SHPGX导读：受各方多重因素影响，全球供需基本面进入紧平衡新周期，天然气市场格局正在发生深刻转变，将给广大市场参与者带来了巨大冲击和挑战。
2021年下半年，受多重因素影响，国际天然气价格不断攀升。今年初，欧盟正式通过“REPowerEU”能源计划，西方对俄实施规模空前的经济制裁，全球能源危机愈演愈烈，国际天然气价格继续一路飙升，亚欧价格持续倒挂。与此同时，美国上游天然气项目加速复苏，天然气购销长协（SPA）重新受到市场青睐，国内进口商争相签署大量长协，全球供需基本面进入紧平衡新周期，天然气市场格局正在发生深刻转变，这给广大市场参与者带来了巨大冲击和挑战。
欧洲摆脱俄气计划短期内恐难实现
3月8日，欧盟通过“REPowerEU”能源计划，制定短期和长期的摆脱俄气目标：今年底前削减进口至少1000亿立方米俄气，该数量为2021年欧洲进口俄气总量的2/3。同时，为保证冬季供应，欧盟要求各成员国在今年冬季开始前将库存水平至少补充至80%。2030年之前彻底摆脱对俄的能源依赖。
为实现其激进的短期目标，欧盟通过加大进口非俄管道气和LNG，同时大力发展可再生能源、提高能源利用效率，加快推进清洁能源转型。但由于其他管道气来源国（如挪威、阿尔及利亚和阿塞拜疆）短期增产步伐相对缓慢，预计年内仅能增产100亿立方米，新能源和节能效果有限，主要还需依赖大量进口LNG（约3600万吨）。
从供应层面看，今年全球新增 LNG液化产能仅约2200万吨（300亿立方米），其中约1/3预计还要满足亚太市场新增需求。虽然美国承诺可以在2022年增加对欧洲出口1100万吨，但恐心有余而力不足。从欧洲接收能力上看，今年名义新增接卸能力仅1000万～1500万吨，且接卸位置分布极不均衡，无法实现高效连通，短期目标几乎无法实现，这也将进一步支撑国际现货价格。
长期来看，欧盟通过新建LNG接收站、加速能源替代、压缩天然气需求，或可实现长期目标，但代价高昂。
美国天然气价格风险需警惕
今年1～5月，美国LNG出口量激增至3470万吨，同比大幅增长 28%，美国今年有望成为世界第一大LNG出口国。随着全球LNG市场转入供应偏紧周期、欧盟脱俄计划不断加码，美国LNG出口资源成为欧亚市场争夺焦点，拉动其上游增产预期。
截至3月底，美国活跃钻机数量同比增长49%，但受美国通胀及供应链影响，上游勘探开发成本陡增，实际增产速度恐有所放缓，IEA预测美国全年产量同比增加2.5%，增速绝对值仅比2021年提高0.5个百分点。
美国大批新项目将集中在2026～2027年投产，新增液化产能约1.3 亿吨，各买家争相与美国签署长协。2021～2022年美国项目新签长协约4405万吨，平均合同期限为17.6年。
美国LNG出口价格主要与HH天 然气期货价格挂钩，随着美国LNG出口的增长，HH价格将越来越多地反映国际天然气供求形势，其长期价格可能进一步缩窄与欧洲TTF和亚太JKM价格的差距。受美国国内天然气供求形势变化、货币政策调整、金融资本运作等影响，HH价格未来走向不确定性正在逐渐增加，这将对HH计价长协产生较大影响。今年美国遭遇春寒酷暑，国内需求和出口双双增长，HH价格一度突破9美元/百万英热单位，创历史纪录。参与者应充分考虑HH价格敞口、上游增产节奏、船运等风险。
亚欧现货市场价格互相牵引
国际天然气现货价格反映了市场的边际变化，对供求、天气、突发事件等因素高度敏感。目前，市场普遍预测2025年之前基本面将保持偏紧，2026年以后或迎来一个供应宽松期。从盘面上看，TTF和 JKM远期价格曲线也均在2024年中之前保持高位，且近月市场结构高度不稳定，往往一周内多次经历远期升水和远期贴水的转换，走势呈现出“暴涨阴跌”的特点。
近期，欧洲LNG接卸能力饱和，TTF现货价格此前一度发生回落，但在“欧亚争夺现货资源”的市场逻辑下，亚太日韩等国对旺季LNG资源具有刚性需求，其采购招标将为JKM乃至TTF价格筑底。
