天然气行业专题研究报告：2022年全球天然气价格展望

（报告出品方：天风证券） 1.全球天然气供需格局天然气指以气态碳氢化合物为主的各种气体的混合物，主要成分为甲烷（约占 85%-95%）。 天然气

（报告出品方：天风证券）

1.全球天然气供需格局

天然气指以气态碳氢化合物为主的各种气体的混合物，主要成分为甲烷（约占 85%-95%）。 天然气的碳排放系数仅为 1.6tCO2/tce，远低于石油的 2.1 和煤炭的 2.6tCO2/tce，是更加 优质和清洁的燃料和化工原料。在全球加速能源转型和碳减排的背景下，天然气作为过渡 能源的重要性日益凸显。近年来，全球天然气的产量和消费量均呈稳步增长态势，2019 年分别达到 3.98 和 3.9 万亿立方米的历史最高值，2000-2019 年产量和消费的复合增速分 别达到 2.7%和 2.6%。2020 年，受新冠疫情与低油价双重冲击，世界天然气产量为 3.85 万 亿立方米，同比下降 3.1%。同时，全球范围内的产品生产与贸易也受到疫情的严重影响， 一次能源消费总量下降 4.5%，天然气消费量 3.82 万亿立方米，同比下降 2.1%。

全球天然气需求预计将持续增长。壳牌公司预计 2020-2040 年内全球能源需求 CAGR 为 1%，其中天然气在能源需求增量中的占比达到 41%，高于可再生能源的 33%。对天然气的 需求增长量分行业拆解，电力部门贡献 35%的需求增量，民用和商用占比为 29%，工业部 门占比 27%。

全球天然气供给和需求格局概述：供给方面，2020 年全球前三大天然气生产国分别是美国、 俄罗斯和伊朗，其中美国和俄罗斯 2020 年天然气产量分别为 9146 和 6385 亿立方米，分 别占全球天然气供应量的 23.7%和 16.6%，合计占比为 40.3%；需求方面，2020 年全球天然 气消费量前三的国家或地区为美国、欧洲和俄罗斯，消费量分别为 8320、5411 和 4114 亿立方米，占全球天然气消费量的 21.8%，14.2%和 10.8%，合计占比为 46.8%。此外，近年 来中国的天然气消费量增长较快，由 2015 年的 1947 亿立方米增至 2020 年的 3306 亿立方 米，复合增速达到 11.2%。

1.1. 供给：美国和俄罗斯占四成以上

1.1.1. 美国：页岩气产量飙升，LNG 出口量提升快

产量方面，自上世纪九十年代末页岩气革命以来，美国页岩气产量占总产量比例已经由 2000 年的 31%上涨至 2020 年的 86%。得益于页岩气产量的快速增长，从 2011 年开始至今， 美国已经超越俄罗斯成为全球最大的天然气生产国。2000-2019 年美国天然气产量 CAGR 为 3.1%，高于全球 2.7%的平均增速，2019 年产量达到创纪录的 9300 亿立方米。2020 年在 疫情影响下，钻井和开采活动频率下降，产量为 9146 亿立方米，相较于 2019 年下滑 2% 左右。

出口潜力方面，美国天然气出口储备资源丰富。自 2005 年开始，页岩气产量的增长使美 国天然气进口依存度不断降低，2016 年 11 月首次实现 60 年以来天然气净出口。2020 年 美国天然气干气产量达到 33.9 万亿立方英尺，比同年国内整体的天然气消费量高出 10%左 右，目前美国国内天然气存在供应过剩的状况，LNG 出口将在消化这些富余产量中发挥重 要作用。

出口总量方面，2016 年 2 月萨宾帕斯项目成功出口美国本土的第一船 LNG 资源，美国天 然气出口随之进入快速上升期。2020 年虽然受到疫情影响，天然气出口量仍然达到 1375 亿立方米并创下历史新高，相较于 2019 年增长 11.9%。

美国天然气出口的强势表现主要得益于 LNG 出口的增长，2016-2020 年 LNG 出口复合增 速达到 97.7%，而管道气出口同期增速仅为 6.7%；LNG 的出口占比由 2016 年的 6.4%增长至 2020 年的 44.6%。由于天然气产量的增长以及 LNG 项目较大的成本优势，近年来美国 LNG 项目建设进展迅速。2017-2019 年集中投产了包括卡梅隆、自由港在内的一系列 LNG 项目。 目前，萨宾帕斯项目已经向 20 余个国家成功出口了至少 100 船 LNG 资源，覆盖全球 60％ 以上的 LNG 需求国家和地区。目前美国已经成为全球第三大 LNG 出口国，我们预计未来 美国将持续为全球贡献 LNG 增量。

