來源：東亞前海證券，李子卓、高嘉麒、丁俊波
1.概述：主要能源供給，定價模式多元
1.1.重要能源供給之一，非常規(guī)天然氣持續(xù)發(fā)展
天然氣是一種可燃氣體，為當前的主要能源品之一。廣義上，天然氣是指埋在地層中自然形成的所有氣體，包括氣田氣、油田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等。狹義上，天然氣指的是貯藏在地層較深區(qū)域的一種富含碳氫化合物的可燃氣體。天然氣由烴類和非烴類混合組成，其中烴類以甲烷為主，占比約85-95%，此外還含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及少量的己烷以上的烷烴。作為地藏中的可燃物質，天然氣是當前的主要能源供給之一。
天然氣按照蘊藏方式和開采技術難度，可分類為常規(guī)天然氣和非常規(guī)天然氣。常規(guī)天然氣指能用傳統(tǒng)油氣地質理論解釋，并能由常規(guī)技術開采的天然氣，包括伴生氣與氣藏氣，其中伴生氣指伴隨原油共生而與原油同時被采出的油田氣，氣藏氣則包括純氣田天然氣和凝析氣田天然氣，其在地層中都以氣態(tài)形式存在。非常規(guī)天然氣指儲量大但難以開發(fā)、必須依靠大規(guī)模增產措施和先進勘探開發(fā)技術才能具有經濟價值生產的天然氣，包括煤層氣、頁巖氣、水溶氣、天然氣水合物（可燃冰）和致密砂巖氣等。常規(guī)天然氣和非常規(guī)天然氣的區(qū)別主要在兩個方面。首先，常規(guī)天然氣一般貯存在單個圈閉內物性較好的儲層中，界限明顯，而非常規(guī)天然氣貯存在連續(xù)分布的儲層中，界限模糊。另一方面，常規(guī)天然氣可以通過傳統(tǒng)技術開發(fā)和生產有經濟價值的工業(yè)產量，而非常規(guī)天然氣開采很困難，需要使用特殊先進的技術才能開采、生產有經濟價值的產量。
天然氣按照不同標準可分為不同種類。按相態(tài)，天然氣可分為游離態(tài)、溶解態(tài)、吸附態(tài)和固態(tài)水合物；按生成形式，天然氣可分為伴生氣（原油的揮發(fā)性部分）和非伴生氣（純氣田、凝析氣田天然氣）；按蘊藏條件，天然氣可分為構造性、水溶性和煤礦天然氣；按成因，天然氣可分為生物成因氣、油型氣和煤型氣。
天然氣的產業(yè)鏈可分為勘探開采、倉儲運輸和銷售應用三部分。天然氣產業(yè)鏈的上游為天然氣的勘探和開采，國內參與者主要為中國石油、中國石化和中國海油；中游為天然氣的倉儲和運輸，主要包括長距離管道運輸、LNG船舶/槽車運輸、LNG接收站、儲氣庫等；下游為天然氣的分發(fā)銷售，向燃氣電廠、工業(yè)用戶、城市管網等下游客戶銷售天然氣。
全球天然氣工業(yè)的發(fā)展歷程可劃分為四個階段。第一階段是初始期（1920-1950年），天然氣在此期間開始被開采、生產和利用，美國約占總產量的90%；第二階段為成長期（1951-1970年），開采的天然氣種類變得更加豐富，天然氣產區(qū)拓展到歐洲、蘇聯(lián)、中東和北非等；第三階段為跨越期（1971-2005年），形成了北美、俄羅斯、中東、亞太和非洲五大產區(qū)，天然氣的使用呈多元化發(fā)展；第四階段為革命期（2006年以來至今），天然氣開采技術和產量均大大提高，美國依靠非常規(guī)氣產量突破，實現(xiàn)天然氣總產量高增，并帶動了全球非常規(guī)天然氣的發(fā)展。
1.2.國外以市場定價居多，國內定價逐步放開
天然氣定價機制可以分為氣與氣競爭定價、石油指數(shù)定價、管制定價、雙邊壟斷定價、市場凈回值定價和無價格六類。目前國際上最常使用的兩種定價方法是氣與氣競爭定價和石油指數(shù)定價。北美天然氣市場更偏好于采用氣與氣競爭定價模式，歐洲兩種定價模式均有涉及，亞太天然氣市場主要采用石油指數(shù)定價模式。美國天然氣定價實現(xiàn)了市場化。下游用戶可以自行選擇供氣商，也可以向生產商直接購買天然氣，購買價格由電廠等大型用戶與供氣商協(xié)商決定。管輸價格方面，美國管道公司的管輸費一般由固定費率和商品費率兩部分構成，固定費率是管道容量預訂費，商品費用是管道容量使用費。目前，美國已設立了包括Henry Hub在內的24個天然氣市場交易中心，HenryHub的現(xiàn)貨和期貨價格也成為了美國國內天然氣價格的重要標準。
英國天然氣定價機制是通過NBP由市場競爭自由定價。英國是歐洲國家中率先實現(xiàn)天然氣工業(yè)市場化的國家，其天然氣定價機制比較簡單，天然氣用戶與供應商之間使用終端價格交易，供應商與生產商之間再確定一個海岸價格進行交易。管輸價格方面，英國采用價格帽定價法，規(guī)定每五年調整一次，在提升管輸公司運行效率的同時降低企業(yè)成本。目前，NBP是歐洲最成熟、最活躍的天然氣交易市場，也是英國洲際天然氣交易的計價交氣點。
我國天然氣定價機制共經歷了三個時期。最初我國天然氣價格由國家統(tǒng)一制定，生產企業(yè)無權自主定價。第二階段定價機制有所放寬，對四川天然氣實施商品量常數(shù)包干政策，包干外天然氣由企業(yè)自行定價。第三階段初期，我國采取“基準價+浮動幅度”的政府指導形式，出廠的基準價格與原油、液化石油等掛鉤確定，直至2019年11月，《中央定價目錄（修訂征求意見稿）》發(fā)布后明確將天然氣劃分為管制氣與非管制氣，并進行區(qū)分定價。
