全球天然气市场近况与发展趋势分析（2022）

2022年以来，乌克兰危机对全球天然气行业造成巨大冲击，天然气供应短缺、价格上涨，市场对地缘风险异常敏感、脆弱。上半年，全球天然气市场消费增速显著放缓，俄罗斯产量下降抵消掉其他地区的产量增长，预计全年，全球天然气供应和需求会出现不同幅度的下降，市场供应紧张形势加剧。

上半年全球主要天然气市场价格屡创新高，均值达到去年同期的2～4倍，下半年天然气市场面临更多不确定因素，预计年内全球气价仍将集体位于历史高位区间。全球天然气市场价格联动性正在增强，尤其是欧亚天然气价格互相牵引、互相推涨，欧洲逐渐成为主要的溢价市场。全球管道气贸易量大幅下降，天然气贸易增长主要依靠LNG拉动，美国成为上半年最大的LNG出口国。天然气贸易流向深刻调整，美国天然气多流向欧洲，俄罗斯天然气供应加快向亚洲地区倾斜，非洲天然气逐渐成为市场上新的增量。越来越多的买家寻求长协合约以锁定长期稳定的低价气源，卖方市场的话语权进一步提升。新签署的LNG长协供应商大多是美国公司，在定价上多与美国Henry Hub价格挂钩，且目的地更加灵活，一定程度上增加了天然气市场的流动性。天然气在全球能源转型中优势与挑战并存。在气候变化大背景下，全球性降碳减排趋势为天然气消费提供较大增长空间，然而乌克兰危机造成的天然气供应减量加大了煤炭的使用，从短期看天然气面临煤炭的替代性挑战。我国天然气外采比例较高，势必会受到国际市场天然气资源短缺、价格上涨的影响。面对复杂多变的国际形势和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在立足国内，推进天然气稳步增产、提高储运能力的同时，还应加强与天然气生产国等方面的协调，确保进口通道安全通畅，全力保障开放条件下的能源安全。

（来源：微信公众号“中能传媒研究院”作者：杨永明 中能传媒能源安全新战略研究院）

一、全球天然气供需

（一）天然气需求增速显著放缓

2022年以来，地缘政治影响、LNG现货价格高企、气候相对温暖等因素对天然气需求增长构成压力，预计全年全球天然气需求将下降0.5%，随后几年需求会缓慢增长，且具有很大不确定性。

BP发布的《世界能源统计年鉴2022》显示，2021年全球天然气消费量已高于2019年疫情前水平，达到40375亿立方米，同比增加5.3%，这是全球天然气消费量首次突破4万亿立方米，但其在一次消费中的份额同比没有变化，仍是24%。2021年美国天然气消费8267亿立方米，欧洲5711亿立方米，消费量居前两位，而中国和俄罗斯天然气消费同比增长均超过12%，是全球天然气消费增长最快的两个国家。

2022年以来，地缘政治影响、LNG现货价格高企、气候相对温暖等因素对天然气需求增长构成压力，全球天然气市场消费增速显著放缓。具体来看：

在欧洲市场，受高温和创纪录的高昂天然气价格影响，工业和电力部门的天然气使用量大幅下降。根据国际能源署数据，上半年欧洲天然气消费量同比下降10%以上。为了应对高气价和管道气供应短缺，德国、意大利和荷兰等国政府宣布了一系列举措，包括需求侧管理、采取节能措施、鼓励减少工业天然气用量、增加燃煤发电量等，以减少天然气消费。7月26日，欧盟就减少天然气消费的紧急计划达成一致，各成员国同意在2022年8月1日至2023年3月31日期间将天然气消费量减少15%。目前，欧洲注库需求强烈，各国正在竭尽全力为下半年的冬季储备足够的天然气。按照欧盟此前的计划，到2022年11月1日前，欧盟各成员国的天然气储备量应不低于满额储气量的80%；到2023年11月1日前，各国天然气储备量不低于满额储气量的90%。

