2022年全球天然氣市場分析及展望

來源：絲路印象 2024-07-19 17:34:01 瀏覽：1814 收藏

2021年，全球天然氣需求迅速增長，供需平衡進一步收緊，天然氣價格屢創(chuàng)新高。2022年美國天然氣產(chǎn)量增速較2021年提升，LNG出口量增加。俄羅斯出口至歐洲的天然氣仍然不足，西北歐天然氣庫存低于歷史平均水平。亞太地區(qū)LNG需求增量仍將維持高位，東北亞天然氣日韓基準價格JKM繼續(xù)呈現(xiàn)高價態(tài)勢。2022年全球天然氣市場供需依然偏緊，目前較高的氣價將持續(xù)到2022年第一季度，下半年供需緊張緩解，均價將小幅回落，但仍維持較高水平。美國至歐洲或亞洲的LNG區(qū)域價差將維持較寬水平，超過10美元/百萬英熱單位，促進跨區(qū)LNG貿(mào)易增長。2022年下半年LNG運力增加，運費可能較2021年下降，但由于跨區(qū)貿(mào)易增加，不確定性增大。在天然氣貿(mào)易加速發(fā)展的背景下，建議石油公司加大對天然氣市場的分析和預測，及時規(guī)避價格波動帶來的市場風險

1、全球天然氣和LNG市場

1.1
全球天然氣市場：2022年一季度供需偏緊，二季度后供大于需

在新冠肺炎疫情的嚴重沖擊下，2020年全球天然氣需求比上年下降750億立方米，供給比上年下降1200億立方米，導致全球天然氣市場供遠大于需的局面迅速改變。2021年，全球天然氣需求明顯增長，但供應端增長不及需求，天然氣市場呈現(xiàn)“淡季不淡，旺季更旺”的特征。2021年全球天然氣市場供給比2020年增長1340億立方米，恢復至2019年水平；極端天氣、經(jīng)濟復蘇以及替代燃料不足推高了天然氣需求，需求比2020年增長1400億立方米，超過2019年約650億立方米，供需差迅速收窄至310億立方米。

因此，2021年東北亞液化天然氣(LNG)現(xiàn)貨價格(JKM，日韓基準)和歐洲荷蘭天然氣價格(TTF)屢創(chuàng)歷史新高，突破40美元/百萬英熱單位。2021年年初至12月20日，美國亨利中心(HenryHub)天然氣均價為3.72美元/百萬英熱單位，同比增幅為75%；東北亞LNG現(xiàn)貨JKM均價為18.02美元/百萬英熱單位，同比增幅為310%；荷蘭天然氣期貨TTF均價為15.51美元/百萬英熱單位，同比增幅達377%，創(chuàng)歷史最高水平(見圖1)。

預計2022年全球天然氣市場供需依然偏緊，但情況略有緩解。據(jù)國際能源署(IEA)統(tǒng)計，2022年全球天然氣需求將達到41250億立方米(約120船/日)，比2021年增加620億立方米；供給達到41610億立方米，比2021年增加670億立方米，供需差擴大至360億立方米(見圖2)。分季度來看，2022年一季度供需偏緊，缺口在60億立方米；二季度后，市場供大于求，供需差分別為150億立方米、200億立方米和70億立方米。

1.2
全球LNG市場

1.2.1
全球LNG資源

根據(jù)美國銀行(BOA)的統(tǒng)計，2021年全球LNG市場仍然處于供需相對平衡的狀態(tài)。全球LNG供應量為3.88億噸(5704億立方米)，比2020年增長0.25億噸(368億立方米)，增幅達到6.9%，增量主要來自美國；需求比2020年增長0.21億噸(309億立方米)，至3.79億噸(5571億立方米)，增幅為5.9%，仍然維持較高的增速。

