全球能源价格走势分析报告（2024年9月）

核心提示

国际原油市场：9月，市场对经济衰退的担忧加剧，原油需求下降预期、利比亚石油供给中断接近恢复、欧佩克下调需求预测、美国宣布降息、对冲基金对布伦特原油转为净看空等因素导致市场担忧情绪不断升温，推动原油市场价格震荡下行。截至9月27日，WTI、布伦特原油期货价格分别收于68.18美元/桶、71.98美元/桶，月环比分别下降9.73%、9.52%。

国际天然气市场：9月，全球天然气市场价格跌涨互现。飓风“弗朗辛”席卷墨西哥湾导致美国产量下降，加之美联储降息提振市场气氛，以及气温升高的预期，美国天然气期货价格上涨。与之相对，受气候温和，且供给下降难以抵消需求疲软的影响，加之在天然气库存充足、地缘政治风险溢价下降、国际油价大幅下降等因素影响下，欧洲和东北亚天然气价格震荡下行。截至9月27日，美国Henry Hub天然气主力合约收于2.75美元/百万英热单位，月环比上涨32.21%；TTF天然气期货主力合约收于38.54欧元/兆瓦时，月环比下降0.39%；普氏日韩LNG（JKM）期货价格收于13.205美元/百万英热单位，月环比下降6.05%。

国际煤炭市场：9月，随着气温持续缓和，国际煤炭市场需求放缓，加之主要消费国采购意愿偏弱，全球煤炭价格整体呈现下行企稳态势。截至9月27日，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭期货价格报收于139.75美元/吨，月环比下降4.28%；南非理查兹港煤炭期货价格报收于107.3美元/吨，月环比下降6.90%；欧洲三港煤炭期货价格报收于114.81美元/吨，月环比下降5.12%。

一、原油市场

01全球原油市场价格震荡下行

9月，美国多个经济数据呈现疲软态势，欧元区制造业PMI持续萎缩，市场对经济衰退的担忧加剧。与此同时，包括中国在内的亚洲原油需求下降预期、利比亚石油供给中断接近恢复、欧佩克下调需求预测、美国宣布降息等因素导致市场担忧情绪不断升温，推动原油市场价格震荡下行。

9月初，虽然地缘政治风险、利比亚原油出口中断为国际油价提供支撑，然而，市场对全球需求疲软的担忧以及对经济前景不佳的担忧很快抵消了供应不确定性的影响，而沙特阿拉伯下调原油官方销售价，更是加重了原油期货下行的压力，WTI快速跌破70美元/桶，即使欧佩克+决定将石油增产再推迟两个月、美国原油库存下降也未能维持油价，欧美原油期货价格进一步下跌。9月6日，WTI原油价格收于67.67美元/桶，布伦特原油期货价格收于71.06美元/桶，为一年多以来的最低水平。随后，飓风可能导致美国墨西哥湾沿岸原油生产中断的潜在风险，以及中国增加石油储备的预期支持了市场气氛，国际油价小幅止跌回升。

然而，欧佩克连续两个月下调石油需求增长预测，市场对石油需求疲软的担忧持续加剧，欧美原油期货价格暴跌至70美元/桶以下，创2021年12月以来最低。9月10日，WTI原油价格跌至65.75美元/桶，单日跌幅达4.31%；布伦特原油期货价格收于69.19美元/桶，单日跌幅3.69%。

9月10日，欧佩克发布原油月度报告称，预计今年全球石油需求将增长203万桶/日，2025年将增长174万桶/日，低于此前预计的211万桶/日和178万桶/日；预计2024年总需求将达到1.042亿桶/日，2025年将达到1.06亿桶/日。值得注意的是，欧佩克对今年全球石油需求的预测远高于其他机构的预期。欧佩克在报告中表示，对中国石油需求增长预期的下降是全球预测下调的主要原因。供应方面，欧佩克月报显示，8月欧佩克产量减少19.7万桶/日，主要因利比亚减产21.9万桶/日，此外伊拉克减产5万桶/日，欧佩克+中的非欧佩克国家8月减产10.8万桶/日。可以看出，欧佩克+8月产量的下滑主要是因为利比亚的意外断供以及补偿减产国的减产兑现。