在亚洲市场，高气价一定程度上抑制了日本、韩国两国的进口需求，此外，为了赚取差价，日、韩还将一部分从美国、澳大利亚等国购买的LNG转卖给欧洲，致使其天然气进口量低于预期水平。相比日韩两国，东南亚、南亚等新兴经济体天然气需求受高价抑制更加显著，加之本国货币兑美元贬值，这部分国家对高价LNG的负担能力更加逊色。并且亚洲地区能源转型进程较慢，更容易转用煤炭等其他化石能源进行替代，这也抑制了亚洲地区部分天然气消费需求。根据国际能源署数据，今年前3个月韩国天然气消费量同比仅增长1%，前4个月日本天然气消费量同比下降3%，前5个月印度天然气消费量同比下降2.7%。眼下，亚洲国家进入发电用气高峰，后期预计注库需求将持续回升。

在北美市场，今年以来，美国国内原料气需求旺盛。进入5月后，受高温天气影响，美国大部分地区发电用气需求上升。根据国际能源署数据，上半年美国天然气消费量同比增长近5%。美国能源信息署近期表示，由于经济复苏带动工业部门天然气需求量提升，持续淘汰煤电提升了电力部门对天然气的需求，以及今年夏季偏高的气温带动制冷需求提升，预计2022年美国本土天然气消费量同比将上升3%。

国际能源署7月5日发布的天然气市场季度报告指出，2021年下半年，天然气市场供应趋紧，而今年爆发的乌克兰危机进一步加剧了这一局面，这令天然气需求面临巨大压力。预计2022年全球天然气需求将下降0.5%，随后几年需求会缓慢增长，且具有很大不确定性，到2025年全球天然气需求仅比2021年增长1400亿立方米，而2021年一年的需求增量就达到了1750亿立方米。鉴于全球经济疲软以及从煤炭或石油转向天然气的能源转型规模变小，国际能源署对天然气需求到2024年的增长预期相比上一次预测下调了60%。

分部门看，工业部门的天然气需求仍然是全球天然气需求增长中最强劲的部分，占2021至2025年间天然气需求总增量的60%左右。然而，工业部门天然气需求面临的不确定性较高，因为工业活动特别容易受到能源和原材料价格的影响。

分地区看，全球天然气需求增长在地域上较为集中。到2025年，整个亚太地区将占天然气需求总增量的近一半，其次是中东，占三分之一。这两个地区占据需求增量的近80%。北美和非洲对需求增长的贡献较小，中南美洲和欧亚大陆的天然气需求增长普遍停滞，而欧洲的天然气需求则出现大幅下降。国际能源署对全球天然气需求增长前景的预期，进一步凸显了亚洲地区和工业部门在中期需求增长中的巨大作用。

资料来源：IEA

图1 2015-2025年全球天然气需求变化情况

（二）天然气供应紧张形势加剧

2022年以来，因对欧管道气供应量迅速削减，俄罗斯天然气产量降幅已超10%。预计俄罗斯产量下降将抵消掉其他地区的产量增长，今年全年全球天然气产量同比将略微下降，随后几年产量增长将集中在北美和中东地区，但增长量仍有限。

BP数据显示，2021年全球天然气产量也已高于2019年疫情前水平，达到40369亿立方米，同比增加4.8%。美国天然气产量9342亿立方米，俄罗斯7017亿立方米，产量居全球前两位。土库曼斯坦天然气产量同比增长41.9%，阿尔及利亚同比增长24.1%，产量均达到千亿立方米以上，而整个欧洲天然气产量同比减少3.5%，降至2104亿立方米。

2022年以来，俄罗斯对欧洲的管道气供应量迅速削减，造成天然气市场供应紧张，美国受制于产能等问题，年内出口增长空间有限，市场供应紧张形势进一步加剧。具体来看：

美国方面，3月，美国与欧盟签署协议，根据协议，美国今年年内向欧盟追加供应150亿立方米LNG，到2030年前美国对欧盟的LNG年供应量将增至500亿立方米。随着政策信号释放，美国LNG生产商加快建设步伐。截至6月底，今年全球已投产的两个LNG项目均位于美国，分别为Venture Global公司的Calcasieu Pass LNG项目以及切尼尔能源的Sabine Pass LNG项目第6列生产线。美国能源信息署数据显示，整个上半年，美国7个LNG出口设施的峰值产能平均利用率达到87%。截至2022年7月，美国LNG液化能力平均为114亿立方英尺/日，短期峰值产能为139亿立方英尺/日。需要注意的是，自由港LNG设施6月火灾爆炸事故对美国LNG出口造成一定影响，自由港停产产能为1500万吨/年，约占美国LNG出口总产能的20%。预计自由港LNG设施将在10月初恢复部分液化作业，并在年底前恢复全面生产。受制于产能及本土供应问题，2022年美国LNG出口量或仅能达到119亿立方英尺/日。

