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国泰君安：2022年LNG供给仍然偏紧张价格易涨难跌

时间：2021-09-10 12:46:28 | 来源：界面新闻

原标题：国泰君安：2022年LNG供给仍然偏紧张价格易涨难跌

1. 2021年天然气价格大幅上涨，长期看天然气价格中枢有支撑

2021年以来全球天然气价格大幅上升，美国Henry Hub天然气价格超过4美元/MMBTU，为2018年12月以来最高水平。7月，欧洲TTF交易中心天然气现货月均价上涨至12美元/百万英热，为近13年来新高。亚洲天然气及LNG价格同样出现大幅上涨，根据隆众资讯数据，截至8月初LNG中国到岸价（China DES）价格突破了16美元/MMBTU，折合人民币5300元/吨以上，考虑增值税、港杂等费用，到岸价格突破了6000元/吨。8月4日，全国LNG市场均价为5362元/吨，与2020年同期相比上涨109%。

我们认为2021年以来全球范围内的天然气价格上涨主要可以概括为以下原因：

①欧洲及美国天然气库存与往年相比处于低位水平。②疫情后全球经济复苏带来的天然气需求增长。③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。④极端天气的增加带来的阶段性需求增长。⑤地缘政治因素。

对国内市场而言，一般而言4-10月为LNG市场传统淡季；而11月北方供暖季开启后将进入LNG消费的旺季。同样的，国际市场上通常夏天是天然气及LNG消费的淡季，进入冬季后需求将进一步增长。尽管我们认为到年底全球范围内的天然气价格是否继续上涨取决于冬天的天气情况有较大关系，以北美为例，当henry hub价格超过4美元/MMBTU时用户也会开始寻求其他替代能源抑制天然气的消费需求，但是从更长远的角度看，我们认为①碳中和背景下天然气作为清洁能源需求将保持较好增长②碳中和背景下上游油气投资被抑制天然气产量增速将下降③极端天气气候的增加将带动天然气阶段性消费需求；廉价天然气时代或已结束，我们认为总体来看，尽管未来天然气价格不排除冲高后回落，但天然气价格中枢长期上移不可避免。

图 1：美国Henry Hub天然气价格2021年以来大幅上涨

图2：英国天然气价格创2005年以来新高

2. 欧洲天然气库存处于近年低位及碳排放价格上升支撑天然气价格上行

欧洲2021年以来天然气价格涨幅明显，欧洲西北部的指标荷兰天然气价格已经飙升至历史高点。当前欧洲天然气库存处于较低水平，可能会以低库存状态进入冬季，这加剧了用户的担忧并积极囤货。低库存水平及碳排放价格的上升是天然气价格上涨的主要原因。

图3：欧洲可能以较低库存水平进入冬季

2.1. 供应端：挪威大陆架气田维护检修，区域LNG市场竞争，俄罗斯抑制增加供应及上游企业投资意愿下降造成欧洲库存低位

从供给端来看，我们认为造成欧洲天然气库存处于较低水平的原因主要有4点：

①挪威大陆架气田的维护检修。同时根据路透社报道，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。根据IEA发布的《天然气分析及展望2021—2024》，2020—2024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。

②区域间LNG市场的竞争加剧导致欧洲的LNG进口量走低。南美干旱以及亚洲的高温天气使南美与亚洲的LNG进口需求保持旺盛，同时由于LNG出口设备需要在夏季按计划维护，欧洲的LNG库存难以获得补充。欧洲6月份LNG的存储量为44%，比平均水平低25%。如果维持当前的注入速度，假设俄罗斯持续保持供应，根据信德海事的预计，到10月份欧洲LNG储存量将达到65-70%，依旧远低于欧洲冬季需求所需水平。因此10月份可能会出现新的LNG囤货期，从而支撑LNG价格。

③俄罗斯抑制向欧洲供应天然气。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，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增加供气量。这可能是由于俄罗斯不愿意通过乌克兰向欧洲输送额外天然气，而希望向欧盟政府施压，从而尽快推动北溪2号管道投产，绕过乌克兰。