9月12日，国际能源署发布月报称，全球石油需求增速降至疫情以来最低水平。今年上半年，全球石油消费量日增80万桶，仅为2023年同期增量的三分之一，国际能源署表示，即使欧佩克+在明年完全取消恢复日均220万桶产量的计划，也无法避免供应过剩的情况。具体来看，国际能源署预计，2024年全球石油需求增速将达到90.3万桶/日，低于上月预测的97万桶/日；2025年石油需求增速预期维持在95万桶/日不变。预计今明两年全球石油日均总需求量分别为1.03亿桶和1.039亿桶。目前，非欧佩克+国家的石油产量将在今年和明年日增150万桶，超过全球石油需求增幅50%以上。这部分增量主要由美国、巴西、加拿大和圭亚那驱动。

今年以来，国际能源署已数次下调石油需求预测，且大大低于欧佩克的预测水平，但对全球的需求趋势预测与欧佩克保持一致。事实上，高盛、大摩、花旗、汇丰都对原油价格持悲观态度，华尔街普遍认为，2025年原油供应将出现严重过剩，届时油价或将跌至每桶60美元水平。欧佩克+暂停增产或短暂对油价起到支撑作用，但空头现在占据主导，油价反弹乏力。此外，对冲基金和其他投机基金开始大幅削减看涨石油的押注，净多头仓位（看涨和看跌之间的差额）跌至2011年交易所开始汇编此类数据以来的最低水平。

9月中下旬，飓风“弗朗辛”导致美国墨西哥湾的石油和天然气生产中断，美联储降息幅度大于预期，俄乌、中东地缘局势再度紧张，中国采取刺激经济政策等因素共同推动国际油价上涨。然而，由于对原油需求前景的持续担忧，油价涨势受限。

9月24日，欧佩克发布了《2024年全球石油展望》，报告上调了对全球中长期石油需求的预测。究其原因，报告称是受印度、非洲和中东地区的经济增长将带动石油需求，以及向电动汽车和更清洁燃料的转变放缓等因素影响。欧佩克认为，石油需求增长的时间将比BP和国际能源署等其他预测机构更长，BP预计石油需求量将在2025年达到峰值，并在2050年降至7500万桶/日；国际能源署则认为全球石油需求将在2030年前见顶。欧佩克预计，到2045年，全球石油需求将达到1.189亿桶/日，比去年的预期高出约290万桶/日。欧佩克还将石油需求前景延长至2050年，预计届时需求将达到1.201亿桶/日。虽然欧佩克看好油市前景，但国际原油价格仍处于低位。9月25日，WTI期货价格再次跌破70美元/桶，报收于69.69美元/桶，日跌幅达2.61%。事实上，欧佩克支撑油价的最大阻碍主要是当前全球原油需求低迷，以及非欧佩克+国家的石油供应大幅增长。随着美国、圭亚那和巴西的供应激增，预计明年非欧佩克+国家的石油日产量将增加150万桶。这意味着国际原油价格将长期承压。

沙特阿拉伯放弃100美元/桶的油价目标，准备按计划在12月1日恢复生产增产以重新夺回市场份额，受此消息影响，WTI结算价格再次跌破70美元/桶。截至9月27日，WTI、布伦特原油期货价格分别收于68.18美元/桶、71.98美元/桶，月环比分别下降9.73%、9.52%，相较于2023年同期的93.68美元/桶、96.55美元/桶，分别下降27.22%、25.45%。

图1 WTI和布伦特原油价格走势

02国内原油生产稳定增长，进口降幅扩大

8月，规模以上工业原油产量1783万吨，同比增长2.1%；日均产量57.5万吨。进口原油4910万吨，同比下降7.0%。1—8月，规模以上工业原油产量14279万吨，同比增长2.1%。进口原油36691万吨，同比下降3.1%。

从进口来源国的情况来看，8月份，俄罗斯继续稳居中国最大进口原油来源国的位置，但进口量同比保持负增长；而沙特阿拉伯退出了前三的位置，位居第四；马来西亚则跃升至第二的位置，为有史以来最大单月进口量。