资料来源：EIA

图2 2016年1月-2022年6月美国LNG项目出口能力变化情况

2021年，美国联邦能源管理委员会和美国能源部批准了10个新项目，以及Cameron、Freeport和Corpus Christi三个现有项目的产能扩建。美国能源信息署乐观预计，若这些项目都能在2030年前投产，届时美国液化能力将达4100亿立方米/年，远大于10年后的LNG出口量。但分析认为，考虑到缺乏长协保障、项目建设成本攀升、资源可获得性下降等因素，上述获批新项目能否如期投产存在不确定性。

俄罗斯方面，自乌克兰危机爆发以来，西方大规模制裁俄罗斯，作为反制裁措施，俄罗斯针对“不友好”国家和地区的“卢布结算令”自2022年4月1日起生效。目前，俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）已先后中断向波兰、保加利亚、芬兰、丹麦和荷兰等拖欠天然气款且拒绝以卢布结算的欧洲国家供气。截至7月27日，俄罗斯向欧洲输送天然气的现行最大跨境管道“北溪1号”输气量已降至满负荷运力的20%。

据俄气7月15日公布的数据，自今年年初起，俄罗斯天然气产量共计2497亿立方米，同比下降10.4%；出口719亿立方米，下降33.1%。国际能源署预计，由于国内需求下降及其对欧洲的管道气供应量迅速削减，2022年俄罗斯天然气产量将下降12%以上。因出口预期下降导致增产潜力不足，此后几年俄罗斯天然气产量将以每年1%的速度恢复，但到2025年，总产量仍将比2021年水平低10%。

在欧洲，挪威、荷兰和英国为最主要的产气国。2021年，三个国家天然气产量占欧洲当年天然气产量的比重达78.47%。乌克兰危机以来，挪威、荷兰和英国加快了开发新的天然气资源的步伐，以期提升区域内可掌握的资源量，如英国和荷兰已于2022年6月批准了位于北海的新开发项目，挪威也于7月批准了三个开发项目。据了解，这三个国家有望增加100亿立方米/年的天然气产能。但鉴于已探明天然气储量连年衰竭的实际情况，未来三个国家可供大规模开发的新气源较为有限。

在非洲，近期，BP、埃尼、挪威国家能源公司、壳牌、埃克森美孚等欧美油气巨头，纷纷调整其在非洲的投资战略，重启或加速推进此前搁置的天然气上游开发项目和LNG项目。根据Rystad Energy的研究数据，预计到2030年，整个非洲大陆天然气产量将从2022年的2600亿立方米增长到3350亿立方米，如果油气生产商扩大投入的话，到2025年就可能达到这个产量目标。到21世纪30年代后期，非洲的天然气产量峰值可以达到4700亿立方米，相当于俄罗斯2022年天然气产量的75%。

在中东，LNG主要供应国卡塔尔的液化产能利用率已达到100%，今年年内无新增产能。6月中下旬，卡塔尔国有能源公司（QatarEnergy）密集与多家国际能源巨头签署协议，共同开发北油气田扩建项目的第一阶段：计划建设四条液化生产线（总计3260万吨/年）、耗资287.5亿美元的北油气田东部项目（NFE），预计2025年底前开始生产。该项目的第二阶段北油气田南部项目（NFS）包含另外两条液化生产线。全部投产后，到2027年，卡塔尔的LNG总产能将从目前的7700万吨/年提高到1.26亿吨/年。卡塔尔今年2月发布的《卡塔尔经济展望》报告预计，随着北油气田逐步投产，2026年，卡塔尔有望成为全球最大的LNG出口国。

国际能源署预计，2022年俄罗斯产量下降将抵消掉其他地区的产量增长，全球天然气产量同比将略微下降，随后几年产量增长将集中在北美和中东地区，但增长量仍有限。

二、全球天然气价格

（一）天然气价格处于创纪录高位

2022年上半年，全球主要天然气市场价格屡创新高，均值达到去年同期的2～4倍。下半年，欧洲地区天然气价格大概率将继续冲高，其他消费市场也难以独善其身，预计年内全球气价仍将集体位于历史高位区间。

