1、证券研究报告行业变化带来机遇，景气或好于市场预期2021年12月29日积极拥抱传统行业龙头与新材料行业评级：增持2 /投资要点（行业评级：增持）投资要点（行业评级：增持）01原油：原油：20222022年不必过于悲观，中枢高于市场预期年不必过于悲观，中枢高于市场预期短期我们判断原油价格波动较大，价格弱势震荡下行。我们认为布伦特原油价格仍有可能突破90美元/桶，2022年中枢我们判断布伦特原油在65美元/桶以上,围绕70美元/桶波动。020304天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价格维持高位，长期中枢抬升天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价格维持高位，长期中枢抬升冷冬前提下欧洲天然气库存处于较低水平，俄

2、罗斯难以同时满足欧洲及俄罗斯境内需求的增长，天然气价格易涨难跌，冬季存在进一步上行可能。2022年欧洲天然气价格高于2021年，2022-2024年逐渐回落。但考虑到capex不足，碳中和及极端气候长期概率增加等因素；我们判断长期价格中枢抬升。新时代顺势而为，推荐传统行业龙头与新材料新时代顺势而为，推荐传统行业龙头与新材料油公司及油服板块、煤层气及LNG接收站、轻烃板块及氢能、配套绿电绿氢的煤化工、新材料(EVA，环氧树脂及芳纶)、民营炼化、涤纶长丝风险提示风险提示疫情持续时间超预期、终端消费不及预期、中东地缘政治局势的不确定性目录目录原油：原油：20222022年不必过于悲观，中枢高于市场预

3、期年不必过于悲观，中枢高于市场预期0101天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价格维持高位，长期中枢抬升天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价格维持高位，长期中枢抬升0202投资建议：新时代顺势而为，推荐传统行业龙头与新材料投资建议：新时代顺势而为，推荐传统行业龙头与新材料0303风险提示风险提示0404原油：原油：20222022年不必过于悲观，中枢高年不必过于悲观，中枢高于市场预期于市场预期5 / 短期展望：短期我们判断原油价格波动较大，价格弱势震荡下行，布伦特在60-65美元/桶左右寻底；但我们判断未来3-4个月布伦特仍可能时点回升至80美元/桶以上。我们认为未来3-4个月的油价主要由4点因素决定：

4、伊朗产量是否可以及时释放。奥密克戎变种毒株(简称O毒株)实际对需求的影响。OPEC产量政策。美联储是否可能提前加息。 中期展望：我们认为布伦特原油价格仍有可能突破90美元/桶，2022年中枢我们判断布伦特原油在65美元/桶以上,围绕70美元/桶波动。向下空间有限。主要由于:供给格局的变化，OPEC掌握定价权。页岩油投资意愿放缓。碳中和背景下全球供给端受限。全球油田开采成本呈现上升趋势叠加碳中和带来绿色溢价。极端气候增加短期能源需求。 长期展望：在2030年(或2025年)原油需求大幅下降之前，由于供给端投资意愿的下降和CAPEX的不足，在储能技术未有突破前，可能会出现阶段性的价格中枢抬升。在2

5、030年及以后原油需求大幅下降时，我们认为随着储能技术取得突破的可能性提高，价格中枢将出现下移。：Wind，国泰君安证券研究原油同时具备商品属性与金融属性OECD国家原油库存与油价的变动通常呈现负相关1.1 1.1 油价展望油价展望- -20222022年不必过于悲观，我们判断中枢在年不必过于悲观，我们判断中枢在7070美元美元/ /桶上下桶上下6 / 机构当前对于原油价格的分歧主要在于2022年供给是否过剩以及中枢是否向下。Energy aspect对2022年预计整体保持紧平衡，而IEA及EIA预计2022年将出现过剩。分歧点的出现主要在于：IEA等对于供给端，主要是美国及OPEC的增长预

6、期更高。对于原油需求的预期更加悲观。 我们的判断：我们认为2022年美国原油供应会增长，但仍低于2019年水平。OPEC闲置产能主要集中在沙特，阿联酋，伊拉克及伊朗。我们认为OPEC出于平衡市场考虑，供给会低于市场预期。同时长期缺乏投资导致沙特，阿联酋以外的国家产量恢复将低于市场预期。我们判断市场对疫情需求判断过于悲观。结合国际航空市场仍有69%以上的恢复空间以及我们认为后疫情时代的需求恢复，我们认为需求好于市场预期。2022年我们认为不会出现严重累库，不必过于悲观。从全年节奏来看，我们认为夏季及Q3原油需求较好，供需紧张；我们判断2022年H2均价高于2022年H1。EA平衡表预测IEA平衡

