欧洲存在多个天然气基准价，今年NBP价格相对TTF偏低。欧洲存在荷兰TTF、英国NBP、法国PEG等多个天然气交易中心，但目前最主要的交易中心是TTF，而NBP更多反映英国本土供需，且NBP的交易量显著小于TTF。俄乌冲突爆发后，由于英国库存补充速度较快，NBP显著较TTF偏弱。
高位库存压制叠加情绪冲击，欧洲气价昨日大跌。一方面，目前欧洲气温仍然温和，截至10月16日欧洲GIE天然气库容率已突破92%。另一方面，欧盟在本周二推出一系列遏制天然气价格的措施，包括：
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1）强制要求成员国减少天然气消费。
2）强制成员国共同购买天然气，采购量最少占其库存储存量的15%。
3）于2023年3月31日以前推出替代性的液化天然气基准价。
4）要求交易所制定能源衍生品涨跌停板制度。
以上措施落地时点或多数在明年，但理论上存在可操作性，叠加暖冬预期的情绪冲击，导致欧洲气价大跌。同时，普京提议，俄罗斯可以通过土耳其向欧洲供气，并在土耳其建设欧洲最大天然气枢纽，也使得市场认为地缘情绪有所缓解，加剧了下跌。
后期供需风险仍值得关注，价格或先抑后扬。短期欧洲气价或以震荡偏弱为主，主要因供强需弱。中期，需求相对走强，主要因进入取暖季后天然气需求将季节性回升，且气价回落也可能推动部分工业需求回归。而供应端风险犹存，主要因再气化产能受限，叠加亚洲买家转卖意愿下降，欧洲LNG进口进一步上升的空间有限。若天气超预期寒冷，库存迅速去化，欧洲气价或再次暴涨；若天气维持温和，去库速度缓慢，欧洲气价或延续下跌趋势。关注明年一季度后欧洲干预气价措施的落地情况。
风险因素：LNG进出口场地发生事故、天气极端寒冷
一、欧洲存在多个天然气基准价，今年NBP价格相对TTF偏低
欧洲存在多个天然气交易中心与基准价，目前影响力最大的是TTF。欧洲地区存在多个天然气交易中心，如英国的NBP、法国的PEG、荷兰的TTF等，其中英国的NBP是欧洲最早的天然气交易中心，并衍生出今日的ICE NBP天然气期货。但荷兰的TTF平台成立后，由于其地处多处管网交汇的西欧核心地带，TTF逐步取代NBP成为欧洲最重要的天然气交易中心，TTF天然气期货价格亦成为欧洲气价的风向标，而NBP天然气期货价格则更多反映英国本土的供需情况。由于TTF逐渐成为欧洲天然气定价核心，因此NBP的交易量显著小于TTF。
英国天然气补库情况良好，导致今年NBP显著较TTF偏低。2022年4月以前，TTF与NBP价格走势几乎完全一致，价差基本维持在1美元/百万英热单位以内。今年2月末俄乌冲突爆发后，关于欧洲天然气供应不足的忧虑持续发酵，而英国自身为产气国，对俄气的依赖程度极低，且拥有大量的LNG接收站，供应端受到的冲击较小。英国天然气库容率于4月末突破80%，6月时已接近补满。高位库存压制下，NBP价格显著较TTF偏弱，NBP较TTF的折价最高时接近30美元/百万英热单位。而随着欧洲大陆国家天然气库容率陆续突破90%，近期TTF的跌幅较NBP更大。
二、高位库存压制叠加情绪冲击，欧洲气价大跌
（一）欧盟推出多项天然气价格干预措施，但落地时点或为明年
欧盟于本周二提出一系列限制天然气价格的计划，包括以下4点：
1） 强制成员国减少天然气消费量。
2） 强制成员国共同购买天然气，采购量最少占其库存储存量15%；允许各国企业组建欧洲财团进行联合谈判，但联合采购不可涉及俄罗斯天然气。
3） 于2023年3月31日以前推出替代性的液化天然气基准价。
4） 要求各交易所在2023年1月31日以前建立新的电力及天然气衍生品临时日内波动管理机制，每天对近月能源衍生品交易实行涨跌停板管理。
根据欧洲媒体获得的草案，欧盟曾计划对TTF的天然气交易实行临时最高动态价格上限机制。当气价突破欧盟的心理价位后，欧盟有权启动临时价格上限机制并维持最多三个月。但该机制受到包括德国在内的多个成员国的质疑，进而被暂时搁置。该方案将于10月20日至21日的欧盟峰会上被继续讨论。