2022年全球LNG市場供需緊張情況略有緩解(見圖3)，但仍相對緊張。主要是俄羅斯對西北歐市場的供應限制，將導致歐洲必須與亞太市場競爭，中國電力需求增加也支撐LNG進口量上漲；此外，全球各國碳達峰碳中和目標加速推進，LNG在能源轉型中扮演更加重要的角色。預計2022年LNG供應量為4.11億噸(6042億立方米)，比上年增長0.23億噸(338億立方米)，增幅達到5.9%，增量仍然主要來自美國。預計美國LNG供應比上年增長0.14億噸(206億立方米)，尼日利亞等國家也有小幅增加。全球LNG需求增長至3.96億噸(5821億立方米)，比上年增長0.17億噸(250億立方米)，增速為4.5%，其中中國需求增長0.06億噸(88億立方米)，歐洲也增長0.06億噸。

2022年，全球新增的LNG出口項目主要有4個，預計新增LNG出口量為2350萬噸(見表1)。其中VentureGlobal公司的卡爾克蘇(CalcasieuPass)項目出口至亞太的成本最高，為6.8美元/百萬英熱單位，該項目已經(jīng)引入原料氣，預計2021年底前開始裝運調(diào)試貨物，在2022年第一季度正式投產(chǎn)。該公司1080萬噸/年產(chǎn)能的普拉克明斯(Plaquemines)LNG項目的第一階段也取得了實質(zhì)性進展，預計2022年可以獲得最終投資決策(FID)。切尼爾能源公司薩賓(SabinePass)LNG項目第６條生產(chǎn)線已于近期試投產(chǎn)，2022年一季度正式投產(chǎn)后液化能力將達到500萬噸/年。埃尼的珊瑚南(CoralSouth)浮式液化天然氣(FLNG)項目將于2022年底左右在莫桑比克開始商業(yè)運營。bp的東固(Tangguh)項目第三條生產(chǎn)線建造已完成90%以上，有望在2022年下半年投產(chǎn)。

正處于計劃外檢修的LNG出口項目，例如馬來西亞的MLNGTigaT7-T8，影響出口產(chǎn)能288萬噸/年，時間持續(xù)至2022年1月末；挪威的SnohvitLNG由于火災影響產(chǎn)能430萬噸/年，預計維修持續(xù)至2022年一季度末。預計2022年三季度受到熱帶風暴等影響，美國LNG項目計劃外中斷的可能性會增加，屆時對全球LNG市場將有擾動。

2022年，LNG進口再汽化設施有望達到9.17億噸(1.35萬億立方米)，比2021年新增3000萬噸/年(441億立方米)，遠高于LNG供應新增量。包括650萬噸/年位于中國山東煙臺的龍口LNG項目，合計400萬噸/年的潮州華豐和廣州燃氣接收站，加納170萬噸/年的浮式再汽化裝置，以及芬蘭哈米納(Hamina)LNG項目。中國江蘇鹽城300萬噸/年的LNG擴建項目將于2023年完成建設。據(jù)睿咨得能源咨詢公司(RystadEnergy)估計，到2030年全球LNG進口再汽化能力將從2021年的8.87億噸/年增加到12.89億噸/年。

1.2.2
全球LNG運費

受全球天然氣資源出口和需求分布不均衡影響，LNG出口資源主要集中在中東、澳大利亞、北美等地區(qū)，資源消費地以亞太、西北歐以及美洲地區(qū)為主，中東－亞太、中東－西北歐、美國－亞太、美國－西北歐以及澳洲－亞太是主要LNG運輸航線。近年來，LNG出口資源增量主要集中在美國，因此美國至亞太和西北歐的LNG跨區(qū)運輸量逐步增加。

2021年全球LNG運費水平季節(jié)性特征更加顯著，冬季運費屢創(chuàng)新高。2021年全年，澳大利亞至東北亞運費平均為1.17美元/百萬英熱單位，較過去5年均值高0.61美元/百萬英熱單位，相比5年均值的增幅為109%；美國至東北亞LNG運費平均為3.1美元/百萬英熱單位，較過去5年均值高1.52美元/百萬英熱單位，相比5年均值的增幅達到96%；美國至西北歐運費平均為1.41美元/百萬英熱單位，較過去5年均值高0.67美元/百萬英熱單位，相比5年均值的增幅達到94%。

