国际气价挑战新高？_天然气资讯

2021年，受经济复苏、国际油价回升、可再生能源供应乏力等因素影响，全球天然气消费量和产量均显著回升，但由于欧洲市场供需失衡、南美市场需求“异军突起”等原因，造成区域市场结构性供需失衡状况突出。

2022年，受全球经济预期下行、替代能源利用等因素影响，全球天然气需求将回归过去10年平均增速。全球天然气产量稳步提升，但结构性错配问题突出，地缘政治因素对供需和价格的影响力上升，区域市场供需失衡或将加剧，气价将挑战新高。

壹

2021年全球天然气消费强劲增长

受经济复苏、国际油价回升、可再生能源供应乏力等因素影响，2021年全球天然气消费量和产量均显著回升。但受2016~2017年液化产能投资低谷影响，2021年新增液化产能创7年来新低，全球LNG市场供应持续趋紧，美国市场气价显著上涨，欧亚市场天然气价格持续上升，并达历史高位。

2021年，全球天然气消费在经历了上年的历史性下降后出现强劲增长，消费量超过疫情前水平，达到3.99万亿立方米，同比增速达4.6%，远高于上年-2.7%的增速和过去10年2%的平均增速，这是造成全球区域市场供需失衡的根本原因。

欧洲天然气需求增加，供应紧张。2021年，欧洲天然气消费量为5614亿立方米，同比增速由上年的-2.2%增至3.8%，但供应侧乏力，供应持续紧张。欧洲大部分国家在年初遭遇寒冬，天然气消费大幅反弹；受疫情缓和、经济缓慢复苏推动，欧洲主要国家终端部门天然气消费均有所增长，其中工业、商业、居民和交通增量约250亿立方米；欧洲部分国家能源转型步伐过快，推行较为激进的碳减排政策，对可再生能源过度依赖，但年内太阳能和风力发电持续疲弱，亟需天然气弥补缺口；能源转型推升碳价和煤价，与天然气需求和价格形成相互促升。

亚洲天然气消费增长强劲。2021年，亚洲天然气消费增速由上年的0.4%大幅提升至7.4%，消费量达9257亿立方米，增量约640亿立方米，为全球总增量的36.4%。增长较为显著的国家主要是中国、韩国，其他国家增速有所放缓，但由于体量大仍对消费总量贡献较大。其中，中国天然气消费受经济形势稳中向好、“双碳”目标推动，保持两位数的增速，消费量约3654亿立方米，同比增速达12%。韩国推行“减煤去核”政策，关闭了部分燃煤电厂与核电厂，提振天然气消费，全年消费强劲增长。需求放缓的国家主要为日本和印度。日本天然气消费受煤炭消费增长、核电重启等因素抑制，总量同比小幅下降。印度受疫情反复以及高气价抑制，国内化肥、电力和炼油行业用气经济性下降，替代能源需求旺盛挤压国内天然气需求。同时，由于高气价抑制，东南亚等亚洲新兴天然气消费国需求增长放缓，部分国家加大煤炭、柴油等能源利用替代天然气。

南美天然气需求“异军突起”。受干旱天气影响，南美水力发电大幅萎缩，各国利用气电补充电力缺口，推升天然气需求。2021年，南美地区天然气需求约1550亿立方米，增量为110亿立方米。从LNG进口看，南美LNG进口量1765万吨，同比上升67%，而上年下降16.2%。其中，巴西LNG进口同比增长204%，阿根廷同比增长约99.2%，智利同比增长约24%。南美吸引了大量美国等地的LNG船货，造成欧亚市场供应紧张。

贰

天然气供需错配问题突出

主要天然气生产国产量小幅回升。2021年，全球天然气产量4.18万亿立方米，较上年上升3.8%，增速由上年的-3.7%转正。从地区看，北美地区产量小幅下行，主要是美国年内多次遭遇极端天气。年初美国得克萨斯州等地遭遇暴风雪天气，断电停产造成油田伴生气产量一度中断。年中和三季度的干旱天气及飓风均在一定程度上对产量造成压力。叠加上年页岩气勘探开发投资大幅回落，上游气田产量出现下降。北美全年产量1.22亿立方米，同比下降0.1%，上年降幅为0.9%。中亚俄罗斯地区产量受欧洲和亚洲需求增长带动，保持5.7%的增速，产量为9308亿立方米，较上年的增速（-5.9%）大幅反弹。

从国家看，美国和俄罗斯依然居前两位，合计占全球产量比重约42.7%。美国产量约1.02万亿立方米，同比下降0.4%，俄罗斯产量约7623亿立方米，同比上升10.1%。卡塔尔和澳大利亚天然气产量保持稳定，增速分别为1.5%和0.5%。总体看，全球天然气产量呈上升走势，但由于主要产区与消费区错配，区域市场供需结构性失衡问题更加突出。