俄罗斯与乌克兰自2014年克里米亚事件后关系恶化，乌克兰以俄罗斯天然气管道通过自身国境为理由收取费用，从而增加了俄罗斯天然气的运输成本。2011年开始建设北溪一号管道，当前北溪一号管道运输至欧洲的天然气已经占到俄罗斯出口欧洲半数以上份额。现在俄罗斯建设北溪二号管道，管道将由俄罗斯经波罗的海海底到德国的天然气管道，可以绕过乌克兰供气。但由于北溪二号管道将影响到美国对欧洲LNG出口市场的份额，因此美国反对北溪二号管道的建设并对相关方进行了制裁。

据新华社报道，美国国务院7月21日表示，美国与德国就“北溪-2”天然气管道项目达成协议，双方将通过合作确保乌克兰和欧洲能源安全。若俄罗斯试图将能源作为武器或对乌克兰“进一步侵略”，德国将采取行动并在欧洲层面敦促实施包括制裁在内的有效措施，并限制俄罗斯向欧洲出口能源。

图4：北溪2号天然气管道可以使俄罗斯绕过乌克兰出口天然气

④碳中和背景下油气公司抑制对上游业务的投资。壳牌、英国石油公司、埃尼、雷普索尔和道达尔等欧洲油气公司，都制定了降低上游业务的碳强度目标，因为他们承诺到 2050 年或更早成为净零排放企业。

2.2. 需求端：疫情后的经济复苏，高温天气及欧洲碳排放价格上升推动天然气需求增长

需求端由于接种率的提高，欧洲开始放开限制出行的疫情控制措施，经济活动恢复等因素；天然气消费需求增长。根据挪威能源公司Equinor预测，2021年欧洲天然气需求将增长2%。同时年初的冷冬以及入夏后的高温天气也推升了天然气需求的增长。

另一方面，由于欧洲的碳排放交易价格从2020年一季度低点的17美元/吨上升至2021年5月的60美元/吨以上，燃煤发电受到限制，从而也推升了欧洲天然气价格。

2.2.1. 欧洲碳排放交易价格的上升同样推升了电价

值得一提的是，碳价和气价的双升，正导致欧洲电价的上升。以葡萄牙为例，2013-2019年该国电价随碳价增加上涨，天然气发电成本上涨10欧元/兆瓦，燃煤发电成本上涨22.5欧元/兆瓦。截止8月初，欧洲多国电价创历史新高，根据能源咨询机构阿格斯数据，7月德国批发电价跃升至83.7欧元/兆瓦时，8月初超90欧元/兆瓦时。2021年来涨幅超60%。同时，1-7月，西班牙家庭平均电费支出从2020年同期381欧元上升至470欧元。

当前欧洲地区可再生能源的发电占比近40%,但进入平价阶段的可再生能源发电并未在抑制电价方面起到作用。以可再生能源发电比例占50%的德国为例，由于欧洲疫情后的经济复苏与2021年的冷冬和高温天气促使电力需求飙升，但是大规模波动性可再生能源的并网的同时，电网不能够进行灵活爬坡调节，这导致了电价和化石能源价格的上升。

3. 极端天气气候导致需求增长，低位天然气库存支撑美国天然气价格上涨

与欧洲类似，美国天然气库存同样通常在夏天累积库存而在冬天去库存。由于2021年极端天气，碳中和等因素的影响，美国天然气库存当前同样低于5年均值水平。同时，根据EIA的预计，在不考虑未来同样出现寒潮等极端天气的假设下，预计2021年Q4及2022年Q1将会去库存，从而导致2022年Q1末美国天然气库存将接近5年库存波动范围的下限。如果寒潮等极端天气气候出现，则美国天然气库存的降库幅度将更加明显。