7、表预测1.1 1.1 机构观点的分歧机构观点的分歧- -20222022年价格中枢是否向下？供给是否过剩？年价格中枢是否向下？供给是否过剩？数据来源：Energy Aspect, IEAIEA预测2022年市场过剩OPEC闲置产能集中度高7 / 进入2021年以来全球原油库存持续下降，OECD原油商业库存持续低于5年均值。全球原油库存仍处于较低水平支撑价格。同时，从炼厂的裂解价差来看仍然在扩大，说明油品需求有支撑。但考虑到疫情影响美联储远期taper预期美国通胀压力下拜登支持率下降打压油价意愿强以及8月后原油上涨获利盘多；市场短期进入买预期，买事实阶段。：IEA，EIA，国泰君安期货研究所，国

8、泰君安证券研究OECD原油商业库存持续低于5年均值全球原油库存持续保持下降1.1 1.1 原油短期进入买预期，卖事实阶段原油短期进入买预期，卖事实阶段美国战略库存跌至2002年以来最低水平炼厂裂解价差扩大炼厂裂解价差扩大8 / 由于奥密克戎爆发的影响（简称O毒株），市场预计对于原油需求造成负面影响。与Delta疫情爆发期间原油的表现不同，Delta对原油的需求负面影响（预计Delta对全球需求影响约-100万桶/天）被验证后原油价格开始下跌；而此次疫情影响尚未被验证，但市场已经提前反映了需求的恶化。回顾Delta对需求的影响，我们认为实际道路燃料需求好于市场此前预期。疫情对需求造成的影响主要由

9、于全球可能导致的封锁政策以及航空出行的下降等。 当前全球航空货运量较2019年同比增长，而根据IATA数据，截止9月美国及国际航空客运流量距2019年仍有24%及69%的恢复空间。：IATA、国泰君安期货研究所全球航空货邮周转量、国内及国际旅客周转量较2019年的复苏比较货流率先恢复，客流近快远慢1.1.1 1.1.1 新冠新冠O O毒株对原油需求影响提前反应悲观预期毒株对原油需求影响提前反应悲观预期Delta疫情期间美国航煤需求并未出现明显下滑(百万吨)9 / O毒株造成原油市场大幅波动，因市场预期O毒株传播力极强，可能导致的封锁使原油需求大幅下降。如雷斯塔能源预计在2022年Q1，O毒株可

10、能导致300万桶/天的需求下降。 O毒株影响可能低于市场预期：导致重症比例较其他毒株低。据南非研究机构CSIR数据显示，O毒株最先传播且严重的豪登区，日新增病例在达到10000例峰值后开始下降。约为德尔塔传播峰值的90%，出现拐点时间较Delta减少约11天。同时，根据英国卫生安全局的研究结果，与Delta相比，O毒株患者的住院可能性低50%-70%。发生重症概率低11%。加强针混打对O毒株有效。国家传染病医学中心团队的结论显示，混打加强针对O毒株有效。新冠口服药等可能的治疗新冠手段预计对将来控制疫情有帮助。12月22日及23日FDA分别批准辉瑞旗下Paxlovid及默沙东的Molnupira

11、vir作为新冠口服药。尽管当前药物仅显示临床数据有效，但我们认为远期更多的治疗手段问世降低疫情影响的可能性正在增加。：Energy，华尔街见闻雷斯塔能源：预计2022年Q1 O毒株造成300万桶/天下滑1.1.1 O1.1.1 O毒株影响有待验证，或被高估毒株影响有待验证，或被高估南非豪登区奥密克戎日新增病例见顶10 / 拜登积极推动多国释放战略储备，我们认为此举更多为了中期选举表态。因通胀压力拜登政府支持率已下滑至38%。通胀压力对拜登政府造成了较大的压力。美国，印度，日本和英国业宣布将释放战略储备。截止11月19日，美国战略石油储备的储量为6.05亿桶。美国将释放5000万桶战略储备，其中

