2022年以來，烏克蘭危機對全球天然氣行業造成巨大沖擊，天然氣供應短缺、價格上漲，市場對地緣風險異常敏感、脆弱。上半年，全球天然氣市場消費增速顯著放緩，俄羅斯產量下降抵消掉其他地區的產量增長，預計全年，全球天然氣供應和需求會出現不同幅度的下降，市場供應緊張形勢加劇。
上半年全球主要天然氣市場價格屢創新高，均值達到去年同期的2～4倍，下半年天然氣市場面臨更多不確定因素，預計年內全球氣價仍將集體位于歷史高位區間。全球天然氣市場價格聯動性正在增強，尤其是歐亞天然氣價格互相牽引、互相推漲，歐洲逐漸成為主要的溢價市場。
全球管道氣貿易量大幅下降，天然氣貿易增長主要依靠LNG拉動，美國成為上半年最大的LNG出口國。天然氣貿易流向深刻調整，美國天然氣多流向歐洲，俄羅斯天然氣供應加快向亞洲地區傾斜，非洲天然氣逐漸成為市場上新的增量。越來越多的買家尋求長協合約以鎖定長期穩定的低價氣源，賣方市場的話語權進一步提升。新簽署的LNG長協供應商大多是美國公司，在定價上多與美國Henry Hub價格掛鉤，且目的地更加靈活，一定程度上增加了天然氣市場的流動性。
天然氣在全球能源轉型中優勢與挑戰并存。在氣候變化大背景下，全球性降碳減排趨勢為天然氣消費提供較大增長空間，然而烏克蘭危機造成的天然氣供應減量加大了煤炭的使用，從短期看天然氣面臨煤炭的替代性挑戰。我國天然氣外采比例較高，勢必會受到國際市場天然氣資源短缺、價格上漲的影響。面對復雜多變的國際形勢和艱巨繁重的國內改革發展穩定任務，在立足國內，推進天然氣穩步增產、提高儲運能力的同時，還應加強與天然氣生產國等方面的協調，確保進口通道安全通暢，全力保障開放條件下的能源安全。
一、全球天然氣供需
（一）天然氣需求增速顯著放緩
2022年以來，地緣政治影響、LNG現貨價格高企、氣候相對溫暖等因素對天然氣需求增長構成壓力，預計全年全球天然氣需求將下降0.5%，隨后幾年需求會緩慢增長，且具有很大不確定性。
BP發布的《世界能源統計年鑒2022》顯示，2021年全球天然氣消費量已高于2019年疫情前水平，達到40375億立方米，同比增加5.3%，這是全球天然氣消費量首次突破4萬億立方米，但其在一次消費中的份額同比沒有變化，仍是24%。2021年美國天然氣消費8267億立方米，歐洲5711億立方米，消費量居前兩位，而中國和俄羅斯天然氣消費同比增長均超過12%，是全球天然氣消費增長最快的兩個國家。
2022年以來，地緣政治影響、LNG現貨價格高企、氣候相對溫暖等因素對天然氣需求增長構成壓力，全球天然氣市場消費增速顯著放緩。具體來看：
在歐洲市場，受高溫和創紀錄的高昂天然氣價格影響，工業和電力部門的天然氣使用量大幅下降。根據國際能源署數據，上半年歐洲天然氣消費量同比下降10%以上。為了應對高氣價和管道氣供應短缺，德國、意大利和荷蘭等國政府宣布了一系列舉措，包括需求側管理、采取節能措施、鼓勵減少工業天然氣用量、增加燃煤發電量等，以減少天然氣消費。7月26日，歐盟就減少天然氣消費的緊急計劃達成一致，各成員國同意在2022年8月1日至2023年3月31日期間將天然氣消費量減少15%。目前，歐洲注庫需求強烈，各國正在竭盡全力為下半年的冬季儲備足夠的天然氣。按照歐盟此前的計劃，到2022年11月1日前，歐盟各成員國的天然氣儲備量應不低于滿額儲氣量的80%；到2023年11月1日前，各國天然氣儲備量不低于滿額儲氣量的90%。
在亞洲市場，高氣價一定程度上抑制了日本、韓國兩國的進口需求，此外，為了賺取差價，日、韓還將一部分從美國、澳大利亞等國購買的LNG轉賣給歐洲，致使其天然氣進口量低于預期水平。相比日韓兩國，東南亞、南亞等新興經濟體天然氣需求受高價抑制更加顯著，加之本國貨幣兌美元貶值，這部分國家對高價LNG的負擔能力更加遜色。并且亞洲地區能源轉型進程較慢，更容易轉用煤炭等其他化石能源進行替代，這也抑制了亞洲地區部分天然氣消費需求。根據國際能源署數據，今年前3個月韓國天然氣消費量同比僅增長1%，前4個月日本天然氣消費量同比下降3%，前5個月印度天然氣消費量同比下降2.7%。眼下，亞洲國家進入發電用氣高峰，后期預計注庫需求將持續回升。