對于2022年LNG運費，目前遠期曲線表明，即期租船費率將平均比2021年水平低近10%，在2022年LNG貿(mào)易量與上年相比增速放緩的背景下，全球?qū)⑿略?5艘LNG運輸船交付(見圖4)，整體船舶保有量維持穩(wěn)步增長；2022年新船增加數(shù)量低于2021年，下半年交付約17艘，高于上半年，預計2022年下半年LNG運費比上半年低。未來，隨著美國LNG出口規(guī)模逐漸擴大，美國至亞太和西北歐的跨區(qū)LNG運輸量將進一步增加，長航距的運輸量增加，也將導致LNG運費不確定性增大。

2、美國天然氣市場

2.1
供應：2022年增速較2021年明顯加快

美國天然氣產(chǎn)量位居全球第一。據(jù)美國能源信息署(EIA)統(tǒng)計，受疫情影響，2020年美國天然氣產(chǎn)量為9457億立方米，占全球總產(chǎn)量的23.7%，比2019年下降140億立方米，降幅為1.4%。進入2021年，美國天然氣產(chǎn)量逐步回升，全年供應量比2020年增加189億立方米(見圖5)，增幅約為2%，原油天然氣價格高企持續(xù)推動美國氣田的鉆井回升。

2022年，各機構對美國天然氣產(chǎn)量的預測均有上調(diào)。國際能源署預計比2021年增加290億立方米，美國能源信息署預計比2021年增加347億立方米，摩根大通公司預計比2021年增長362億立方米，睿咨得公司預計比2021年增長351億立方米，增幅在3%～3.5%，增速較2021年有明顯加快。

2.2
需求：總體維持穩(wěn)定，發(fā)電用氣需求下降

美國天然氣需求同樣具有較強的季節(jié)性，夏季7－8月是發(fā)電用氣需求旺季，冬季轉向取暖需求。美國能源信息署數(shù)據(jù)顯示，2020年受疫情影響，美國天然氣需求比上年下降217億立方米，高于供給量降幅。2021年，美國天然氣需求比上年下降18億立方米，主要是由于氣價上漲導致天然氣發(fā)電需求下降，風能和煤炭發(fā)電增加。

對于2022年的天然氣市場，各機構預計美國的天然氣需求相對穩(wěn)定。美國能源信息署預計總需求達到8589億立方米，比2021年增加1億立方米；摩根大通預計總需求為8424億立方米，比2021年增長41億立方米。兩機構均認為發(fā)電用氣需求將比2021年下降93億立方米。睿咨得公司相對樂觀，認為2022年和2023年將有新的天然氣供應進入市場，天然氣價格將下降，這將提升用煤轉用天然氣的經(jīng)濟性，預計2022年發(fā)電用氣需求比2021年增加10億立方米。

綜合上述分析，筆者認為2022年美國發(fā)電用氣需求比2021年下降，但其他領域?qū)μ烊粴獾男枨笕匀挥休^大空間，例如天然氣用作化工原料、交通用氣等需求，預計2022年美國天然氣需求將比2021年小幅增加10億立方米。

2.3
LNG出口：2022年比2021年增加0.48億立方米/日

2020年美國LNG出口總量為675億立方米，平均1.85億立方米/日；2021年LNG出口總量增長336億立方米，至1011億立方米，平均每日增加0.92億立方米，至2.77億立方米/日(見圖6)。

