2022年以来，俄乌地缘政治冲突加剧，全球能源价格出现大幅上涨，国际天然气价格冲击历史高位。作为化石能源向非化石能源转变过程中最重要的过渡能源，天然气在一次能源当中占比已经提升至25%，全球天然气供需的变迁及价格的波动将显著影响全球的能源供应稳定和通胀情况。因此，我们兴证宏观和公用环保团队对全球燃气供需及定价体系的最新情况进行了全面梳理。
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，全球天然气在一次能源中的占比已经从1965年的14.6%提升到2020年的24.7%。全球各大燃气价格指数从2018年呈现单边下行趋势，在2020年见底并较长时间维持低位。然而从2020年7月开始，全球各大燃气价格逐渐震荡上行，叠加地缘政治事件的影响使得荷兰TTF天然气价格甚至屡创历史新高。
我们认为本轮全球燃气行情的核心催化在于长期低迷的价格导致上游油气资源投资不足。2020年以来，疫情虽然导致了需求的下滑，但是供给下降的速度更快，进而导致库存大量消耗。而在2021年全球经济复苏的过程中需求恢复又快于供给（供给端对于价格的敏感度更滞后，反映在投资端也会更加滞后）。具体到国家层面，俄罗斯和美国（唯二年产量超过5000亿方的国家）对近三年全球格局变化影响最大：
俄罗斯：对燃气价格敏感度更高，销售区域全面东进。根据IEA的数据，2019年-2021年俄罗斯在燃气产量方面的大幅波动（2020年减产460亿方，贡献全球减产量的34%，2021年增产690亿方，贡献全球增产量的42%），主要依靠其国内最大燃气生产商Gazprom通过调节产量平衡需求。我们认为，产量数据的波动也反应了俄罗斯能源产量对于价格的敏感度更高。根据EIA的数据，2021年俄罗斯对外销售增加127.42亿方，同比+5.4%，其中亚太地区增加53.76亿方，同比+20.4%，占比最大；对欧洲的供应量仅回升5.23亿方，同比+0.3%。
美国：LNG产能持续扩张，即将成为全球最大出口国。根据IEA的数据，即使在2020年，美国燃气产能仅下滑117亿方，同比-1.2%。而2021年产能增加189亿方，同比+2.0%，年产量达到9671亿方的历史高峰。区域上来看，美国一方面稳步拓展亚洲销量（已经成为中国第二大LNG供应商），同时继续抢占欧洲的市场空间。根据EIA的数据，2021年美国对欧洲和亚洲分别增加了85.20亿方、157.79亿方LNG出口，分别同比增加32.8%、47.8%。此外，若加州的项目按进度顺利投产，2022年底美国液化天然气出口能力预计将超过澳大利亚成为世界第一。
消费端全球对比：中国燃气消费量持续高增长，俄罗斯2021年绝对量增加最多。在能源结构调整的大背景下，中国多年来燃气消费数据维持高增长，即使疫情期间也保持了5%以上增速，成为全球多年燃气消费持续高增长的主要经济体之一。而根据IEA的数据，俄罗斯在2021年用量大幅增长约500亿方，成为拉动当年用量大幅增长的主要驱动。
天然气逐渐摆脱与石油挂钩，自身供需主导的定价模式占比持续提升。2020年，GOG定价模式（主要由自身供需主导价格变化的模式）占全球天然气消费量的比重持续提升至49.3%，成为全球交易中占比最大的定价模式，石油指数化定价模式（OPE）的作用持续减弱。目前，全球天然气主要的价格指数为北美的Henry Hub（HH）价格指数、欧洲的荷兰TTF价格指数和东亚的日韩JKM价格指数。根据IGU的统计，截止至2020年，GOG定价模式在北美洲和欧洲的交易份额已达到99.8%和79.9%。亚洲GOG模式起步最晚，但随着LNG的推广发展最快，目前交易份额已经提升至21.7%。
风险提示：地缘政治风险、LNG产能建设不及预期、全球经济增长不及预期
正文
Evidence&Analysis
1、低碳转型重要过渡能源，
2021年起全球气价大幅上涨
1.1、燃气作为低碳转型的重要能源，
一次能源占比持续提升
目前全球一次能源消费结构仍以传统化石能源为主。根据BP的数据，2020年石油仍是非洲、欧洲和美洲的主要燃料。天然气则在独联体和中东地区占主导地位，在这两个地区一次能源结构中的占比超过半数。煤炭是亚太地区的主要燃料。截至2020年，全球一次能源消费结构中，石油、煤炭和天然气依旧占据最大份额，三者分别占比31.3%、27.2%和24.7%。
