利多取暖油價格；對歐洲亦有提振，歐盟采暖設(shè)施中，天然氣占比42%，取暖油占比16%，預(yù)計采暖用油需求增加。

煉廠成本抬升，柴油裂解價差走強：天然氣價格上漲，帶動氫氣價格上漲，抬升煉廠成本，對油價形成支撐，導(dǎo)致煉廠減少氫氣采購、增加對輕質(zhì)油和LPG等燃料在煉廠中的使用，從而減少煉廠的柴油產(chǎn)量；Energy Aspects預(yù)計，歐洲煉廠的加氫裂化煉能或減少216萬桶/日，柴油產(chǎn)量或下降10萬桶/日；冷冬下，柴油或面臨供需的階段性錯配，柴油裂解價差有望持續(xù)走強，利多油價。

同時，美國當(dāng)前除航煤庫存以外，汽油、中間餾分油、取暖油等其他成品油庫存均已處于5年來最低水平；歐洲柴油庫存絕對值處于疫情以來最低水平，且顯著低于5年均值水平；后期成品油面臨補庫需求。

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四、警惕冷冬沖擊油氣供應(yīng)，關(guān)注OPEC+增產(chǎn)情況

冷冬或沖擊供應(yīng)，加速供需關(guān)系短期惡化：受2020-2021年冬季嚴(yán)寒天氣影響，美國原油產(chǎn)量在短期內(nèi)驟降近30%，約350萬桶/日，而主產(chǎn)區(qū)二疊盆地油氣產(chǎn)量在2月環(huán)比大幅減少17.7%，主要由于氣溫過低導(dǎo)致無法進(jìn)行水力壓裂作業(yè)，此外部分美灣煉廠與碼頭也受到氣溫影響出現(xiàn)生產(chǎn)中斷。

原油供應(yīng)不確定性增加，或加大油價波動：當(dāng)前OPEC仍然維持40萬桶/日的供應(yīng)增量不變，維持了當(dāng)前的供需缺口，使得全球庫存持續(xù)去化，但OPEC剩余產(chǎn)能超過600萬桶，對于油價調(diào)節(jié)能力較強，且高油價或加劇OPEC+囚徒困境（沙特連續(xù)兩個月下調(diào)對亞洲的OSP，出于高油價可能對需求造成的負(fù)反饋考量，也反映了其爭奪市場份額的決心）；同時，過高的油價不符合中美經(jīng)濟(jì)增長的需要，不排除美國和中國加大原油儲備投放，同時美國施壓OPEC增產(chǎn)。