（数据来源：国家统计局）

图2 全国石油市场价格变化情况

二、天然气市场

01全球天然气市场价格跌涨互现

9月，美国天然气价格震荡上行。供应端，美国天然气产量小幅下降，日产量维持在1010亿～1015亿立方英尺的水平。需求端，由于美国多州气温下降，制冷需求处于低位，居民、商业发电用气量降幅明显，带动总消费量下降。出口方面，Freeport LNG以及其他出口终端稳定运行，流向出口端的气量大幅上涨，美国LNG加工量上涨至130亿立方英尺/日以上。库存方面，美国天然气库存增幅远远不及市场预期，但仍高于过去5年同期均值。受上述因素影响，Henry Hub天然气期货价格上涨。9月中下旬，飓风“弗朗辛”席卷墨西哥湾，导致美国多家天然气公司生产中断。由于飓风来袭对美国天然气的出口影响较小，加之受美联储降息提振市场气氛，美国部分地区预计10月气温将升高的预期，以及储气库注气量低于市场预期等因素影响，美国天然气期货价格上涨。9月23日，美国Henry Hub天然气期货价格收于2.86美元/百万英热单位，至近3个月以来最高点。随着飓风“弗朗辛”的影响逐步消退，居民、商业用气量同时降低，Henry Hub天然气期货价格小幅下降。

截至9月27日，美国Henry Hub天然气主力合约收于2.75美元/百万英热单位，月环比上涨32.21%，相较于2023年同期的2.9美元/百万英热单位，下降5.17%。

图3 美国Henry Hub天然气价格走势

9月，欧洲天然气价格震荡下行。9月上中旬，西北欧地区气候温和，可再生能源发电保持稳定，居民和商业用气需求持续走低，虽然受挪威管道气季节性检修影响，欧洲地区管道气进口量大幅下跌，同时欧洲LNG进口量持续下降，低于前两年同期水平。但供给的下降难以抵消需求疲软的影响，加之受欧洲天然气库存充足、地缘政治风险溢价下降、国际油价创2021年12月以来最低、碳价持续下跌等因素影响，欧洲天然气期货价格震荡下行。9月19日，TTF天然气期货价格收于33.083欧元/兆瓦时，为近两个月以来的最低点。9月下旬，西北欧地区气温下降预期增强，可再生能源发电预期减弱，居民和商业部门消费量大幅攀升，叠加黎以局势紧张、欧洲碳价自低位反弹，在多重利好因素交织下，TTF天然气期货价格反弹。

截至9月27日，TTF天然气期货主力合约收于38.54欧元/兆瓦时，月环比下降0.39%，相较2023年同期的39.295欧元/兆瓦时，下降1.92%。

图4 欧洲TTF天然气价格走势

9月，东北亚天然气价格震荡下行。东北亚地区主要消费国的天气转凉，制冷需求下跌。虽然挪威管道气大规模检修、马来西亚Bintulu项目和澳大利亚Ichthys项目部分产能下线，对市场供应产生一定影响，但由于主要消费国库存水平较高，且现货市场供应依旧稳定，普氏日韩LNG（JKM）期货价格跟随西北欧市场走势震荡下行，整体维持在13美元/百万英热单位左右。

截至9月27日，普氏日韩LNG（JKM）期货价格收于13.205美元/百万英热单位，月环比下降6.05%，相较2023年同期的14.595美元/百万英热单位，下降9.52%。

图5 普氏日韩LNG（JKM）价格走势

02国内天然气生产增长加快，进口持续增加

8月，规模以上工业天然气产量200亿立方米，同比增长9.4%，增速比7月份加快1.5个百分点；日均产量6.5亿立方米。进口天然气1176万吨，同比增长9.1%。1—8月份，规模以上工业天然气产量1637亿立方米，同比增长6.6%。进口天然气8713万吨，同比增长12.3%。

今年以来，中国天然气消费量实现较好增长。据国家发展改革委统计，2024年8月，全国天然气表观消费量355.2亿立方米，同比增长8.2%。1—8月，全国天然气表观消费量2844.8亿立方米，同比增长9.6%。