在北美市場，今年以來，美國國內原料氣需求旺盛。進入5月后，受高溫天氣影響，美國大部分地區發電用氣需求上升。根據國際能源署數據，上半年美國天然氣消費量同比增長近5%。美國能源信息署近期表示，由于經濟復蘇帶動工業部門天然氣需求量提升，持續淘汰煤電提升了電力部門對天然氣的需求，以及今年夏季偏高的氣溫帶動制冷需求提升，預計2022年美國本土天然氣消費量同比將上升3%。
國際能源署7月5日發布的天然氣市場季度報告指出，2021年下半年，天然氣市場供應趨緊，而今年爆發的烏克蘭危機進一步加劇了這一局面，這令天然氣需求面臨巨大壓力。預計2022年全球天然氣需求將下降0.5%，隨后幾年需求會緩慢增長，且具有很大不確定性，到2025年全球天然氣需求僅比2021年增長1400億立方米，而2021年一年的需求增量就達到了1750億立方米。鑒于全球經濟疲軟以及從煤炭或石油轉向天然氣的能源轉型規模變小，國際能源署對天然氣需求到2024年的增長預期相比上一次預測下調了60%。
分部門看，工業部門的天然氣需求仍然是全球天然氣需求增長中最強勁的部分，占2021至2025年間天然氣需求總增量的60%左右。然而，工業部門天然氣需求面臨的不確定性較高，因為工業活動特別容易受到能源和原材料價格的影響。
分地區看，全球天然氣需求增長在地域上較為集中。到2025年，整個亞太地區將占天然氣需求總增量的近一半，其次是中東，占三分之一。這兩個地區占據需求增量的近80%。北美和非洲對需求增長的貢獻較小，中南美洲和歐亞大陸的天然氣需求增長普遍停滯，而歐洲的天然氣需求則出現大幅下降。國際能源署對全球天然氣需求增長前景的預期，進一步凸顯了亞洲地區和工業部門在中期需求增長中的巨大作用。
資料來源：IEA
圖1 2015-2025年全球天然氣需求變化情況
（二）天然氣供應緊張形勢加劇
2022年以來，因對歐管道氣供應量迅速削減，俄羅斯天然氣產量降幅已超10%。預計俄羅斯產量下降將抵消掉其他地區的產量增長，今年全年全球天然氣產量同比將略微下降，隨后幾年產量增長將集中在北美和中東地區，但增長量仍有限。
BP數據顯示，2021年全球天然氣產量也已高于2019年疫情前水平，達到40369億立方米，同比增加4.8%。美國天然氣產量9342億立方米，俄羅斯7017億立方米，產量居全球前兩位。土庫曼斯坦天然氣產量同比增長41.9%，阿爾及利亞同比增長24.1%，產量均達到千億立方米以上，而整個歐洲天然氣產量同比減少3.5%，降至2104億立方米。
2022年以來，俄羅斯對歐洲的管道氣供應量迅速削減，造成天然氣市場供應緊張，美國受制于產能等問題，年內出口增長空間有限，市場供應緊張形勢進一步加劇。具體來看：
美國方面，3月，美國與歐盟簽署協議，根據協議，美國今年年內向歐盟追加供應150億立方米LNG，到2030年前美國對歐盟的LNG年供應量將增至500億立方米。隨著政策信號釋放，美國LNG生產商加快建設步伐。截至6月底，今年全球已投產的兩個LNG項目均位于美國，分別為Venture Global公司的Calcasieu Pass LNG項目以及切尼爾能源的Sabine Pass LNG項目第6列生產線。美國能源信息署數據顯示，整個上半年，美國7個LNG出口設施的峰值產能平均利用率達到87%。截至2022年7月，美國LNG液化能力平均為114億立方英尺/日，短期峰值產能為139億立方英尺/日。需要注意的是，自由港LNG設施6月火災爆炸事故對美國LNG出口造成一定影響，自由港停產產能為1500萬噸/年，約占美國LNG出口總產能的20%。預計自由港LNG設施將在10月初恢復部分液化作業，并在年底前恢復全面生產。受制于產能及本土供應問題，2022年美國LNG出口量或僅能達到119億立方英尺/日。