我國對非管制氣放開價格管制，可由市場供需雙方協(xié)商決定。非管制氣包括頁巖氣、液化天然氣、直供用戶用氣等，供需雙方可以自行確定價格，政府不再進行參與。目前市場普遍的非管制氣交易依然參考基準門站價格確定。管制氣定價方面，我國目前采取市場凈回值法，把門站價格與進口燃料油、LPG價格掛鉤，實施“基準價+浮動幅度”的管理方式。市場凈回值法的優(yōu)勢主要在于其與替代價格掛鉤，價格變動趨勢與替代能源保持一致。除此之外，市場凈回值法從市場角度定價更接近市場，體現(xiàn)了天然氣的市場價值。市場凈回值法也存在一定的局限性，一是并沒有完全采用氣與氣競爭的市場機制定價，導致其價格波動對市場的敏感度低，二是僅選取燃料油和LPG作為替代能源難以代表所有天然氣用戶。
2.全球供給：天然氣儲量豐富，供給地區(qū)集中
2.1.全球天然氣產量呈增長趨勢，進出口貿易往來頻繁
2.1.1.供給分布集中，美俄貢獻主要產量
全球天然氣儲量充足，分布較為集中。根據(jù)BP的《世界能源統(tǒng)計年鑒2021》披露數(shù)據(jù)，2020年全球天然氣已探明儲量為188.1萬億立方米，較2019年略有下降，儲量壽命為48.8年，總體上全球天然氣儲量充足。儲量分布區(qū)域方面，2020年全球天然氣探明儲量主要分布在中東地區(qū)、獨聯(lián)體國家、亞太地區(qū)、北美洲和非洲，分別占比40.3%、30.1%、8.8%、8.1%和6.9%，中南美洲和歐洲天然氣儲量占比較少，分別占比4.2%、1.7%。
中東地區(qū)2020年天然氣探明儲量為75.8萬億立方米，占全球儲量的份額最大。其中，伊朗、卡塔爾的天然氣已探明儲量分別為32.1萬億立方米、24.7萬億立方米，分別占中東地區(qū)儲量的42.3%、32.5%，且儲量在全球各國中位居第二、第三，僅次于俄羅斯。沙特阿拉伯、阿聯(lián)酋和伊拉克緊隨其后，儲量占比分別為7.9%、7.8%和4.7%。
獨聯(lián)體國家2020年天然氣探明儲量為56.6萬億立方米，其中俄羅斯儲量居全球第一。獨聯(lián)體國家天然氣儲量豐富，其中俄羅斯已探明儲量為37.4萬億立方米，占比66.1%，在獨聯(lián)體國家和全球儲量中占比均為第一，主要原因是天然氣由腐爛的有機物長時間發(fā)酵生成，而俄羅斯的西伯利亞地區(qū)多沼澤淤泥洼地，易生成天然氣。此外，土庫曼斯坦、阿塞拜疆和哈薩克斯坦天然氣已探明儲量低于俄羅斯，分別為13.6、2.5和2.3萬億立方米，占比分別為24.0%、4.4%和4.0%。
中國與美國天然氣探明儲量分別在亞太地區(qū)和北美洲中位居第一。亞太地區(qū)2020年天然氣探明儲量為16.56萬億立方米，其中中國儲量為8.4萬億立方米，約占亞太地區(qū)儲量的50.7%，并在全球各國中位居第六，澳大利亞、印度的儲量居第二、三位，分別占比14.4%、8.0%。北美洲2020年天然氣探明儲量為15.15萬億立方米，其中美國占據(jù)大部分儲量，占比達83.3%，儲量為12.6萬億立方米，在世界各國中位居第五，加拿大和墨西哥的儲量則較少，分別占北美洲儲量的15.5%、1.2%。
全球天然氣產量整體呈上升態(tài)勢，其中北美洲產量占比最大。2021年全球天然氣產量約為4.04萬億立方米，同比增長4.54%，2020年受新冠疫情影響，全球天然氣產量略有下降，但2014-2021年全球天然氣產量整體呈現(xiàn)上升趨勢。產量的地區(qū)分布方面，2021年北美洲天然氣產量約為1.14萬億立方米，居全球第一，占比約為28.1%，其后為獨聯(lián)體國家、中東地區(qū)和亞太地區(qū)，分別占比22.2%、17.7%和16.6%。
全球天然氣供給地區(qū)分布集中。2018-2021年全球各地區(qū)天然氣產量總體上均保持穩(wěn)中有升的趨勢，受新冠疫情影響，各地區(qū)2020年產量均略有下降，但2021年都有所回升。從國家層面來看，2021年美國天然氣產量居世界第一，占比達23.1%，俄羅斯、伊朗、中國和卡塔爾緊隨其后，分別占比17.4%、6.4%、5.2%和4.4%，五國合計占比約為56.4%，供給集中。
美國和俄羅斯為天然氣產出大國，產量均呈穩(wěn)定增長態(tài)勢。美國天然氣儲量豐富且大力開采頁巖氣，2015-2021年美國天然氣產量6年的CAGR為3.95%，2021年產量約為9342億立方米，同比增長2%。俄羅斯天然氣資源豐富，2015-2021年產量呈穩(wěn)中有升的發(fā)展趨勢，6年CAGR為3.09%，2021年產量約為7017億立方米，同比增長10.10%。
2.1.2.進出口貿易活躍，全球格局逐步生變
亞太地區(qū)為全球天然氣最大進口地區(qū)，以俄羅斯為主的獨立聯(lián)合體國家為最大出口地區(qū)。2021年全球天然氣貿易流量約為1.02萬億立方米，較2020年同比增長8.2%，其中管道天然氣貿易流量約為0.51萬億立方米，LNG貿易流量約為0.52萬億立方米。從進出口地區(qū)來看，進口方面，2021年全球天然氣主要進口地區(qū)前三位的是亞太地區(qū)、歐洲和北美洲，分別占全球總進口量的42.1%、33.4%和15.9%；出口方面，2021年全球天然氣主要出口地區(qū)前三位的是以俄羅斯為主的獨立聯(lián)合體國家、北美洲和亞太地區(qū)，分別占全球總出口量的31.1%、25.0%和18.1%。
