布鲁盖尔：为第一个没有俄罗斯天然气的冬天做准备_风闻

原文标题：Preparing for the first winter without Russian gas

作者：BEN MCWILLIAMS , GIOVANNI SGARAVATTI , SIMONE TAGLIAPIETRA 和 GEORG ZACHMANN

发表日期：2022年2月28日

来源：布鲁盖尔经济研究

（本文由智堡编译，原文为公开版权）

冬季伊始，欧盟天然气库存量非常低，而此后俄罗斯的天然气供给也一直处于历史低位。欧盟在创纪录的液化天然气（LNG）进口的支持下熬过了这个冬季，并将支撑到夏季。但最紧迫的问题是接下来怎么办？在俄乌战争爆发后，欧盟如何更好地为明年冬天做准备呢？我们认为，欧盟需要为俄罗斯天然气的完全断供做好准备。眼前的挑战是在下个冬天来临前尽可能多地补充库存。布鲁盖尔早先发布的一篇博客提出了三种情景，考察欧洲能否在没有俄罗斯天然气的情况下度过这个冬天。本文更新了此分析，以考虑来年的情况，并更为详细地概述了这三种情景。

所有情景都以2022年3月1日整个欧盟范围内320 太瓦时（TWh）的总储量为基础。每月需求量是根据2018-2021年的平均值设定的（2022年3月为440 TWh/月，夏季为240 TWh/月）。我们这样假设是为了计算必要的需求削减，以弥补进口短缺。我们假设来自北非，挪威和阿塞拜疆的管道输气量保持在与过去几个月相似的水平（总计120 TWh/月，已是上述几个地区的最大出口能力）。LNG方面，我们假设进口水平将创下历史新高，接近再气化（regasification）终端的最大产能（140TWh/月）。而对俄罗斯进口的考虑如下：

俄天然气进口量为零：即使是创纪录的非俄进口量也不足以在下个冬天之前补足库存。欧洲至少需要减少400 TWh的需求（或年需求的10%-15%）。这是有可能的，一套特殊方案组合可以减少至少800TWh的需求量。

有限的俄天然气进口量：北溪一号（Nord Stream 1）和土耳其溪（Turkstream）管道正常运行（60TWh /月），而经过乌克兰，流向亚马尔和巴尔干半岛的天然气供应则停止。俄罗斯天然气工业股份公司（以下称Gazprom）将从高价格中大赚一笔，并保持对欧盟天然气供应的控制，而欧洲仍将受到天然气市场高度波动的影响。

正常的俄天然气进口量：俄罗斯对欧盟市场的出口接近2021年，大致与Gazprom的长期合同义务一致。如果没有来自任何一方的能源制裁，将出现这种情景。这将使存储量很容易得到补充，价格也更低。

图1：EU272022/23 Gas Storage Scenarios:Different Russian Imports

欧盟减少对俄罗斯天然气依赖的程度，在很大程度上取决于需求。高价格、俄罗斯入侵乌克兰可能带来的经济影响，以及电力行业的动态，都将减少需求。国际能源署（IEA）已预测天然气需求将低于2021年。更多的不确定性来自与天气相关的需求变化，仅此一项就可以使天然气需求变化10-30%。如有必要，行政措施（如强制减产）可以补充市场驱动的需求措施。伴随着创纪录的LNG进口量，需求侧的应对（图1，右侧面板）将足以消除对俄罗斯天然气的依赖。

上述粗线条的概述仅提供了大致的轮廓，但没有给出简单明确的答案。最值得注意的是，我们的情景假设：欧盟可以采购数量空前的LNG，市场参与者有足够的动机以高价购买和储存天然气，并且天然气在各国之间无缝分配。我们将更深入地探讨以下问题。

1

 天然气的可用性：LNG市场

LNG已经是天然气市场上的重要角色了。下图说明了液化天然气的价值链，这也是了解供给限制的关键。

图2：液化天然气的价值链

2021年，全世界LNG贸易总量为5400TWh，中国、日本和韩国是世界上最大的进口国。LNG需求的增长和供给的紧缩导致其价格从2020年12月到2021年12月价格翻了一倍。

LNG的主要出口国是澳大利亚、卡塔尔和美国。2021年，美国出口量增加了340TWh（目前为止，出口商中最大的增长），并且今年年底有可能成为LNG的最大生产国。2021年，非美出口国的液化利用率在75%到85%之间，为额外LNG产出留出一些余地。2022年全球产量预测将比2021年增长63到300TWh（1.2%到5.5%）。