資料來源：EIA
圖2 2016年1月-2022年6月美國LNG項目出口能力變化情況
2021年，美國聯邦能源管理委員會和美國能源部批準了10個新項目，以及Cameron、Freeport和Corpus Christi三個現有項目的產能擴建。美國能源信息署樂觀預計，若這些項目都能在2030年前投產，屆時美國液化能力將達4100億立方米/年，遠大于10年后的LNG出口量。但分析認為，考慮到缺乏長協保障、項目建設成本攀升、資源可獲得性下降等因素，上述獲批新項目能否如期投產存在不確定性。
俄羅斯方面，自烏克蘭危機爆發以來，西方大規模制裁俄羅斯，作為反制裁措施，俄羅斯針對“不友好”國家和地區的“盧布結算令”自2022年4月1日起生效。目前，俄羅斯天然氣工業股份公司（俄氣）已先后中斷向波蘭、保加利亞、芬蘭、丹麥和荷蘭等拖欠天然氣款且拒絕以盧布結算的歐洲國家供氣。截至7月27日，俄羅斯向歐洲輸送天然氣的現行最大跨境管道“北溪1號”輸氣量已降至滿負荷運力的20%。
據俄氣7月15日公布的數據，自今年年初起，俄羅斯天然氣產量共計2497億立方米，同比下降10.4%；出口719億立方米，下降33.1%。國際能源署預計，由于國內需求下降及其對歐洲的管道氣供應量迅速削減，2022年俄羅斯天然氣產量將下降12%以上。因出口預期下降導致增產潛力不足，此后幾年俄羅斯天然氣產量將以每年1%的速度恢復，但到2025年，總產量仍將比2021年水平低10%。
在歐洲，挪威、荷蘭和英國為最主要的產氣國。2021年，三個國家天然氣產量占歐洲當年天然氣產量的比重達78.47%。烏克蘭危機以來，挪威、荷蘭和英國加快了開發新的天然氣資源的步伐，以期提升區域內可掌握的資源量，如英國和荷蘭已于2022年6月批準了位于北海的新開發項目，挪威也于7月批準了三個開發項目。據了解，這三個國家有望增加100億立方米/年的天然氣產能。但鑒于已探明天然氣儲量連年衰竭的實際情況，未來三個國家可供大規模開發的新氣源較為有限。
在非洲，近期，BP、埃尼、挪威國家能源公司、殼牌、埃克森美孚等歐美油氣巨頭，紛紛調整其在非洲的投資戰略，重啟或加速推進此前擱置的天然氣上游開發項目和LNG項目。根據Rystad Energy的研究數據，預計到2030年，整個非洲大陸天然氣產量將從2022年的2600億立方米增長到3350億立方米，如果油氣生產商擴大投入的話，到2025年就可能達到這個產量目標。到21世紀30年代后期，非洲的天然氣產量峰值可以達到4700億立方米，相當于俄羅斯2022年天然氣產量的75%。
在中東，LNG主要供應國卡塔爾的液化產能利用率已達到100%，今年年內無新增產能。6月中下旬，卡塔爾國有能源公司（QatarEnergy）密集與多家國際能源巨頭簽署協議，共同開發北油氣田擴建項目的第一階段：計劃建設四條液化生產線（總計3260萬噸/年）、耗資287.5億美元的北油氣田東部項目（NFE），預計2025年底前開始生產。該項目的第二階段北油氣田南部項目（NFS）包含另外兩條液化生產線。全部投產后，到2027年，卡塔爾的LNG總產能將從目前的7700萬噸/年提高到1.26億噸/年。卡塔爾今年2月發布的《卡塔爾經濟展望》報告預計，隨著北油氣田逐步投產，2026年，卡塔爾有望成為全球最大的LNG出口國。
國際能源署預計，2022年俄羅斯產量下降將抵消掉其他地區的產量增長，全球天然氣產量同比將略微下降，隨后幾年產量增長將集中在北美和中東地區，但增長量仍有限。
二、全球天然氣價格
（一）天然氣價格處于創紀錄高位