出口结构方面，由于地理因素限制，美国的管道气出口地区结构较为单一，仅为墨西哥和 加拿大，2020 年分别占到美国管道气出口的 71.3%和 28.7%；LNG 主要出口到欧洲和东北 亚地区，其中 2020 年对欧洲 LNG 出口占比为 41.7%，对中日韩三国的出口占比为 30.6%。

1.1.2. 俄罗斯：对欧洲最大的天然气出口国

产量方面，俄罗斯是仅次于美国的全球第二大天然气生产国，2015-2019 年天然气产量复 合增速为 1.2%，并于 2019 年达到 6790 亿立方米的历史高点。2020 年产量为 6385 亿立方 米，同比下滑 5.97%。

出口结构方面，俄罗斯的天然气出口以管道气为主，LNG 为辅。管道气出口占出口总量比 例长期稳定在 93%左右。2018 年以后俄罗斯 LNG 出口增幅明显，LNG 出口占比已经由 2017 年的不足 7%提升至 2020 年的 17%。 在出口国家和地区方面，欧洲是俄罗斯最大的管道气出口地区，2010 年至今俄罗斯 70%以 上的管道气均出口至欧洲。在 LNG 出口方面，2020 年俄罗斯 LNG 出口总量为 404 亿立方 米，其中亚洲和欧洲占比分别为 55.7%和 42.6%。

俄罗斯的第一大天然气生产和出口商俄罗斯天然气工业股份有限公司，2020 年天然气产量 为 4545 亿立方米，占同年俄罗斯总产量的 65.6%。俄气公司目前共经营 14 条输往欧洲的 天然气管道，其中北溪 1 号线年运输能力高达 550 亿立方米。今年 9 月，年运输能力同样 为 550 亿立方米的北溪 2 号线正式完工，该项目正式运行后将进一步增大俄罗斯对于欧洲 天然气的供应能力。但是由于北溪 2 号线不经过波兰和乌克兰，削弱了中东欧国家对俄罗 斯天然气运输的干预权和把控权，已成为俄美欧政治博弈载体，其正式运营时间仍存在较 大的不确定性。

1.2. 需求：美国和欧洲占三成以上

1.2.1. 美国：天然气需求由电力部门驱动

美国不仅是全球天然气第一大生产国，同样也是全球第一大天然气消费国。2020 年天然气 在美国能源消费结构中占比高达 34%，与第一大能源石油的占比相当。消费总量方面，近 十年来美国天然气消费保持稳步上升趋势，2010-2020 年年均复合增速为 2.5%。2020 年天 然气消费量为 8320 亿立方米，较 2019 年同比下滑 2%。

消费结构方面，根据 EIA 数据，包括电力部门、住宅以及工商业用户在内的终端消费占比 在 90%左右，剩下的 10%主要用于天然气的生产和运输。从 2016 年开始，天然气成为美国 第一大发电用能源，2020 年天然气占美国发电用能的 40.55%，而煤炭只占到 19.69%，因 此电力部门是美国天然气最大的需求来源，而且所占的比重不断提高，2020 年电力部门天 然气消费量占天然气总消费量的比重达到 38.1%。整体来看，美国天然气消费呈现出季节 性变化特征，冬季的天然气需求最为旺盛，其余季节较为平稳。

1.2.2. 欧盟：天然气进口依赖度高

能源结构方面，欧洲石油和天然气占比接近 60%。21 世纪以来，煤炭等传统能源在欧洲能 源消耗中所占比重迅速降低，天然气、风能等清洁能源占比则不断攀升，欧洲也是仅次于 美国的全球第二大天然气消费地区。2020 年天然气在欧洲能源消费中占比 25%，是仅次于 石油的第二大能源，其中意大利的天然气消费量占一次能源比重达到 41.6%。 消费总量方面，欧洲天然气消费量自 2010 年开始逐步回落，2015 年后开始回升。2020 年天然气消费量为 5411 亿立方米，较 2019 年同比下滑 2.2%。

消费结构方面，欧盟的天然气需求集中在住宅和工业，二者的消费量占住宅、工业、服务、 非能源及交通五大部门总消费量的 70%以上。由于住宅消费占比较高，与美国类似，欧盟 的天然气消费也呈现出显著的季节性特征，冬季的需求最大。