美國能源信息署預計，2022年美國LNG出口量將比2021年增加0.48億立方米/日(約176船)，至3.25億立方米/日，全年總出口量可達1186億立方米，分季度逐步增加。增量主要來自兩個項目，一是薩賓LNG項目第６條生產(chǎn)線，產(chǎn)能約0.2億立方米/日(500萬噸/年)，該項目預計2022年一季度投產(chǎn)；二是VentureGlobal公司近日獲得在卡爾克蘇LNG項目終端調(diào)試液化系統(tǒng)的許可，該終端將成為美國第7個液化天然氣出口終端，預計2022年一季度開始運行，若2022年下半年全面投入使用，該項目將帶來0.42億立方米/日(1130萬噸/年)的液化產(chǎn)能增長。目前美國在建的其他LNG項目有戈爾登(GoldenPass)(1800萬噸/年)，預計到2024年和2025年可投產(chǎn)。綜合來看，2019－2021年美國出口至主要亞太國家LNG船數(shù)和總量持續(xù)增長(見圖7)，預計2022年美國出口至中國、韓國和印度的LNG總量仍將維持上升趨勢。

2.4
價格預測：夏季和冬季的價差較以往增加，波動范圍加大

2021年，美國亨利中心天然氣期貨價格波動加劇，基本呈現(xiàn)先走強后回落的趨勢。主要受到中國天然氣進口需求增加以及歐洲增加LNG采購補充庫存的影響，美國至亞太和歐洲的LNG需求量增加，而且美國夏季發(fā)電用氣需求也有所提高，導致美國國內(nèi)市場天然氣需求相對緊張，推動天然氣期貨價格一路走強。至10月初，亨利中心期貨價格最高達到6.3美元/百萬英熱單位，隨后受到冬季氣溫預期相對暖和等因素影響，亨利中心期貨價格回落至3.8美元/百萬英熱單位，較高點回落近40%，全年均價預計達到3.72美元/百萬英熱單位，比2020年高1.59美元/百萬英熱單位，增幅達到75%。

2022年，各機構對美國天然氣價格的預測值差距較大，但年均價格均超過歷史水平。其中摩根大通公司的預測值最高，預計全年均價達到4.81美元/百萬英熱單位，高盛公司和睿咨得公司預計為3.5美元/百萬英熱單位，美國能源信息署預計平均為3.93美元/百萬英熱單位，其中對2022年一季度的預測值高達5.24美元/百萬英熱單位(見表2)。

筆者認為，2022年一季度美國天然氣價格將維持較高水平，主要是由于美國儲氣庫的庫存水平偏低，LNG出口項目薩賓LNG項目第６條生產(chǎn)線投產(chǎn)將增加向亞太和歐洲的出口量，使美國國內(nèi)市場供應緊張，因此美國天然氣去庫存速度相對較快。截至2021年10月底，美國工作儲氣量1023億立方米，占全部儲氣能力的39%，較5年均值水平低3%。按照正常氣溫測算，至12月底庫存水平將降至870億立方米，至2022年3月底將降至480億立方米；按照冷冬預期測算，至12月底庫存水平將降至825億立方米，至2022年3月底，庫存水平將降至440億立方米(見圖8)，低于均值水平13%，較低的庫存水平將提高美國2022年一季度天然氣價格。

預計2022年美國夏季價格波動加劇，主要原因：一是美國燃煤電廠逐步退出。美國煤炭發(fā)電能力降至2.27億立方米/日，在拜登政府頒布各項限制化石能源政策背景下，太陽能和風能發(fā)電還需要一段時間才能完全替代天然氣發(fā)電能力，導致天然氣需求受到季節(jié)性或突發(fā)因素影響，可調(diào)節(jié)的空間不大，將導致天然氣價格暴漲暴跌。二是基礎設施仍然匱乏。盡管2022年美國干氣產(chǎn)量增長約360億立方米，但增量多數(shù)集中在東北地區(qū)，而消費和出口增長集中在美國墨西哥灣地區(qū)，原計劃2021年底投產(chǎn)的“山谷”(MountainValley)管線(管輸能力0.57億立方米/日)，將東北部的產(chǎn)量運輸至加利福尼亞州，受到政策管制已經(jīng)推遲至2022年中。即便管線投產(chǎn)，也很難運輸至墨西哥灣，無法滿足其他地區(qū)的需求。此外，預計至2023年末，二疊紀地區(qū)產(chǎn)量增幅將超過管輸能力，屆時可能出現(xiàn)由于管輸能力不足而導致產(chǎn)量下降。因此，管道設施匱乏限制了調(diào)節(jié)美國天然氣供需的能力，不同地區(qū)間價差波動會加劇。