2022年上半年，全球主要天然氣市場價格屢創新高，均值達到去年同期的2～4倍。下半年，歐洲地區天然氣價格大概率將繼續沖高，其他消費市場也難以獨善其身，預計年內全球氣價仍將集體位于歷史高位區間。
2021年，北美、歐洲和亞洲天然氣價格均出現大幅上漲，創2014年以來新高，其中美國Henry Hub價格接近翻番，歐洲TTF價格增長了4倍，亞洲JKM價格提高了3倍。天然氣價格暴漲是長短期多重因素作用的結果。首先是市場基本面的供需錯配。在供應側，疫情的反復使得產能缺口始終無法全面恢復；在需求側，主要經濟體進入經濟恢復通道，帶動能耗需求持續增長。其次，氣候因素尤其是極端氣候因素進一步加劇供需矛盾。再次，全球能源低碳轉型，大量能源企業縮減傳統能源相關業務，碳排放管控愈發趨嚴，一定程度加劇了能源系統結構性矛盾。
2022年上半年，烏克蘭危機給全球天然氣市場帶來了前所未有的波動。隨著供應緊張進一步加劇，歐亞地區對LNG貨源的搶奪戰更加激烈，不斷支撐歐洲和亞洲天然氣價格上漲并刷新歷史記錄。在美國，LNG出口保持強勁疊加美國國內電力需求大幅走高，而產量恢復緩慢，帶動天然氣價格震蕩上行，相比往年同期處于高位。全球主要天然氣市場價格屢創新高，均值達到去年同期的2～4倍。
數據顯示，今年3月，歐洲TTF價格接近70美元/百萬英熱單位；4-5月，TTF價格出現回落；6月，因俄羅斯供給歐洲的天然氣縮減，TTF價格再次飆升，截至6月底超過50美元/百萬英熱單位。亞洲現貨價格也隨之起伏。今年3月，亞洲JKM價格超過50美元/百萬英熱單位；4-5月價格回落；6月開始抬升，截至6月底接近40美元/百萬英熱單位。整個上半年，TTF平均價格為30.94美元/百萬英熱單位，亞洲JKM價格也一直居高不下，同期平均價格為29.50美元/百萬英熱單位。
另據美國能源信息署數據，2021年7月至2022年6月，美國Henry Hub天然氣月平均現貨價格幾乎翻了一番，從2021年7月的3.84美元/百萬英熱單位上漲至2022年6月的7.70美元/百萬英熱單位。2022年5月，經通脹調整的月度平均價格達到12個月內高點8.17美元/百萬英熱單位，為2008年11月以來的最高價格。
資料來源：IEA
圖3 2021年6月以來全球各主要市場天然氣價格變化情況
進入2022年下半年，在供應側，美國自由港爆炸后的停產預計將持續至10月，俄羅斯通過“北溪1號”等管道對歐輸氣量不斷下降；在需求側，三季度的炎熱天氣提振氣電需求，四季度逢取暖高峰期，氣候因素的不確定性將激發部分買家的囤貨需求，歐亞地區注庫需求明顯，區域間競爭將進一步加劇。鑒于以上價格看漲因素，歐洲地區天然氣價格大概率仍將繼續沖高，并伴隨有較大的波動性。隨著歐洲地區氣價高企，其他消費市場也難以獨善其身，預計今年年內全球氣價仍將集體位于歷史高位區間。
未來幾年，全球天然氣價格，尤其是LNG現貨價格即使不會再觸及歷史高點，大概率也會保持在高位。殼牌表示，如果將2021年俄羅斯對歐洲的管道氣供應轉化為LNG當量，再加上2021年輸送到歐洲的LNG量，總規模約為2億噸，是當前全球LNG貿易量的一半。歐洲難以在短期內完成對俄羅斯天然氣的替代，最早也要等到2026年前后，屆時美國和卡塔爾將有大量新增產能投產，更多LNG將進入市場。但在2026年新供應進入市場前，歐洲和亞洲對有限LNG資源的競爭將不可避免地使價格保持高位。
（二）天然氣市場價格聯動性增強
全球天然氣市場價格聯動性正在增強，局部市場價格波動、供需不平衡會影響其他區域。一方面，隨著美國LNG出口量進一步增加，美國天然氣市場價格與全球氣價的聯動性增強。另一方面，面對天然氣市場的供應緊張，歐亞買家競爭LNG貨源，歐亞天然氣價格互相推漲，聯動效應較以往更加明顯。此外，隨著歐洲氣價的大幅上漲，“亞洲溢價”正在逐步轉變為“歐洲溢價”。
●美國市場天然氣價格與全球氣價聯動性顯著提升