对俄罗斯天然气进口依赖程度大。欧洲能源消费主要依赖进口，一次能源自给率不足 40%。 以天然气为例，根据 IEA 数据，欧洲天然气自产量占需求量的比例不断降低，由 2018 年 的 46%左右降至 2021 年 37.4%，需要大量进口来弥补需求缺口。在欧盟的天然气进口量中， 约 40%左右来自于俄罗斯的管道气。LNG进口方面，俄罗斯近半数的 LNG 同样出口到欧洲， 故欧盟对于俄罗斯的天然气进口依赖程度较大。

2.全球天然气定价体系

在 LNG 出现之前，天然气的运输和销售全部依靠管网进行；而 LNG 在完成远洋长距离运 输之后，需要再次气化才能进入管网，所以天然气的销售依托管网基础设施。目前全球可 划分为北美、欧洲和亚太三个主要的天然气市场，全球三大主要天然气价格指数——美国 的亨利枢纽（HH）、英国的 NBP 和荷兰的 TTF，都是基于交易枢纽的供需平衡形成的，尚 未形成全球统一的天然气定价体系。

2.1. Henry Hub 价格为北美基准价格

目前美国一共有 24 个基于实体枢纽的交易中心，其中最有影响力的是 1988 年成立的亨利 枢纽。该枢纽临近墨西哥湾产区，连接九条州际管道和四条州内管道。亨利枢纽价的优势 主要体现在地理位置和储存设施等方面。地理位置上，亨利枢纽联通了德州和路易斯安那 州的天然气运输。德州是美国天然气产量最大的州，2014 年 1 月以来德州月均天然气生产 量大约为 6.37 亿立方英尺，占美国市场上销量的 27%；2014 年 1 月到 2016 年 11 月，路 易斯安那州的月均生产量为 1.55 亿立方英尺，占美国销量的 7%；储运方面，亨利枢纽与 包括杰斐逊岛、阿卡迪亚和索伦托在内的储存设施联通，每年可以有多个开采和注气周期， 交付能力较强。

亨利枢纽同时也是纽约商业交易所天然气期货合约指定交割地，其价格是北美天然气交易 的基准价，在全球天然气贸易中有着重要影响力。2021 年以来全球天然气价格快速上行， Henry Hub 价格于 10 月 5 日来到 6.3 美元/百万英热的历史高点，1 月 4 日至 11 月 19 日 已经累计上涨 135%。

2.2. TTF 为欧洲大陆唯一基准枢纽

欧洲天然气市场交易中心起始于 20 世纪 90 年代，目前有英国 NBP、荷兰 TTF、德国 NCG 和 GPL、比利时 Zeebrugge 等。与北美不同，欧洲的天然气交易中心大多为虚拟型，将区 域性的管网视为一个虚拟的点，而不区分实际交割地点的差异。

英国于 1996 年开创了虚拟交易枢纽，将全国范围的整个高压输气管网划定为国家平衡点 （National Balancing Point），建立了统一高效的天然气批发市场。2003 年荷兰政府建立了 虚拟所有权转移设施(Title Transfer Facility)交易中心，打通了国内因历史原因形成的高低热 值两套天然气管网，目标是让其成为欧洲天然气环岛。得益于荷兰优越的地理位置、完善 的 1 基础设施、充足多元的气源供应以及政府的大力支持，TTF 发展迅速，并于 2016 年超 过 NBP 成为欧洲 21 个交易枢纽中最活跃、影响力最大的一个。

TTF 目前是欧洲大陆唯一 的基准枢纽，其他欧洲大陆枢纽的价格基本按照 TTF 价格升贴水定价。洲际交易所和欧洲 能源交易所等能源交易所都推出了以 TTF 为交割地的天然气现货、期货、期权品种。 自 2021 年以来 TTF 价格快速上行，1 月 4 日至 11 月 19 日已经上涨约 340.9%，并于 10 月 5 日达到 116.5 欧/兆瓦时的历史高点。（报告来源：未来智库）

2.3. JKM 价格为亚洲现货市场价格参考基准

在东北亚地区，早期日本是进口 LNG 量最大的国家，而日本进口 LNG 主要是为了替代 原油发电，故其 LNG 长约合同采购定价的参考指标主要为日本原油清关价格指数（JCC）。 随着全球 LNG 供应增加，LNG 现货交易量提升，LNG 现货市场主要参考的国际价格指 数 JKM 即日韩综合到岸价格指数逐渐得到应用。

现货交易流动性的增长使得 JKM 更多地 被用于实物交割以及衍生品的定价参考，甚至在 LNG 长约合同中，传统采购定价模式已 经出现和国际原油价格指数强关联松动的趋势，JKM 也开始逐渐被用于 LNG 长约采购定 价公式中。 JKM 价格自 9 月后快速攀升并于 10 月 21 日来到 35.555 美元/百万英热的历史高点，1 月 4 日至 11 月 12 日已累计上涨 119.7%。