全球天然氣主要的貿易區(qū)域為北美洲、歐洲和亞太地區(qū)。美洲內部主要接收的是管道運輸天然氣，并大量出口LNG（液化天然氣）；東亞地區(qū)接收的包括管道天然氣和LNG，以LNG為主；歐洲為全球第二大天然氣進口地區(qū)，幾乎無出口量，主要依賴從俄羅斯、中東等周邊地區(qū)進口管道天然氣，并從世界各地進口部分LNG。
亞太地區(qū)和歐洲為最主要的LNG進口地區(qū)，2021年LNG進口量合計占比達93%。2021年全球LNG進口總量為5162.3億立方米，其中亞太地區(qū)進口量最多，為3718.0億立方米，約占全球進口量的72%；歐洲以1082.3億立方米進口量位列第二，占比約21%，兩地區(qū)進口量合計占比達93%，為最主要的LNG進口地區(qū)。從國家層面來看，中國、日本和韓國2021年LNG進口量分別為1095、1013、641億立方米，占全球進口量比例分別為21.2%、19.6%和12.4%，分列前三名。
俄羅斯天然氣儲量豐富，產量穩(wěn)定，是主要出口國家之一。儲量方面，俄羅斯天然氣探明儲量在2017年出現(xiàn)大幅提升，2020年探明儲量為37.4萬億立方米，在全球各國中位居第一。產量方面，俄羅斯年產量穩(wěn)定，位居全球第二，僅次于美國，2021年產量為7071億立方米，同比增長10.10%。出口方面，俄羅斯是主要的天然氣出口國之一，其通過北溪1號、亞瑪爾-歐洲、藍溪管線、土耳其溪及烏克蘭天然氣運輸系統(tǒng)等管道線路向外出口，2021年五條管線流量合計約1700億立方米。
北溪1號是俄羅斯重要天然氣出口管道之一。俄羅斯北溪項目包括兩條天然氣管道，即北溪1號和北溪2號。北溪1號東起俄羅斯維堡，途徑芬蘭、瑞典、丹麥，穿過波羅的海，將俄羅斯的天然氣輸送到德國。北溪1號已于2011年建成投入使用，全長約1200公里，年輸氣量約達550億立方米。北溪2號設計運力同樣可達到年輸送550億立方米，尚未投入運營。
歐洲天然氣自給率持續(xù)下滑，主要依賴管道天然氣進口。歐洲天然氣儲量在各地區(qū)中最低，2020年探明儲量為3.17萬億立方米，僅占全球總儲量的1.7%。此外，歐洲的北海氣田以及荷蘭格羅寧根氣田為其主要天然氣產地，其中北海氣田已枯竭。因此，歐洲天然氣對外依存度高，2014-2021年以來進口量整體呈現(xiàn)上升趨勢，自給率持續(xù)下滑。在進口來源方面，歐洲主要依賴于管道天然氣，2021年歐洲管道天然氣和LNG進口比例分別為68%、32%。
能源轉型疊加資源枯竭背景下，短期內歐洲天然氣進口依賴度將不斷提升。政策方面，歐盟2021年提出應對氣候變化的一攬子計劃提案，旨在實現(xiàn)2030年的歐盟溫室氣體凈排放量比1990年至少減少55%、2050年實現(xiàn)碳中和、并支持航空航運業(yè)多選擇清潔能源等。資源方面，荷蘭2022年初宣布格羅寧根氣田將于2030年停產，意味著歐洲天然氣自給率將大幅下降。清潔能源轉型加資源枯竭和停產，短期內預計歐洲天然氣進口依賴度未來將進一步提升。
歐洲對俄羅斯管道天然氣的進口依賴度未來可能進一步下降。自俄烏沖突爆發(fā)后，俄羅斯限制向歐洲供給天然氣，歐洲宣布將新增多個LNG進口終端以從俄羅斯以外的地區(qū)進口天然氣。而近期受渦輪機檢修影響，北溪一號的天然氣供給已降至3300萬立方米/日（原產能20%）。俄羅斯天然氣供給進一步下降，未來歐洲依賴俄羅斯管道輸氣的進口格局或將改變，LNG進口量有望增加。
3.全球需求：低碳趨勢明確，需求空間廣闊
3.1.天然氣使用占比提高，全球消費量穩(wěn)步增長
天然氣熱值較高且?guī)缀醪缓泻ξ镔|，是最清潔的一次能源。根據(jù)國家質監(jiān)局發(fā)布的《綜合能耗計算通則（2008）》，天然氣的熱值（平均低位發(fā)熱量）為51,498kJ/kg，在所有常見能源中低位發(fā)熱量最高，此外，天然氣的主要成分為甲烷，幾乎不含有硫、粉塵等有害物質，其燃燒較為充分，且產物主要為二氧化碳和水，相較于石油、煤炭等更為清潔，是最清潔的一次能源。
天然氣發(fā)電排放的二氧化碳量遠低于燃煤和燃油。傳統(tǒng)的燃煤、燃油全生命周期平均產生一度電，二氧化碳排放量分別為820g、700g，對大氣的污染較為嚴重，而天然氣平均產生一度電的二氧化碳排放量為490g，較燃煤、燃油分別減少330g、210g。
2020年天然氣占全球一次能源消費比例為24.7%。盡管世界各國一直以來都在為降低碳排放做出努力，但石油仍然在全球一次能源消費結構中占據(jù)最大份額，2020年其占比為31.2%，煤炭是第二大燃料，占比27.2%。天然氣的占比逐年上升，2020年占比位居第三，達24.7%，創(chuàng)歷史新高。隨著各國低碳政策進一步推行，預期未來天然氣消費占比將進一步提高。
全球天然氣消費量穩(wěn)步增長，2021年北美洲消費占比最大。2021年全球天然氣消費量約為4037.46億立方米，同比增長4.99%，2011-2021年全球天然氣消費量的年均復合增長率為2.24%，呈現(xiàn)出穩(wěn)步增長態(tài)勢。從各地區(qū)消費量來看，2021年北美洲天然氣消費量最大，為1034.11億立方米，占全球總消費量的比例為25.6%，亞太地區(qū)、獨立聯(lián)合體國家及中東地區(qū)消費量分別為918.30億立方米、610.83億立方米、575.43億立方米，占全球總消費量的比例分別為22.7%、15.1%、14.3%。