图5：美国天然气库存当前低于5年均值水平

图6：不考虑极端气候再度发生的情况，美国天然气库存可能在2022年冬季触及5年库存波动范围下限

图7：美国天然气通常在冬天去库存夏天累库存

3.1. 供应端：美国天然气产量处于恢复趋势，同时LNG出口的增加减少了美国国内的天然气供应

美国天然气产量由于2020年疫情， henry hub价格长期低位以及碳中和的影响；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。

图8：美国天然气产量2020年同比下降（单位：10亿立方英尺/天）

从美国的油气钻采活动来看，美国整体的油气产量处于恢复趋势。当前天然气活跃钻机数可以看出，已经从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。同时，以美国油气主要产区的Permain地区和Eagle 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。

图9：美国天然气钻机数仍处于恢复通道

图10：Permain地区天然气井数距2019年平均水平尚有较大差距

图11：Eagle Ford地区天然气井数距2019年平均水平尚有较大差距

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%；全球的经济复苏活动以及异常天气造成的电力需求大增使全球对LNG需求激增。2021年1-5月，亚洲是美国LNG出口的最大目的地，占比46%；欧洲占比约37%。另一方面，巴西也由于经历90多年来最严重的干旱天气而对LNG需求激增。从LNG出口的产能情况来看，美国近年来持续对相关设施的投资也使出口产能增加。

美国LNG出口的增加，同样导致了美国国内天然气供应的减少，缓解了一直以来美国天然气供过于求的局面。

图12：美国LNG出口设施产能提升

图13：亚太地区及欧洲是美国LNG的主要出口地

图14：美国LNG出口价格中枢抬升

3.1. 需求端：经济恢复，极端天气及碳中和促使天然气消费需求增加

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%用于交通运输。

图15：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

2021年美国冬天经历了超级寒潮，大约1.54亿美国人受到了寒潮的影响，甚至包括了南部靠近墨西哥的德克萨斯。由于寒潮产生的冻雨让风力涡轮机冻结，风力发电效率下降；天然气取暖及发电需求骤增的同时，在2月15日大约510万户美国人遭遇停电问题，至少14个州出现大规模停电。事实上寒潮的出现并非个别事件，2019年1月五大湖地区同样遭遇寒潮，平均气温降至-34℃至-40℃。

2021年的夏天，美国则经历了持续多日的超高温天气。据美国国家海洋和大气管理局统计，2021年6月是美国有记录以来（127年）“最热6月”，8个州6月气温刷新最高纪录。截至6月底，美国共发生火灾30414次，是2011年以来最多的一年。

极端的寒冷与高温天气，带来的是取暖及制冷方面的天然气发电需求激增。另一方面由于风力发电与太阳能发电稳定性相对较低，在日照或者风力不足时购置电能储蓄设备驱动电网投资较高；因此极端天气出现时可再生能源发电比例较高的地区反而对天然气发电的需求激增。根据EIA的统计数据，2021年天然气的取暖及制冷需求高于2020年同期数据。

表 1: 2021年天然气取暖与制冷需求激增

从发电结构上来看，美国天然气发电的比例在近5年逐年增长。但EIA认为未来天然气发电的比例可能会下降。这主要是由于天然气价格上涨带来的需求的反身性；天然气发电下降的比例会由燃煤发电所替代。考虑到拜登政府对传统能源和碳排放的政策，我们认为这一假设并不合理。

图16：美国天然气发电比例近年来持续上升

根据EIA在2020年下半年的预测，2021年天然气消费将出现下降，这主要是考虑到天然气价格的上升带来发电领域的消费下降。然而事实上我们看到2021年的情况与EIA此前的预测相反，这说明EIA并没有把极端天气气候以及碳中和政策对于天然气消费的影响考虑在内。同样的，EIA在7月报中预测2022年的天然气消费将低于2020年；我们认为这一推论很有可能低于最终的实际消费量。