2.4. JKM 对 TTF 的溢价分析

亚洲和欧洲是全球 LNG 进口需求较大的两个地区，2020 年仅中日韩三国的 LNG 进口量就 高达 2760 亿立方米，占同年全球 LNG 贸易量的 56.6%，欧洲同期的 LNG 进口量为 1148 亿立方米。

亚洲市场对 LNG 的依赖程度高于欧洲市场，主要原因如下：一方面是库存能力，欧洲有超 过 1000 亿立方米的库存，同时管道气也能增加其供应的灵活性。与欧洲相比，亚洲受制 于有限的 LNG 库存能力，在冬季的时候 LNG 需求会更加旺盛，使得 JKM 价格曲线相较于 TTF 更具备季节性；另一方面，煤气转化的灵活性使得欧洲电力部门对于天然气需求相较 于亚洲更具备弹性。因此当市场供应紧张时，亚洲市场对于 LNG 相较于欧洲市场更高的依赖度会导致 JKM 对 TTF 的溢价，将欧洲的船货转运至亚洲将会变得有利可图。

3.天然气涨价因素分析

3.1. 极端天气导致短期供需错配

3.1.1. 短期需求：中国和欧洲增长较快

从全球主要天然气消费地区 2021 年需求的绝对增量上看，美国天然气消费量连续两年下 滑而欧洲和中国实现正增长。美国方面，2021 年 1-8 月美国天然气消费量为 5737.2 亿立 方米，相较于 2019 年同期下滑约 111 亿立方米。年初的低温带来的天然气消费增量被气 电需求的减少所抵消。据 IEA 分析，天然气价格上涨抑制了天然气作为发电燃料的竞争力， 虽然美国前九个月的电力需求增长了 9%，但是电力部门的天然气需求相较于 2020 年同期 下降了6%。由于电力部门在美国天然气消费中占比最大且需求持续下滑，IEA预计北美2021 年全年天然气总需求量将下降 0.3%。亚洲和欧洲方面，由于今年受到极端天气的影响，天 然气的需求量短期内有较大幅度的增加。欧盟地区2021年前8个月的天然气消费量较2019 年同期增长约 40 亿立方米；中国的天然气消费量较 2019 年同期增长 429.74 亿立方米， 增幅高达 21.5%。

中国：冬季低温刺激 LNG 进口需求增加。2021 年初，东北亚地区出现低温寒潮事件，其 中北京的气温达到了过去 54 年来的最低值。严寒天气增加了供暖需求叠加经济复苏带来 的工业和电力需求，使得中国今年 1 月天然气需求同比增速超过 20%，达到 2018 年以来的 最高值。虽然国内的天然气产量在年初的两个月同比增加了 11%，但仍不足以满足需求的 增量。LNG 进口作为我国天然气供给中最具有弹性的一环，在今年 1 月国内天然气进口总 量中的占比达到了 72.4%的新高。

欧洲地区：低温酷暑带来需求增量。世界气象组织表示，2021 年欧洲迎来了 2013 年以来 最寒冷的春天，3 月至 5 月的平均气温比 1991 年至 2020 年的平均值低了 0.45 摄氏度。而今年 6-8 月欧洲的平均温度高出 1992-2020 年的平均值接近 1℃，使其成为有记录以来欧 洲最热的夏天。 据上文分析，欧洲的天然气需求集中在住宅和工业部门，低温和酷暑导致供暖季延长以及 住宅部门电力降温需求的增加，叠加疫情后经济复苏等原因，2021 年上半年欧盟地区天然 气消费量相较于 2020 年同期增长 11.5%，较 2019 年同期增长 4.3%，高于 2016-2019 年欧 洲全年 2.6%的复合增速水平。

风力不足带来的能源供给减量。近年来欧洲风电装机规模持续增长，2020 年新增装机规模 达到 14.7GW，其中德国的风电发电占比已经由 2016 年的 15.8%提升至 2019 年的 23.3%。 今年欧洲北部和中部风速大幅放缓，6-7 月欧洲地区的风电发电量合计降低 11.6%，占总发 电量比重从去年同期的 11.5%下降至 9.8%，其中德国上半年风电发电量同比减少 20.4%。可 再生能源发电量的降低导致天然气发电的需求大幅增长，2021 年第二季度欧盟天然气发电 量 83563.3 吉瓦时，相较于 2020 年同期增加 6%，相较于 2019 年同期降低 1.6%。