俄罗斯对华输气量急速加大。俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）与中国石油天然气集团公司达成协议，提前将通过“西伯利亚力量”管道对华输送天然气的供应量提升至合同规定的最大水平，即380亿立方米/年。俄气表示，一旦“西伯利亚力量”和“远东管道”实现满负荷运转，俄罗斯将成为中国最大的天然气供应国。

综合塔斯社报道和中国海关总署数据，今年前8个月，俄气对中国的天然气供应量与去年同期相比增加了37%，中国从俄罗斯进口天然气的金额为384.32亿元，比去年同期的309.75亿元增长24%。

（数据来源：国家统计局）

图6 全国天然气市场价格变化情况

三、煤炭市场

01全球煤炭市场价格整体呈现下行走势

进入9月，随着气温转凉，亚太地区煤炭需求持续回落，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭期货价格继续呈现下行走势，但由于供应商看好中国后期煤炭需求，煤炭价格跌幅有限，纽卡斯尔港煤炭期货价格基本维持在137～140美元/吨之间。尽管俄罗斯煤炭供应持续收窄，但由于当前国际市场整体需求放缓，且欧洲煤炭需求表现疲软，欧洲煤炭期货价格下行至120美元/吨以下，9月16日，欧洲三港煤炭期货价格收于112.8美元/吨，是7月下旬以来的最低值。作为南非煤炭的主要出口市场，印度和越南的煤炭库存充足，采购需求持续降低。7月，南非对印度和越南的煤炭出口量分别环比下降54%、60%。相较之下，南非对欧洲煤炭出口比较稳定，但与2023年7月相比也下降了46%。叠加近期南非铁路运力有所提高，共同推动南非理查兹港煤炭期货价格继续下跌至110美元/吨以下。9月17日，南非理查兹港煤炭期货价格收于106.05美元/吨，是近一个半月以来的最低值。

9月下旬，受中东地缘政治紧张局势升级导致石油和天然气价格波动加剧、欧佩克+增产计划延至年底、4年来美联储首次降息、中国推出刺激经济复苏计划等因素影响，国际煤炭价格稳中有增。日韩等国终端用户保持刚性采购，中国终端用户询货积极性有所提高，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭期货价格稳定在139美元/吨左右。随着气温降低，欧洲地区终端用户耗煤需求略有增加，欧洲煤炭期货价格呈现小幅回升后企稳态势，整体维持在114美元/吨左右。由于印度等国采购意愿略增，叠加欧洲煤炭价格上调，南非理查兹港煤炭期货价格小幅回升，整体在107～109美元/吨左右徘徊。

截至9月27日，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭期货价格报收于139.75美元/吨，月环比下降4.28%，相较2023年同期的160.35美元/吨，下降12.85%；南非理查兹港煤炭期货价格报收于107.3美元/吨，月环比下降6.90%，相较2023年同期的120.6美元/吨，下降11.03%；欧洲三港煤炭期货价格报收于114.81美元/吨，月环比下降5.12%，相较2023年同期的122.65美元/吨，下降6.39%。

图7 国际煤炭期货价格走势

据俄罗斯联邦统计局数据，2024年7月，俄罗斯煤及褐煤产量为3200万吨，同比减少6.4%，环比下降3.8%。2024年1—7月，俄罗斯煤及褐煤产量累计为2.43亿吨，比上年同期下降1.2%。据市场分析机构CCA Analytics发布的信息，今年前7个月，俄罗斯煤炭产量整体下降，但区域上呈现东增西降态势。东部雅库特（Yakutia）地区前7个月煤炭产量上升至2680万吨，比上年同期增加630万吨，大幅增长30.7%。而在俄罗斯优质煤炭的产地库兹巴斯（Kuzbass）盆地，前7个月煤炭产量为1.183亿吨，比上年同期减少730万吨，同比下降5.8%。俄罗斯其他地区煤炭产量为1.058亿吨，比上年同期减少70万吨，同比下降0.7%。8月底，美国财政部继续扩大对俄罗斯煤炭生产商的制裁，新的限制措施又涵盖了俄罗斯煤炭出口量的10%，考虑到之前已实施的封锁制裁，现在约有近50%的俄罗斯煤炭出口受到了美国等西方国家的限制。日趋严厉的制裁、俄罗斯井工和露天煤矿停产的新趋势，以及铁路运输物流制约问题等影响，将进一步减少俄罗斯2024年和2025年的煤炭出口。俄罗斯能源部称，到2024年底，俄罗斯煤炭出口量可能减少约6%，降至2亿吨。预计今年全年煤炭产量将大致保持在4.37亿吨左右，基本与去年持平。