2021年，北美、欧洲和亚洲天然气价格均出现大幅上涨，创2014年以来新高，其中美国Henry Hub价格接近翻番，欧洲TTF价格增长了4倍，亚洲JKM价格提高了3倍。天然气价格暴涨是长短期多重因素作用的结果。首先是市场基本面的供需错配。在供应侧，疫情的反复使得产能缺口始终无法全面恢复；在需求侧，主要经济体进入经济恢复通道，带动能耗需求持续增长。其次，气候因素尤其是极端气候因素进一步加剧供需矛盾。再次，全球能源低碳转型，大量能源企业缩减传统能源相关业务，碳排放管控愈发趋严，一定程度加剧了能源系统结构性矛盾。

2022年上半年，乌克兰危机给全球天然气市场带来了前所未有的波动。随着供应紧张进一步加剧，欧亚地区对LNG货源的抢夺战更加激烈，不断支撑欧洲和亚洲天然气价格上涨并刷新历史记录。在美国，LNG出口保持强劲叠加美国国内电力需求大幅走高，而产量恢复缓慢，带动天然气价格震荡上行，相比往年同期处于高位。全球主要天然气市场价格屡创新高，均值达到去年同期的2～4倍。

数据显示，今年3月，欧洲TTF价格接近70美元/百万英热单位；4-5月，TTF价格出现回落；6月，因俄罗斯供给欧洲的天然气缩减，TTF价格再次飙升，截至6月底超过50美元/百万英热单位。亚洲现货价格也随之起伏。今年3月，亚洲JKM价格超过50美元/百万英热单位；4-5月价格回落；6月开始抬升，截至6月底接近40美元/百万英热单位。整个上半年，TTF平均价格为30.94美元/百万英热单位，亚洲JKM价格也一直居高不下，同期平均价格为29.50美元/百万英热单位。

另据美国能源信息署数据，2021年7月至2022年6月，美国Henry Hub天然气月平均现货价格几乎翻了一番，从2021年7月的3.84美元/百万英热单位上涨至2022年6月的7.70美元/百万英热单位。2022年5月，经通胀调整的月度平均价格达到12个月内高点8.17美元/百万英热单位，为2008年11月以来的最高价格。

资料来源：IEA

图3 2021年6月以来全球各主要市场天然气价格变化情况

进入2022年下半年，在供应侧，美国自由港爆炸后的停产预计将持续至10月，俄罗斯通过“北溪1号”等管道对欧输气量不断下降；在需求侧，三季度的炎热天气提振气电需求，四季度逢取暖高峰期，气候因素的不确定性将激发部分买家的囤货需求，欧亚地区注库需求明显，区域间竞争将进一步加剧。鉴于以上价格看涨因素，欧洲地区天然气价格大概率仍将继续冲高，并伴随有较大的波动性。随着欧洲地区气价高企，其他消费市场也难以独善其身，预计今年年内全球气价仍将集体位于历史高位区间。

未来几年，全球天然气价格，尤其是LNG现货价格即使不会再触及历史高点，大概率也会保持在高位。壳牌表示，如果将2021年俄罗斯对欧洲的管道气供应转化为LNG当量，再加上2021年输送到欧洲的LNG量，总规模约为2亿吨，是当前全球LNG贸易量的一半。欧洲难以在短期内完成对俄罗斯天然气的替代，最早也要等到2026年前后，届时美国和卡塔尔将有大量新增产能投产，更多LNG将进入市场。但在2026年新供应进入市场前，欧洲和亚洲对有限LNG资源的竞争将不可避免地使价格保持高位。

（二）天然气市场价格联动性增强

全球天然气市场价格联动性正在增强，局部市场价格波动、供需不平衡会影响其他区域。一方面，随着美国LNG出口量进一步增加，美国天然气市场价格与全球气价的联动性增强。另一方面，面对天然气市场的供应紧张，欧亚买家竞争LNG货源，欧亚天然气价格互相推涨，联动效应较以往更加明显。此外，随着欧洲气价的大幅上涨，“亚洲溢价”正在逐步转变为“欧洲溢价”。