3.2.政策支持疊加下游需求旺盛，行業(yè)景氣度上行
3.2.1.全球各國實行低碳政策，將推動天然氣需求提升
各國致力于實現(xiàn)凈零排放目標，政策端將推動天然氣供需上升。全球各國已紛紛制定相關政策和措施來降低碳排放量，凈零排放目標已涵蓋全球88%的二氧化碳排放量和98%的LNG進口量。其中，中國設定2030年實現(xiàn)碳達峰目標；印度計劃到2030年實現(xiàn)碳減排10億噸，將零碳發(fā)電產能擴大500GW，并將LNG在天然氣中的占比提高至70%。
3.2.2.電力行業(yè)天然氣消費量最大，下游多領域需求旺盛
天然氣主要應用于電力、工業(yè)和民用領域。天然氣用途廣泛，既可代替煤炭用于火力發(fā)電，也可直接作為燃料燃燒，為居民生活和工業(yè)生產供能，以及作為船舶等交通工具的動力燃料等。從消費結構來看，2021年天然氣消費結構中，電力領域使用天然氣占比最大，約為35%，其次是工業(yè)領域占比約27%，民用消費量以15%的占比位居第三，交運和燃料用天然氣消費占比均約為3%，2019-2021年各領域天然氣消費占比保持穩(wěn)定。
天然氣在全球發(fā)電能源結構中占比第二，僅次于煤炭。電力行業(yè)中，煤炭、石油和天然氣等能源均可作為燃料發(fā)電，目前煤炭仍然是全世界使用比例最大的發(fā)電燃料，2021年全球發(fā)電能源結構中煤炭占比約36%，而天然氣已成為使用量第二的燃料，占比約23%，需求量較大。
天然氣的清潔能源屬性將拉動其在電力領域的需求。與煤炭和石油相比，天然氣作為燃料排放的污染物質更少。據(jù)IGU數(shù)據(jù)，每發(fā)電1太瓦時，煤炭、石油分別排放約76噸、50噸CO2和0.67、0.95噸氮氧化物，并伴有硫化物與粉塵等顆粒物產生，而天然氣排放37噸CO2和0.14噸氮氧化物，無硫化物與粉塵等顆粒物排出。因此，在全球推行碳中和的背景下，未來電力領域天然氣的需求量預期將持續(xù)增加。
天然氣在可再生能源發(fā)電受限時，可提供穩(wěn)定電力?？稍偕茉窗l(fā)電存在周期性、不穩(wěn)定性和波動性，當光照不佳或處于夜晚、風力不強、降水不足時，太陽能、風能和水力等可再生能源發(fā)電將受到限制。而天然氣發(fā)電不受環(huán)境因素影響，可以持續(xù)燃燒供電，因此天然氣可以作為可再生能源發(fā)電的補充，具有廣闊的需求空間。
未來用電量繼續(xù)增長，天然氣需求將同步提升。全球用電量持續(xù)上升，據(jù)國際能源署（IEA）披露，2021年全球電力需求增長了6%以上，主要系經濟強勁增長以及冬夏兩季用電量較多。IEA預計在2022-2024年期間，全球年均電力需求將增長2.7%。未來用電需求的增長將拉動天然氣需求提升。
天然氣在民用領域主要用途包括供暖和燃氣烹飪等。居民使用天然氣主要用于取暖，此外還包括用水加熱，燃氣烹飪等。煤氣和液化氣具有相同的作用，但相較而言，天然氣具有熱量高、燃燒穩(wěn)定、無色無味、清潔環(huán)保等特點，煤氣和液化氣分別以煤和石油為原料加工制成，清潔環(huán)保性方面存在劣勢，且煤氣有毒。近年來，全球民用天然氣消費量持續(xù)上行，受益于全球低碳政策推行，民用天然氣需求有望增加。
在德國等歐洲國家居民供暖中，天然氣地位領先。天然氣在德國民用供暖中處于領先地位，歐洲其他國家情況類似，主要原因系天然氣能以更環(huán)保、節(jié)能的方式有效供暖。根據(jù)德國能源與水工業(yè)協(xié)會（BDEW）2019年披露的報告顯示，在其對1890萬棟住宅進行調研發(fā)現(xiàn)，采用天然氣供暖系統(tǒng)的住宅為930萬棟，占比49.3%，其中天然氣集中供暖占比40.5%，此外還包括覆蓋一層的燃氣供暖系統(tǒng)、燃氣熱泵和燃氣鍋爐等，合計占比8.8%。而在公寓調研中，48.2%的公寓使用天然氣供暖系統(tǒng)，其中35.7%的公寓采用天然氣集中供暖。
天然氣在工業(yè)領域應用廣泛。天然氣是工業(yè)上甲烷的主要來源之一，也可用于生產丙烷、丁烷等現(xiàn)代工業(yè)的重要原料，還可用作玻璃、陶瓷等行業(yè)的鍋爐、窯爐的燃料等，因天然氣幾乎能完全燃燒，產生物對空氣污染較小且不會產生大量灰渣、爐渣，無需額外的處理費用，工業(yè)中越來越多地使用清潔燃燒的天然氣替代煤炭和石油。
LNG已逐漸成為現(xiàn)今和未來車用與船用燃料的理想選擇之一。據(jù)IHSMarkit發(fā)布的《2021年可持續(xù)燃料研究報告》，若將10%的重載貨車和10%的船隊的動力燃料改為天然氣，則CO2減排量可達7500萬噸/年。天然氣逐漸受到車輛、船舶行業(yè)的重視，全球交通領域用天然氣消費量逐年增加，且增長曲線陡峭。據(jù)Shell plc公司數(shù)據(jù)，全球251艘以LNG為燃料的船舶已下水，400多艘以LNG為燃料的船舶被訂購，隨著這些船舶投入運營，LNG需求將進一步增長。