图17：EIA低估了2021年极端天气带来的天然气发电需求增长

图18：我们预计EIA未将极端天气气候及碳中和带来的天然气消费需求增长考虑在内

4. 预计LNG2022年供给紧缺局面只能得到有限缓解

从供需结构来看，LNG供给端主要来自于澳大利亚，卡塔尔以及美国。2020年供给方面增量较多的来自于美国，其次是澳大利亚。

图19：LNG供给端主要来自澳大利亚，卡塔尔及美国

图20：美国及澳大利亚是2020年LNG液化终端主要的增量

从需求层面来看，日本，中国和韩国是LNG市场最大的需求方。2020年LNG需求增长最多的是中国及印度。

图21：日本，中国及韩国是全球LNG需求占比前三的国家

图22：2020年LNG需求中国及印度增长较快

2020年因为疫情影响，较多预期FID的项目最终延后。这也对远期LNG项目的投产造成了影响。

图23：2020年因为疫情因素较多LNG液化终端FID推迟

2020年因为疫情和设备检修等的影响，整体来看全球液化装置的利用率并不高，平均大约保持在75%的水平。根据Rystad Energy的统计，2021年，2022年，2023年液化终端皆有产能增量，但增速较快的年份主要在2024年，2025年及2026年。

图24：全球液化天然气液化终端产能2024-2026年增速较快

图25：2020年全球液化天然气终端利用率偏低

根据IGU的数据，我们可以看到2021年底液化终端相比2020年底投产产能并不多。尽管2022年底液化能力新增较多，但是考虑到装置负荷提升需要的时间等因素，我们预计对2022年的供给能够提供的增量有限。而在不考虑极端天气气候的影响下，预计2022年LNG需求增速为3%。因此我们认为2022年整体LNG供需平衡来看，依然偏紧张。而据ICIS估计，到2022年受中国市场需求增长抵消部分成熟市场LNG需求下降的影响。同样的，ICIS预计到2022年LNG供应紧张的局面只会得到有限的缓解。

表 2: 预计2022年LNG供应紧张局面有限缓解

表3:LNG液化终端2020-2023年预计投产产能

5. 碳中和的能源转型方向以及长期气候的不确定性支撑天然气价格

我们认为碳中和的能源转型政策以及长期气候的不确定性已经使天然气的价格中枢确定性的抬升，全球廉价天然气时代或已经结束。

5.1. 碳中和将推动天然气价格长期中枢的上移5.1.1. 天然气发电碳排放优于燃煤发电，但行业存在观点分歧

天然气发电过程中产生的二氧化碳排放量较煤炭可以削减约40%，同时还可以采用碳捕捉及封存（CCS）技术进一步消除剩余排放。天然气发电相对燃煤发电在碳排放方面的优势非常明显。

图26：天然气发电较燃煤发电碳排放量降低40%

欧洲目前对于天然气发电与可再生能源发电方面的观点仍然存在分歧。一方的观点认为，未来应该全面转向可再生能源发电而不考虑天然气发电作为过渡选择。这主要是由于目前大规模采用CCS技术成本仍然居高不下，同时，CCS并不能完全解决天然气开采利用中的其它问题，例如甲烷泄漏。欧委会执行副主席FransTimmerman表示，在欧洲实现2050年净零排放的道路上，天然气只会发挥“微不足道的作用”。出于碳排放的考虑，欧洲的公用事业公司对于天然气发电的投资意愿正在下降。根据IEA的预测，预计2030年，欧盟的天然气需求将比2019年减少8%。

同时资金方面的短缺也是天然气发电面临的问题。为遏制化石燃料的大幅增长，欧洲投资银行在2019年就明确表示将收紧其贷款政策，从2021年底开始，该行不再为新的天然气基础设施提供融资。此外，欧盟委员会对天然气是否被纳入绿色分类的决定仍不断推迟，有分析指出，尽管欧盟的新规不会导致天然气彻底失去资金支持，但天然气电厂的融资很可能将更加困难。行业组织全球能源监测的一份报告称，目前在欧盟建设所有已规划或正在进行的天然气基础设施，将可能产生870亿欧元的资产搁浅风险。同时，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。