●美国市场天然气价格与全球气价联动性显著提升

长期以来，北美天然气市场较为封闭，价格变动主要由区域内供需结构主导，受其他地区的影响较弱。近年来亚洲LNG现货市场和欧洲天然气市场价差逐渐收窄，但北美天然气市场依然自成一体。乌克兰危机以来，随着美国LNG出口量进一步增加，北美天然气市场与欧洲和亚洲市场的联动性增加，其市场价格与全球气价的联动性也随之增强。美国LNG出口价格主要与Henry Hub价格挂钩，在美国LNG出口增长的同时，Henry Hub价格越来越多地反映国际天然气供求形势，长期来看可能进一步缩窄与欧洲TTF和亚太JKM价格的差距。今年美国遭遇寒春酷暑，其国内需求和出口双双增长，6月初Henry Hub价格一度突破9美元/百万英热单位的高位。

●欧亚现货市场天然气价格联动效应更加明显

2021年秋季以来，面对全球天然气市场供应紧张的局面，以及北半球冷冬天气的预期，欧洲和亚洲主要消费国纷纷加大对LNG的采购力度，欧亚买家的旺盛需求使得两个地区在全球LNG市场上形成了相互竞争气源的局面，两大地区天然气价格随之呈现互相牵引、互相推涨的格局。进入2022年，欧洲地区对LNG货源的需求进一步提升，而全球LNG供应能力提升空间有限，欧亚买家对LNG货源的争夺更加激烈。在欧洲天然气价格不断飙升的过程中，亚洲地区天然气价格也顺势追涨，呈现与欧洲地区几近相同的走势，欧亚市场之间的联动效应较以往更加明显。

●天然气市场从亚洲溢价向欧洲溢价转变

历史上看，受定价方式、运输成本、能源消费结构等多种因素影响，亚洲地区的天然气价格一直高于欧洲地区，造成了亚洲溢价。但自2021年冬天开始，欧洲对LNG的强烈需求推动地区天然气价格快速上涨、剧烈波动并持续高于亚洲气价，欧洲成为主要溢价市场。对于LNG现货贸易商来说，气价更高的欧洲市场比亚洲市场更具吸引力。2022年3月，欧洲TTF现货价最高超过77美元/百万英热单位，同期亚洲JKM现货价最高超过50美元/百万英热单位，欧洲价格溢价明显。考虑到欧洲的能源自主进程及地区天然气供应形势变化，未来几年欧洲气价大概率高位运行，一直以来亚洲溢价的天然气模式或将转变为欧洲溢价。

（三）市场波动性从油价转向气价

2021年能源价格上涨过程中气价的主导成分更多一些，在近期油价、气价等能源价格剧烈震荡中，相比油价，气价的波动区间更大。从金融市场层面看，市场波动性正从油价转向气价。

在2021年的全球能源供应紧缺、能源价格暴涨中，气价的主导成分更多一些。在气价上涨的同时，煤炭和原油价格也不断攀升。在各类能源价格的相互影响中，一个显著的特点就是油价的主导作用减弱，而天然气价格的主导地位显著提升。

进入2022年，乌克兰危机加剧了能源市场此前的供需紧平衡状态，持续对油气供给形成冲击、对国际油价和气价构成扰动。同时，油气价格上涨带动全球煤炭需求增加，煤炭供需缺口进一步加大。尤其是最近几个月以来，油价、气价等能源价格剧烈震荡，6月中旬北美天然气与欧洲天然气价差从一个狭窄收敛区间快速进入到一个疯狂扩大的区间，而国际原油价格则在5月份之后逐渐趋稳并呈现略有下降的趋势。能源价格近期走势显示，市场波动性已从油价转向了气价。

三、全球天然气贸易

（一）天然气贸易增长放缓

2022年以来，受俄罗斯大幅削减对欧管道气出口影响，全球管道气贸易量下降。欧盟LNG进口量同比增长60%，是迄今为止的最高水平，美国在上半年成为最大的LNG出口国。未来几年，全球天然气贸易增长将主要依靠LNG拉动，LNG贸易增长将继续由欧洲需求和北美供应主导。