3、歐洲天然氣市場

據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)，2021年歐洲天然氣需求量為5450億立方米，比2020年增長230億立方米，增速4.4%，其中二季度天然氣需求飆升近25%，是有史以來最高同比增長；2022年天然氣需求將比2021年下降110億立方米，降幅2%，這也符合市場普遍預期。2021年冬季，天然氣價格上漲、可再生能源產(chǎn)量低以及核電站停運，將煤炭和碳排放價格推高至創(chuàng)紀錄高位，包括電力、化肥、化工等行業(yè)成本均上漲，2022年歐洲通貨膨脹預期被提高了0.25個百分點，至2%，超過歷史水平，對經(jīng)濟復蘇的影響加大。

3.1
俄羅斯出口：地緣政治風險加劇，出口至歐洲的天然氣仍然不足

目前，俄羅斯通往歐洲的天然氣管道主要有4條線路，分別是：北溪1號管道、白俄羅斯管道(主要是亞馬爾管道)、烏克蘭管道(包括兄弟管道和巴爾干管道)和土耳其管道。其中北溪管道仍然是俄羅斯向歐盟輸送管道天然氣的最重要供應路線，占俄羅斯管道天然氣出口至歐洲的40%，天然氣運輸量為150億立方米/年；白俄羅斯管道運輸量位居第二，占27%；然后是烏克蘭管道(26%)，兄弟管道和巴爾干管道運輸總量為100億立方米/年；土耳其管道天然氣流量占7%，輸送量略低于30億立方米/年。2021年上半年，俄羅斯通過北溪1號管道向歐洲輸送天然氣的供應量穩(wěn)定，但通過烏克蘭管道輸送至歐洲的天然氣同比下降13%，創(chuàng)近年來新低。

當前，北溪2號天然氣管道已經(jīng)作為俄羅斯與歐盟間的政治籌碼，普京明確表示，北溪2號運營后，俄羅斯對歐輸氣量將大幅增加。近期德國能源監(jiān)管機構暫停了俄羅斯北溪2號天然氣管道的認證程序，德國綠黨掌控外交部門后，表態(tài)相對緩和。筆者預計，北溪2號管道的啟用日期將推遲到2022年2月末。受烏克蘭與俄羅斯雙邊關系緊張影響，歐盟與俄羅斯的關系持續(xù)鬧僵。預計至少到2022年一季度，俄羅斯通過管線出口至歐洲的天然氣仍然不足。

3.2
西北歐庫存：低于歷史平均水平

歐洲是全球天然氣需求和進口的主要地區(qū)，位于西北歐的德國、法國、比利時和荷蘭是主要的需求國。夏季是需求淡季，冬季是取暖發(fā)電需求旺季，庫存水平基本呈現(xiàn)夏季漲庫、冬季降庫的趨勢，10月底往往是庫存量最高的時候。一般情況下，在10月底，西北歐天然氣庫存量可以達到5057億千瓦時(632億立方米)；但是2021年10月底的庫存量僅有3500億千瓦時(合437億立方米)，是歷史同期水平的75%。如果按照該地區(qū)冬季71億千瓦時/日(9.1億立方米/日)的消費水平測算，在沒有任何產(chǎn)量和進口的極端情況下，2021年10月底的庫存水平僅能支撐49天的消費量；考慮到歐洲7.7億千瓦時/日(0.96億立方米/日)的產(chǎn)量和挪威25.7億千瓦時/日(3.21億立方米/日)的進口量，消費天數(shù)可達到93天。冷冬和暖冬去庫存速度不同，暖冬去庫存速度約為13.6億千瓦時/日(1.7億立方米/日)，冷冬的去庫存速度可高達27.4億千瓦時/日(3.5億立方米/日)。預計至2022年一季度末，在冷冬環(huán)境下西北歐天然氣庫存將僅剩300億千瓦時(約38億立方米)，創(chuàng)歷史新低(見圖9)。

