俄乌冲突爆发以来，美国为首的西方国家对俄制裁不断升级。俄罗斯见招拆招，动用卢布结算、“北溪-1”断供等措施，反制西方国家。
天然气较其他化石能源更环保、更经济，早已成为欧洲能源转型的关键支撑。欧洲对俄天然气依存度达到40%，而且天然气高度依赖管道、接收站、液化天然气（LNG）运输船等建设周期长的基础设施，资源替换难度大于石油和煤炭。
作为过渡化石能源，天然气在全球一次能源消费中的占比已经从1965年的14.6%提升到2020年的24.7%，但仍小于石油和煤炭的31.3%和27.2%（2020年）。在俄乌冲突发生后的100天内，俄罗斯化石能源（油气煤）出口收入中，原油和成品油出口占比63.4%，管道天然气占比25.8%。
天然气的体量更小、价格波动性和区域性更强，更易被局部供需关系干扰。受国际局势影响，天然气价格不断走高，TTF（荷兰天然气所有权转让虚拟交易点天然气期货）屡屡创历史新高。按热值转换，当前，天然气价格相当于煤炭的2.66倍、石油的2.57倍。
2008-2020年，通过热值转换后，天然气的价格都低于石油。业内常形容天然气市场特点为“四年一气荒，一荒管四年”。这背后的逻辑，就是上游天然气资源投资和下游需求存在错配——供给端对价格的敏感度滞后，反映在投资端，更加滞后。
2020年，新冠肺炎疫情导致下游需求下滑，国际三大市场天然气价格一度降至历史低点。超低的油气价格严重打击了上游投资的信心，全球LNG液化项目投资遇冷，全球全年仅墨西哥Energia Costa Azul LNG T1一个项目达成最终投资决定（FID）。需求下滑，供给下降的速度更快，库存大量消耗。
在全球经济复苏过程中，天然气需求恢复快于供给。全球能源转型使天然气承担了更加重大的责任。
2020年，天然气需求看涨、供应偏紧、价格逆袭，并从2021年开始远超石油价格。“基本面决定价值，供需决定价格”这一经济学基本原理，在国际天然气市场表现得淋漓尽致。
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谁在积极扩张市场？
在供给端，俄罗斯和美国作为仅有的两个天然气年产量超5000亿立方米的国家，对近3年全球天然气格局变化的影响极大。
俄罗斯对天然气价格的敏感度更高，销售区域全面东进，欧盟大幅削减对俄罗斯的天然气需求，将带来连锁反应。
根据国际能源署（IEA）数据，2019-2021年，俄罗斯天然气产量大幅波动。2020年，减产460亿立方米，贡献全球减产量的34%；2021年，增产690亿立方米，贡献全球增产量的42%，主要依靠俄气调节产量来平衡需求。
产量大幅波动，反映其对价格敏感度较高、产量调节的掌控能力较强。根据IEA数据，2021年，俄罗斯天然气对外销售增加127.42亿立方米，同比+5.4%，其中亚太地区增加53.76亿立方米，同比+20.4%，占比最大；对欧洲的供应量仅回升5.23亿立方米，同比+0.3%。
2022年3月8日，欧盟宣布年底将减少进口俄罗斯1000亿立方米天然气。面对出口量的大幅减少，俄罗斯只能首先压缩本国天然气产量，但不会轻易主动减少甚至停止对欧盟的天然气供应，会积极设法增加天然气出口亚太地区，着力增加LNG的出口量。
美国天然气出口量稳步增长，根据IEA数据，2020年，美国天然气产能仅下滑117亿立方米，同比-1.2%；而2021年，产能增加189亿立方米，同比+2.0%，年产量达到了9671亿立方米的历史高峰。
此外，美国稳步拓展亚洲市场，同时积极抢占欧洲市场，LNG产能持续扩张，是未来全球LNG增长的重要驱动力。2021年，美国合计出口LNG1008.31亿立方米，同比+49.2%；对欧洲和亚洲LNG出口分别增加了85.20亿、157.79亿立方米，同比分别增加32.8%、47.8%。