而另一方观点则认为，天然气对欧盟来说仍然是重要的过渡能源品种。

据Neftegaz.RU. 报道，欧盟氢能财团（Hydrogen4EU）委托的一项研究显示，欧洲能源系统在可能的净零排放未来将需要当前相同数量的天然气。科学家们考虑了欧盟能源系统发展的两种情况，第一种是技术多样化和广泛使用脱碳技术。在这种情况下，到2050年天然气在一次能源需求中的份额将达到32%。如今，这一比例约为25%。第二种情况是指有目的地发展可再生能源。然而，即使在这种情况下，欧盟的天然气需求仍不会改变。到2050年，这一比例将达到26%左右。在这种情况下，天然气作为可再生能源的补充，提供了重要的灵活性。值得一提的是，将CCUS技术用于天然气的重要性。

5.1.2. 油气公司加入碳中和LNG交易,绿色溢价长期将抬高价格中枢

欧盟委员会于2019年12月发布的《欧洲绿色协议》加强了此前宣布的可持续发展、可再生能源部署和减少温室气体排放方面的目标。到2030年，在1990年的基础上减少55%的排放，到2050年实现净零排放。

在净零排放目标下，只有在全价值链实现温室气体排放强度的降低才能支撑天然气未来的可持续发展。通过碳抵消来获得的碳中和LNG作为绿色复苏新思路下的产物，成为天然气发展的重要方向。近期，越来越多油气公司加入了碳中和LNG的交易。美国Sempra能源公司7月15日宣布，已与bp签订了供应碳中和LNG的合同，首批碳中和LNG于7月16日抵达，所有与生产这批LNG有关的二氧化碳和甲烷排放将通过bp在墨西哥的一个造林项目产生的碳信用额来抵消。

亚洲作为LNG进口的重要区域，碳中和LNG交易也已在多国落地。壳牌和中国石油近期签署了全球首个碳中和LNG的定期合同，协议为期5年，同时道达尔也于2020年向中海油交付了碳中和LNG，道达尔通过资助河北固原风电项目以及津巴布韦森林的保护项目核减LNG项目的碳排放。而日本15家来自各行业的公司于2021年3月宣布成立碳中和LNG买方联盟。

碳中和LNG响应了更高的碳减排要求，但同样的碳中和LNG较传统LNG成本更高，相应的溢价将分摊至产业链的各个环节，包括终端消费者。据中国能源报报道，澳大利亚能源公司Origin Energy测算，一船标准LNG从生产运输至销售使用，整体排放的二氧化碳量约为30.4万吨，如果按照10-20美元/吨的碳价水平，因“碳中和”要求而导致的“绿色溢价”可能达到0.8-1.7美元/百万英热单位。目前欧洲碳价在50美元/吨以上，则绿色溢价更加明显。标普全球普氏则认为，“碳中和”LNG的价格可能将较传统LNG高出17%-37%。

5.1.3. 碳中和降低油气公司投资上游业务的意愿

根据中石油规划总院统计数据，2021年H1国际石油公司(IOC)普遍大幅度好转，实现了扭亏为盈。但IOC在上调未来对石油价格预期的同时，IOC的资本开支依然没有大幅好转，依然维持比较谨慎的态度。

从油气产量来看，壳牌二季度石油产量同比下降3.2%，天然气同比下降12.6%。道达尔二季度油气产量同比下降3%，BP上半年油气产量同比下降15%,埃克森美孚及雪佛龙上半年油气产量同样同比减少。

表 4：IOC上游投资意愿下降

5.2. 长期气候的不确定性提升，极端天气发生概率增加

8月9日，政府间气候变化专门委员会（IPCC）举行新闻发布会，正式发布IPCC第六次评估报告第一工作组报告《气候变化2021：自然科学基础》（以下简称报告）及决策者摘要（SPM）。报告得出以下结论：