從煤－氣轉換角度來看，盡管碳排放價格上漲，煤炭發(fā)電成本也僅為14.5美元/百萬英熱單位，遠低于TTF價格31美元/百萬英熱單位，將推動歐洲使用燃煤電廠滿足冬季需求。然而目前歐洲多數(shù)燃煤電廠集中在德國，2021年三季度，德國燃煤發(fā)電量為350億千瓦時(合45億立方米天然氣)，較二季度增加70億千瓦時(合9億立方米天然氣)，增幅為25%，基本上煤炭發(fā)電的能力已經(jīng)達到峰值，幾乎沒有煤－氣轉換的空間。筆者測算，煤－氣轉換的臨界值是歐洲天然氣TTF價格降至24美元/百萬英熱單位，這一情況將在2022年一季度之后出現(xiàn)，在此之前燃煤電廠發(fā)電量仍將維持高位。

3.3
價格預測：冬季價格維持高位，2022年夏季趨于回落

2021年，歐洲荷蘭天然氣期貨價格(TTF)呈現(xiàn)趨勢上漲、大幅波動的態(tài)勢。在俄羅斯輸往歐洲的管道天然氣量下降、庫存較低和冷冬預期炒作的背景下，TTF價格從年初的7.1美元/百萬英熱單位上漲至10月初的39.4美元/百萬英熱單位，漲幅達到455%。10月，受到碳排放價格回落、俄羅斯北溪2號天然氣管道或?qū)㈤_通以及資金炒作的影響，TTF價格震蕩回落至22美元/百萬英熱單位。11月以來，歐洲天然氣庫存始終維持較低水平，天氣轉冷后，俄羅斯北溪2號受到德國能源監(jiān)管機構暫停審批影響，天然氣供應緊缺情況將繼續(xù)，TTF價格再度暴漲，年底或突破50美元/百萬英熱單位。2021年，預計TTF價格全年均價將達到16.46美元/百萬英熱單位，比2020年高13.21美元/百萬英熱單位，增幅為406%。

2022年，各機構預計歐洲天然氣價格仍將處于較高水平，摩根大通公司預計2022年一季度荷蘭TTF價格將達到26美元/百萬英熱單位；高盛和摩根大通預測2022年TTF全年均價為14.8美元/百萬英熱單位左右，睿咨得公司預測全年均價為8.9美元/百萬英熱單位(見表3)。筆者預計，北溪2號管道投產(chǎn)時間仍不確定，受到季節(jié)性因素和供應緊張的影響，一季度TTF價格將維持高位；2022年二三季度，盡管季節(jié)性需求下降，但為了避免冬季再次出現(xiàn)俄羅斯輸氣量下降、庫存不足、價格暴漲的情況，夏季天然氣需求量仍將維持高位，同時需要盡早補充庫存，因此2022年夏季TTF價格也很難回落至10美元/百萬英熱單位以下，同時應該關注北溪2號管線的投產(chǎn)以及歐洲太陽能、風能等可再生能源裝置投產(chǎn)情況；2022年四季度，仍然受到冬季需求旺盛影響，TTF價格有望再次回升，同時重點關注天氣因素的影響。

由此來看，歐洲天然氣TTF價格與美國亨利中心天然氣價格仍將維持較大的價差水平，特別是一季度，兩者價差可能達到歷史最寬水平，而二三季度，歐洲仍然有較強的采購天然氣增加庫存需求，因此TTF與亨利中心價差仍將維持較寬狀態(tài)。