長期以來，北美天然氣市場較為封閉，價格變動主要由區域內供需結構主導，受其他地區的影響較弱。近年來亞洲LNG現貨市場和歐洲天然氣市場價差逐漸收窄，但北美天然氣市場依然自成一體。烏克蘭危機以來，隨著美國LNG出口量進一步增加，北美天然氣市場與歐洲和亞洲市場的聯動性增加，其市場價格與全球氣價的聯動性也隨之增強。美國LNG出口價格主要與Henry Hub價格掛鉤，在美國LNG出口增長的同時，Henry Hub價格越來越多地反映國際天然氣供求形勢，長期來看可能進一步縮窄與歐洲TTF和亞太JKM價格的差距。今年美國遭遇寒春酷暑，其國內需求和出口雙雙增長，6月初Henry Hub價格一度突破9美元/百萬英熱單位的高位。
●歐亞現貨市場天然氣價格聯動效應更加明顯
2021年秋季以來，面對全球天然氣市場供應緊張的局面，以及北半球冷冬天氣的預期，歐洲和亞洲主要消費國紛紛加大對LNG的采購力度，歐亞買家的旺盛需求使得兩個地區在全球LNG市場上形成了相互競爭氣源的局面，兩大地區天然氣價格隨之呈現互相牽引、互相推漲的格局。進入2022年，歐洲地區對LNG貨源的需求進一步提升，而全球LNG供應能力提升空間有限，歐亞買家對LNG貨源的爭奪更加激烈。在歐洲天然氣價格不斷飆升的過程中，亞洲地區天然氣價格也順勢追漲，呈現與歐洲地區幾近相同的走勢，歐亞市場之間的聯動效應較以往更加明顯。
●天然氣市場從亞洲溢價向歐洲溢價轉變
歷史上看，受定價方式、運輸成本、能源消費結構等多種因素影響，亞洲地區的天然氣價格一直高于歐洲地區，造成了亞洲溢價。但自2021年冬天開始，歐洲對LNG的強烈需求推動地區天然氣價格快速上漲、劇烈波動并持續高于亞洲氣價，歐洲成為主要溢價市場。對于LNG現貨貿易商來說，氣價更高的歐洲市場比亞洲市場更具吸引力。2022年3月，歐洲TTF現貨價最高超過77美元/百萬英熱單位，同期亞洲JKM現貨價最高超過50美元/百萬英熱單位，歐洲價格溢價明顯。考慮到歐洲的能源自主進程及地區天然氣供應形勢變化，未來幾年歐洲氣價大概率高位運行，一直以來亞洲溢價的天然氣模式或將轉變為歐洲溢價。
（三）市場波動性從油價轉向氣價
2021年能源價格上漲過程中氣價的主導成分更多一些，在近期油價、氣價等能源價格劇烈震蕩中，相比油價，氣價的波動區間更大。從金融市場層面看，市場波動性正從油價轉向氣價。
在2021年的全球能源供應緊缺、能源價格暴漲中，氣價的主導成分更多一些。在氣價上漲的同時，煤炭和原油價格也不斷攀升。在各類能源價格的相互影響中，一個顯著的特點就是油價的主導作用減弱，而天然氣價格的主導地位顯著提升。
進入2022年，烏克蘭危機加劇了能源市場此前的供需緊平衡狀態，持續對油氣供給形成沖擊、對國際油價和氣價構成擾動。同時，油氣價格上漲帶動全球煤炭需求增加，煤炭供需缺口進一步加大。尤其是最近幾個月以來，油價、氣價等能源價格劇烈震蕩，6月中旬北美天然氣與歐洲天然氣價差從一個狹窄收斂區間快速進入到一個瘋狂擴大的區間，而國際原油價格則在5月份之后逐漸趨穩并呈現略有下降的趨勢。能源價格近期走勢顯示，市場波動性已從油價轉向了氣價。
三、全球天然氣貿易
（一）天然氣貿易增長放緩
2022年以來，受俄羅斯大幅削減對歐管道氣出口影響，全球管道氣貿易量下降。歐盟LNG進口量同比增長60%，是迄今為止的最高水平，美國在上半年成為最大的LNG出口國。未來幾年，全球天然氣貿易增長將主要依靠LNG拉動，LNG貿易增長將繼續由歐洲需求和北美供應主導。