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。随着经济和技术的发展，化石能源的发展已经从低效走向高效、从高碳转向低碳，能源替代将是长期以化石能源为主体和新能源快速发展的过渡。天然气作为化石能源中的一种，它的主要成分是甲烷(CH4)，燃烧后几乎不会产生硫氧化物及粒状物等空气污染物。与煤炭和石油相比，天然气燃烧效率高、热值高，且在燃烧过程中产生的二氧化碳排放量仅约为燃油的73%，燃煤的54%。随着能源结构低碳化的发展，含碳量更低的天然气将取代石油成为主要能源。
天然气在一次能源中的占比持续上升，2020年创下24.7%的历史新高。2020年新冠疫情对能源市场产生了巨大影响，一次能源消费量的减少速度创1965年以来新高，天然气消费量同样减少了2.92艾焦，同比-2.1%。然而即便如此，天然气在一次能源中的占比仍持续上升，根据BP的数据，全球天然气在一次能源中的占比已经从1965年的14.6%提升到2020年的24.7%。
1.2、2021年起全球气价大幅上涨，
欧洲气价屡创历史新高
2、供给端：
美俄引导全球天然气贸易格局逐渐重塑
价格长期低迷导致上游油气资源长期投资不足。受美国页岩革命影响，2014年全球油气供应急剧增加，OPEC和非OPEC产油国为争夺市场份额坚持不减产。叠加石油需求增长乏力等因素，全球石油市场陷入严重失衡，国际油气价格2014~2016年呈连续下降趋势并陷入长期低迷。2020年受疫情影响，国际油气价格曾在4月出现断崖式下跌并在下半年维持低位，而油气价格也将直接影响上游油气投资。根据IEA的数据，自2015年油气资源上游投资支出因油价低迷大幅下跌后，2020年再次受油价暴跌影响下降至3.47万亿美元，同比-28.2%。
供给端对于价格的敏感度相对投资端更加滞后。2020年受疫情影响虽然导致了天然气需求的下滑，但是供给下降的速度更快，从2020年开始库存大量消耗，而在2021年全球经济复苏的过程中需求恢复又快于供给，导致能源产能不足的矛盾凸显。根据IEA预测，2022年全球天然气生产和消费将分别同比提升1.7%和0.9%。
2.1、俄罗斯：对燃气价格敏感度更高，
销售区域全面东进
俄罗斯对燃气价格敏感度更高。根据IEA的数据，2021年俄罗斯共生产天然气7610亿方，是世界第二大天然气生产国，仅次于美国。2019~2021年俄罗斯在天然气产量方面产生了大幅波动（2020年减产460亿方，贡献全球减产量的34%，2021年增产690亿方，贡献全球增产量的42%）。我们认为，这一数据的波动也反应了俄罗斯能源产量对于价格的敏感度更高，极低的价格或极高的价格将直接影响俄罗斯能源产量。
Gazprom是俄罗斯处理燃气需求波动时的关键平衡角色。俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）是俄罗斯最大的天然气生产商。在过去十年中，即便因诺瓦泰克和俄罗斯石油公司扩大产能，其产量份额有所下降，到2021年，Gazprom仍占俄罗斯天然气产量的68%。根据OIES的数据， 2019~2021年Gazprom主动承担了平衡市场的角色（2020年减产460亿方，约占俄罗斯天然气减产量的100%，2021年增产630亿方，约占俄罗斯天然气增产量的91%），利用其灵活的超巨型Cenomanian气田，主动减少天然气产量来处理市场需求波动。
持续开发亚马尔半岛天然气区为Gazprom到2035年的主要生产战略。近四十年来，俄罗斯的天然气产量一直受苏联在西西伯利亚Nadym-Pur-Taz(NPT)地区遗留的超巨型Cenomanian气田的支持，但这些气田现在正处于不可逆转的衰退中。为满足日益提升的天然气需求，俄罗斯天然气工业股份公司自2010年代初以来一直在俄罗斯北极地区的亚马尔半岛开发新的天然气区，以此替代NPT地区未来产量的下降。
