今年三季度国际油气价格油跌气涨

核心提示

　　今年第三季度，石油市场方面，北半球驾驶旺季支撑布伦特原油期货价格一度涨至87.43美元/桶，随后石油需求季节性回落，全球宏观经济形势转弱，国际油价震荡下行。天然气市场方面，由于受到不断出现的局部地缘政治冲突事件的影响，价格呈现上涨趋势，此外上游项目接连出现故障，导致价格波动幅度加大。

　　预计第四季度，石油需求进入季节性淡季，美联储如期开启降息进程将带来短线情绪利好，但对经济和需求的实际影响预计在年内不会明显体现，地缘政治将成为影响油气市场的关键因素。

供需基本面支撑作用逐步减弱 三季度国际油价先升后降

　　四季度国际油价下跌压力将加大

　　今年第三季度，北半球驾驶旺季支撑国际油价一度涨至87.43美元/桶，随后石油需求季节性回落，全球宏观经济形势转弱，国际油价震荡下行。7月，旺季需求逐步兑现，受到中东地区地缘政治局势变化的影响，布伦特原油期货均价升至83.88美元/桶。8月，季节性需求峰值已过，美国就业数据走弱，市场对经济衰退的担忧增强，地缘担忧情绪放缓，布伦特原油期货均价降至78.88美元/桶。9月，全球宏观经济形势持续转弱，临近OPEC+退出减产，利比亚供应干扰有望结束，美联储降息仅带来短线利好，国际油价震荡下行。今年第三季度，布伦特原油期货均价为78.82美元/桶，环比下降6.21美元/桶（降幅达7.30%），同比下降7.1美元/桶（降幅达8.26%）。

多因素影响第三季度国际油价

因素一：全球石油需求增长整体放缓。

　　国际能源署月报指出，全球石油需求增长正急剧放缓。OPEC在今年8月的月报中首次下调今年全球石油需求增长预期。预计今年第三季度全球石油需求为1.036亿桶/日，同比仅提高75万桶/日，增幅较2023年大幅放缓。究其原因，主要包括以下几方面。

　　一是新能源和LNG的替代效应导致中国的石油需求增速放缓。中国新能源汽车加速发展，7月新能源乘用车渗透率突破50%，汽车保有量结构将加速调整，新能源汽车占比加速提升。天然气价格走低以来，LNG重卡快速发展，1—7月中国LNG重卡行驶里程同比增长52.1%，占所有重卡行驶里程的比例增至19%，同比增长6个百分点。随着新能源汽车和LNG替代效应累加，中国成品油消费开启负增长态势。预计今年中国石油需求增幅为15万桶/日。

　　二是美国驾驶旺季需求如期兑现。7月，美国的石油需求较2023年同期提高25万桶/日，达到2050万桶/日；炼厂原油加工量持续大幅高于近5年均值；原油库存连续大幅下降。预计第三季度美国石油需求环比增长40万桶/日，至2070万桶/日。

　　三是新兴经济体石油需求保持稳定增长。今年第二季度，印度GDP同比增长6.7%，高经济增速将带动全年石油需求同比增长20万桶/日，至562万桶/日，取代中国成为全球石油需求增长的最大贡献国。

因素二：全球石油供应持续增长，OPEC+减产不及预期。

　　全球石油供应量环比上升。美国、加拿大、巴西、圭亚那等非OPEC+产油国增产，OPEC+减产不及预期，预计第三季度全球石油供应环比提高100万桶/日。

　　OPEC+减产不及预期。7月，OPEC+原油产量环比增长25万桶/日至4170万桶/日（受配额限制的18个国家的原油产量比7月的3376万桶/日的目标产量高出93万桶/日）。伊拉克、阿联酋、俄罗斯分别超产43万桶/日、39万桶/日和25万桶/日。

　　非OPEC+增产带动世界石油供应保持增长。一是美国仍是重要的供应增长源，飓风影响超预期。美国能源信息署预计，今年美国原油产量将增加32万桶/日，达到1325万桶/日；2025年将继续增长42万桶/日，达到1367万桶/日。美国海上能源监管机构表示，9月，受飓风“弗朗辛”影响，美国墨西哥湾联邦水域近五分之一的原油和28%的天然气处于停产状态，且飓风席卷墨西哥湾后油气产量回升速度低于预期。二是南美地区产量保持增长。根据官方数据，巴西8月产量上升8万桶/日，至340万桶/日。由于浮式生产储卸油船产能上升，圭亚那8月产量上升17万桶/日。