欧洲库存处于近十年来低位，补库压力支撑今年冬天需求。储气是天然气供需重要的一环， 以欧盟为例，2019 年总天然气储备工作量约占天然气总消费量的 31.27%。根据 AGSI 数据， 年初欧洲天然气库存尚处于近五年来同期的第二高位，今年极端天气带来的需求增量加之 持续偏紧的供应使得欧洲天然气库存快速下降。截至 2021 年 10 月 1 日，欧洲地下储气设 施的库存利用率为 75.13%，与过去五年来同期的平均水平相比下降接近 14.5%。

此外，今年的干旱导致水力发电资源较为丰富的土耳其、南美等国家和地区天然气发电需 求大幅增长，这进一步收紧了全球天然气市场。土耳其方面，在过去的三十年里土耳其的 水力发电量平均占到总发电量的 25%。今年前三季度，极端干旱导致土耳其水电发电比例 从去年同期的 31%减少至 20%，天然气的消费量同比增加 25%。俄气公司今年 1-10 月对土 耳其的天然气出口增长了 110.4%。此外，在干旱缺水导致水电出力不足、经济复苏以及三 季度温度偏低等众多因素的影响下，2021 年 1-8 月巴西的天然气消费量同比增长了 20%， 其中 LNG 的进口量是去年前三季度的 7 倍，来到创纪录的 70 立方米。

3.1.2. 短期供给：美产量恢复有限，俄产量提升明显

从全球天然气 2021 年供给的绝对增量上看，2021 年前九个月全球的天然气产量为 3.2 万 亿立方米，相较于去年同期增加了 1100 亿立方米，其中美国、俄罗斯 2021 年 1-8 月分别 实现天然气产量 6890.4 和 4987.3 亿立方米，均已超过 2019 年同期水平。此外，中国自 2019 年增储上产七年行动计划制定以来，以三桶油为代表的上游开采商加大资本开支规模， 天然气产量维持在 10%左右的可观增速，2021 年 1-8 月实现产量 1360.5 亿立方米。此外， 欧洲天然气产量在逐年减少，以荷兰格罗宁根气田为例，该气田年产量峰值曾达到 880 亿 立方米，近年来由于地震频发已经大幅压低开采量，2017 年限采 216 亿立方米，不足 2013 年实际开采量的一半。2021 年前 8 个月欧盟地区天然气自产量较 19 年同期减少了 134.5 亿立方米。

美国：今年 LNG 出口高增但产量增长有限。

2021 年 1-9 月，美国天然气产量同比增加 0.4%。虽然 Q1 同比下滑 6%，但是 Q2 增长迅速， 主要产地阿巴拉契亚盆地 9 月的月产量已经超过 280 亿立方米，达到了自 2020 年 12 月以 来的最高水平。此外，天然气活跃钻井数自去年 7 月降至最低点后一直处于稳步回升状态， 截至 2021 年 11 月 12 日，钻井机数已经重回 100 大关，但是相较于 2018 年年均 190 台 还存在较大的差距。

LNG 出口量创下新高。2021 年上半年美国的 LNG 出口量平均达到 96 亿立方英尺/天，相 较于去年同期增长 42%，主要原因包括今年欧亚地区的高气价刺激、疫情缓解后 LNG 贸易 开始恢复以及全球其他 LNG 出口国的出口能力有所下滑等。由于美国的管道气出口主要供 给加拿大和墨西哥，故对全球的流通贡献主要来自 LNG。在全球需求强劲以及包括赛宾帕 斯项目 6 号线投产带来的产能扩充支撑下，EIA 预计 2021 年全年美国的 LNG 出口量将达 到 98 亿立方米/天，较 2020 年增长 50%。

俄罗斯方面：2021 年 1-10 月俄罗斯天然气产量达到 6257.3 亿立方米，较去年同期增加 11.2%，较 19 年同期增加 3.2%。其中俄气公司累计生产天然气 4226 立方米，相较于去年 同期增长 15.8%，能够保证今年全球近 1/3 的天然气消费增量。

俄气公司增加资本开支：今年 9 月中旬，俄气公司在 21 年投资计划的基础上进一步增加 2828.45 亿卢布，主要用于天然气增产和管道建设，这将进一步提升俄罗斯的生产和运输 能力。

出口方面，2021 年 1-10 月俄气公司对前苏联以外国家共出口天然气 1648 亿立方米，相 较于去年同期增长 8.3%，其中对德国和意大利的出口量分别同比增长 19.6%和 18.3%，并且 已经超过了去年全年总量。

3.1.3. 天然气增量流动加剧欧洲供应紧张局面

首先，价格劣势导致欧洲面临激烈的天然气“抢夺战”。亚洲 LNG 现货与 TTF 的价差已经 从 2020 年三季度的 0.9 美元/百万英热拉大到 1.4 美元/百万英热，这刺激 LNG 出口从欧洲 转向供应价格更高的亚洲太平洋地区。