俄罗斯增加对中国天然气出口，以减少对欧洲天然气客户的依赖。由于俄罗斯在博瓦年科夫斯科耶地区以外的亚马尔河上增加生产能力，是基于Gazprom可以通过北溪2号将天然气输送到欧洲市场而进行的投资。但是由于地缘政治因素，北溪2号虽已建成却仍未投产，为减少对欧洲天然气客户的依赖，Gazprom生产战略的另一部分是在东西伯利亚开发气田，通过西伯利亚管道向中国供应天然气。根据合同，该管道于2019年12月开始输送供应，最终达到每年380亿方，累计合同期30年。根据EIA的数据，2021年俄罗斯共向中国出口159亿方天然气，同比+47%，其中约100亿方通过西伯利亚管道输送。
俄罗斯燃气销售区域全面东进。欧洲虽然是当前俄罗斯最大的天然气客户，但在燃气需求快速恢复的2021年，俄罗斯对欧洲的燃气供应量却不及预期。根据EIA的数据，2021年俄罗斯对外销售增加127.42亿方，同比+5.4%，其中亚太地区增加53.76亿方，同比+20.4%，占比最大；对欧洲的供应量仅回升5.23亿方，同比+0.3%。除地缘政治因素扰动外，欧洲快速转向碳中和经济的能源政策也对俄罗斯出口欧洲的天然气贸易构成了威胁。在这种情况下，俄罗斯正在更改其目标市场以摆脱对欧洲天然气市场的依赖。在减少对欧洲上游投资的同时，俄罗斯打算通过向中国提供一条通过蒙古连接其西西伯利亚和中国北方的新管道（西伯利亚2号，设计年运输量500亿方），将新的投资加速转向其东方的枢纽。
途径乌克兰将天然气送往欧洲对于Gazprom来说是最没有吸引力的选择。伴随着“土耳其溪”、“北溪1号”等并不途径乌克兰的天然气管道陆续投运，乌克兰作为天然气过境国的重要性已经减弱。2021年俄罗斯主要的天然气出口管道设计年运输量合计已经达到2764亿方，高于2021年俄罗斯天然气的出口总量的2508亿方，因此Gazprom需要对不同出口路线的产能分配做出选择。相比途径乌克兰的高额天然气过境费用，通过“土耳其溪”向运营该管道的 Gazprom子公司支付运输成本明显更具经济性。根据EIA的数据，俄罗斯2021年共向土耳其出口269亿方天然气，同比+70.2%。
2.2、美国：LNG产能持续扩张，
即将成为全球最大出口国
近年来美国页岩气技术日趋成熟，燃气产量不断提升。20世纪70年代开始，美国的传统天然气储量的下降驱使联邦政府对页岩气等替代能源进行投资。伴随水平井钻探和水力压裂两项技术逐渐成熟，页岩气的开发逐渐具备商业价值。2007~2020年间，美国页岩气产量占天然气总产量比例已经由2007年的8.1%增长至2020年的70.0%。根据EIA的数据，2020年受疫情限制导致钻井和开采活动频率下降，美国天然气产能下滑117亿方，同比-1.2%。得益于全美页岩地层的能源潜力的不断释放，2021年天然气产能增加189亿方，同比+2.0%，创历史新高。
美国天然气未来增产潜力依然巨大。美国页岩气生产主要集中在二叠纪盆地、马勒斯等区带。受墨西哥湾沿岸的LNG出口项目推动影响以及国内终端消费需求增长等多重因素叠加作用，美国天然气产量预计将保持稳健增长。根据EIA的预测，美国天然气产量将在2025年达到1.03万亿方，2050年增至近1.22万亿方，30年内CAGR为1.0%。
自2016年美国本土首次开始出口LNG以来，美国LNG出口能力迅速增长。由于地理因素限制，美国的管道气出口地区结构单一，仅为墨西哥和加拿大，因此LNG出口在消化富裕产能中起到了至关重要的作用。2016年2月萨宾帕斯项目成功出口美国本土的第一船LNG资源开始，美国天然气出口随之进入快速上升期。2017年由于美国天然气生产量首次大于消费量，同年美国出口LNG 200亿方，同比+278.7%。根据EIA的数据，即使在2020年，美国LNG出口量依旧持续提升。而2021年更是增加331亿方出口，同比+49.0%，达到1008亿方出口量的历史高峰。
美国天然气消费增长预计将慢于产量增长，为LNG出口奠定了坚实的资源基础。根据IEA的预测，2021年至2050年间，交通领域是天然气需求的强劲增长点，30年内CAGR4.5%。但美国天然气总体消费量缓慢增长，30年内CAGR仅为0.4%，低于天然气产量1.0%的复合增速。结合美国天然气消费量、管道气出口量、天然气产量，预计到2025年LNG出口量将增加至1317亿方，较2021年增长30.6%。2030年起，由于可再生能源普及率的提高限制了LNG出口的上升空间，出口增长逐渐停滞，到2050年LNG出口量预计约为1660亿方，较2021年增长64.7%。