欧盟干预气价方案具备一定可操作性，但落地时点或在明年。2022年前7个月，欧盟天然气累计消费量已同比下滑10.39%，执行15%的消费减量目标并非天方夜谭。而当前欧盟进口的天然气当中，俄罗斯的占比不足10%，执行统一采购面临的地缘政治问题较小。目前欧洲进口天然气的主要来源国是美国、挪威、卡塔尔等，关注其谈判进展；而推出LNG基准价与实行涨跌停板制度需要一定时间进行测试。整体来看，相关政策或于明年逐步落地，当前以情绪冲击为主；后期如果落地，则可能明显压制明年欧洲天然气的波动上限。
（二）欧洲库容率已突破92%，后期重点关注暖冬预期能否兑现
欧洲库存已累积至历史高位90%以上，为冬季取暖提供安全边际。俄乌冲突爆发后欧洲LNG进口长期维持高位，3月至今欧洲LNG进口量均值为27.66万吨/日，折合超过3.7亿立方米/日，同比上升近66%。供强需弱下欧洲天然气库存自6月以来大幅累积。截至10月16日，欧洲GIE天然气库容率为92.37%，同比上升15.37%，较近五年均值高4%左右。
市场交易节奏切换至需求，关注暖冬预期能否兑现。十月中旬部分高纬度地区气温已转凉，但欧洲气温高于历史均值水平，取暖需求并未开始上升，近10日库存仍然维持上升状态。从气温预测情况来看，今年取暖季欧洲天气整体温和，北半球暖冬概率较大，南欧在12月、次年1月及2月或出现温度偏高的情况，而北欧12月及次年1月气温或小幅高于往年，或导致需求相对偏弱。
三、后期供应风险仍值得关注，价格或先抑后扬
（一）取暖季天然气进口仍存在风险
欧洲天然气进口同样存在季节性，淡旺季间的差额约为1.5亿立方米/日。从季节性的角度来看，淡季欧洲主要渠道（俄罗斯+挪威+北非+LNG）进口量约为7.5亿立方米/日，而旺季进口量约为9亿立方米/日，淡旺季间存在约1.5亿立方米/日的差额。由于俄罗斯接近全面断供，且挪威、北非、阿塞拜疆等管道气供应难有进一步上升空间，淡旺季间的缺口需要进口更多LNG进行弥补。
欧洲LNG接收站再气化产能限制其进口能力。截至2022年7月，欧洲接收站再气化产能合计1.8亿吨/年，闲置产能合计约4836万吨/年，下半年欧洲预计新增产能合计1570万吨/年。
但再气化产能最大的西班牙、英国两国受管道输送能力及液罐储气能力限制，剩余产能及新增产能兑现存在瓶颈，预计欧洲实际可用产能仅剩1417万吨/年，约合0.5亿立方米/日。西班牙国家天然气运营商Enagas表示终端产能已经饱和，不得不拒绝液化天然气船卸货，相关储存罐也要等到11月才有空间。当前淡季下，LNG接收站产能饱和，更多可以解读为供应过剩的表现；然而，进入冬季旺季，LNG接收能力的瓶颈可能会对供应增长造成明显限制，若需求相对偏强，但供应因接收瓶颈而无法短期增加，则会导致供需出现硬缺口，进而加快库存消化，推动价格上涨。
新增LNG液化产能不足叠加东北亚取暖季补库需求，LNG现货市场竞争仍然激烈。2022年预计新增液化出口装置合计1420万吨，约合0.5亿立方米/日，无法覆盖俄罗斯断供所带来的缺口，欧洲仍需从当前现有市场上争夺气源。根据彭博报导，出于保供的考虑，我国已要求LNG进口企业不得继续转卖其LNG货物，而卡塔尔方面已承诺遵守与买家签署的合同，今年取暖季不会把原定卖往亚洲的货物转向欧洲。当前各买家对LNG货源的竞争仍然激烈，欧洲气价需维持在相对高位以吸引LNG现货资源。
（二）价格或先抑后扬，关注后期库存走势
目前欧洲气价已较8月末的最高点下滑近65%，但近月合约价格跌幅大于远月合约，更多反映的是基本面供强需弱的现实，因此预计短期欧洲气价或以震荡偏弱为主。
中期，需求相对走强，主要因进入取暖季后天然气需求将季节性回升，且气价回落也可能推动部分工业需求回归。而供应端风险犹存，主要因再气化产能受限，叠加亚洲买家转卖意愿下降，欧洲LNG进口进一步上升的空间有限。
若天气超预期寒冷，库存迅速去化，欧洲气价或再次暴涨；若天气维持温和，去库速度缓慢，欧洲气价或延续下跌趋势。关注明年一季度后欧洲干预气价措施的落地情况。
需求是后期市场的核心变量。回顾欧洲天然气2021-2022年以来的走势，整体呈现脉冲式波动，而几轮脉冲当中，事件驱动明显，而一旦事件发生内生或者外生的反转，则价格将出现大幅下跌，且基本要跌至起涨点。当近期各类供应事件扰动告一段落后，预计需求将成为这一阶段的核心变量；如果后期冬天寒冷、需求回升，再叠加供应出现风险，价格可能再次上升。如果没有，则价格在供需充足的情况下，或保持偏弱运行。
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