一旦位于路易斯安那州的Calcasieu Pass公司的LNG液化站在2022年底前投入使用，美国将拥有世界上最大的LNG出口能力。根据IEA数据，到2022年底，美国标准LNG液化产能预计将增至3.24亿立方米/天，峰值产能将增至3.90亿立方米/天，超过澳大利亚（预计峰值产能为3.23亿立方米/天）和卡塔尔（预计峰值产能为2.94亿立方米/天）的峰值产能。
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能源硬平衡正在上演
在消费端，得益于疫情后的经济复苏和北半球罕见低温，全球天然气消费量在2021年上半年快速增长。根据IEA数据，2021年上半年，全球天然气消费量同比增长约7%。
然而，供需基本面的逐步收紧及由此导致的天然气价格上涨，对下半年的需求产生了负面影响。2021年全年，全球天然气消费合计增加约1830亿立方米，同比+4.6%。其中，中俄贡献了主要增量。
亚太地区天然气需求强劲，即使在2020年天然气消费量仍增长40亿立方米，同比+0.5%；2021年，其消费量进一步增长约540亿立方米，同比+6.4%。
2022年，“淡季不淡”的天然气价格逼退了不少需求。欧盟重启煤电、核电新闻不断见诸报端，德国财长近期更是呼吁全面停止天然气发电……能源硬平衡正在天然气领域上演。
在库存端，2021年下半年以来，欧洲天然气库存降至近5年低位。2022年一季度，37%的欧洲天然气供应暴露在地缘风险下，市场短缺雪上加霜；二季度以来，欧洲用气需求进入淡季，天然气市场在低库存起点、高供应风险中进入新一轮补库周期。
3月23日，欧盟委员会提出，欧盟成员国的天然气库存填充率需在2022年11月1日前达到80%，而截至4月末，其库存填充率仅有33%。进入下半年补库阶段，欧盟已在硬砍需求，同时设法实现供应多元化，但短供或断供风险犹在。LNG补充对市场平衡的影响成了影响欧洲气价走向的关键。但作为管道气替代的LNG项目建设周期较长，出口液化剩余产能有限，新增产能投放集中于2024-2025年。
目前，全球可用液化产能仅可勉强覆盖欧亚LNG增量需求，且全球超一半新增出口产能由美国贡献。2022年，美国将成为全球最大LNG出口国，其中70%运至欧盟和英国。这意味着，美国本土LNG出口将直接影响欧洲天然气供应。
2022年6月8日上午，得克萨斯州自由港（Freeport）3套总计1500万吨/年产能LNG的出口终端在发生火灾后关闭。自由港目前有3条LNG产线，每条产线的年产能为450万-542万吨，总计每年约1500万吨，约占美国LNG出口产能的20%。自由港预计将在10月初恢复部分液化作业，年底前恢复全面生产。在供应问题未根本解决的情况下，欧洲天然气供应危机可能会在冬季重现。
天然气处在三大传统化石能源中最贵的地位，在未来3年内将进一步巩固。天然气价格预期在中短期居高不下，会刺激上游加大投资、劝退新增需求、萎缩存量需求，中期市场大概率转向供过于求。
全球LNG贸易上限由出口液化产能、LNG运输船船队运力和接收站再气化产能中的短板决定。从总量来看，全球LNG贸易的上限主要来自出口液化产能。2023-2025年，全球LNG出口液化产能将达到4.86亿、5.14亿、5.65亿吨，而全球LNG贸易量或为4.3亿、4.5亿、4.75亿吨。未来4年内，全球LNG贸易供应可覆盖全球LNG贸易需求，2024-2025年新增产能投放增多，市场有望转向供过于求，全球天然气价格或将下行。
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LNG海运市场备受欢迎