3.3.現(xiàn)階段供給略緊，未來天然氣供需均有望提升
2021年天然氣供需存在小幅缺口，未來供需或迎雙向增長。從各地區(qū)產需情況看，區(qū)域產量大于需求、存在凈出口量的主要地區(qū)包括中東、非洲、俄羅斯、澳大利亞和美國，而凈進口量較多的為亞洲和歐洲。從全球天然氣供需差來看，往年產量略大于消費量，自2020年起差距逐漸縮小，2021年全球天然氣產量約為1453.28萬億焦耳，消費量約為1453.49萬億焦耳，供需差為-0.21萬億焦耳。
多個國家新建LNG出口項目以擴張產能和運力。2022年，全球新增的LNG出口項目主要有4個，分別為美國的卡爾克蘇、薩賓第6條生產線、莫桑比克的珊瑚南FLNG以及印尼的東固第3條生產線，合計新增出口產能約2350萬噸/年，有望增加全球天然氣出口供給。
4.價格：外盤天然氣價格或長期高位
4.1.全球天然氣價格當前多處高位
頁巖氣革命拉低美國天然氣價格水平。在頁巖氣革命以前，美國天然氣大多依賴進口，價格水平居高不下。2002年起美國頁巖氣商業(yè)開采獲得政府許可，天然氣產量大幅提升，2009年美國天然氣產量首次超越俄羅斯成為世界第一大天然氣生產國，2012年美國天然氣均價為2.86USD/MMBtu，同一時期，東亞同等熱值的天然氣價格為16-18USD/MMBtu、歐洲價格為12-14USD/MMBtu。美國頁巖氣的大量開采拉升了供應量，使全球液化天然氣市場格局發(fā)生變化，在2009年至2014年的全球天然氣價格上漲潮中，美國天然氣價格仍保持較穩(wěn)水平。
2020年：全球天然氣價格受疫情影響處于低位。受新冠疫情影響，短期內，天然氣市場供過于求，歐洲TTF價格大幅下降，由2019年11月的5.2USD/MMBtu降低至2020年5月的1.2USD/MMBtu。2020年6月，美國液化天然氣出口大幅下降在一定程度上緩解了供給端的壓力，天然氣價格開始復蘇。2021年：亞洲天然氣現(xiàn)貨價格出現(xiàn)兩次峰值。2021年年初，亞洲天然氣價格出現(xiàn)第一次峰值。2021年10月亞洲天然氣價格出現(xiàn)第二次峰值。煤炭短缺和工業(yè)需求提升是推動亞洲天然氣價格高漲的主要原因。2022年：受俄烏戰(zhàn)爭影響，2022年歐洲乃至全球天然氣價格高升。2022年以來，俄羅斯針對天然氣開始對歐洲實施制裁，供給端縮緊促使歐洲天然氣價格高升。2022年7月27日，荷蘭TTF價格收報61.01USD/MMBtu，同比去年上漲325.45%。除歐洲外，全球天然氣價格也都受到了一定程度的影響。
4.2.多因素導致全球天然氣供需失衡，全球價格現(xiàn)居高位
供需失衡是導致以歐洲為主的全球天然氣價格高漲的根本原因。供給端來看，受氣田投資不足、原料氣產量下降等影響，全球LNG產量增速減緩，據(jù)中石油經研院數(shù)據(jù)，預計2022年全球新增LNG產能為1300萬噸/年，產能增量僅為2019年增量的1/3。俄烏沖突、極端天氣頻發(fā)、疫情后時代的天然氣需求放量等催化因素是造成歐洲乃至全球天然氣上漲的直接原因。俄烏沖突方面，隨著俄烏沖突持續(xù)演進，俄羅斯不斷在天然氣上對歐洲進行制裁，這使得大量依賴天然氣進口的歐洲國家面臨嚴峻的供應短缺；極端天氣方面，2021年世界多地出現(xiàn)高溫、降雪、凍雨等極端天氣，天然氣井被迫停工疊加空調等設備的用電增加，天然氣供需偏緊；疫情方面，新冠時期被壓制的天然氣需求逐步顯現(xiàn)，總體供給增速低于需求增速，多方因素導致全球天然氣供給全面短缺，天然氣價格持續(xù)高位。
4.2.1.俄烏沖突：全球天然氣價格高升的最主要因素
歐洲天然氣進口依賴性強，俄羅斯進口氣源占比最大。從歐洲對于俄羅斯天然氣進口依賴度來看，據(jù)歐洲統(tǒng)計局官網2021年數(shù)據(jù)，歐洲共有包含波斯尼亞、羅馬尼亞等在內的十個國家完全依賴俄羅斯進口天然氣，全部天然氣進口均來自于俄羅斯；德國49%天然氣進口依賴于俄羅斯；歐盟和法國自俄羅斯進口的天然氣占比分別為41%和22%。從歐洲天然氣總進口量看，2021年俄羅斯是歐洲第一大天然氣供應國，自俄羅斯進口的氣源占歐洲天然氣進口總量的48.4%，其次為挪威和阿爾及利亞，分別占總進口量的18%和13.2%。
俄烏戰(zhàn)爭下，俄羅斯對歐洲進行多次天然氣制裁。俄烏戰(zhàn)爭爆發(fā)后，俄羅斯在天然氣方面對歐洲實行多次制裁，導致天然氣進口依賴度較大的歐洲在天然氣供給上嚴重短缺，歐洲天然氣價格隨之高漲。從俄羅斯到歐洲的“北溪一號”天然氣管線輸送量為1.67億立方米/日，俄烏戰(zhàn)爭開始后，俄羅斯幾次降低“北溪一號”輸送量，截至2022年7月25日，“北溪一號”天然氣輸送量僅為滿負荷運行的19.8%，給歐洲天然氣供給帶來了巨大壓力。除此之外，“北溪二號”因美國和烏克蘭的阻撓無法開通，天然氣無法正常輸送，歐洲天然氣供給端壓力進一步加大。
俄烏戰(zhàn)爭影響歐洲供給，引發(fā)“搶氣潮”。LNG進口方面，亞太和歐洲是LNG進口最多的兩大地區(qū)，且短時間內難以擺脫進口依賴。2021年亞太和歐洲分別進口LNG155.7MT和75.1MT，其中歐洲洲內進口量僅為0.2MT，從北美和俄羅斯進口的LNG量分別為21.5MT和13MT，進口依賴度極強。在管道氣供給嚴重不足的情況下，歐洲試圖通過進口LNG以緩解天然氣供給短缺，引發(fā)“全球搶氣潮”。