BP数据显示，2021年全球LNG贸易总量为5162亿立方米，管道气贸易总量为5056亿立方米，二者大体相当。LNG方面，2021年全球LNG供应量增长260亿立方米，增幅5.6%，是自2015年以来除2020年以外的最低值。美国供应的LNG增长340亿立方米，几乎为全球LNG供应的所有增量，并且还抵消了来自大西洋盆地其他天然气出口国的供应减少。管道气方面，对管道气供应增长贡献最大的是阿尔及利亚和阿塞拜疆，两国对欧管道气供应分别增加了130亿立方米、60亿立方米。虽然俄罗斯向欧洲供应的管道气稳定在1670亿立方米的水平，但其向欧盟国家的出口量减少了120亿立方米，降幅8.2%。2021年中国超过日本成为全球最大的LNG进口国，占到全球LNG需求增量的近60%。

2022年以来，受俄罗斯大幅削减对欧管道气出口影响，全球管道气贸易量下降。为弥补俄罗斯供应量的减少，欧洲国家加紧进口LNG。摩根士丹利（Morgan Stanley）表示，欧洲国家近期购买LNG占全球LNG出口量的近三分之一。国际能源署数据显示，上半年，欧盟LNG进口量同比增长60%，是迄今为止的最高水平。数据显示，美国在2022年上半年成为最大的LNG出口国。与2021年下半年相比，今年上半年美国LNG出口量增长了12%，达到112亿立方英尺/日。LNG出口能力的增加，国际天然气价格的上涨，以及全球天然气需求尤其是来自欧洲的需求增加是美国LNG出口持续增长的主要原因。

国际能源署表示，考虑到未来几年全球液化产能增长有限，且欧洲从俄罗斯进口的管道气减少，预计到2025年全球天然气贸易年均增长1.2%，相比2017-2021年间4.3%的年均增速，全球天然气贸易增长明显放缓。具体来看，到2025年全球LNG贸易年均增长4%，LNG贸易增长将继续由欧洲需求和北美供应主导；到2025年全球管道气贸易年均下降1.9%，俄罗斯对欧洲的管道气出口量相比2021年水平将减半。

资料来源：IEA

图4 2021-2025年全球天然气贸易增长主要贡献力量

（二）天然气贸易流向改变

为应对供应短缺，并填补处于低位的天然气库存，欧洲国家加大各种渠道的天然气采购力度。美国LNG成弥补欧洲供气缺口的主要现货来源，其次是中东和非洲地区，在乌克兰危机后获得新的出口契机。俄罗斯削减对欧洲天然气供应后，加快推进天然气出口东移。

●美国天然气多流向欧洲

由于卡塔尔、澳大利亚等LNG出口国的货源主要以长协形式被亚洲买家提前锁定，可出口至欧洲的富余货源较为有限，因此，美国LNG成为乌克兰危机以来欧洲地区弥补供气缺口的主要现货来源。Rystad Energy的数据显示，2022年上半年，欧洲国家自美国进口的LNG较2021年同期大增147.91%。与此同时，德国和英国买家均与美国LNG供应商签署了新的长协合约。国际能源署6月30日表示，由于俄罗斯在6月初减少了对欧洲的天然气供应，加之欧盟大量采购LNG，6月美国对欧洲的LNG出口量史上首次超过俄罗斯对欧洲的管道气出口量。

●俄罗斯天然气供应加快向亚洲地区倾斜

其实早在2020年版的国家能源战略中，俄罗斯政府就提出，要特别重视加强东西伯利亚和远东天然气运输基础设施建设，以亚太带动能源出口多元化。“西伯利亚力量”等项目的实施一定程度上实现了俄能源出口多元化。俄罗斯在削减对欧洲天然气供应后，其气源正面临着出路不畅的问题。目前，俄罗斯加快将天然气出口重点转向亚洲。2022年初，中俄签订了远东天然气购销协议。俄罗斯每年输往中国的管道气将增加100亿立方米，加上“西伯利亚力量”管道的输气量，向中国供气总量将达到每年480亿立方米。此外，中俄两国还在积极推动过境蒙古国的“西伯利亚力量2号”天然气管道项目。