12、3200万桶将在未来几个月交易，国会已批准的1800万桶战略石油储备将加速进行。释放的战略石油储备将在2022年，2023年，2024年回补。印度，英国分别释放500万桶，150万桶原油。根据OPEC专家组的测算，释放战略储备可能在短期增加供应110万桶/天。而根据Kpler测算，如果释放战略储备的时间较为平均，从12月初至2022年4月，实际释放的量在6500万桶1.05亿桶，则增加的供给量可能在50万桶/天水平，可被市场吸收。战略储备释放后未来仍需要补库。我们认为战略储备不是供给，释放后需要回补不具备可持续性，而现货市场情绪被影响停留在短期；因此我们判断中长期趋势不受战略储备释放影响。同时

13、释放战略储备也说明拜登政府无力推动原油的实质供给。 参考EIA的数据，按计划释放同时美国战略储备不及时补库可能在2032年跌至1983年以来的历史最低水平。美国战略储备如果按计划释放，不及时补库则2032年会跌至历史最低水平。：EIA，国泰君安证券研究国内战略储备较2021年初下滑美国战略储备2032年可能跌至历史最低水平1.1.2 1.1.2 我们认为战略储备释放利空近端价格但支撑远期价格我们认为战略储备释放利空近端价格但支撑远期价格国内原油2021年大部分时间处于去库11 / 美联储宣布加速taper,预计在2022年3月完成。并预期2022年全年加息3次，美联储态度转鹰。Taper提速每

14、月减少300亿美元的净资产购买符合市场预期，预计在2022年3月完成。此外鲍威尔明确表示加息将在taper结束后，首次加息时间将不早于2022年二季度。 美元指数与大宗商品价格通常呈反向变动关系。2021年美元指数较强但是原油价格依然走强。部分原因我们认为美元流动性并不紧张，实际利率处于历史较低水平。当前美国CPI处于较高水平，倘若2022年海外主要经济体CPI回落则实际利率上行可能导致美元指数走强，从而在流动性对商品价格的上行造成压力。 另一方面此次taper节奏符合市场预期，我们认为流动性收紧对商品价格有负面影响但不必过于悲观。：wind，国泰君安期货研究，国泰君安证券研究2021年美元指

15、数与油价并未呈反向变动美国CPI处于较高水平1.1.3 taper1.1.3 taper影响流动性，不利于商品价格影响流动性，不利于商品价格12 / 我们认为伊朗产量是未来供给端是否可能增加的核心因素，也是改变中长期供需格局的突破口。伊朗问题三个月内达成一致，释放产量的可能性较低。伊核第七轮谈判尚未达成协议。如果释放伊朗产量，我们判断合理的供给增量大约在150万桶/天。10月伊朗产量在250万桶/天，而伊朗的产能在400万桶/天。伊朗此前宣布，2022年3月将产量提升至400万桶/天，我们认为在未解除制裁前难度较大。我们认为会谈双方仍存在较大分歧：分歧伊朗新任总统易卜拉欣莱希支持恢复伊核协议，

16、但要求美国和欧洲联盟取消2017年以来施加的所有对伊制裁，包括部分与核计划无关、不被伊核协议涵盖的制裁。与之相对，美国要求伊朗先限制发展战略导弹，之后再考虑解除制裁。伊朗核活动升级，以色列拒绝接受。伊朗26日公布铀浓缩进展。伊朗丰度为20%和60%的浓缩铀存量均有增加，其中丰度为60%的浓缩铀增至30公斤。国际原子能机构上月估计，伊朗的浓缩铀总存量接近2.5吨，是伊核协议规定上限的12倍以上。且国际原子能机构总干事访问伊朗未能达成关键分歧的解决。对此美国表示不排除谈判以外的其他选项。而以色列表示，即便美伊恢复履约，以色列并不受伊核协议限制，仍将“保持采取行动的自由”。 市场普遍预期伊朗产量将在

17、2022年回归，如果无法兑现，将成为黑天鹅风险。1.1.3 1.1.3 伊朗问题是供给端主要的风险因素伊朗问题是供给端主要的风险因素13 /当前美国油品库存处于5年波动范围的下限，美国炼厂自飓风影响恢复后预计原油需求进一步提升。美国库欣地区库存紧张可能增加价格进一步上行风险。：EIA美国原油商业库存在9月下到11月中旬通常会出现累库1.2.1 1.2.1 美国原油及油品库存处于较低水平，警惕库欣地区库存下滑风险美国原油及油品库存处于较低水平，警惕库欣地区库存下滑风险美国油品总库存持续下降美国商业原油库存持续低于5年平均移动线支撑价格美国EIA库欣地区库存处于较低水平14 /根据IHS数据，全球