其次，俄罗斯天然气出口增量分布不均衡。2021 年前三季度俄罗斯对土耳其的管道气输送 量较去年同期几乎翻倍，但是输往欧洲地区的量仅小幅增长 3%。在欧洲以十年来几乎最低 的天然气库存进入供暖季后，11 月管道产能拍卖结果并未表明俄罗斯计划增加对欧洲的出 口。俄气公司没有为 11 月通过乌克兰的主要运输路线预留额外的天然气空间，将继续仅 通过波兰向德国输送天然气。此外俄气公司在 10 月 18 日预定的管道运输量仅占波兰运营 商 11 月通过转运站提供的总额外产能的 35%。俄罗斯天然气预定量的下降将加剧欧洲今年 冬天天然气供应的紧张局势。

3.1.4. 短期供需缺口预测

我们使用两种方法对 2021 年全球天然气供需缺口进行预测。 方法一聚焦全球前两大天然气消费和供给地区，以 2016 年-2019 年（排除 2020 年疫情影 响）的实际复合增速为基础，结合 2021 年 1-8 月实际增速，预估 2021 年预计值与理论值（按照历史复合增速增长）的差异。

需求端，根据BP官网数据，美国和欧洲2016-2019年天然气消费CAGR分别为4.3%和2.6%； 2021 年 1-8 月相较于 2020 年同期的实际增速分别约为-0.5%和 7%。若维持历史增速，2021 年美国和欧洲的理论消费量分别是 8678 和 5552 亿立方米；若全年增速与前八个月相同， 美国的预计消费量为 8278 亿立方米，较理论值减少 400 亿立方米；欧洲的预计消费量为 5790 亿立方米，较理论值增加 238 亿立方米，总需求将减少 162 亿立方米。

供给端，根据 BP 官网数据，美国和俄罗斯 2016-2019 年天然气产量 CAGR 分别为 8.5%和 4.8%； 2021 年 1-8 月相较于 2020 年同期的实际增速分别约为 0.5%和 12.3%。若维持历史 增速，2021 年美国和俄罗斯的理论产量分别是 9923 和 6691 亿立方米；若全年增速与前 八个月相同，美国的预计产量为 9192 亿立方米，较理论值减少 732 亿立方米；俄罗斯的 预计产量为 7170 亿立方米，较理论值增加 479 亿立方米，总产量将减少 253 亿立方米。

根据方法一的测算，虽然 2021 年需求端较理论值减少了 162 亿立方米，但是由于今年美 国产量增速大幅低于历史值，导致供给端较理论值出现 253 亿立方米的缺口，总的供需缺 口在 91 亿立方米左右。 方法二依据 IEA 给出的 2021 年全球天然气生产和需求预测数据计算全年供需缺口在 60 亿 立方米左右。

虽然绝对量上美国和俄罗斯的天然气产量较 19 年和 20 年同期均有所增长，但是结合需求 端和供给端的测算情况来看，由于欧洲和中国需求的快速增长以及美国产量增速的放缓， 叠加增量供给流动方向的变化导致短期内出现供需错配，市场整体呈现供需偏紧的格局。

3.2. 中长期供需分析

3.2.1. 经济复苏叠加全球碳减排，需求端支撑足

全球经济处于疫情后复苏通道。2021 年以来，虽疫情有所反复，但整体看全球毫无疑问正 处于快速的复苏通道中，这对以天然气为代表的基础能源提供了强劲的支撑。

全球范围的碳减排、碳中和步伐明显加快。目前已有超过 130 个国家和地区提出了“零碳” 或“碳中和”的气候目标。欧盟加快碳减排的步伐，将 2030 年温室气体减排从原来的较 1990 年下降 40%的目标提高到下降 55%。在严苛的减排目标约束下，以煤为代表的化石燃 料正在加快退出。据 BP 官网数据，2020 年全球煤炭产量约为 77.42 亿吨，同比缩减 4.8%。 多个国家已经明确煤电的退出时间，其中瑞典和奥地利于 2020 年 3 月分别关闭了各自最 后一家燃煤电厂，德国 2020 年通过《逐步淘汰煤电法案》和《矿区结构调整法案》，规定 最迟在 2038 年前逐步淘汰煤电。（报告来源：未来智库）