①人类活动的影响使大气、海洋、冰冻圈和生物圈发生了广泛而迅速的变化。目前全球地表平均温度较工业化前高出约1℃。

②报告预估，在未来几十年里，所有地区的气候变化都将加剧。

③报告认为，随着全球温度的上升，极端高温天气发生的强度和频率都在迅速增加。

5.2.1. 北大西洋经向翻转环流减缓致气候变暖加剧

2018年发表于《自然》杂志的论文表明，北大西洋经向翻转环流（AMOC）与全球气候变化之间有着重要的联系。而AMOC的减弱可能将进一步导致全球变暖。北大西洋经向翻转环流（AMOC）是大洋热盐环流传送带的重要组成部分：AMOC将北大西洋低纬度的高温、高盐水向北输送至高纬度地区，通过向大气释放热量，海水变重而下沉，形成北大西洋深层水，并在中深层海洋向南运动，形成大洋热盐环流的重要组成部分。

图27：AMOC是大洋热盐环流传送带重要组成部分

古气候学的证据表明，北半球突然的寒冷事件与北大西洋经向翻转环流（AMOC）的减弱有关，可能是由于淡水的过量输入。当AMOC减弱时，海洋向北的热输送减少，将导致欧洲及北半球变冷。2018年发表在Nature Communications杂志中的文章《Coherent deglacial changes in western Atlantic Ocean circulation》指出，地球历史上突然的气候变化归因于大西洋经向翻转环流（AMOC）强度的变化。对AMOC进行时间尺度的研究发现，在标志性的全球变冷期间中，如海因里希事件和新仙女木事件，AMOC强度减弱，而在全球变暖时期，如Bølling-Allerød暖期，AMOC较寒冷时期得到了恢复。

图28：历史上AMOC减弱使全球进入冰川时期

2018年7月发表在nature杂志中的文章提出在工业化后的气候背景下，AMOC影响全球气候变化的可能的新调制机制。《Global surface warming enhanced by weak Atlantic overturning circulation》文章中发现，在现代气候背景下，AMOC减弱固然会导致低纬度向高纬度热量输送减少，但同时向次表层及中深层海洋的热量输送也会减少，从而使得温室气体热辐射作用形成的热量更多停留在海洋表面，进而加热大气，导致气候变暖加剧。

图29：近代气候条件下，AMOC减弱与全球气候快速变暖相匹配

文章表明预计未来二十年，全球北大西洋经向翻转环流减弱至低谷期将导致全球表面变暖加强。在存在温室气体加热的情况下，AMOC的主要作用从向北输送地表热量，使欧洲和北美变暖，转变为在更深的大西洋中存储热量，从而缓冲了整个地球的表面变暖。在1990年代中期至2000年代初期的全球变暖加速阶段，AMOC在全球存储了大约一半的多余热量，这导致了全球变暖的放缓。相比之下，自2004年的观测以来，AMOC和海洋热量吸收已经减弱。而当前北大西洋副极地海域的指标表明， AMOC下降趋势即将结束。文章预计AMOC将会进入一个持久的低谷期，大概会持续二十年。如果先前研究成立，那么由此产生的低水平的海洋热量吸收将导致地球进入一个快速的全球表面变暖时期。

5.2.2. 极地涡旋导致北美寒潮天气的发生

2021年北美寒潮天气发生，中国天气网首席气象分析师胡啸认为，极地涡旋是引发北美寒潮的主要因素。

通常情况下，冬天平流层的极涡由强烈的西风围绕，极冷空气主要集中在极地区域内，此时对于生活在北半球的人来说气候正常，气温起伏相对较小。但在异常情况下，平流层极涡会被扰动，变形或崩溃，使禁锢冷空气的屏障被平流层打破，其效应向下传导，会迫使对流层极区的冷空气大规模向南扩散，寒潮就此爆发，影响开始扩大。

图30：平流层极地涡旋被扰动，寒潮爆发

2020年12月31日北极极区气温约-62℃，2021年1月4日骤然上升到-22℃，北极上空平流层发生 “平流层爆发增温”。（主要指低层的大气波动在某种有利的条件下被传播到平流层，从而影响平流层的环流。）极区平流层的异常增温会伴随平流层逆时针旋转的强大西风环流减弱或转为顺时针，平流层极涡被扰动，寒潮扩散。

图31：北美发生寒潮