2023年国际LNG价格在经过平静的上半年后，第三季度开始呈现出波动态势。第三季度初，国际LNG价格持续下探，此后在全球电力需求爆发、澳大利亚天然气工人罢工威胁下，价格出现剧烈波动。进入第四季度后，冬季需求未出现明显增长，加上全球各地区储气库库存处于高位，价格呈现疲软走势。但冬季天然气价格仍然高于俄乌冲突之前的水平，且市场情绪仍处于敏感状态，易出现暴涨暴跌的局面。2022年，欧盟天然气消费量同比降低12%，2023年继续维持低迷走势。1—7月，欧盟天然气发电量较过去5年平均值降低65太瓦时。9月，欧盟前五大市场外加英国的整体天然气需求较过去5年同期平均水平低20%，西北欧地区降幅甚至达到30%。与需求持续下降相对应的是，欧盟LNG进口能力扩大了20%，将明显提高欧盟冬季天然气供应能力，降低进口管道气下降的风险。截至今年9月，欧盟天然气库存水平达到1007亿立方米，较5年同期均值以及2022年同期库存水平，分别高出92亿立方米和95亿立方米，提前两个月实现工作气量占比目标（90%），并于10月达到库容上限，反映出欧盟天然气供大于求、调峰能力强等特点。预计今年冬季，欧盟天然气需求将较过去两年出现回升。尽管冬季的储气量非常充足，但预计欧盟买家仍需保持较亚洲冬季买家更具竞争力的出价，才能确保持续充足的LNG供应。根据普氏能源资讯预计，TTF价格将在2023年12月至2024年2月间再次突破19美元/百万英热单位。2023年第三季度，美国天然气产量持续提高，消费量基本保持稳定，预计2023—2024年冬季美国供需形势继续延续这一趋势。根据美国能源信息署（EIA）预测，2023—2024年冬季，美国天然气产量为1051亿立方英尺，同比增长2.7%；需求量为1040亿立方英尺，同比增长1.1%。由于天然气产量高和冬季气温预期较高，预计冬季Henry Hub现货价格平均接近3.2美元/百万英热单位，较2022—2023年冬季下降42%。虽然美国天然气价格出现明显下降，但各地区燃气供应商仍需要平衡年度供气成本，因此，预计2023—2024年美国冬季住宅用天然气费用支出约为600美元/户，较上一个冬季仅下降20%。截至12月1日，美国天然气库存总量为3.72万亿立方英尺，同比增长7.6%。美国第三季度LNG装运出口量与第二季度持平，达2220万吨。预计今年第四季度的出口量也将达到这一水平。2023年加通湖水位持续偏低，巴拿马运河不得不持续限制航运量，这将可能影响到冬季全球LNG市场平衡。俄乌冲突后，俄罗斯对欧盟的天然气出口量锐减。欧盟面对供气不足风险时，采取了一系列措施——实现天然气供应多元化、加强天然气储备与管网基础设施建设、加大可替代能源投入，使欧盟可以更好地应对天然气市场冲击。日韩在遭受了两年国际LNG价格剧烈波动后，认识到自身能源市场结构的局限性，便大规模重启核电，以降低对LNG的依赖。2023年前8个月，由于天气暖和且工业活动疲软，日本LNG需求平均同比下降13%。虽然工业部门的电力消费依旧疲软，但9月的气温偏高带动日本天然气发电需求同比增长4%，增加了日本LNG进口量。10月中旬，LNG库存水平回升至5年平均水平以上。韩国LNG进口量继2023年上半年小幅下降后，于第三季度同比锐减17%。与日本的情形类似，韩国3座核电机组于7月底完成检修，带动核电发电量增加，导致该国天然气发电需求下降。尽管韩国政府的长期政策承诺减少碳排放，但燃气发电受到的负面影响却大于煤电。韩国电力公司为控制成本而向政府提交了发电计划，即：出于短期成本考虑，将更多使用煤炭作为发电燃料并减少LNG消费。由于工业活动复苏缓慢，同时核能与可再生能源发电量的增加抑制了火力发电需求，预计2023—2024年冬季，日本LNG进口将呈疲软之势。关西电力高滨1号与2号核电机组是日本最“高龄”的核反应堆，分别于2023年8月和9月首次重启投运。在日本33座可运行的核反应堆中，12座现已重启，带动该国2023年第四季度的核能发电量同比增长270万千瓦时至950万千瓦时。预计今年12月，韩国核能发电将保持强劲势头，与日本一样，这一趋势预计将持续到2024年。在核电快速替代天然气发电的同时，日本、韩国能源和电力需求未出现明显增长，即使在冬季采暖用能高峰期，两国依靠重启核电站带来的电力保障能力增强已经可以明显降低对天然气发电的依赖，预计2023—2024年冬季天然气需求量将出现下降态势，LNG进口量也将相应减少。2023年第三季度，中国大陆再次成为全球最大的LNG市场，进口量同比增长20%，达1770万吨。2023年夏季，因用气需求猛增导致天然气库存“见底”，急需补库的需求带动现货进口量激增，远超预期水平。8月情况尤其如此，LNG进口量呈现日均同比增长约7000万立方米的趋势。中国目前在LNG长协下的年度合同供应量总计达620万吨/年，这进一步推高了中国的LNG进口量。自9月以后，中国工业用气增长乏力，LNG重卡用户接替工业用气成为增长亮点，全月需求仍出现同比5%左右的增幅。进入第四季度，中国天然气市场表现出周期性的增长韧性，整体需求增幅维持在5%以上，华北、华南等部分主要用气省市消费量增幅甚至达到10%以上。随着12月中旬出现的降温，在供需多方博弈下，预计LNG价格将呈现出剧烈波动态势。中国天然气市场化改革持续深入，政府加大对储气库、LNG接收站、天然气管道等相关基础设施的投入力度，储气能力和调配能力均远超新冠疫情之前的水平，基本建立了有效应对冬季用气高峰的调峰能力。相比于中国内部需求和价格的不确定性变化，国际LNG市场的波动更有可能影响中国市场。结合今年以来国际LNG市场出现的价格暴涨暴跌情况，可以看出，目前国际天然气供需平衡依旧脆弱，市场情绪有可能被同时出现的几个风险点影响。结合现有国际LNG的供应情况，在美国资源占比快速增长的情况下，供应量过于集中和运输瓶颈问题将在冬季凸显。同时，俄罗斯管道气、LNG资源、中亚对中国的管道气资源等存在无法稳定供应的风险，这些因素有可能在极寒情况下被诱发，导致区域市场或全球市场出现短时间的供应短缺，对上述情况仍需要保持警惕。
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