3.2.2. 中国天然气需求量将维持高增

工业燃料、发电用气或为超预期的点。根据国际能源局等每年编制的《中国天然气发展报 告》口径，天然气下游需求大致可分为以下四个板块：城市燃气、工业用气、发电用气和 化工用气，2019 年这四大需求占比分别约为 37%、35%、17%、11%。 城市燃气主要包括居民及商业用气，在每年 1 个百分点左右的渗透率的提升以及城乡煤改 气的持续推进下，将维持稳定增长。化工用气一方面占比较小、贡献增量有限，另一方面 受相关化工行业周期性影响，成长性并不显著。

工业燃料方面，在两碳目标下，天然气对燃煤锅炉的替代，即“工业煤改气”或将提速， 且天然气综合能源项目“减排+可再生能源协同”作用突出，预计将为天然气在工业燃料 中的应用提供增量。发电用气方面，在光伏、风电不稳定性仍存，煤电装机缩减的背景下， 气电的成长性在碳达峰过程中或将凸显，预计 2025、2035 年气电装机将达到 1.5、1.9 亿 千瓦，十四五期间复合增速将达 9%。因此，综合四大需求分析，城市燃气需求增长稳健，工业燃料、发电用气或将提供突出增量。

3.2.3. 极端天气可能成为干扰天然气需求的中长期变量

全球气候变暖导致地球西风带风速变慢同时方向紊乱，其造成的影响主要有两点，一是极 端天气发生的概率增大；二是与西风带处于同一纬度的欧洲和中国主要风电场风速放缓。 极端天气频发会增加取暖降温等用能需求，而风速减弱将对风力发电等可再生能源供应产 生负面影响，二者共同作用将会导致全球能源需求波动，在可再生能源无法提供稳定性以 及煤炭、石油等化石能源被逐步淘汰的背景下，对于天然气等过渡能源的需求将会增加。

3.2.4. 供给端：上游资本开支放缓是大趋势

全球范围内能源加速转型进一步压制油气公司的的资本投入意愿。今年上半年油气价格持 续上涨，其中英国石油公司平均石油售价为 56.91 美元/桶，较去年同期的 34.39 美元/桶上 涨 65%，这带动油气公司业绩出现明显回升。英国石油公司 2021 年上半年实现归母净利润 77.83 亿美元，上年同期为亏损 212.13 亿美元，同比增长 136.7%；埃克森美孚公司 2021 年上半年实现归母净利润 74.2 亿元，同比增长 539.05%。虽然财务状况明显好转，但是除 中国石化外，国外主要油气公司的资本开支仍然呈现同比下降趋势，其中埃克森美孚 2021 年上半年资本支出为 332.5 亿元，较 2020 年同期减少 54.7%。

国际油气巨头纷纷加快转型，布局新能源业务。英国石油公司表示未来 10 年其的石油和 天然气日产量计划将至少减少 100 万桶油当量，相当于在 2019 年的水平上减少 40%。埃 克森美孚表示每年将维持200-250亿美元的资本支出规模但是大部分将用于低碳解决方案 和减排活动。

因此，从中长期来看，在疫情后经济复苏以及全球碳中和的背景下，终端需求从油和煤炭 向天然气的切换相对较快，给到了较大的需求增长预期；此外全球范围内极端天气可能成 为扰动天然气需求的长期因素，带来局部地区用气紧张，价格波动的幅度和频率将会增加； 但是从供应端来看，全球主要石油公司却纷纷降低了相应的资本支出，油气勘探投资总体 呈下降趋势，预示着很难回到之前的宽松供给环境，天然气供需将会长期保持紧平衡。

4.天然气价格走势判断

4.1. 需求端：极端天气带来的高增动能减弱

2022 年极端天气干扰因素有望减弱。2021 年上半年欧洲天然气消费量高增一大主因为极 端天气，包括低温酷暑带来的天然气需求增量以及少风带来的其他能源供给减量。根据 IEA 预测，若 2022 年极端天气干扰减少，欧洲的天然气需求将同比下滑约 2%。

天然气价格维持高位抑制需求。虽然今年上半年在发电需求拉动下，欧洲天然气消费量增 长明显，但是三季度欧洲的天然气需求同比下降约 4%，其中天然气发电量同比下降 12%。 主要因为高昂的气价削弱了天然气发电相对于燃煤发电的优势，导致电力供应商不得不购 买更多碳排放配额转向燃煤发电，三季度煤炭发电量同比增加 15%。

4.2. 供给端：LNG 贸易将发挥长期调节作用

4.2.1. LNG 贸易为全球天然气市场的重要调节变量

LNG 进口主要依靠海上船舶以液态形式运输，相较管道天然气进口具有贸易方式灵活多样、 供应较安全等优点，近年来 LNG 逐渐成为进口天然气的主要类型。LNG 以其供应的灵活 性对全球的天然气市场供需起着重要的调节作用，以 2020 年为例，2020 年上半年全球月 度 LNG 贸易量减少了 21%以应对需求的下滑，但是下半年疫情好转带来的需求增量让 LNG 月贸易量快速增长 18%。