●非洲、中东等地加大对欧洲天然气供应

非洲和中东是除美国以外可增加对欧洲LNG供应的主要地区。2022年以来，多个欧洲国家在非洲和中东等地寻求气源。如意大利第二大管道气供应国阿尔及利亚已与意大利签订协议，每年增供90亿立方米天然气；欧盟与埃及和以色列签署天然气合作三方协议，以实现以色列通过埃及向欧盟供应天然气；德国则一直在寻求从塞内加尔获得天然气供应等。值得关注的是，非洲天然气逐渐成为天然气市场新的变量。考虑到欧非距离优势，以及从北非到欧洲的现有天然气管道设施和长期以来存在的天然气供应关系，未来非洲有望成为欧洲天然气供应替代有力竞争者。

（三）长协备受买家青睐，卖方市场得以巩固

全球天然气市场供需进入紧平衡状态，市场波动和不确定性以及对能源安全的担忧促使越来越多的买家寻求长协合约，一方面为了保证长期稳定的气源，另一方面为了锁定低价气源，在此过程中，卖方市场话语权进一步提升。

2020年，受新冠肺炎疫情影响，天然气市场低迷，在市场严重供过于求的背景下，短期现货合约较受欢迎，买方市场特征明显。买家根据自身条件和需求调整长协合约，谈判价格条款，谋求与卖方达成平衡。进入2021年，全球天然气供给偏紧，需求强劲，因现货价格持续高位波动，且供应错配局面在短期内难以缓解，天然气买家倾向于签署长协合约以平抑供应与价格波动风险，LNG卖方市场得以巩固。2021年买卖双方签署的长协合约供应量已攀升至5年高位，长协合约数量也较此前一年大幅增加。GlobalData的数据显示，2021年全球签署了23份LNG长协合约，而2020年为10份。

今年以来，这一趋势未有减弱迹象，随着现货价格的剧烈波动和供应前景的不断恶化，市场不确定性增强，对能源安全的担忧加剧。为了锁定相对低价的气源，越来越多的买家急于寻求长协合约，在这一过程中，卖方市场话语权进一步提升。在强劲的需求下，供应商要求客户为新的长协合约支付更高的价格。根据美国《石油与天然气杂志》（Oil & Gas Journal）的一份报告，目前10年期LNG合约较2021年同期涨价约75%。数据显示，2022年全球已签署LNG贸易量3500万吨，其中2600万吨来自于美国。而去年签署的7200万吨长协合约量中，美国所占份额不到三分之一。

（四）定价机制更加多元，交货模式更加灵活

在新签署的LNG长协合约中，供应商大多都是美国公司，且这些长协基本都与北美天然气市场基准价Henry Hub挂钩，并且采用FOB条款的交货模式，没有目的地限制，转运灵活。这也是近两年国际天然气贸易在价格和贸易条款方面的新变化。

●挂钩HenryHub的定价模式

在定价机制方面，从历史上看，天然气行业主要使用与石油价格指数挂钩的长协合约。尤其是在国际油价相对低迷的情况下，LNG长协合约中大多数买家倾向于选择与油价挂钩的定价方式。但是随着全球LNG供应快速增加，出口市场竞争加剧，并衍生出多种定价机制，如挂钩交易中心气价（如美国Henry Hub、英国TTF、荷兰NBP）的气对气竞争定价等。如今，越来越多的LNG购销合约与Henry Hub、JKM、NBP挂钩，或采用与油价和气价同时挂钩的混合定价方式，国际天然气贸易定价机制呈现多样化发展态势。

当美国规模化出口LNG至欧洲和亚太市场时，欧洲与亚太的天然气定价机制逐步发生变化，与Henry Hub挂钩的合约越来越多。目前来看，美国LNG的出口份额仍将持续增长，挂钩Henry Hub的LNG定价模式或明显改变现有的全球天然气定价格局。

Henry Hub价格受到美国本土气候、产能及库存等因素影响，反映美国国内天然气供需形势，从历史数据看，相较于欧洲TTF价格和亚洲JKM价格，美国Henry Hub价格较低、走势稳定。同时，Henry Hub价格也会受到美国货币政策调整、金融资本运作等因素影响，其未来走势具有的不确定性正在逐渐增加，这将对以Henry Hub计价的长协产生较大影响。

