Global natural gas and LNG market研报解读

概览

这份基于会议交流的天然气报告考察了市场参与者对波斯湾LNG供应扰动、冬季供需调整及长期LNG签约的看法。Goldman Sachs认为，若霍尔木兹海峡LNG流量持续受限，近期价格上行空间较大；但其仍预计未来十年后期全球LNG将出现显著供应过剩。

核心观点

Goldman Sachs表示，在Gastech会议上接触的企业客户普遍预计，波斯湾LNG出口扰动将持续至冬季。若该地区出口没有明显改善，该机构预计在平均冬季天气假设下，TTF和JKM到年末将分别达到105 EUR/MWh和$35/mmBtu。这一水平显著高于其基准情景中的TTF 70 EUR/MWh和JKM $24.85/mmBtu，后者假设霍尔木兹LNG流量逐步改善。波斯湾出口在7月和8月平均仅为战前水平的15%-25%；基准情景假设出口到2027年1月逐步恢复至正常水平的三分之二。若恢复更慢，并可能因军事袭击而延后，冬季LNG缺口将扩大，需要更高价格来抑制需求。 货物流向是近期的核心变量。美国供应商称，大部分灵活货物目前流向欧洲而非亚洲，这与仍然较低的JKM-TTF溢价一致。不过，该价差近期已接近美国出口商将货物转运至亚洲的航运成本门槛。Goldman Sachs认为，若亚洲LNG需求增强并使该价差突破门槛，将加剧对灵活货物的竞争，并对基准情景和上行情景中的TTF及JKM预测构成额外上行风险。 报告预计，所需的需求调整将主要由亚洲而不是欧洲承担。欧洲通常约占全球LNG需求的30%，亚洲则超过60%；Goldman Sachs指出，欧洲天然气需求在2022年能源危机中已出现显著破坏。西北欧工业天然气需求到2023年较2021年下降23%，此后保持稳定；而亚洲工业天然气需求在2023年较2021年高约7%。该机构估计，在低供应冬季情景下，为帮助欧洲在平均天气下管理库存，可能需要超过30 mtpa的需求破坏。8月贸易数据显示，在当前价格水平下，欧洲以外已可能发生至少15 mtpa的LNG需求破坏。 工业需求预计是调整中对价格最敏感的部分。一些市场参与者认为，$28-$30/mmBtu，即85-90 EUR/MWh，是印度工业需求破坏的重要JKM价格区间；Goldman Sachs与印度工业天然气用户的直接交流也表明，约$30/mmBtu可能触发进一步减量。如果亚洲政府补贴天然气消费，需求破坏可能发生得过慢，从而推高全球LNG价格。报告认为，大规模气转油的空间有限，因为馏分油价格同样偏紧，且柴油的天然气等值价格已约为115 EUR/MWh。该机构确实看到中国工业用户气转煤的迹象：尽管中国工业活动保持强劲、包括化工在内的高耗能行业亦然，但在7-8月TTF和LNG价格上涨后，工业LNG使用量同比下降。 对于欧洲，Goldman Sachs认同大多数客户的看法，即不太可能出现实物短缺，因为高TTF价格应会吸引LNG流入，且欧洲进口商能够在很大程度上向下游传导高成本。较常年更冷的冬季仍是关键担忧。该机构未从西北欧企业或库存数据中发现政府强制进行超出供需所暗示水平的库存注入的证据。 长期结论与近期价格观点明显不同。客户仍预计当前扰动最终会结束，随后全球LNG将出现供应过剩。Goldman Sachs认同这一判断，并称近期美国LNG项目的最终投资决定意味着长期供需平衡将比伊朗战争前的预期更疲软。该机构将2030-2035年TTF平均预测从30 EUR/MWh下调至19 EUR/MWh，并将JKM预测从$10.60/mmBtu下调至$7.15/mmBtu；就TTF而言，这一预测低于远期价格。该机构认为长期价格预测的风险偏向下行，但也承认其间经历多个冬季以及中东扰动尚未解决，令不确定性很高。 此次扰动也在重塑签约格局。买方并未放弃卡塔尔作为长期供应商，但正越来越多地考虑供应多元化，美国LNG被视为可能的边际受益者，预计未来还会有更多合同公告。欧洲长期签约则受到欧盟甲烷测量、报告和核查要求责任不明的阻碍。该规则适用于2024年8月或之后签署的欧盟进口合同，并自2027年1月1日起生效；不合规处罚已推迟至2030年。Goldman Sachs认为，欧洲长期签约减少未必会减少其最终LNG进口量，但会使欧洲更暴露于现货价格波动。美国液化费仍大致维持在$2.50-$2.75/mmBtu，与战前水平基本不变，印证市场认为此次扰动是暂时的；该机构预计，鉴于买方为未来供应中断定价，未来卡塔尔LNG合同中的Brent挂钩条款可能较战前下降。