18、油田平均现金成本在20美元/桶附近，当原油价格低于20美元/桶时，供给收缩。当原油价格高于20美元/桶时，部分前期停产油田可能出现供应反弹。另一方面，产油国的财政盈亏平衡价格普遍较高，油价较低时财政状况恶化，增加了远期供应减少的风险。长期来看，美国页岩油的完全成本在WTI45-55美元/桶。页岩油作为近年来的边际产能增量，页岩油的完全成本线是远期平衡价格的重要参考指标。同时当油价低于OPEC外部盈亏平衡价格时，OPEC产油国外储迅速下降，挺价意愿增强。OPEC管理原油产量的重要参考标准：原油库存水平处于合理位置。全球原油平均现金成本20美元/桶外部盈亏平衡（经常账户余外部盈亏平衡（经常账户余额

19、为零）（美元/桶）额为零）（美元/桶）2000182019E2000182019E阿尔及利亚7788958573747777巴林6267756165707774伊朗63736伊拉克955554科威特3238434547495352利比亚638378阿曼6990848772828480卡塔尔5253553949505755沙特阿拉伯5559727049495254阿拉伯联合酋长国4647473739384442阿塞拜疆6673596966577

20、675哈萨克斯坦8338281土库曼斯坦9294877171757979布伦特原油平均价格（$/桶）5557260沙特财政成本高于俄罗斯OPEC外部盈亏平衡油价普遍高于50美元/桶1.3.1 1.3.1 长期展望长期展望- -产油国维持原油价格的意愿产油国维持原油价格的意愿：OPEC15 /根据IEA的数据，全球70%能源领域的投资是私人投资。油气投资是长周期的投资，远期需求与政策的不确定性制约了油气公司投资意愿。全球长期capex自2014年以来下滑导致远期供应潜力下降。根据Rystad Energy数据，2021年全球油气发现量跌至75年以来最低

21、。参考DUC数据，DUC数据创15年以来新低。其中Permain盆地的DUC数据与2018年基本持平，但较2020年同期大幅增长。2021年全球油气发现量跌至过去75年以来最低DUC创15年以来新低1.3.2 1.3.2 长期展望长期展望- -与市场理解不同，油气是长周期的投资与市场理解不同，油气是长周期的投资：RYSTAD ENERGY、IEA16 /政策或承诺备注政策重新加入巴黎气候协定特朗普政府2020年11月正式退出该协议叫停美加Keystone XL石油管道四期项目该项目原本预计于2023年投产暂停北极国家野生动物保护区的石油租赁该地区于2020年8月开始租赁，目前仅两家小型公司在该

22、处租赁开采取消化石燃料补贴原本每年政府向化石燃料补贴超200亿美元（仅生产补贴）新购电动汽车代替美国政府所有车辆共65万台车辆，目前仅有3000台为电动汽车，未公布具体时间期限大范围暂停在美国联邦土地进行新的油气租赁在联邦土地上进行石油开采的公司占比大概5%承诺放松对伊朗的制裁，重回伊核协议具体结果要在2021年6月后4年内推出2万亿美元的基建和清洁能源计划基建方面包括电网、道路桥梁和公共交通；清洁能源方面包括建设充电站、商用储能技术研发、低碳排放设施等2026年前，电动汽车市场份额达到25%，2030年电动汽车年销量达到400万辆2020年美国纯电动车型市场份额1.8%，预计2030年美国路

23、上行驶汽车总量为2.75亿辆。2030年底，部署超过50万个新的公共充电站并恢复全额电动汽车税收抵免目前美国公用充电桩约6万个未来十年间，对能源、气候的研究和创新以及清洁能源的基础设施建设进行4000亿美元的投资基础设施投资主要集中于风能和光伏，设立专注于气候的跨机构高级研究所2030年前海上风能增加一倍目前美国海上风能产能2.3-2.5万兆，主要集中在东部沿海。美国能源部预测美国水域海上风能每年可产电力超过200万兆，为美国需求的两倍2035年前实现无碳发电2050年前达到碳净零排放，实现100%清洁能源经济美国清洁能源消费占比约13%，其中，发电消耗的能源占比约40%我们判断页岩油的产量增