BP數據顯示，2021年全球LNG貿易總量為5162億立方米，管道氣貿易總量為5056億立方米，二者大體相當。LNG方面，2021年全球LNG供應量增長260億立方米，增幅5.6%，是自2015年以來除2020年以外的最低值。美國供應的LNG增長340億立方米，幾乎為全球LNG供應的所有增量，并且還抵消了來自大西洋盆地其他天然氣出口國的供應減少。管道氣方面，對管道氣供應增長貢獻最大的是阿爾及利亞和阿塞拜疆，兩國對歐管道氣供應分別增加了130億立方米、60億立方米。雖然俄羅斯向歐洲供應的管道氣穩定在1670億立方米的水平，但其向歐盟國家的出口量減少了120億立方米，降幅8.2%。2021年中國超過日本成為全球最大的LNG進口國，占到全球LNG需求增量的近60%。
2022年以來，受俄羅斯大幅削減對歐管道氣出口影響，全球管道氣貿易量下降。為彌補俄羅斯供應量的減少，歐洲國家加緊進口LNG。摩根士丹利（Morgan Stanley）表示，歐洲國家近期購買LNG占全球LNG出口量的近三分之一。國際能源署數據顯示，上半年，歐盟LNG進口量同比增長60%，是迄今為止的最高水平。數據顯示，美國在2022年上半年成為最大的LNG出口國。與2021年下半年相比，今年上半年美國LNG出口量增長了12%，達到112億立方英尺/日。LNG出口能力的增加，國際天然氣價格的上漲，以及全球天然氣需求尤其是來自歐洲的需求增加是美國LNG出口持續增長的主要原因。
國際能源署表示，考慮到未來幾年全球液化產能增長有限，且歐洲從俄羅斯進口的管道氣減少，預計到2025年全球天然氣貿易年均增長1.2%，相比2017-2021年間4.3%的年均增速，全球天然氣貿易增長明顯放緩。具體來看，到2025年全球LNG貿易年均增長4%，LNG貿易增長將繼續由歐洲需求和北美供應主導；到2025年全球管道氣貿易年均下降1.9%，俄羅斯對歐洲的管道氣出口量相比2021年水平將減半。
資料來源：IEA
圖4 2021-2025年全球天然氣貿易增長主要貢獻力量
（二）天然氣貿易流向改變
為應對供應短缺，并填補處于低位的天然氣庫存，歐洲國家加大各種渠道的天然氣采購力度。美國LNG成彌補歐洲供氣缺口的主要現貨來源，其次是中東和非洲地區，在烏克蘭危機后獲得新的出口契機。俄羅斯削減對歐洲天然氣供應后，加快推進天然氣出口東移。
●美國天然氣多流向歐洲
由于卡塔爾、澳大利亞等LNG出口國的貨源主要以長協形式被亞洲買家提前鎖定，可出口至歐洲的富余貨源較為有限，因此，美國LNG成為烏克蘭危機以來歐洲地區彌補供氣缺口的主要現貨來源。Rystad Energy的數據顯示，2022年上半年，歐洲國家自美國進口的LNG較2021年同期大增147.91%。與此同時，德國和英國買家均與美國LNG供應商簽署了新的長協合約。國際能源署6月30日表示，由于俄羅斯在6月初減少了對歐洲的天然氣供應，加之歐盟大量采購LNG，6月美國對歐洲的LNG出口量史上首次超過俄羅斯對歐洲的管道氣出口量。
●俄羅斯天然氣供應加快向亞洲地區傾斜
其實早在2020年版的國家能源戰略中，俄羅斯政府就提出，要特別重視加強東西伯利亞和遠東天然氣運輸基礎設施建設，以亞太帶動能源出口多元化。“西伯利亞力量”等項目的實施一定程度上實現了俄能源出口多元化。俄羅斯在削減對歐洲天然氣供應后，其氣源正面臨著出路不暢的問題。目前，俄羅斯加快將天然氣出口重點轉向亞洲。2022年初，中俄簽訂了遠東天然氣購銷協議。俄羅斯每年輸往中國的管道氣將增加100億立方米，加上“西伯利亞力量”管道的輸氣量，向中國供氣總量將達到每年480億立方米。此外，中俄兩國還在積極推動過境蒙古國的“西伯利亞力量2號”天然氣管道項目。
●非洲、中東等地加大對歐洲天然氣供應
非洲和中東是除美國以外可增加對歐洲LNG供應的主要地區。2022年以來，多個歐洲國家在非洲和中東等地尋求氣源。如意大利第二大管道氣供應國阿爾及利亞已與意大利簽訂協議，每年增供90億立方米天然氣；歐盟與埃及和以色列簽署天然氣合作三方協議，以實現以色列通過埃及向歐盟供應天然氣；德國則一直在尋求從塞內加爾獲得天然氣供應等。值得關注的是，非洲天然氣逐漸成為天然氣市場新的變量。考慮到歐非距離優勢，以及從北非到歐洲的現有天然氣管道設施和長期以來存在的天然氣供應關系，未來非洲有望成為歐洲天然氣供應替代有力競爭者。