目前世界上有超过600艘专业LNG运输船。IEA预测，今年现货租船费率将下降10%，因为2021年有50艘新的LNG运输船投入使用，预计2022年还将有30艘新LNG运输船投入使用。因此，LNG运输船似乎不是限制因素。

美国在LNG市场中发挥越来越大的作用，而欧洲一直是主要的受益者，其占美国LNG出口总量的23%，从2016年几乎为0到2021年的232TWh。这个趋势在2022年1月再次加速，欧盟占美国当月LNG总出口量的37%（相当于欧盟LNG进口量的44%）。

图3：EU27LNG imports by source -January to November(2o16 and 2o21)

再说说再气化，在欧盟，过去四个月的利用率是总产能30%-70%，仍有一定更高强度使用的空间。未来几年，预计有多个扩张项目上线，从而增加产能。

图4：LNG lmportTerminal Utilisation [Nov 2021-Feb 25th 2022]

除物理限制之外，全球LNG市场的合同结构也限制了将产量重新定向到欧洲的可能性。LNG业务基于20-25年的长期合同，这对于买卖双方来说都是必要的，以确保建设液化厂和接收站所需的重大投资。

此类合同没有全球标准，LNG卖家和买家可以在合同期限，数量，定价公式，收付款承诺和目的地灵活性等问题上以迥异的条件达成一致。如今，LNG合同比过去更加灵活，因此它们可以为国际天然气市场提供重要的短期灵活性。

这种灵活性由两个要素提供。首先，受美国LNG项目上线的推动，具有灵活目的地条款的合同数量已从2015-2017年的平均34%增长到2018-2020年的平均64%。其次，组合参与者（即从各种来源采购LNG的能源公司）签署的LNG合同越来越多，并根据客户的要求通过定期和即期合同转售给客户，欧洲各巨头公司在这方面尤为突出。

这些灵活性的来源支撑着欧洲目前的产能，因其价格较高，吸引着原本销往亚洲的美国LNG，以弥补俄罗斯天然气供给的减少。

关键问题是，考虑到亚洲国家对LNG的需求不断增长，这种灵活性可以以多大规模维持多久？

2

 补库存：谁来为天然气买单？

在下个冬天到来之前，欧盟天然气储量增加约700TWh是一项代价高昂的工作。按目前的价格，至少花费700亿欧元。而按前几年的价格算仅为120亿欧元。

图5：Cost for filling up storage in April-Oct 2022 (E billion)

因此，欧洲不仅要找到能出售这么多天然气的一方，而且还要找到愿意并且有能力购买这些天然气的一方。

通常，这将是欧洲各天然气公司的业务，但私营公司是利润最大化且风险厌恶的。在一个关键供应商（俄罗斯）的地缘政治决策和战略行为可以极大改变供需平衡的市场环境中，以创纪录的价格买入是一种赌注，且上行空间有限，下行空间巨大（图6）。想象一下，如果到今年夏天，欧盟各天然气公司设法积累了近1000TWh，而Gazprom突然决定释放去年保留的量，那么会发生什么。价格将大幅下跌，让所有储存天然气的人（帮助欧洲为冬季做准备）遭受巨大损失。

这是一个两难的境地。如果欧洲各公司不增加存储，Gazprom可能会继续置市场于非常紧张的状态，导致欧洲各公司因无法为客户提供服务而损失大量资金。然而，如果这些公司储存大量天然气，Gazprom将试图淹没市场。

图6：TTF Natural Gas Base Load Monthly Futures(C/MWh)；Last price : 2/28/2022

在短期内解决这个问题的一个方法，可能是赋予欧洲各公司以储存义务（尽管增加液化天然气和可中断合同等其他灵活性选项可能会降低成本）。这可能有助于欧洲各天然气公司的协调，特别是如果成本可以转嫁给最终消费者。但这只有在整个欧洲层面上组织起来才能奏效，否则欧盟国家可能会在供给有限的情况下，为了补充各自的库存，而互相抬价。

另一个因素是天然气公司和政府之间的风险分担，这样公司在储存天然气时就不会完全承担由政策驱动的天然气价格波动。

3

 区域影响不均

欧洲各国若失去俄罗斯天然气供应，所受到的影响程度不同。一些与俄罗斯接壤、未连接到欧盟电网的国家（芬兰和波罗的海国家）消耗天然气相对较少，并且有自己的能源安全供应措施，包括克拉佩达（立陶宛西部沿海城市）的LNG终端（LT）和芬兰以石油替代天然气的能力。