24、速已经出现拐点，类似2008-2019年以来美国原油产量持续高增长满足全球原油需求每年增长，即扮演shifter角色的情形可能已经结束。页岩油产量重回持续高增长的障碍主要有页岩油成本的边际下降遇到瓶颈。页岩油企业面临的能源债务到期问题以及融资环境的恶化。拜登政策对页岩油产量的未来增长施加了限制。页岩油降成本遇到瓶颈页岩油企业投资意愿下降页岩油企业投融资环境恶化页岩油企业还债高峰期到来拜登政策限制页岩油增长空间1.3.3 1.3.3 长期展望长期展望- -页岩油页岩油shiftershifter角色的结束角色的结束数据来源：OPEC17 /2014年以来，页岩油企业再投资意愿持续下滑。截止202

25、1年Q3，页岩油企业再投资比率（CAPEX/CFO）刷新历史新低。页岩油企业当前主要的投资重点在于：股票回购及派息。降杠杆。同时，由于原材料及劳动力短缺，包括EPCI在内的美国页岩油企业成本同样开始上升。美国页岩油企业再投资意愿恶化美国油气企业EPCI成本上升1.3.3 1.3.3 长期展望长期展望- -页岩油投资意愿下滑，我们认为页岩油投资意愿下滑，我们认为IEAIEA等或高估美国供给等或高估美国供给数据来源：Rystad Energy18 /美国页岩油成本出现上升，未来开启加息周期我们认为页岩油企业财务负担加重将压制投资意愿。同时根据拜登内政部(DOI)最新的报告显示，内政部建议土地管理局

26、(BLM)提高离岸、陆上石油和天然气公司土地特许使用费、租赁费及其他费用，但对新的租赁行为并未中止。同时，美国油气投资意愿上升，但仍低于2019年时预测水平。美国油气投资意愿增长，但仍低于2019年时预期1.3.3 1.3.3 长期展望长期展望- -拜登的能源政策长期可能引发更大的供应混乱拜登的能源政策长期可能引发更大的供应混乱数据来源：Rystad Energy19 /拜登能源政策可能导致未来的产量损失拜登能源政策限制了未来新增产量的空间。同时全球范围内的政策性银行对于化石能源的融资政策趋紧，但我们需要关注能源价格上升的背景下，后续全球政策是否出现转向的可能。但考虑到极端气候增加的制约，我们

27、判断即使转向，也只会是节奏的问题，而不会是方向的问题。公共土地的新钻井活动受到限制1.3.4 1.3.4 长期展望长期展望- -页岩油页岩油shiftershifter角色的结束角色的结束：RYSTAD ENERGY天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价天然气：冷冬前提假设下欧洲冬季价格维持高位，长期中枢抬升格维持高位，长期中枢抬升21 /LNG价格上涨原因：欧洲及美国天然气库存与往年相比处于低位水平。疫情后全球经济复苏带来的天然气需求增长。碳中和大背景下的成本提升，供应端投资限制以及火力发电向天然气发电转型的需要。极端天气的增加带来的阶段性需求增长（发电量需求增长，美国近40%天然气发电）。地缘政

28、治因素（俄罗斯占据了整个欧洲天然气市场40%的份额）。疫情物流因素导致运价高位。考虑到大概率欧洲及美国以低于往年库存水平进入冬季，如果冬季是冷冬，我们认为俄罗斯保供能力有限，欧洲冬季天然气价格可能上行。我们判断2022年欧洲天然气价格可能较2021年上升，2022-2024年逐渐回落。但长期中枢上移。市场普遍认为天然气价格的上涨主要是供给端的限制，但我们判断主要是需求端超预期。：Wind，国泰君安证券研究国际天然气2020年下半年以来价格上涨国内LNG价格上涨05003003500.01.02.03.04.05.06.07.-062018-1120

29、19----10NYMEX天然气（美元/百万英热单位，左）英国天然气（便士/色姆，右）-10000-8000-6000-000600080------09全国LNG均价-2个月前进口现货LNG到岸价（元/吨）全国LNG均价（元/吨）2.1 2.1 天然气价格大幅上涨天然气价格大幅上涨22 /2021年欧洲天然气库存整体处于较低水平，根