4.2.2.極端天氣：不可抗力拉動天然氣價格高增
2021年全球天氣災害事件頻發(fā)。2021年全球自然災害頻發(fā)，北極海冰覆蓋率減少，全球干旱、颶風、地震頻發(fā)，俄羅斯、土耳其等國遭遇野火，包括中國、印度在內的多個國家遭受洪水和臺風的災害。極端天氣出現(xiàn)頻率大幅上升，范圍波及全球。
高溫天氣促使天然氣用量上升進而提升天然氣價格。2021年美國多個州的溫度長期在38攝氏度以上，2021年6月美國48個州的平均溫度為22.6攝氏度，較上年同比增長6.1%。俄勒岡州溫度達到46攝氏度，出現(xiàn)了有史以來的極熱天氣。高溫推動了風扇、空調等電器設備的使用量，在極端天氣發(fā)生時，天然氣因能夠滿足快速變化的需求，用量相較其他能源提升較大。以加利福尼亞州為例，2021年6月相較于煤炭、風能等能源，天然氣用于制冷發(fā)電的貢獻較大。
極寒、颶風等極端天氣導致天然氣工廠無法開工，供給端趨緊刺激天然氣價格上漲。2021年8月，艾達颶風登陸路易斯安那州，期間墨西哥灣聯(lián)邦近海天然氣產量降低約38.48Bcf，成為過去十年中對美國天然氣產量影響最大的一次颶風。極端天氣和自然災害頻發(fā)對美國乃至世界的天然氣價格造成沖擊，是導致全球天然氣價格上漲潮的主要原因之一。
短期內歐洲高溫天氣持續(xù)催化天然氣需求上行。當前歐洲正面臨罕見高溫天氣，從近期英國倫敦的天氣數(shù)據(jù)來看，在2022年7月19日倫敦最高氣溫已達40攝氏度，這一溫度已刷新英國自有溫度記錄以來的最高氣溫。在高溫的影響下，歐洲當?shù)氐乃Πl(fā)電設施供電量將有所下滑，從而加劇當前的用電、用氣需求。
4.3.替代能源有限，歐洲天然氣供需緊張持續(xù)
4.3.1.自產天然氣：資源不足，成本高筑
歐洲天然氣儲量較少，“調峰用氣”協(xié)調困難。天然氣儲存可以在一定程度上提高能源安全，減少世界天然氣價格波動對國內的影響，同時，“淡季儲氣，旺季用儲”的方式也很大程度上節(jié)約了能源成本。2020年至2022年，歐洲天然氣地下儲量逐年下降，截至2022年1月，歐洲天然氣地下儲量較上年減少了149億立方米，同比降低26%。
4.3.2.其他一次能源：同樣依賴進口，長期替代存疑
歐洲煤炭進口依賴俄羅斯。自1982年起，歐洲煤炭產量和消費量呈下降態(tài)勢，2021年歐洲煤炭產量和消費量分別為57.83萬億焦耳和100.12萬億焦耳。產需方面，自1981年起，歐洲煤炭消費量一直遠超產量，2021年產需差為42.29萬億焦耳。進口方面，2021年歐洲煤炭進口中有50.2%來自于俄羅斯，另有少部分煤炭進口來自于哥倫比亞、美國和澳大利亞，分別占總煤炭進口數(shù)的17.1%、15.5%和8.4%。歐洲煤炭進口依賴俄羅斯，通過使用煤炭代替天然氣并不會解決歐洲對俄羅斯的進口依賴。
長期來看，歐洲各國“脫煤”決心仍在。歐洲多國已承諾近十五至二十年內正式淘汰煤炭。其中，法國承諾2024年正式淘汰煤炭，希臘等四個歐洲國家承諾2025年淘汰煤炭，德國承諾于2038年淘汰煤炭。天然氣在電力、工業(yè)以及城市燃燒取暖等方面仍然難以被取代。2022年2月2日，歐盟提議將天然氣列為可持續(xù)投資，歐洲主流國家仍對天然氣的持續(xù)使用持支持態(tài)度，且歐盟已簽署《全球甲烷減少排放案》，明確制定了2030年將甲烷排放量減少30%的目標，歐洲“脫煤”決心仍在，天然氣難以被煤炭或石油替代。
歐洲石油產需差距大，2021年俄羅斯為歐洲最大石油出口國。根據(jù)《世界能源統(tǒng)計年鑒》數(shù)據(jù)，2021年歐洲每天生產石油342萬桶，消費1353萬桶，產需差達1011萬桶，歐洲石油能源依賴進口。從歐洲石油進口結構看，2021年29%來自于俄羅斯，來自西非、伊拉克和美國的石油進口比例分別為13.7%、12.2%和9.4%?？傮w來說，歐洲石油產能緊張，進口依賴度高，且石油進口主要來自于俄羅斯。與煤炭一樣，用石油作為天然氣的替代能源也未能擺脫對俄羅斯進口的依賴。除此之外，石油的價格要遠遠高于煤炭，因此作為發(fā)電能源并不適配。
與天然氣相比，煤和石油對環(huán)境造成的污染較大。根據(jù)IGU的統(tǒng)計結果，每消耗1億千瓦時能量時，使用煤炭所產生的二氧化碳量最多，為0.76百萬公噸，使用天然氣所產生的二氧化碳僅為0.37百萬公噸。石油發(fā)電所產生的氮氧化物和硫氧化物較多，每消耗1億千瓦時能量排放氮氧化物0.95公噸、硫氧化物3.02公噸，而天然氣在使用過程中僅排放0.14公噸的氮氧化物，不排放硫氧化物。煤炭和石油在燃燒過程中所產生的有害氣體是造成全球氣候變暖和環(huán)境污染的主要因素，大規(guī)模長期使用煤和石油代替天然氣會給全球生態(tài)環(huán)境帶來較大危害。
歐洲發(fā)達國家積極推進全球碳減排進程，各國已制定相關碳減排目標。歐洲等發(fā)達國家是世界各國中較早開始碳減排進程的，2020年歐盟已超額完成相關目標，2021年歐盟提出到2030年可再生能源占比40%、2035年燃油車退市等新的減排目標，減碳進程領先。煤和石油的大量使用只會造成歐洲各國減排進程的倒退，長期來看煤和石油難以成為歐洲主要能源。
4.3.3.可再生能源：穩(wěn)定性較低，短期替代無望