在相互连接的欧洲天然气系统中，对俄罗斯天然气风险敞口的程度截然不同。例如，商业合同在西欧的敞口很大：Gazprom报告称，2021年对法国的销售额超过120TWh。另一方面，简单地假设天然气的流入像多米诺骨牌一样沿着输送管道耗尽，并不能一致性地描述在竞争相对激烈的市场中，双边流动的复杂性。

因此，我们通过计算2021年欧盟跨境流动的完整矩阵，将每个国家对天然气的敞口追溯到单一的天然气来源（图7）。这将每个国家简化为一个巨大的天然气池，并很好地展现了，如果天然气流量与2021年相当，各国家将受到俄罗斯天然气短缺的影响有多大。

由图可知，比利时，法国和荷兰进口俄罗斯天然气很少，而德国从俄罗斯进口的天然气超过本国进口量的一半，大多数东欧国家则高度依赖俄罗斯的天然气，除了罗马尼亚和乌克兰，因为它们的自产量很大。

图7：Attribution of Gas Imports to lndividual Sources in 2021and Gas Share in Final Energy Consumption in 2020

深入探究从俄罗斯出发的各个管道线路，可以清楚地看到，北溪1号管道对中欧至关重要，而通过乌克兰的管道对巴尔干半岛国家和意大利也很重要。

图8：北溪1号管道--Share of Gas lmports from Country and Russian Pipelinein 2021

图9：乌克兰管道--Share of Gas Imports from country and Russian Pipelinein 2021

首先，这意味着一个基础设施问题。从技术上讲，将天然气输送到目前主要由俄罗斯供应的国家是否现实？这很难回答，因为欧洲天然气输送系统运营商网络（ENTSOG）在其年度供应安全建模中，并没有考虑到俄罗斯天然气的完全停止。解决该问题需要迅速起步，并且需要识别相应的技术瓶颈。

其次，如何在欧盟国家之间和消费者之间分配天然气缺口。在"正常"时期，市场将以最有效的方式进行这种配给。但是，在需求曲线非常陡峭、个人用户政治偏好强烈以及几乎完全没有弹性的供应曲线下，这些风险会导致政府在补贴消费者方面出现相互抬价的过程。这样的补贴竞价战将导致价格进一步上涨，使外部供应商更加富有，同时也不会带来显著增加的天然气进口。

4

 结论以及政策选择

本文传达的主要信息是：如果欧盟被迫或愿意承担成本，应该有可能在明年冬天成功替换俄罗斯天然气，而不会出现经济活动受挫，百姓受冻，或者电力供应中断的情况。但从现实角度讲，数十项法规将不得不修改，通常的程序和运作需要重新审视，大量资金会被迅速花掉，很多艰难的抉择需要拿出决断。许多问题在短时间内无法得到完美的答案。

确保尽可能多的将天然气输入欧盟，并在各国库存中公平分配，对于减少欧盟在战事升级并持久化过程中的脆弱性至关重要。这带来了三个挑战：1. 为欧洲获取尽可能多的天然气，并且代价不宜过高；2. 在欧洲有效分配天然气；3. 分担这些操作的高昂成本。由于欧洲将处于哪种情景具有不确定性，以及欧洲未来几十年内大幅减少天然气进口的计划，这一重大挑战变得更加困难。因此，如果欧洲盲目地孤注一掷，签署所有可用的天然气合同，将面临巨大的风险。

为了确保未来几个月有足够的进口，公共干预将是必要的。可以采取特别工作组的形式来协调采购，并防止各公司相互抬价。政策制定者应支持激活潜在供应，并提供政治条约以确保额外的LNG产量。私营公司可能不愿以目前的高价购买天然气，因为如果俄罗斯淹没市场，它们可能会损失惨重。因此，欧盟应该为储存天然气的公司，特别是在最脆弱的欧盟国家，提供针对这种情况的金融保险。可以设计差价合约，如果明年冬天价格最终低于70欧元/兆瓦时，就向企业支付差价。

这些努力很有必要，但还不够。在接下来的12个月里，几乎没有什么好办法来消除实质的物理瓶颈。如果没有俄罗斯天然气，供给与"正常"一年的需求之间仍将存在差距。可以采取特殊措施来减少需求，这种措施将发出欧洲团结反抗的信号，并阻止目前数十亿欧元从西向东流。