（三）長協備受買家青睞，賣方市場得以鞏固
全球天然氣市場供需進入緊平衡狀態，市場波動和不確定性以及對能源安全的擔憂促使越來越多的買家尋求長協合約，一方面為了保證長期穩定的氣源，另一方面為了鎖定低價氣源，在此過程中，賣方市場話語權進一步提升。
2020年，受新冠肺炎疫情影響，天然氣市場低迷，在市場嚴重供過于求的背景下，短期現貨合約較受歡迎，買方市場特征明顯。買家根據自身條件和需求調整長協合約，談判價格條款，謀求與賣方達成平衡。進入2021年，全球天然氣供給偏緊，需求強勁，因現貨價格持續高位波動，且供應錯配局面在短期內難以緩解，天然氣買家傾向于簽署長協合約以平抑供應與價格波動風險，LNG賣方市場得以鞏固。2021年買賣雙方簽署的長協合約供應量已攀升至5年高位，長協合約數量也較此前一年大幅增加。GlobalData的數據顯示，2021年全球簽署了23份LNG長協合約，而2020年為10份。
今年以來，這一趨勢未有減弱跡象，隨著現貨價格的劇烈波動和供應前景的不斷惡化，市場不確定性增強，對能源安全的擔憂加劇。為了鎖定相對低價的氣源，越來越多的買家急于尋求長協合約，在這一過程中，賣方市場話語權進一步提升。在強勁的需求下，供應商要求客戶為新的長協合約支付更高的價格。根據美國《石油與天然氣雜志》（Oil & Gas Journal）的一份報告，目前10年期LNG合約較2021年同期漲價約75%。數據顯示，2022年全球已簽署LNG貿易量3500萬噸，其中2600萬噸來自于美國。而去年簽署的7200萬噸長協合約量中，美國所占份額不到三分之一。
（四）定價機制更加多元，交貨模式更加靈活
在新簽署的LNG長協合約中，供應商大多都是美國公司，且這些長協基本都與北美天然氣市場基準價Henry Hub掛鉤，并且采用FOB條款的交貨模式，沒有目的地限制，轉運靈活。這也是近兩年國際天然氣貿易在價格和貿易條款方面的新變化。
●掛鉤Henry Hub的定價模式
在定價機制方面，從歷史上看，天然氣行業主要使用與石油價格指數掛鉤的長協合約。尤其是在國際油價相對低迷的情況下，LNG長協合約中大多數買家傾向于選擇與油價掛鉤的定價方式。但是隨著全球LNG供應快速增加，出口市場競爭加劇，并衍生出多種定價機制，如掛鉤交易中心氣價（如美國Henry Hub、英國TTF、荷蘭NBP）的氣對氣競爭定價等。如今，越來越多的LNG購銷合約與Henry Hub、JKM、NBP掛鉤，或采用與油價和氣價同時掛鉤的混合定價方式，國際天然氣貿易定價機制呈現多樣化發展態勢。
當美國規模化出口LNG至歐洲和亞太市場時，歐洲與亞太的天然氣定價機制逐步發生變化，與Henry Hub掛鉤的合約越來越多。目前來看，美國LNG的出口份額仍將持續增長，掛鉤Henry Hub的LNG定價模式或明顯改變現有的全球天然氣定價格局。
Henry Hub價格受到美國本土氣候、產能及庫存等因素影響，反映美國國內天然氣供需形勢，從歷史數據看，相較于歐洲TTF價格和亞洲JKM價格，美國Henry Hub價格較低、走勢穩定。同時，Henry Hub價格也會受到美國貨幣政策調整、金融資本運作等因素影響，其未來走勢具有的不確定性正在逐漸增加，這將對以Henry Hub計價的長協產生較大影響。
●FOB條款的交貨模式