分析框架

Goldman Sachs将Gastech客户交流与LNG流量、贸易、价格价差、库存及分行业需求数据结合。该机构通过波斯湾供应情景，以及改变货物流向或压低需求所需的价格水平来评估冬季价格，随后将这一近期短缺框架与长期LNG项目供应及远期曲线影响进行对比。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  冬季LNG供需平衡分析

  报告将受限的波斯湾出口、灵活货物的流向和需求破坏与LNG缺口及由此形成的TTF和JKM价格情景联系起来。

• 行业/产业分析框架产业链上中下游传导

  LNG货物流向与终端用户需求反应

  Goldman Sachs追踪JKM-TTF价差如何影响美国货物目的地，以及更高气价如何传导至工业LNG需求、燃料替代和欧洲进口成本。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• TTF

  欧洲天然气基准，受冬季LNG供应扰动及灵活货物竞争影响。

  优势

  高价格预计将吸引LNG流入欧洲，并降低出现实物短缺的可能性。

  劣势

  基准情景取决于波斯湾LNG流量逐步恢复。

  对比

  低流量情景下的105 EUR/MWh高于70 EUR/MWh基准情景；2030-2035年平均预测为19 EUR/MWh。

  风险

  较常年更冷的冬季、LNG出口恢复更慢或亚洲竞价增强，均可能进一步推高价格。

• JKM

  亚洲LNG基准，受供应扰动、工业需求破坏及与欧洲争夺货物的影响。

  优势

  若JKM-TTF价差超过转运成本，亚洲价格走强可吸引美国灵活LNG货物。

  劣势

  更高价格预计将抑制工业需求，尤其是在亚洲。

  对比

  $35/mmBtu上行情景高于$24.85/mmBtu基准情景；2030-2035年平均预测为$7.15/mmBtu。

  风险

  补贴可能延缓需求破坏，从而需要更高价格。

• US LNG

  可能受益于买方供应多元化及潜在的长期LNG合同。

  优势

  灵活货物可在欧洲和亚洲之间重新配置，且买方对美国供应多元化的兴趣正在增加。

  劣势

  长期全球供应过剩预计将使天然气和LNG供需平衡趋于疲软。

  对比

  美国液化费大致维持在$2.50-$2.75/mmBtu，与战前水平不变。

  风险

  长期供应增加可能加剧Goldman Sachs预计的供应过剩。

关键数据

• TTF冬季上行情景105 EUR/MWh若波斯湾LNG供应持续受限，预计达到的冬季峰值价格。
• JKM冬季上行情景$35/mmBtu波斯湾LNG流量偏低情景下预计达到的冬季峰值价格。
• TTF基准情景70 EUR/MWh假设霍尔木兹LNG流量逐步改善。
• JKM基准情景$24.85/mmBtu假设霍尔木兹LNG流量逐步改善。
• 波斯湾LNG出口15%-25% of pre-war levels7月和8月的平均出口水平。
• 所需LNG需求破坏More than 30 mtpa在低冬季LNG供应情景下，为帮助欧洲在平均天气条件下管理库存的估算需求。
• 已显示的需求破坏At least 15 mtpa8月贸易数据显示，在当前价格下欧洲以外可能已出现这一规模。
• 印度工业LNG需求阈值$28-$30/mmBtu客户估计该区间对工业需求破坏具有重要意义；Goldman Sachs在直接交流中提及约$30/mmBtu。
• 2030-2035年TTF预测19 EUR/MWh从30 EUR/MWh下调。
• 2030-2035年JKM预测$7.15/mmBtu从$10.60/mmBtu下调。
• 美国LNG液化费$2.50-$2.75/mmBtu据称与战前水平基本没有变化。

影响与含义

报告区分了近期市场与远期市场：前者中受限的波斯湾供应可能迫使LNG价格显著上升，后者则预计面临过剩供应。报告还指出，美国LNG可能受益于买方供应多元化，而有限的欧洲长期签约可能提高该地区对波动较大的现货市场的依赖。

风险

• 军事袭击可能延缓波斯湾LNG出口恢复，并加深冬季LNG缺口。
• 较常年更冷的欧洲冬季可能加剧短缺担忧并提升LNG需求。
• 亚洲政府补贴可能延缓LNG需求破坏并推高价格。
• 预期中的长期LNG供应过剩的时点和规模仍具有很高不确定性。
• 欧盟甲烷合规责任的不确定性可能继续限制欧洲长期LNG签约。

后续跟踪

• 波斯湾LNG出口量，以及流量是否在2027年1月前恢复至正常水平的三分之二。
• JKM-TTF价差相对于将美国LNG货物从欧洲转运至亚洲的成本。
• 亚洲工业LNG需求，尤其是接近$30/mmBtu的价格是否会触发印度进一步减量。
• 欧洲冬季天气、库存行为及政府干预迹象。
• 新的美国LNG合同公告和项目最终投资决定。
• 欧盟甲烷测量、报告和核查要求的执行清晰度。