30、据欧洲天然气基础设施机构数据，截至12月13日，欧洲天然气库存水平仅为61.9%，远低于2020年同期的81%，以及2019年同期的90.5%。按照当前库存消耗速度，欧洲天然气库存在2022年3月-4月将达到极低水平。美国地区库存处于中性略偏低状态，截止12月10日美国天然气库存总量为34170亿立方英尺。同比降8.7%，低于五年均值1.8%。：Bloomberg，EIA欧洲天然气库存处于极低水平美国天然气库存中性偏低2.2 2.2 欧洲天然气库存处于较低水平，美国天然气库存中性欧洲天然气库存处于较低水平，美国天然气库存中性23 /从全球天然气产量前十大国家可以看到，美国，俄罗斯，伊朗，中国合

31、计超过50%市场份额。2021年1-7月美国天然气产量同比基本持平。2021年1-8月中国天然气产量同比增长11%。俄罗斯Gazprom1-8月天然气产量为3372亿立方米，同比增加18%。总体来看供给端并未低于IEA预测。但天然气全球范围内的降库说明了需求好于IEA的预测。IEA低估了需求侧的影响2021年全球前十大天然气产地200224AfricaAfrica244248240247249253265Asia-PacificAsia-Pacific627654648669677683694of which Chinaof which China1

32、600221232Central and South AmericaCentral and South America0163166168EurasiaEurasia932940021033of which Russiaof which Russia726738692774764785814EuropeEurope2462272195Middle EastMiddle East666677680694709725744North AmericaNorth America51150117

33、912111229of which United Statesof which United States86896895395998710191034WorldWorld39444080396044328AfricaAfrica4170176180Asia-PacificAsia-Pacific8248538579079409861024of which Chinaof which China283307325359377400421Central and South AmericaCentral and South America15315213

34、71EurasiaEurasia666658633661659662670of which Russiaof which Russia493482460485481484489EuropeEurope536537522553537531530Middle EastMiddle East544543547559577591610North AmericaNorth America091111of which United Statesof which United States854888869873886894895WorldW

35、orld39404002742054277-4-79-34-36-31-34-51ProductionProductionBalancesBalancesYear（BCM）Year（BCM）DemandDemand2.3 IEA2.3 IEA对全球天然气供需平衡表的预测对全球天然气供需平衡表的预测- -需求侧被低估需求侧被低估：IEA24 /误读：欧洲天然气的短缺主要由于供气量的下降。欧洲供气量的下降主要由于俄罗斯供气减少的原因。俄罗斯一旦恢复供气，欧洲天然气价格将长期趋势下跌。2021年欧盟26%电力来自天然气，而2020年为15%。俄罗斯输入占欧洲需求39%。：GAZ

36、PROM欧洲缺气的原因主要由于需求的拉动不考虑8月份的火灾因素，俄罗斯较好履行了长约2.4 2.4 市场对于欧洲天然气市场的误读，认为气价上涨主要是俄罗斯的原因市场对于欧洲天然气市场的误读，认为气价上涨主要是俄罗斯的原因Gazprom2021年1-7月对欧洲出口的供应同比增加了23%,1-9月同比增加15%。欧洲的能源公OMV,Eni,Uniper,RWE表示Gazprom履行了对欧洲的长约义务。10月Gazprom对亚马尔-欧洲管道下降，10月的预定量为3100万立方米/日，而同期的流量为7400万立方米/日。Gazprom表示，10月份通过德国马尔诺的俄罗斯天然气供应下降是由于一个客户的要

37、求，是暂时的。25 /欧洲Q1的天然气需求同比增长7.6%，二季度补库叠加碳中和极端气候等因素需求进一步扩张达25%，高于IEA全年6%的需求预测。住宅及商业端需求，发电需求是主要的贡献部分。我们认为这部分需求增长的主要原因在于欧洲疫情后工业活动的复苏以及极端气候增加的能源需求。而天然气发电需求主要由于碳中和带来的碳价上升以及制冷取暖发电需求的增长。：IEA欧洲2021年需求增长主要来自于住宅及商业端，且需求数据好于IEA预测2.5 2.5 住宅及商业端对欧洲天然气需求的增长是主要贡献住宅及商业端对欧洲天然气需求的增长是主要贡献26 /德国能源发电结构：光伏56吉瓦，陆上风电55.4吉瓦，燃气