在交貨模式方面，在傳統的國際天然氣貿易中，LNG長協合約以DES（目的港船上交貨）為主。在DES條款下，買方需要指定LNG運輸的目的港，由于鎖定了目的港，因此轉售比較困難，在高額違約金的約束下供應商違約行為并不常見。而價格驅動之下，天然氣貿易條款發生變化，許多新的LNG長協合約從DES變為FOB（裝運港船上交貨）。在FOB條款下，目的地的選擇權交給了買方，也就是說，買方在買到氣之后，可以自主選擇交付目的地，因此也就更容易轉售。這使得買家轉運權利逐步改善，天然氣貿易目的地更具靈活性，天然氣市場更具流動性。美國近兩年有大量FOB條款的長協LNG進入市場，這部分氣量可以在市場上靈活轉賣。在歐洲面臨巨大的需求缺口且市場逐步轉向歐洲溢價的情況下，美國具有靈活性的LNG氣源更多流向了歐洲，一定程度上加速了全球天然氣貿易流向的變化。
四、幾點思考
（一）天然氣在全球能源轉型中優勢與挑戰并存
在氣候變化大背景下，從中短期看，減排壓力帶動各國能源政策向清潔能源利用傾斜，全球性降碳減排趨勢將為天然氣消費提供較大增長空間。特別是在全球能源系統低碳轉型過程中，面對極端性氣候影響，可再生能源的不穩定性、間歇性問題逐漸凸顯，而天然氣能增加出力、靈活調峰，無疑是新舊能源系統交替之際的現實選擇。BP數據顯示，2020年新冠疫情爆發對能源市場產生巨大影響，全球天然氣消費量減少810億立方米，降幅2.3%，但即便如此，其在一次能源消費中的占比仍呈現上升趨勢，創下24.7%的歷史新高。
然而，從2021年第三季度開始，隨著氣價飆升，天然氣開始面臨煤炭的替代性挑戰，全年天然氣在一次能源消費中的占比同比并無增長。而今年的烏克蘭危機造成的天然氣供應減量更是加大了煤炭的使用，多國相繼重啟已退役煤電機組或提高現有燃煤發電廠利用率。國際能源署表示，天然氣原本應該在滿足不斷上升的能源需求和實現能源轉型目標方面扮演重要角色，然而當前創紀錄的高氣價和供應中斷風險正在損害天然氣作為一種可靠、可負擔能源的形象，并令其發展前景面臨巨大不確定性。
（二）直面能源安全挑戰，確保天然氣安全穩定供應
烏克蘭危機對整個能源市場造成巨大沖擊，國際上石油和天然氣資源短缺、價格上漲，能源市場對地緣風險變得異常敏感、脆弱。我國石油、天然氣外采比例較高，勢必會受到影響。“能源的飯碗必須端在自己手里”，這是面對當下復雜多變的世界局勢的必然選擇。具體到天然氣領域，一方面應進一步提升國內勘探開發力度，推進天然氣持續穩步增產，另一方面應加強能源儲運能力建設，提升天然氣供給彈性和韌性。截至2021年，我國天然氣產量已連續5年增產超過100億立方米。我國自2018年加快天然氣產供儲銷體系建設以來，儲氣規模快速提升，三年多的時間實現了翻番。預計到“十四五”末，我國天然氣儲備能力有望在2021年的基礎上再翻一番，天然氣協調穩定發展和安全穩定供應水平再上新的臺階。《“十四五”現代能源體系規劃》指出，到2025年，國內天然氣年產量達到2300億立方米以上，儲氣能力達到550億～600億立方米。
（三）增強國際貿易運營能力，保障開放條件下能源安全
數據顯示，2021年，我國LNG買家新簽27份長協合約，合約量達到2813萬噸/年，創下歷史最高水平。與海外LNG供應商簽訂長協訂單對于穩定我國氣源供應意義重大。此外，我國管道進口能力也在持續擴大。今年前6個月，我國進口天然氣744億立方米，為保障國內能源供應發揮了積極作用。今年下半年，國際天然氣市場面臨更多不確定因素，包括歐洲能否在冬季前按計劃完成庫存補充、亞洲的現貨采購量、俄羅斯是否會切斷更多的對歐天然氣供應、今年冬季歐洲和亞洲的寒冷程度等。預計供需將持續趨緊，氣價將繼續高位運行。《“十四五”現代能源體系規劃》提出，增強進口多元化和安全保障能力，鞏固和拓展與油氣等能源資源出口大國互利共贏合作，增強油氣國際貿易運營能力。對于我國來說，一邊是復雜多變的外部環境，一邊是艱巨繁重的國內改革發展穩定任務，在立足國內、油氣核心需求依靠自保的同時，還需加強與有關能源生產國、消費國以及有關方面的協調，努力保障油氣進口通道的安全穩定運行，全力保障開放條件下的能源安全。
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