2022年底美国液化天然气出口能力预计将达到世界第一。2019年，美国成为了世界第三大液化天然气出口国，仅次于澳大利亚和卡塔尔。一旦位于加利福尼亚州的Calcasieu Pass LNG液化站在2022年底前投入使用，美国将拥有世界上最大的液化天然气出口能力。根据EIA的数据，到2022年底，美国标准LNG液化产能预计将增至3.24亿方/天，峰值产能将增至3.90亿方/天，超过澳大利亚（预计峰值产能为3.23亿方/天）和卡塔尔（预计峰值产能为2.94亿方/天）的峰值产能。
美国燃气出口量稳步增长，是未来全球LNG增长的重要驱动力。2021年美国合计出口LNG 1008.31亿方，同比+49.2%。区域上来看，美国一方面稳步拓展亚洲销量的同时（已经成为中国第二大LNG供应商），同时抢占欧洲2021年燃气消费反弹的市场空间。根据EIA的数据，2021年美国对欧洲和亚洲分别增加了85.20、157.79亿方的LNG出口，同比分别增加32.8%、47.8%。
3、消费端：中国燃气消费量持续
高增长，俄罗斯绝对量增加最多
2021年全球天然气消费量反弹4.6%。得益于2020年解除疫情封锁后的强劲经济复苏以及整个北半球低于平均水平的气温，全球天然气消费量在2021年上半年快速增长。根据IEA的数据，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以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年全球天然气消费合计增加约1830亿方，同比+4.6%。
中俄贡献了2021年全球天然气消费的主要增量。分区域看，亚太地区天然气需求强劲，即使在2020年天然气消费量依旧增长40亿方，同比+0.5%，而在消费增长的2021年，其消费量进一步增长约540亿方（中国2021年天然气消费增长约390亿方，贡献亚太地区天然气消费增长量的72.2%），同比+6.4%。亚欧大陆2021年天然气消费迅速增长约540亿方（俄罗斯2021年天然气消费增长约500亿方，贡献亚欧大陆天然气消费增长量的92.6%），同比+8.5%。
中国燃气消费量持续高增长。在能源结构调整的大背景下，中国多年来燃气消费数据维持高增长，即使疫情期间也保持了5%以上增速，成为全球多年燃气消费持续高增长的主要经济体之一。根绝《中国“十四五”天然气消费趋势分析》的预测，由于能源转型的任务依然繁重，天然气将承担重要桥梁作用，预计2025年消费量可以达到4200亿方以上，2035年可以达到6000亿方以上。
俄罗斯2021年燃气消费绝对量增加最多。2021年俄罗斯大幅提升的天然气消费量主要与疫情后的经济复苏和2020~2021年供暖季节的严冬有关。其最大的天然气制造商Gazprom 2021年对国内供应了2578亿方天然气，同比+14.1%，是自2013年以来的最高供应量。根据IEA的数据，俄罗斯2021年天然气消费增长约500亿方，贡献全球天然气消费增长量的27.3%，为全球天然气消费增量最大的国家。同时，由于俄乌战争导致的经济增长放缓，去除极端天气影响等综合因素，IEA预测2022年俄罗斯天然气消费约4860亿方，同比-4.7%。
4、全球主要天然气市场定价模式演变
4.1、八大定价模式，三大价格指数
当今全球天然气定价模式可分为8类。当今全球天然气定价模式可分为8类，其中OPE、GOG、BIM、NET可以广义的描述为“市场”定价；RCS、RSP、RBC、NP可以广义的描述为“受监管”定价。目前，主流的定价模式为OPE模式和GOG模式。其中OPE模式通过基准价格和变化条款与竞争性燃料挂钩来决定交易价格，通常挂钩原油、柴油或燃料油。在某些情况下，可挂钩煤价、电价。而GOG模式更多是由天然气自身供需决定。