因素三：中东地缘政治局势紧张，支撑国际油价。

　　第三季度，中东地区紧张局势仍未降温，地缘风险溢价仍对国际油价起到支撑作用。本轮中东地区地缘政治冲突已持续一年，呈现长期化发展趋势。

预计第四季度国际油价下跌压力明显加大

　　今年第四季度，石油需求进入季节性淡季，OPEC+延迟退出减产计划将延缓世界石油供应增长。

　　从需求侧看，第四季度进入石油需求季节性淡季。首先，替代能源持续冲击中国的石油需求。汽油被替代效应仍存，且累积效应显著。柴油消费将受特别国债等宏观政策支撑而有所好转，但仍保持同比回落。商旅出行仍有增长空间，煤油消费将保持增长。其次，石油需求季节性转弱叠加制造业表现不佳导致美国石油需求下降趋势明显。进入9月，美国周度石油需求均值环比回落90万桶/日，至1960万桶/日，下降趋势明显。8月，标普全球美国制造业PMI录得47.9，为8个月来的最低水平，制造业萎缩加速，拖累石油需求，预计第四季度美国石油需求环比减少30万桶/日，至2040万桶/日。

　　从供应侧看，由于需求低迷，OPEC+已决定推迟原定于10月开始的退出减产计划，目前宣称第一批新增供应（18万桶/日）将从12月实施。第四季度处于需求淡季，且目前油价仅略高于OPEC+关键点位70美元/桶，12月退出减产计划仍面临不确定性。预计在美国、加拿大、巴西等非OPEC+产油国的带动下，第四季度全球石油供应仍环比提升60万桶/日。

　　第四季度石油市场供需呈现宽松态势。第四季度，世界石油需求环比回落但供应保持增长，预计全球市场供应大于需求30万桶/日。截至9月30日，全球陆上原油库存为33.35亿桶，仍保持历史相当低位，对国际油价形成一定支撑。

　　美联储降息对国际油价提振作用有限。9月议息会议结束后，美联储宣布将联邦基金利率目标区间下调50个基点，降至4.75%—5.00%。这是美联储自2020年3月以来的首次降息，标志着货币政策由紧缩周期转向宽松周期。预计美联储降息仅会对原油市场带来短线的情绪利好，并不会对原油市场带来强利好支撑，原油基本面弱化的大趋势目前没有改变。货币政策转向完成后，市场将会更关注降息实际取得的效果而非降息本身，降息对全球宏观经济形势和大宗商品市场的实际影响预计在年内不会明显体现，大概率在2025年甚至更长时间才会逐步显现，且降息周期内美国一般都面临一定经济下行压力，并产生较大的负外部性，预计降息对国际油价的提振作用较为有限。

　　预计地缘政治将重新成为影响油价走势的关键因素。进入10月，中东地区地缘政治冲突升级，国际油价一度快速突破80美元/桶的水平。目前看，中东地区冲突快速走向全面失控的可能性不大，主要因各方仍不想爆发全面冲突。

　　综合判断，石油需求季节性回落，OPEC+逐步退出自愿减产的可能性仍然存在，非OPEC+产量保持增长，市场供需逐步转向宽松。美联储如期开启降息进程将带来短线情绪利好，但对经济和需求的实际影响预计在年内不会明显体现。基准情景预计，第四季度国际油价下跌压力加大。（孙文佳 刘凯雷 中国石油经济技术研究院）

受三季度地缘政治冲突持续、上游设施运行不稳定等因素影响

　　预计今冬国际天然气价格波动将加剧　　

　　今年第三季度，国际天然气市场受到不断出现的地缘政治冲突事件的影响，价格呈现上涨趋势。同时，上游项目接连出现故障，刺激敏感的市场“神经”，导致价格波动加大。但从全球主要消费市场的天然气需求和工业经济基本面来看，并不具备支撑价格上涨的条件。目前国际地缘政治风险加剧，局部地区摩擦不断升级，预计采暖季之前价格暂不具备回调的条件，呈现出宽幅波动趋势。但预计需求的不景气不会短时间改变，进入采暖季后，随着供大于求的趋势显现，市场将有可能转为买方市场，价格将逐渐回落。

第三季度欧亚市场价格环比上涨

美国市场价格下跌

　　今年上半年，国际天然气价格不断走低后，第三季度迎来反弹，TTF、JKM、HH的均价分别为11.4美元/百万英热单位、13美元/百万英热单位、2.2美元/百万英热单位，环比变化分别为13.8%、15.5%、-5.9%，同比变化分别为5.7%、3.5%、-18%。