随着美国Freeport爆炸、北溪1号 项目短供的发生，现货价格迅速回升，一路走高，年内曲线重归远期贴水的市场结构，这将不利于后期欧洲建立库存，并为欧洲本已危险的冬季市场平衡更增压力。今年冬季一旦出现极寒天气、俄欧天然气管输继续减量、美国上游增产不及预期、涉俄油气制裁加剧等任意因素之一，LNG现货价格的上涨都将面临失控风险。
替代能源抢占天然气市场空间
国际天然气价格持续高企，欧洲天然气需求大幅萎缩，能源替代进入快车道。2021～2022供暖季， 欧洲天然气需求同比下降4%，同期煤电发电量上升9%。“气改煤”已然 遍地开花，且潜力较大。
预计今年欧洲气电需求将同比下降7%，煤电同比增长15%。尽管 如此，未来随着可再生能源崛起，煤电/气电等火力发电都将受到严重 冲击。欧盟建议根据“减碳55%”一揽子计划，将2030年可再生能源在 能源结构中占比目标从40%提高到45%。
乌克兰危机以来，IEA二季度对今年欧洲天然气整体需求预测已经调减2%，预计全年需求将下降6%。
天然气长协买卖双方分歧继续增大
乌克兰危机以来，原油和天然气价格双双高位震荡，市场远期的巨大不确定性造成买卖双方对传统油价斜率模式长协分歧巨大，很难 达成一致，市场缺乏新的成交。
预计下半年随着卡塔尔天然气生产线投资谈判结束，挂钩油价斜率的长协成交有望重回市场，并给后市 长协挂钩油价斜率水平提供标杆。
2021年以来，全球买家加紧签署长协。截至6月，美国新签长协量达到4405万吨。美国项目公司受欧洲需求预期和其国内通胀等因素影响，纷纷推涨长协价格，这在HH价格历史性高企的背景下，进一步加剧了买卖双方的价格分歧。
我国天然气供应端成本多元化优势凸显
国际LNG价格持续居高不下，国内需求疲软，煤炭等替代资源需求提升，LNG现货进口价格深度倒挂。6月JKM均价为23.433美元/百 万英热单位（约合9000元/吨，含退税和加工费），国内LNG销售价格约6300元/吨，单船现货进口亏损约2亿元。
1～5月，我国进口LNG2649万吨，同比减少19.6%；国产气同比增长6.1%，进口管道气同比增长11.3%，煤炭需求同比增长9%，燃气发电同比降幅进一步扩大至16.5%。进口LNG失去价格优势，接收站降价去库存压力巨大，国内液态价格持续走低。
为提高竞争力，市场参与方纷纷丰富自身资源结构，寻求管道气、长约LNG等多元化气源供应，在优化成本端的同时有效应对国内外市场波动风险。
我国现有LNG接收站22座, 2025年前全国将建成LNG接收站35座,合计接收能力近2亿吨/年，市场上已经出现供应过剩的预期。
如果接收站单纯采用第三方开放运营模式，较易受国际现货市场波动影响，且周转率与其区位优势、下游客户价格承受能力、区域市场竞争力高度关联，难以得到保证。应建立自身资源池，丰富气源组合，优化成本构成，同时锁定下游价格承受能力强的终端用户，稳固交易结构，提高整体竞争力。
产业链完整性和系统韧性将成核心竞争力
随着国际LNG价格屡创历史新高，信用证、信保等贸易成本显著增加，期（纸）货保证金压力陡增，市场整体系统性风险不断累积，市场参与门槛进一步提高，中小型国际贸易商违约风险显著增加。在供应紧张周期内，上游资源禀赋成为盈利的关键因素。
长期来看，上游长协资源、国际贸易转售能力、下游LNG接收及国内销售能力将组成我国LNG进口商的“黄金三角”基本交易框架，通过组建专业化、国际化的运营团队，凭借逐日盯市、实纸货结合等多种手段进行动态优化，从而实现对市场风险敞口的有效控制并获取利润增量。
本文来源 | 石油商报
本文作者 | 邢晔 庞连芳 振华石油控股有限公司
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