LNG供应能力增长乏力。2021年，全球LNG液化产能增至4.63亿吨/年，年增速由上年的4.8%降至1.3%，连续两年下降。全年仅有两个LNG项目共两条生产线投产，新增产能仅为600万吨/年，较上年新增产能大幅缩减71.4%，为近7年最低水平。新增产能分别来自美国（450万吨/年）与马来西亚（150万吨/年）。

叁

天然气市场区域联动显著增强

2021年，国际气价刷新历史纪录。美国极端天气频发叠加LNG出口大幅提升，需求增长、供应收紧，HH现货年均价3.91美元/百万英热单位（MMBtu），同比上涨92.7%，为过去7年最高价格。

欧洲需求增长，供应收紧，库存跌破近5年低位，TTF现货价格大幅上行并引领亚洲现货价格上涨，TTF现货年均价约15.9美元/MMBtu，同比上涨398%，为2004年有价格记录以来最高。

亚洲区内经济复苏需求强劲、区外资源竞争激烈，与欧洲气价联动强势上涨，东北亚LNG现货年均价14.5美元/MMBtu，同比上涨280%，回升至2013~2014年高气价水平。年底欧亚价格进一步暴涨，欧洲TTF现货价格和东北LNG现货报价分别达到60美元/MMBtu和46美元/MMBtu。美欧亚三地年度均价之比为1∶4.1∶3.7，欧洲现货年均价首次高于亚洲现货年均价，欧亚价格相关性有所增强。

与往年不同在于，2021年亚洲现货价格上涨动能相对偏弱，欧洲天然气价格大幅上涨成为拉升亚洲气价的主要因素。一是欧洲天然气市场的脆弱性加大全球天然气供应压力，气价持续走高，带动亚洲气价上行。二是区域市场竞争加剧，价格联动性增强。

肆

2022年全球天然气供需紧张形势或将加剧

2022年，受全球经济预期下行、替代能源利用等因素影响，全球天然气需求将回归过去10年平均增速。全球天然气资源充足，产量稳步提升，但结构性错配问题突出，地缘政治因素对供需和价格的影响力上升，区域市场供需失衡或将加剧，气价将挑战新高。

全球天然气供需紧张将加剧。全球天然气需求增长将放缓，但供应侧风险加大。受疫情防控常态化、全球经济预期下行、煤炭利用加大以及高气价等因素影响，全球天然气需求增速将放缓至过去10年2%的平均水平。预计北美、中东天然气产量将保持增长，俄罗斯产量或将受出路不畅影响有所下降。

从新增LNG出口能力看，全球新增LNG液化产能不足。全年计划新增LNG液化产能约1300万吨/年，仅为2019年增量的1/3，叠加美国加快建设进程、计划外增加的1000万吨/年产能，仍低于全球预计增长的2600万吨需求。从传统LNG出口国看，卡塔尔和澳大利亚无计划投产项目。受前期气田投资不足、原料气产量下降及潜在的安全问题等因素影响，特立尼达和多巴哥、尼日利亚等国LNG出口量将呈下降走势。

全球天然气价格将挑战新高。全球资源供应侧风险增加支撑国际气价高位波动。分地区看，欧洲管道气不确定性加大供应风险，气价或将再创历史新高。2022年，受高气价抑制，欧洲工业、民商用气将不同幅度下降，但年初欧洲地下储气库库存仅为288亿立方米，满库率为28.6%，低于过去5年低限。为满足能源需求，欧洲将采取提升区内产量、增加LNG进口、加大替代能源利用来弥补用能缺口。但短期内，欧洲难以寻求足够的资源来弥补管道气缺口，LNG市场竞争将加剧，推动欧洲气价再创新高。

一季度，TTF现货均价32.6美元/Mmtu，预计全年均价将在25～30美元/MMBtu，同比上涨50%以上。亚洲天然气竞争加剧，现货价格将受欧洲带动再度冲高。受能源转型和高气价影响，亚洲天然气需求将同比放缓。其中，中国受经济持续复苏、煤炭增供等影响，天然气需求增速将放缓；日本核电重启抑制天然气需求；高气价减缓韩国煤炭退出速度，天然气需求将下降；高气价将抑制印度和新兴市场用气需求，迫使其加大替代能源利用。同时，欧洲LNG需求强劲，将与亚洲市场形成激烈的采购竞争，东北亚LNG现货价格将与欧洲气价趋同。

一季度，东北亚LNG现货均价31.2美元/MMBtu，预计全年均价与欧洲趋同，同比上升超过70%。美国加大天然气出口，供需偏紧将推升气价。受高气价驱动，美国LNG出口动力强劲，LNG原料区需求增长将造成供需偏紧，推升气价。一季度，美国HH现货均价4.67美元/MMBtu，预计全年均价在4.0～4.5美元/MMBtu，同比上涨2.3%～15.1%。