　　天然气供应设施故障不断，在供应量不断压减的情况下，欧洲储气库仍保持稳定的注气状态，侧面反映出需求的不足。根据欧洲天然气基础设施协会的数据，截至9月30日，欧盟地下储气库库存为1081太瓦时，库容占有率为94%，同比减少1.6个百分点。自8月以来，TTF价格暴涨暴跌，主要原因仍是脆弱的能源供给、敏感的市场用户和活跃的商品市场。

　　亚洲方面，虽然气温较高，但东北亚地区天然气发电用气量没有出现增长，一是由于被新能源发电、核电、煤电等替代，二是由于工业经济的不景气，导致整体用电量增长放缓。其他新兴市场方面，印度和越南整体保持增长，但相对体量较小，泰国、马来西亚等国天然气消费增长放缓。亚洲JKM价格主要受TTF价格带动上涨，随着价格突破13美元/百万英热单位，亚洲天然气贸易活动明显减弱，资源采购商多转为观望状态。

　　美国方面，第三季度天然气消费量有所增长，7月消费量达777亿立方米，同比增长3%。其中住宅消费量下降3.6%，商业消费量增长3.5%，工业消费量增长1.8%，发电消费量增长4.2%。此外受到美国Freeport设施故障和欧洲需求不足的影响，今年7月每日LNG出口量比2023年7月低7.2%。第三季度，美国供应量继续增长，虽然消费量增长，但受限于出口量的下降，美国天然气价格整体维持低位运行状态。截至9月27日，美国储气库库存达1004亿立方米，同比增长4%，较5年均值高6%。

供需基本面和突发事件

或将导致冬季价格剧烈波动

　　第三季度结束后，可以看出地缘政治冲突仍在强烈扰动国际天然气市场。目前来看主要有全球整体需求不足、冬季气温预计偏高、LNG资源供应能力继续增长等利空因素，地缘政治冲突持续、上游设施运行不稳定、俄罗斯管道气停供等利多因素。目前来看，利多因素的影响更大，如果叠加极端天气和其他多重事件，国际天然气价格可能会剧烈波动。

　　欧洲方面，欧洲将在冬季转变为风险驱动市场，虽然预计充足的LNG供应和欧盟的储存能力将弥补俄罗斯的管道气，但对储存的更大依赖将影响价格的敏感性和波动性。根据普氏预测，今年冬季的TTF平均价格将从5月的38.5欧元/兆瓦时（12.5美元/百万英热单位）上涨至40.9欧元/兆瓦时（13美元/百万英热单位）。

　　亚洲方面，随着日本核电重启和可再生能源发电挤占其他能源，今年冬季LNG需求同比将继续下降。日本东北电力公司的汝川2号核电站推迟到9月重启，将提供825兆瓦的核电容量。从10月开始，日本新增核电发电量将减少对燃气发电的需求，导致9—11月LNG的月需求量同比下降约0.18万吨（4%）。预计今年12月日本将继续重启1座核电站，增加了820兆瓦的核电容量。2座核电站预计将在今年12月大幅减少日本的LNG需求，估计每月减少62万吨（同比减少10%）。韩国冬季天然气需求相对强劲，主要是由于东部沿海地区燃煤发电受到限制，在核电中断的情况下，比如定期维护或停电，天然气可能会被用来填补供热缺口。尽管菲律宾和越南工业经济发展推动了天然气需求的整体增长，但由于这2个对价格敏感的市场的现货价格仍然相对较高，预计这2个新兴市场在今年冬季需求不会快速增长。由于预计今年冬季气温偏暖，泰国、印度等国家的LNG需求也将会下降；受欧洲价格推动的影响，预计亚洲现货价格将在冬季上涨。

　　美国方面，根据美国能源信息署预测，美国使用天然气供暖的家庭冬季将消耗约1359亿立方米天然气，比2023年冬季增加5%。过去2年，美国天然气库存普遍高于前5年的平均水平，但最近库存正接近正常水平，反映出美国天然气消费强劲，尤其是天然气发电消费增长明显。由于天然气价格较低，美国天然气产量减少，同时叠加需求增加和LNG出口增加的影响，预计今年冬季HH价格将继续上涨至约2.8美元/百万英热单位，2025年平均价格将进一步上涨至3.1美元/百万英热单位。（孙洪磊 北京燃气集团，本文仅代表作者个人观点，与供职机构无关）

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