38、发电30.5吉瓦，硬煤发电23.7吉瓦，褐煤发电20.3吉瓦，生物质发电8.6吉瓦，核电8.1吉瓦。欧洲碳价快速上涨德国能源发电结构中绿色能源占主体2.6 2.6 欧洲可再生能源发电的不稳定性与脱碳推高燃气发电需求欧洲可再生能源发电的不稳定性与脱碳推高燃气发电需求：IEA27 /俄罗斯自身库存同样处于低位，冷冬需优先满足国内需求10-11月初的市场调整主要由于市场认为俄罗斯将给欧洲额外增加供气，但我们判断俄罗斯可以提供的通气量有限。主要基于三点理由：冷冬背景下俄罗斯自身低库存无法同时满足欧洲与国内需求，欧洲需要额外100-150亿方天然气。而俄罗斯当前仅额外预定1000万立方米/天的管道流量。

39、北溪-2审批需要时间。欧洲拒绝与俄罗斯签署更多长协。2.7 2.7 我们判断俄罗斯可以提供的通气量有限我们判断俄罗斯可以提供的通气量有限北溪-2审批：德国能源监管机构BNetzA9月8日收到所有必要的运营许可证文件后，必须在2022年1月8日之前做出决定草案，并将其提交给欧盟委员会。欧盟委员会有两个月来审查BNetzA的决定草案，此后可能再延长两个月，Bnetza在收到回复后有2个月时间给出最终决定。总计审批时间或达10个月。11月16日，德国宣布暂停北溪-2认证。我们判断北溪-2管道的批文可能于2022年Q2前无法取得。长协：欧洲的能源公司Wingas，Engie并未寻求与Gazprom签订

40、更多长协以锁定额外气量。而OMV,Eni,Uniper,RWE除了表示Gazprom履约外也未明确表示寻求更多气量。截止10月6日为止，Gazprom并未从现货采购者收到额外采购气量的要求。：Gazprom28 /欧洲与亚洲争抢LNG。美国到欧洲船天30天，而到中国需要60天。但亚洲的需求推升了JKM价格，对欧洲的LNG现货造成分流。欧洲与亚洲LNG进口此消彼长亚洲LNG进口大幅增长2021年预计欧洲LNG进口下滑2.8 LNG2.8 LNG的欧洲与亚洲竞争的欧洲与亚洲竞争：IEA、切尔尼能源29 /根据俄气出口的统计数据，2021年1-7月俄罗斯对土耳其及欧洲的天然气销量达1153亿立方米，

41、同比增23%。但在欧洲天然气需求大幅反弹推升价格时，俄罗斯虽履行长贸合同义务，但并未使用现货销售等手段进一步增加供气量。乌克兰天然气过境费：15亿美元/年。北溪-2天然气管道可绕过乌克兰出口天然气根据IEA发布的天然气分析及展望20212024，20202024年间，欧洲天然气产量将下降8%，到2024年，欧洲天然气产量将低于2000亿立方米/年。挪威及英国在北海的天然气田枯竭。欧洲陆上最大气田之一的格罗宁根气田由于区域内多次地震，预计将在2022年停产，该气田的年产量在120亿方立方米左右。碳中和导致的长期供应下降。斯德哥尔摩仲裁庭以俄罗斯违反合同为由，要求它向乌克兰赔偿46.3亿美元，抵消

42、部分乌克兰欠下的债务之后还要赔偿25.6亿美元。乌克兰希望俄乌供气合同延长10年，同时表示斯德哥尔摩裁决的25.6亿美元赔款，可以用等价的天然气来抵消。俄乌现有的天然气过境协议将于2024年到期。默克尔与普京会谈后表示，同意2024年后继续通过乌克兰输气，维护乌克兰天然气过境国地位。但普京要求欧洲各国给出输送天然气的具体购买需求数量，在此之前不能签合同。2.9 2.9 欧洲欧洲- -俄罗斯关于北溪俄罗斯关于北溪- -2 2管道的博弈管道的博弈北溪-2项目长1224公里，目前剩最后15公里管道尚未铺设，预计项目将于9月3日完工。2021年可通过“北溪-2”天然气管道输送56亿立方米天然气。202

43、1年1-7月，俄罗斯通过“北溪”天然气管道向欧洲输送了337亿立方米天然气。截至2021年8月1日，德国地下储气库的填充比例为50.7%，而该数字在2020年和2021年分别为88.6%和85.9%。30 /2020年美国干气产量为33.436万亿立方英尺（约合9462.39亿立方米），比2019年的产量减少了5320亿立方英尺，下降的幅度为1.57%。2021年由于寒潮的影响，天然气干气产量在2月份下滑，其后处于恢复通道。天然气活跃钻机数从2020年中低点的70台上升至2021年中的102台；但相比2019年高点的200台钻机数依旧处于较低水平。以美国油气主要产区的Permain地区和Eag