美国能源信息署数据显示，2024年7月，美国煤炭产量为4165.8万短吨，同比下降10.5%，环比增长3.2%。2024年7月，美国煤炭产量累计为2.82亿短吨（合2.56亿吨），比上年同期下降16.5%。由于煤电利用率下降和煤电产能退役，美国煤炭产量持续呈现下降态势。与此同时，美国煤炭出口量呈现上涨态势。美国统计局数据显示，2024年7月，美国动力煤出口400万吨，较2023年7月同比增长44.4%，较今年6月份环比增长7.4%。1—7月，美国动力煤出口量约为2620万吨，比去年同期增长8.1%。就出口目的地而言，7月美国动力煤出口前三位分别是印度、日本、摩洛哥，出口量分别为926510吨、471126吨、367537吨。2024年以来，美国对亚洲和非洲的动力煤出口大幅上涨。2024年上半年，美国对亚洲的动力煤出口230万短吨，比2023年同期增长19%；美国对非洲的动力煤出口增长60%，由2023年上半年的330万短吨增加到530万短吨。与此同时，由于欧洲冬季气候温和导致煤炭需求疲软、电力公司天然气需求增加以及可再生能源发电量增加，2024年上半年，美国对欧洲的动力煤出口量仅为240万短吨，比2023年同期下降63%。

印度煤炭部数据显示，2024年8月，印度煤炭产量下滑，煤炭总产量（包括褐煤）为6583万吨，同比减少6.6%，环比下降14.9%;不含褐煤的硬煤总产量为6267万吨，同比下降7.51%，环比下降15.3%。2024年1—8月，印度煤炭总产量（包括褐煤）累计为7.287亿吨，比上年同期增长8.6%。据印度商工部最新统计数据，2024年1—7月，印度煤炭及焦炭进口量累计为1.577亿吨，比上年同期增长9.6%。其中，7月煤炭及焦炭进口量为2229.69万吨，同比增加16.6%，环比增长3.2%。与此同时，由于印度气温下降，制冷需求降温，电力需求出现季节性疲软。7月印度动力煤进口量降至1357万吨，为6个月来低点。

南非海关统计数据显示，2024年7月，南非煤炭出口大幅下降，出口量为395.68万吨，同比减少35.3%，环比下降26.3%。2024年1—7月，南非煤炭出口量累计为3919.2万吨，比上年同期下降8.8%。此外，7月南非动力煤出口大幅下降，出口量仅为364万吨，较6月份的496万吨下降27%，比去年同期的451万吨下降20%。

印度尼西亚国家统计局发布的数据显示，2024年1—7月，印尼煤炭出口量累计为31174.39万吨，比上年同期增加1770.6万吨，同比增长6.0%。其中，7月份煤炭出口量为4509.36万吨，同比增长4.6%，环比增长1.0%。按目前产量增长趋势来看，印度尼西亚煤炭开采协会（APBI）预计，2024年印尼煤炭产量仅可能达到8.5亿吨，将低于2024年核准的煤炭产量计划9.22亿吨的目标。

02国内煤炭生产平稳增长，进口增速放缓

8月，规模以上工业原煤产量4.0亿吨，同比增长2.8%，增速与7月份持平；日均产量1279.2万吨。进口煤炭4584万吨，同比增长3.4%。1—8月，规模以上工业原煤产量30.5亿吨，同比下降0.3%。进口煤炭3.4亿吨，同比增长11.8%。

（数据来源：国家统计局）

图8 全国煤炭市场价格变化情况