●FOB条款的交货模式

在交货模式方面，在传统的国际天然气贸易中，LNG长协合约以DES（目的港船上交货）为主。在DES条款下，买方需要指定LNG运输的目的港，由于锁定了目的港，因此转售比较困难，在高额违约金的约束下供应商违约行为并不常见。而价格驱动之下，天然气贸易条款发生变化，许多新的LNG长协合约从DES变为FOB（装运港船上交货）。在FOB条款下，目的地的选择权交给了买方，也就是说，买方在买到气之后，可以自主选择交付目的地，因此也就更容易转售。这使得买家转运权利逐步改善，天然气贸易目的地更具灵活性，天然气市场更具流动性。美国近两年有大量FOB条款的长协LNG进入市场，这部分气量可以在市场上灵活转卖。在欧洲面临巨大的需求缺口且市场逐步转向欧洲溢价的情况下，美国具有灵活性的LNG气源更多流向了欧洲，一定程度上加速了全球天然气贸易流向的变化。

四、几点思考

（一）天然气在全球能源转型中优势与挑战并存

在气候变化大背景下，从中短期看，减排压力带动各国能源政策向清洁能源利用倾斜，全球性降碳减排趋势将为天然气消费提供较大增长空间。特别是在全球能源系统低碳转型过程中，面对极端性气候影响，可再生能源的不稳定性、间歇性问题逐渐凸显，而天然气能增加出力、灵活调峰，无疑是新旧能源系统交替之际的现实选择。BP数据显示，2020年新冠疫情爆发对能源市场产生巨大影响，全球天然气消费量减少810亿立方米，降幅2.3%，但即便如此，其在一次能源消费中的占比仍呈现上升趋势，创下24.7%的历史新高。

然而，从2021年第三季度开始，随着气价飙升，天然气开始面临煤炭的替代性挑战，全年天然气在一次能源消费中的占比同比并无增长。而今年的乌克兰危机造成的天然气供应减量更是加大了煤炭的使用，多国相继重启已退役煤电机组或提高现有燃煤发电厂利用率。国际能源署表示，天然气原本应该在满足不断上升的能源需求和实现能源转型目标方面扮演重要角色，然而当前创纪录的高气价和供应中断风险正在损害天然气作为一种可靠、可负担能源的形象，并令其发展前景面临巨大不确定性。

（二）直面能源安全挑战，确保天然气安全稳定供应

乌克兰危机对整个能源市场造成巨大冲击，国际上石油和天然气资源短缺、价格上涨，能源市场对地缘风险变得异常敏感、脆弱。我国石油、天然气外采比例较高，势必会受到影响。“能源的饭碗必须端在自己手里”，这是面对当下复杂多变的世界局势的必然选择。具体到天然气领域，一方面应进一步提升国内勘探开发力度，推进天然气持续稳步增产，另一方面应加强能源储运能力建设，提升天然气供给弹性和韧性。截至2021年，我国天然气产量已连续5年增产超过100亿立方米。我国自2018年加快天然气产供储销体系建设以来，储气规模快速提升，三年多的时间实现了翻番。预计到“十四五”末，我国天然气储备能力有望在2021年的基础上再翻一番，天然气协调稳定发展和安全稳定供应水平再上新的台阶。《“十四五”现代能源体系规划》指出，到2025年，国内天然气年产量达到2300亿立方米以上，储气能力达到550亿～600亿立方米。

（三）增强国际贸易运营能力，保障开放条件下能源安全

数据显示，2021年，我国LNG买家新签27份长协合约，合约量达到2813万吨/年，创下历史最高水平。与海外LNG供应商签订长协订单对于稳定我国气源供应意义重大。此外，我国管道进口能力也在持续扩大。今年前6个月，我国进口天然气744亿立方米，为保障国内能源供应发挥了积极作用。今年下半年，国际天然气市场面临更多不确定因素，包括欧洲能否在冬季前按计划完成库存补充、亚洲的现货采购量、俄罗斯是否会切断更多的对欧天然气供应、今年冬季欧洲和亚洲的寒冷程度等。预计供需将持续趋紧，气价将继续高位运行。《“十四五”现代能源体系规划》提出，增强进口多元化和安全保障能力，巩固和拓展与油气等能源资源出口大国互利共赢合作，增强油气国际贸易运营能力。对于我国来说，一边是复杂多变的外部环境，一边是艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在立足国内、油气核心需求依靠自保的同时，还需加强与有关能源生产国、消费国以及有关方面的协调，努力保障油气进口通道的安全稳定运行，全力保障开放条件下的能源安全。