全球三大天然气价格指数：目前，全球天然气主要消费的主要交易区域和定价区域分别在北美、欧洲和东亚。各区域对应的主要的价格指数分别为Henry Hub（HH）北美天然气价格指数、荷兰TTF天然气价格指数，以及亚洲第一个天然气价格指数JKM指数。这三大指数也是全球天然气最主要的价格指数。
1）Henry Hub（HH）为北美天然气基准价格。Henry Hub是位于美国路易安那州的天然气实体交易枢纽，是美国最具影响力的实体枢纽，同时也是纽约商业交易所天然气期货合约的指定交割地。由于其交易量大、定价透明度高、流动性高，部分全球范围内的天然气生产商（主要为卡塔尔和澳大利亚）也将其天然气交付的定价机制依靠Henry Hub作为天然气现货定价。Henry Hub结算价格被用作整个北美天然气市场和部分全球LNG市场的基准价，在全球天然气贸易中具备着巨大的影响力。
2）荷兰TTF为欧洲最具影响力天然气交易枢纽。欧洲天然气交易中心起源于20世纪90年代，英国首先开创了虚拟交易枢纽NBP，建立了统一的天然气交易市场并成为了欧洲天然气市场的交易中心。而过去几年中，荷兰TTF逐渐超过了英国NBP，成为欧洲首屈一指的天然气交易中心。荷兰TTF之所以比英国NBP更受青睐，主要由于其位置更靠近各大天然气交易市场、供应管道，具备充足的存储空间，拥有更多LNG进口终端。当前荷兰TTF是欧洲最具影响力的天然气交易枢纽，汇集了约四分之三的欧洲天然气贸易。
3）JKM为第一个亚洲天然气价格指数。日本是亚洲地区早期进口LNG量最大的国家，由于日本早期进口LNG主要为了替代原油发电，因此日本原油清关价格指数（JCC）是当时LNG长协合同的主要参考指标。亚洲地区随着LNG现货交易量的提升，石油指数化定价模式（OPE）的作用正在减弱。LNG逐渐克服了亚洲地区物理和市场基础设施的限制，将亚洲各个区域市场连接成一个整体，促成了第一个亚洲天然气基准价格日韩JKM的创建。
4.2、天然气逐渐摆脱与石油挂钩，
自身供需主导的定价模式占比持续提升
GOG定价模式（Gas-on-Gas Competition）占比提升至49.3%，全球燃气未来将形成由自身供需主导的价格体系。根据国际天然气联合会统计，GOG占全球天然气消费量的比重从2005年的31.3%上升到2020年的49.3%，成为全球天然气交易中占比最大的定价模式。GOG模式下天然气价格是由供需相互作用决定的，通过不同地区的天然气与天然气的竞争，并在不同时期（日、月、年或其他时期）进行交易。
GOG定价模式在北美洲交易份额达99.8%。根据IGU的数据，2005~2020年期间北美洲的定价模式没有发生任何改变，除去少量的NP定价模式应用于墨西哥外，美国和加拿大中GOG交易模式始终占据着主导地位。截至2020年，GOG定价模式占北美洲市场交易份额的99.8%。
欧洲天然气定价模式GOG占比提升至79.9%。21世纪之前，欧洲的大多数天然气价格是由与石油价格挂钩的长期合同（OPE）决定的，天然气价格跟随石油价格趋势平滑变动，为上游项目、运输管道和LNG终端的大规模投资提供了相对稳定的参考价格。然而OPE定价模式并未反映天然气市场本身的供需基本面，欧洲无法在天然气价格较低时获取收益。根据IGU的数据，自2005年以来欧洲的天然气价格逐渐从OPE定价模式转向GOG定价模式，GOG定价模式占据的市场交易份额从2005年的15.0%提升至2020年的79.9%。
亚洲GOG模式起步最晚，发展最快。2016年起亚洲地区GOG定价模式占比便随着该地区LNG进口的增加而逐渐提高。截至2020年，GOG定价模式占亚洲市场交易份额的21.7%。
风险提示
地缘政治风险：俄乌战争形势恶化后或缓解的不确定性将导致全球燃气价格产生大幅上涨或回落
LNG产能建设不及预期：LNG产能建设受疫情影响可能不及预期，导致欧洲和亚洲市场的LNG价格受到影响
全球经济增长不及预期：国际经济受疫情影响可能出现危机式下滑，全球经济增长速度不及预期的情况下会使天然气需求低于预期
报告发布机构：兴业证券股份有限公司 （已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）