可再生能源是指可以無限使用的能源，包括風能、太陽能等。目前可再生能源已經得到運用，例如：光伏系統(tǒng)可以通過使用太陽能把直射陽光轉化為電能；風電場可以通過使用渦輪機把風能轉化為電能；大壩的渦輪機可以把水能轉化為電能等。由于可再生能源不可耗盡，且對環(huán)境的危害幾乎為0，目前世界各國都致力于可再生能源的開發(fā)利用。
短期內可再生能源難以將天然氣取代。雖然可再生能源在成本、環(huán)保方面有著優(yōu)越特性，但其不穩(wěn)定的缺點較為明顯。太陽能和風能等可再生能源受天氣影響很大，無法保持使用的穩(wěn)定性；可再生能源在使用前需要有較大的投資支出。受制于可再生能源的缺點，其只能用作天然氣的補充，短期內歐洲想利用可再生能源代替天然氣存在一定難度。
5.我國：需求高景氣，儲氣系統(tǒng)積極建設中
5.1.供給：產儲齊增，“一張網”實現(xiàn)全國協(xié)同
我國天然氣產量和儲量齊增。產量方面，我國天然氣產量保持上行態(tài)勢，2021年產量為2075.8億立方米，較上年同比增長7.8%。儲量方面，近十年來我國天然氣儲量高速增長，天然氣儲量由2012年的3.14萬億立方米上升至2020年的8.4萬億立方米，2020年天然氣儲量與2019年持平。總體來說，我國天然氣產儲狀況良好，均呈現(xiàn)穩(wěn)定增長態(tài)勢。
我國天然氣生產主要集中在四川、新疆和陜西等地。2021年四川省是我國天然氣產量最豐富的地區(qū)，總產量為522.21億立方米，占全國總產量的25.17%。四川盆地擁有包括頁巖氣在內的豐富的天然氣資源，是我國天然氣的重要產地。新疆和陜西天然氣產能緊隨其后，2021年天然氣產量分別為387.59億立方米和294.13億立方米，占總產能的18.68%和14.17%。
我國天然氣氣田豐富，主要集中在四川、內蒙古等地。我國天然氣氣田豐富，天然氣氣田主要集中在中西部，包括渤海灣、松遼、準噶爾等在內的10大盆地。其中，新疆塔里木盆地和四川盆地資源最為豐富，占總儲氣量的40%以上。目前，安岳氣田是我國最大的氣田，具有儲量規(guī)模大、含氣面積大、氣井產量高等優(yōu)點，投產氣井日產可達60萬立方米。我國氣田包括頁巖氣氣田、超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏等多種類型，資源豐富，天然氣供給端堅挺。
我國天然氣管道運輸構建“全國一張網”，天然氣運輸便利。目前我國形成了西南、西北、東北及海上進口天然氣的“四大戰(zhàn)略通道”和“三縱三橫”管網布局，共連接14座LNG接收站和14座地下儲氣庫，2021年天然氣一次入網量超2000億平方米。
5.2.需求：碳達峰、碳中和目標下，天然氣需求高景氣
5.2.1.我國設立碳達峰、碳中和目標，天然氣消費占比提升
“煤改氣”政策持續(xù)推進中，天然氣產業(yè)發(fā)展加快。煤炭燃燒對大氣污染較為嚴重，在環(huán)保的壓力下，我國政府出臺“煤改氣”政策，將防治污染作為發(fā)展重點之一?！懊焊臍狻敝腹I(yè)和居民生活采用天然氣替換煤炭。我國“煤改氣”政策持續(xù)推動下，天然氣產業(yè)發(fā)展也將加快。從政策方面來看，2021年12月，工業(yè)和信息化部、科學技術部、自然資源部聯(lián)合頒發(fā)《“十四五”原材料工業(yè)發(fā)展規(guī)劃》，規(guī)劃指出支持企業(yè)實施燃料替代，加快推進工業(yè)煤改氣，提高清潔能源的使用比例。各省級、市級政府隨后頒布相關政策。2022年7月，寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《自治區(qū)碳達峰實施方案（意見征求稿）》，方案指出集中供熱無法覆蓋的區(qū)域加快推進“煤改氣”、“煤改電”清潔供暖工程。隨著“煤改氣”政策的加速推進，我國天然氣需求將進一步提升。
我國政府出臺多項政策推動天然氣行業(yè)發(fā)展。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，規(guī)劃到2025年，我國天然氣年產量達到2,300億立方米以上。各地政府發(fā)布的省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃中均對天然氣的發(fā)展提出指引。其中，浙江省規(guī)劃到2025年，全省天然氣消費量達到315億立方米，在一次消費能源結構中的占比達到12.98%；遼寧省規(guī)劃到“十四五”末，天然氣產量達到10億立方米，儲氣容量達到115億立方米；江西省規(guī)劃至2025年，全省天然氣消費比重提高到6.8%，全省天然氣使用人口達到1,700萬。
2000-2020年間，天然氣在我國能源消費結構中占比提升。從我國2000年能源消費結構來看，煤炭占比最大，達68.5%，石油、天然氣和非化石能源占比分別為22%、2.2%和7.3%。2000-2020年間，煤炭和石油占比降低，分別降低11.7pct、3.1pct，天然氣和非化石能源占比提升，天然氣提升6.4pct至8.6%，非化石能源提升8.4pct至15.7%。
5.2.2.天然氣需求持續(xù)提升，國內各地消費存在差異