目前全球液化产能看排名前五的国家分别是澳大利亚、卡塔尔、美国、马来西亚和俄罗斯， 其中澳大利亚、卡塔尔和美国拥有全球超过一半的液化产能，2020 年三个国家的 LNG 出 口量分别达到 1062/1061/614 亿立方米。

美国 LNG 新增液化产能势头强劲。2020 年全球仅有的三个开始运行的新 LNG 项目全部在 美国，包括卡尔曼 2、3 号线（800 万吨/年）；自由港 2、3 号线（1020 万吨/年）和埃尔 巴岛 4-10 号线（175 万吨/年）。得益于这三个项目带来的产能增量，美国当前的液化生产 产能相较 2020 年提升 2000 万吨/年达到 6910 万吨/年。截至今年 2 月，已经在建或者获 批的 LNG 项目共有 1.37 亿吨，其中有 25.6%在北美。此外，全球目前处于 pre-FID 阶段的 液化产能共 8.92 亿吨/年，其中美国占比高达 39.4%（3.52 亿吨/年）。

我们预估未来美国将为全球提供最大的 LNG 出口增量。美国 2020 年 LNG 出口量为 614 亿立方米，对应约 5000 万/吨液化产能。若目前已有的获批产能全部投产，我们预估未来 五年内美国的液化产能将达到 1.04 亿吨/年，LNG 出口能力将达到 1228 亿立方米，是现有 出口量的近两倍。

此外，LNG 巨头卡塔尔石油于 2021 年 2 月通过了北油田东部项目（NFE）的 FID，一期工 程预计于 2025 年四季度投产，二期工程预计于 2027 年投产，届时将为全球 LNG 产能带 来 3200 万吨/年的增量，占卡塔尔现有产能的 41.5%。我们预计未来以美国为代表的 LNG 巨头的产能扩充有望增大全球 LNG 市场供应的灵活性，缓解短期内偶发性因素导致的供 需错配。

4.2.2. 俄罗斯供应是缓解欧洲气荒的关键

据上文分析，欧洲的天然气消费对俄罗斯依赖程度较高，欧盟的天然气进口量中约 40%左 右来自于俄罗斯的管道气，在今年冬天欧洲库存极低的情况下，俄罗斯对欧洲的天然气供 应在短期内会对欧洲天然气价格的走势产生较大影响。

5.投资分析：天然气价格回落将为城燃公司带来业绩弹性

对于下游城市燃气标的，LNG 涨价或抬升进气成本。根据中国城市燃气协会披露，2021 年以来，中石油、中石化、中海油供应天然气的价格在逐步提高。其中 4 月对居民、非居 民气价上涨 5%，7 月对非居民用气价格再次上涨 5%。进入冬季保供期之后，部分省市天然 气门站价格继续上调。以浙江为例，近日浙江省发改委印发《关于调整供暖季天然气省级 门站价格的通知》，对门站价格进行了大幅的上调，其中浙江省网向各城燃企业销售天然 气的门站价格从每立方米 2.26 元调整为 3.99 元，上涨幅度为 76.5%。

城燃公司下游销售顺价存在困难。目前我国城市燃气的销售价格由地方监管，但是各地上 下游天然气价格联动机制尚未完善，气源价格的上涨无法及时传导给用户。其中居民用户 的用气价格由政府价格主管部门统一定价，价格调整需履行听证程序；工商业用户、电厂 及大工业用户则由政府价格主管部门规定最高限价，虽然可以实行价格联动，但幅度往往 低于上游调价幅度，且时效性通常也滞后于上游调价的时间节点。

今年国内部分地区特别是北方清洁采暖区城燃企业价格矛盾较为突出，具体体现在：一是 增量气价格与销售价格倒挂，政府价格主管部门批复的调价政策很难弥补采购价格上涨影 响，城燃企业不得不承担此部分气源涨价增加的采购成本；二是要保证新增民生用气，特 别是北方区域集中供暖用气。供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增居民用 户的供暖，势必压减工商业用气量，或者让工商业承担高气价。

气源价格上涨叠加顺价的阻力导致城燃公司的毛差承受较大的缩窄压力。以新奥能源及深 圳燃气为例，新奥能源上半年毛差同比下滑了 0.05 元，深圳燃气售气业务毛利率同比下滑 近 10 个百分点。因此，中短期气源采购成本的抬升对于下游城燃而言压力较大。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。