全球天然气消费市场与供应市场的高度分离，推动LNG贸易量和贸易占比逐年上升，且地域供需错配，促进天然气区域间贸易需求。全球LNG贸易量从2010年的2.2亿吨，增长至2021年的3.8亿吨；贸易占比从2000年的27%增长至2020年的52%。
欧盟加速摆脱对俄天然气依赖，俄罗斯亦予以反制，LNG出现地缘政治溢价，成本不再是唯一核心考量因素。
与管道天然气一样，LNG项目同样面临建设周期长的问题。出口液化项目建设周期约为8-10年，LNG运输船建设周期为30-50个月，进口接收站再气化项目建设周期约为7-9年。
LNG运输船船队运力方面，据克拉克森（Clarksons）数据，截至2021年，全球LNG活跃船舶数681艘，合计载重吨5537万吨。据国际燃气联盟（IGU）历史数据测算，每艘船每年可运输次数约为10次，理论上LNG运输船船队运力约为5.5亿吨，可以覆盖2021年预期贸易总量3.8亿吨，运力仍有盈余。
但是，历史数据难以覆盖当下变化。
首先，2022年，美国将成为全球第一大LNG出口国，一年往亚太地区的航线最多4个航次；其次，欧洲舍近求远、从俄罗斯以外的其他区域买货，LNG运距大幅增加；最后，近年来LNG运输船大型化趋势明显，老旧小型LNG运输船不断退出现役，船舶周转率逐年下降。
基于上述因素，贸易商纷纷抢签LNG运输船长期租船合同，确保能有船只运送LNG，这让LNG运输船现货运费市场变得紧张，现货运费已创下新高。
长期租船合同数量大幅增加，且费率高、有保障，不少船东正从现货市场撤出运力，转向长租市场，LNG运输船市场还出现了十年期租船合同，而过去往往最长也只是5年期。
市场爆炸式增长，使得贸易商很难在现货市场上找到任何可用性船舶，LNG运输船市场正经历供给天花板。运输船需求增加，也促使船东加大运输船订造力度。LNG运输船被誉为“造船工业皇冠上的明珠”之一。据韩媒6月15日消息，今年前5个月，全球共新增LNG运输船订单61艘，韩国和中国造船厂分别获得了39艘和22艘订单。
8月5日，由中国船舶集团旗下沪东中华承建的“中国海油中长期FOB资源配套液化天然气（LNG）运输船项目”首制船在长兴造船基地点火开工，标志着由中国自主研发设计、代表当今世界大型LNG运输船领域最高技术水平的中国第五代“长恒系列”17.4万立方米LNG运输船由设计蓝图“驶向”实船建造。
此外，LNG运输船的即期租船费率一直非常不稳定，高波动率以及冬季脉冲式行情是常态。得克萨斯州自由港爆炸发生后，美国LNG外输大受影响，LNG海运市场迅即被打压，亦折射出LNG现货运费市场的脆弱性。
过去三年，波罗的海交易所BLNG1运费指数 (澳大利亚-日本来回航次)、 BLNG2运费指数(美国-欧洲大陆来回航次)以及BLNG3运费指数(美国-日本来回航次)的走势。
在更长的时间维度上，过去10年的LNG海运市场和国际LNG市场一样，呈现较强的周期性，如下图所示：
LNG运输船短期租费率在2011年和2012年高位运行，并于2012年上半年达到每天13万美元的峰值。由于前期资本不断进入产业链，LNG运输船运力规模自2011年以来不断增长，费率在2015-2016年降温。
在中国需求强势带动下，2017年LNG运输船运费市场复苏，并于2018年继续强势运行。但随着船队持续扩张，2019年和2020年市场再次降温。受疫情影响，2021年开局不佳，但在秋季开始恢复并高位震荡。
LNG海运市场正处于诞生以来的极佳时期，这一窗口期有望持续3年左右，但是周期无法避免，船东需要更多考虑锁定长期合同。国内船厂在稳步提升LNG运输船产能的同时，也要防止一哄而上，注意产能大规模扩大带来的经营风险。