44、le Ford地区为例，尽管近年来天然气新井产量增加以及在产天然气井数有修复，但是Permain地区天然气产量增速放缓而Eagle Ford地区天然气产量负增长。美国天然气产量2020年同比下降（单位：10亿立方英尺/天）美国天然气钻机数仍处于恢复通道天然气井数距离2019年仍有差距2.10 2.10 美国美国- -天然气产量处于恢复通道天然气产量处于恢复通道：Wind，EIA31 /日本，中国及韩国是全球LNG需求占比前三的国家LNG供给端主要来自澳大利亚，卡塔尔及美国美国及澳大利亚是2020年LNG液化终端主要的增量2020年LNG需求中国及印度增长较快2.11 LNG2.11 LNG-

45、-供需两端国别情况供需两端国别情况：GGU32 /2017年美国天然气首次出口大于进口，成为天然气净出口国。在2020年美国出口的天然气中，55%通过管道，出口到墨西哥和加拿大，其余的45%作为液化天然气，通过船运出口到海外。2021年美国LNG出口大幅增长，1-6月LNG出口达到96亿立方英尺每天，较2020年同期增长42%；从美国天然气下游消费结构来看，天然气用于化工领域及发电领域的需求比例呈现上升趋势，其他领域的消费比例则出现下降。根据EIA的统计，2020年美国天然气下游消费比例中，38%用于天然气发电，33%用于天然气化工，15%用于居民居住消费，10%应用于商业领域，3%用于交通运

46、输。美国LNG出口设施产能提升天然气发电及天然气化工是近年来天然气需求增长最快的领域亚太地区及欧洲是美国LNG的主要出口地2.12 2.12 美国美国- -LNGLNG出口增加加剧国内供应紧张态势出口增加加剧国内供应紧张态势：EIA33 /2020年全球液化天然气终端利用率偏低预计2022年LNG供应紧张局面有限缓解2020年因为疫情因素较多LNG液化终端FID推迟全球液化天然气液化终端产能2024-2026年增速较快单位：亿吨/年单位：亿吨/年2019年底液化能力 2019需求2020年底液化能力2020需求 2021年底液化 2021需求 2022年底液化能力2022需求2019年底液化能

47、力 2019需求2020年底液化能力2020需求 2021年底液化 2021需求 2022年底液化能力2022需求IGU4.333.584.533.64.623.854.863.96MarketMarketLiquefaction Plant TrainStart Year Liquefaction Capacity(MTPA)Liquefaction Plant TrainStart Year Liquefaction Capacity(MTPA)United StatesFreeport LNG T2-T3202010.2United StatesCameron T2-T320208Uni

48、ted StatesElba island T4-T020201.8IndoneisaSenkang LNG T120210.5MalaysiaPetronas FLNG Dua20211.5RussiaPortovaya LNG T120211.5RussiaYamal LNG T420210.9United StatesCorpus Christi T320214.5IndoneisaTangguh LNG T320213.8MozambiqueCoral South FLNG20223.4RussiaArctic LNG 2 T120226.6United StatesCalcasleu

49、 Pass LNG T1-T18202210MauritaniaTortue/Ahmeyim FLNG T120232.5United StatesSabine Pass T620235美国依然是LNG液化终端未来主要增量2.13 LNG2.13 LNG- -20222022年供给紧张仅能有限缓解年供给紧张仅能有限缓解：EIA、GGU、 RYSTAD ENERGY34 /IOC上游投资意愿下降低供应端：融资环境收紧：美国财政部也发布了多边开发银行能源融资方案的新指导方针，将优先考虑非化石燃料能源项目。欧洲投资银行从2021年底开始不再为新的天然气基础设施提供融资。油气公司投资意愿下降。疫情造成

50、的LNG项目FID延后。净利润(亿美元)净利润(亿美元)资本支出(亿美元)2021年H12020年H12021年H12020年H1资本支出(亿美元)2021年H12020年H12021年H12020年H1埃克森美孚74.2-16.969.4124.7壳牌90.9-181.683.685.9BP77.8-212.163.169.3雪佛龙44.6-46.752.977.3道达尔55.5-83.483.776.6公司/指标公司/指标油气公司储量替代率的下降2.14 2.14 长期推涨天然气价格因素长期推涨天然气价格因素碳中和碳中和： RYSTAD ENERGY35 /美国天然气发电比例提升，EIA低