4、亞太天然氣市場

4.1
供需：LNG需求增量仍將維持高位

國際能源署預計，2021年亞太地區(qū)天然氣需求量為9100億立方米，比2020年增長560億立方米，增幅為6.6%；2022年亞太地區(qū)需求有望增至9540億立方米，比2021年增長440億立方米，增幅為4.8%。產(chǎn)量方面，2022年亞太地區(qū)天然氣產(chǎn)量有望達到6910億立方米，比2021年增加160億立方米，主要原因是澳大利亞產(chǎn)量有較大增幅，尼日利亞產(chǎn)量小幅下降。

預計2021年亞太LNG進口量為3900億立方米，占全球LNG貿(mào)易量的70%，比2020年增長247億立方米，其中日本、韓國和中國臺灣地區(qū)LNG進口量比2020年增長86億立方米。預計2022年，亞太LNG進口量比2021年增加142億立方米，其中中國增加88億立方米，日本、韓國和中國臺灣地區(qū)小幅下降30億立方米，印度增加58億立方米。

4.2
價格：東北亞JKM價格繼續(xù)呈現(xiàn)高價態(tài)勢

2021年，普氏評估的代表東北亞LNG現(xiàn)貨的日韓基準JKM價格走勢與歐洲天然氣期貨TTF價格走勢相似。一季度，中國天然氣進口量同比增長17.4%，需求旺盛和部分貿(mào)易商擠兌導致JKM價格飆升，1月13日JKM價格上漲至31美元/百萬英熱單位，隨著氣溫回升和投機資金撤出，回降至5美元/百萬英熱單位。二季度后，隨著歐洲需求增加、美國LNG出口強勁，煤炭、太陽能等替代能源發(fā)電不及預期，東北亞地區(qū)天然氣需求仍然維持較高水平，在冬季來臨前，JKM價格穩(wěn)步上漲，至10月6日達到歷史最高水平56.3美元/百萬英熱單位，隨后回落至26.2美元/百萬英熱單位。與TTF走勢一致，JKM價格11月重新開啟上漲趨勢，在冷冬預期和需求相對強勁支撐下，升到41美元/百萬英熱單位。預計2021年全年JKM均價將達到18.5美元/百萬英熱單位，比2020年高14.1美元/百萬英熱單位，增幅為322%。

2022年，各機構預測普遍認為，JKM價格冬季比TTF價格高2～3美元/百萬英熱單位，夏季比TTF價格高1美元/百萬英熱單位。各機構對亞太JKM價格預測見表4。筆者預計，2022年全球LNG供需仍然維持緊平衡的狀態(tài)，亞太仍然是天然氣需求增速最快的地區(qū)，歐洲對天然氣的需求或維持相對高位，將導致亞太現(xiàn)貨市場相對緊張，推動JKM價格仍將達到較高水平，JKM價格在夏季回落至10美元/百萬英熱單位以下的概率也較小。因此，JKM價格與亨利中心價格也將維持較寬價差，需要維持較高水平與歐洲競爭為數(shù)不多的現(xiàn)貨，在較寬的跨區(qū)價差背景下，美國跨區(qū)運輸至歐洲和亞太的LNG出口增量將維持高位。

4.3
中國天然氣市場

4.3.1
2022年天然氣產(chǎn)量增量約65億立方米

2021年前三季度，中國天然氣產(chǎn)量為1518億立方米，全年有望達到2110億立方米，比2020年增長10%，連續(xù)5年增產(chǎn)超過100億立方米。預計2022年中國天然氣產(chǎn)量增量有望達到60億～70億立方米。在國家能源局發(fā)布的《中國天然氣發(fā)展報告2021》中，中國天然氣產(chǎn)量在2025年將達到2300億立方米，預計在2040年及以后較長時期穩(wěn)定在3000億立方米以上。

4.3.2
2022年中國LNG進口量或達1100億立方米，增加88億立方米

2021年1－10月中國天然氣進口量達1377億立方米，同比增長22.8%，其中LNG進口量為897億立方米，同比增長23.2%，管道天然氣進口量為481億立方米，同比增長22.1%，整體進口增幅創(chuàng)近幾年新高。預計2021年全年中國天然氣進口量為1600億立方米，其中LNG進口量為1012億立方米，比2020年增長79億立方米。預計2022年全年中國進口天然氣1820億立方米，其中LNG進口量或高達1100億立方米，增幅為10%。國內(nèi)有專家預測，到2025年中國LNG進口量將達到1400億立方米。