我國城市燃氣普及率穩(wěn)步提升，燃氣中天然氣供應量呈提升趨勢。在城市現(xiàn)代化中，城市燃氣發(fā)展的重要性不斷凸顯。2020年我國城市燃氣普及率已達到97.87%，比2019年提高0.58個百分點。從歷史數(shù)據(jù)來看，2014年起，我國城市燃氣普及率不斷提升。城市燃氣可分為人工煤氣、液化石油氣和天然氣。天然氣作為最優(yōu)質的清潔能源，是城市燃氣的重要來源，未來的發(fā)展空間廣闊。2014-2020年，我國城市燃氣中天然氣供應量由964億方提升至1564億方。
我國天然氣消費量持續(xù)增長，2030年有望達到6000億立方米。2021年我國天然氣消費量為3,726億立方米，同比增長12.70%，增速顯著高于2020年天然氣消費量增速5.6%。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，預計我國2025年天然氣消費規(guī)模有望達到4,300-4,500億立方米，2030年天然氣消費規(guī)模將達到5,500-6,000億立方米，消費規(guī)模保持高速增長。
我國各省份天然氣消費量分布不均。根據(jù)2021年數(shù)據(jù)，我國天然氣消費規(guī)模排名前五的省份為廣東、江蘇、四川、山東和河北，天然氣消費量分別為364、314、268、237和228億立方米。廣東省和江蘇省天然氣消費規(guī)模位列前二主要因工業(yè)和制造業(yè)發(fā)達，四川省依賴于較大的人口基數(shù)和豐富的天然氣資源，天然氣消費量較大。除以上省份之外，山東、河北、北京、浙江、陜西、新疆等均為天然氣用量大省。相比較而言，廣西、云南、貴州及西藏等地用量較小。
預計“十四五”期間各城市天然氣消費總量可達18,805億立方米。根據(jù)《中國“十四五”天然氣消費趨勢分析》（徐博等）數(shù)據(jù)，預計“十四五”期間，各省消費量均將保持提升趨勢。其中，“十四五”期間吉林省、天津市、山東省、湖南省、貴州省、黑龍江省天然氣消費量增速較大，天然氣消費量增速分別為9.8%、8.8%、8.8%、8.8%、8.8%和8.8%，“十四五”期間消費總量分別為223、769、1138、236、141、343億方。
5.3.外盤天然氣漲價或帶動我國燃氣價格上行
我國進口LNG占比29%，現(xiàn)貨價格受市場供需影響。從我國天然氣供應格局來看，2021年進口LNG占天然氣總供應量的29.21%，國產氣和進口PNG分別占比55.07%、15.72%。我國天然氣進口包括進口管道氣和進口LNG，進口LNG價格包括長協(xié)價格和現(xiàn)貨價格，長協(xié)價格與原油價或美國亨利港氣價掛鉤，現(xiàn)貨價在原則上與油價無直接相關性，價格主要受國際LNG供需影響。
自俄烏沖突以來，我國LNG價格高漲。自俄烏沖突以來，我國LNG價格高漲。從市場價來看，截至2022年7月29日，我國LNG市場價達6006元/噸，較2022年年初上升27.52%，較2022年2月初上升55.33%。俄烏沖突導致全球天然氣市場供需失衡，拉升我國LNG價格。
里海石油和天然氣資源豐富，由5國共同開發(fā)。里海位于歐亞交界處，是世界上最大的湖泊，蘊藏著豐富的石油和天然氣資源。里海天然氣儲量約為160,000億立方米。里海沿岸接壤5個國家，包括俄羅斯、哈薩克斯坦、土庫曼斯坦、伊朗、阿塞拜疆。在資源開發(fā)方面，2018年5個國家簽署《里海法律地位公約》共同開發(fā)里海資源。
里海是我國重要的天然氣來源。中亞天然氣管道自2009年運營，起始于土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦的邊境，穿越烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦，在新疆霍爾果斯口岸進入我國境內，與我國西氣東輸?shù)墓艿肋B接。目前3條管線已經通氣，對我國的輸氣規(guī)模為550億方/年，如4條管線全部通氣，則輸氣規(guī)模將達到800億方/年。里海資源對我國的天然氣進口意義重大。
俄烏戰(zhàn)爭之下，歐洲加快布局里海資源或將拉高輸往我國的價格。里海被歐洲視為能源供給多元化的重要地區(qū)之一，歐洲注重里海天然氣資源布局。近年來，歐洲國家推進建設“南部天然氣走廊”，包括“跨亞得里亞海天然氣管道項目（TAP）”、“跨安納托利亞管道項目（TANAP）”等項目，目的在于實現(xiàn)繞開俄羅斯以進口里海天然氣。以TANAP為例，2018年TANAP開通，輸送土耳其氣量達60億立方米，輸送歐洲氣量達100億立方米。俄烏沖突之下，歐洲尋求天然氣進口資源的緊迫性提高。俄烏沖突發(fā)生后，歐洲加速推進兩條管道的輸送能力的擴容以及土耳其-希臘-意大利管道項目的建設。歐洲加緊布局里海天然氣資源將拉動里海能源的需求提升，或將導致輸往中國的天然氣價提升。
海運價格高位，LNG進口成本提升。近期，俄羅斯幾次降低“北溪一號”管線輸送量，歐洲不得不加緊尋求包括進口LNG的天然氣供應。LNG貿易的加大導致海運需求大量提升，疊加航線受阻被封，供給不及需求的情況下，全球海運價格高漲。2022年以來，波羅的海運費指數(shù)在5月23日達到峰值，指數(shù)為3369，較2022年年初上漲47.44%。LNG船供不應求將進一步加劇LNG市場供應緊張情況。