預計至2021年底，中國LNG接收站合計接收能力為1300億立方米(9359萬噸)，比2021年LNG進口量高出220億立方米；至2024年，中國LNG接收站將進入加速投放期，每年以200億立方米的接卸能力增長。據(jù)思亞能源咨詢公司預計，目前中國地下儲氣庫容量約為160億立方米，與LNG進口相關的儲氣庫情況見表5。2022年中國地下儲氣庫建設也將有增長，預計推動LNG進口增加10億～12億立方米。

4.3.3
煤轉氣發(fā)電年均用氣增量在50億立方米

減少煤炭消耗，增加可再生能源使用是中國實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的必經(jīng)之路，在發(fā)電領域，天然氣可以成為這一轉變過程中的關鍵能源。截至2021年9月底，中國發(fā)電裝機容量達到22.9億千瓦(合7750億立方米天然氣)，其中煤炭裝機占比為47.9%(合3712億立方米天然氣)，燃氣裝機占比為4.6%(合356億立方米天然氣)。作為對比，美國天然氣發(fā)電量占其總發(fā)電量的35.6%，英國為39.5%，德國為16.6%，日本為35.1%，韓國為29.1%，中國燃氣發(fā)電還有較大的提升空間。牛津能源研究所(OIES)預計，到2025年中國燃氣發(fā)電裝機容量將新增0.4億～0.5億千瓦，總量達到1.4億～1.5億千瓦(約合514億立方米天然氣)，年均增加50億立方米天然氣發(fā)電需求。

5、結論

2022年，地緣政治因素將繼續(xù)擾動天然氣市場。盡管美國國內(nèi)由于供應鏈問題通貨膨脹壓力加大，與中國經(jīng)貿(mào)關系近期有所緩和，但2022年迎來中期選舉，拜登可能會將中國作為政治籌碼，中美之間博弈仍將持續(xù)；德國政府重新組閣，偏左翼的綠黨執(zhí)政后對俄羅斯及中國的態(tài)度都相對強硬，可能會對北溪2號天然氣管道項目的推進造成阻礙；伊朗擁有世界最大的天然氣儲量，如果制裁解除，將帶來巨大的貿(mào)易增量。氣候因素也是影響天然氣價格波動的重要因素，需要密切關注。

綜合分析，2022年全球天然氣市場供需依然偏緊，預計目前的較高氣價將持續(xù)到2022年第一季度，下半年供需緊張緩解將導致均價低于上半年。歐洲TTF價格和東北亞JKM價格在2022年夏季均價分別為15.6美元/百萬英熱單位和16.8美元/百萬英熱單位，2022－2023年冬季小幅上漲2～3美元/百萬英熱單位；亨利中心天然氣價格在2022年夏季均價為3.3美元/百萬英熱單位，冬夏季價差將進一步拉寬。美國至歐洲或亞洲區(qū)域LNG價差仍將維持較寬(水平，多數(shù)時間預計將超過10美元/百萬英熱單位，將鼓勵跨區(qū)LNG貿(mào)易增長。2022年下半年LNG運力增幅加大，遠期價格曲線顯示2022年下半年LNG運費將比2021年同期低近10%，但由于跨區(qū)貿(mào)易增加，長航運輸增加，不確定性增大。

未來，各區(qū)域天然氣市場價格體系和進出口設施將更加成熟和完善，從而促進天然氣貿(mào)易加速發(fā)展。建議石油公司重視對天然氣市場的分析和預測，全面布局天然氣和LNG現(xiàn)貨貿(mào)易，提前鎖定低價現(xiàn)貨資源，降低總體采購成本，通過參股或控股的方式，加大對LNG基礎設施和運力的掌控力度，保障天然氣資源穩(wěn)定供應。