来源：石油商报（微号：cnpc-sysb）卢潇，
编辑：王琳琳，
校对：
蒋伊湉，
审核：
王勇 卢向前
国际天然气和LNG价格在过去一年内呈现大幅波动，几度创下历史新高。欧洲市场的
荷兰TTF价格
月前收盘价在8月26日
达到93.8美元/百万英热单位（MMBtu），亚洲JKM现货LNG到岸价也一度达到84.8美元/MMBtu的历史高值。
2021年四季度以来，欧洲先后经历了过境波兰的亚马尔—欧洲管道和直供德国的北溪管道的停输，俄罗斯管道气输量进一步减量，每日输气量由2020年的5亿立方米下降到现在的不到8000万立方米，目
前仅靠过境乌克兰和土耳其的两条通道。
在这个过程中，欧洲市场天然气价格不断走高，吸引全球LNG资源填补欧洲市场供应缺口，导致欧洲LNG的进口量大幅攀升。
由于欧洲大陆LNG接收站外输能力达到瓶颈，TTF对西北欧LNG到岸价今年以来也拉开了平均7.8美元/MMBtu的价差。欧洲大陆气价显著高于LNG现货价格，显示出欧洲大陆市场已成为带动国际天然气价格上涨的主要推动力。
随着全球LNG资源被吸引到欧洲市场，欧洲大量进口LNG也显著改变了全球LNG的需求版图。
2021年，中国和其他亚洲各市场LNG需求猛增，欧洲作为市场的平衡器，通过加大自身储气库采气，释放出LNG资源。今年的高气价也让中国等新兴市场无力承受，加上受到新冠肺炎疫情反复、经济疲软影响，亚洲LNG的需求减少。LNG的需求重心转移向欧洲。
在供应侧方面，
美国LNG出口成为增供的主力军。但随着这一轮LNG产能释放进入尾声，加之美国的主力出口项目Freeport遇到事故停产，抵消了一部分美国新增出口产能。在短期内新增供应乏力的背景下，欧洲想要继续维持较高的LNG进口量，只能继续通过高气价与其他市场，特别是亚洲市场，竞争LNG资源。
今年，大量美国LNG资源从亚洲转向欧洲。1～10月，约2/3的美国LNG出口至欧洲，只有1/5左右出口至亚洲。反观2021年，只有约1/3的美国LNG被运到欧洲，而近一半流向亚洲市场。
在供暖季即将到来之际，欧洲气价出现大跌，但这并不能表明欧洲天然气供应形势发生了明显的改善。之前价格本身包含了大量对于供应不确定性的溢价，而在北溪管道事故之后，这种不确定性在一定程度上得以消除，价格逐渐回归基本面。
目前，TTF价格较此前的峰值下降超过60%，但是依旧保持在历史高位，反映出基本面依旧紧张。
从短期基本面看，一方面
，欧洲地下储气库已基本注满。10月底的库存水平已达到95%，显著超过了90%目标注气水平。随着储气库库存到顶，注气速度已经开始下降。
另一方面
，欧洲自身的需求大幅走低。进入10月下旬，欧洲天然气需求不仅没有随着天气转凉有所上升，反而进一步下降。
除气温偏暖因素外，更重要的是高气价已严重影响了工业生产，欧盟主要国家工业用气出现明显下滑。10月，欧洲前六大天然气消费国家用气需求同比下滑了19%，超过了年初设定的15%的需求压减目标。
欧洲当下供应充足，北溪管道断气影响较小、价格反而继续下跌; LNG船在港口外排队无法卸货，有船开始转向亚洲。
但是，欧洲尚未正式进入冬季。在冬季高峰月，欧洲主要国家的城市燃气需求可能比现有水平高1～2倍。
目前的储气库库存水平只能在正常气温的冬季能够保障用气需求。一旦出现极端天气，或者其他天然气、电力供应来源遇到较大故障造成减供，库存气量在这个供暖季结束时，有可能处于非常低的水平，这将大幅增加明年的注气需求，抬高2023年的LNG价格。
未来，北溪管道恢复希望较小。俄罗斯管道气供应量可能一直保持低位。即使在最乐观的情境中，俄气供欧较2021年也将出现600亿立方米以上的缺口。为填补这个缺口，
一方面
，欧洲需压减自身用气需求。欧盟已经提出了RePowerEU的提案，希望在未来5年摆脱对俄罗斯的能源依赖。
另一方面，
欧洲需要进口更多的LNG，同时需要新建更多的LNG接收站，以解决当前存在的接收能力瓶颈。
9月，荷兰投运了第2个LNG接收站，合计年接收能力580万吨/年。预计2022年底到2023年初，德国将投运3座浮式LNG接收站，合计接收能力1250万吨/年。此外，德国、法国、意大利等囯预计还会在2023年中后期再投运4座浮式接收站，进而逐步打破欧洲LNG接收能力瓶颈。
RePowerEU提案主要依靠两方面的抓手：一是
利用其他传统能源替代，例如增加LNG和非俄管道气供应量，延后燃煤和核电的退役，替代天然气发电量；
二是
将需求压减寄希望于能源转型，其中包括新能源发电装机的加速发展、氢能和生物天然气的替代，以及天然气利用效率的提高。
在短期内，天然气资源侧的瓶颈依旧存在。未来两年，全球LNG总供应能力增长趋于缓和。
2025年前，全球LNG产能将进入相对的平台期。
大量的新增项目，如卡塔尔的扩建项目，以及加拿大、莫桑比克和美国的项目，到2025～2026年才会陆续上线。预计到“十五五”期间，国际LNG市场才能够逐步恢复平衡，进入供应宽松期。
同时，由于担心未来LNG供应，今年前三季度全球LNG长协合同签署量大幅增加。具有法律效应的合同签约量高达近5000万吨/年。
其中，亚洲买家为了保障未来供应安全，签署了大量合同，但主要LNG资源买方仍为国际石油公司。
未来，主要LNG资源供应仍将进入这些传统供应商的资源池。这些供货商自身拥有强大的优化能力，善于把控单一市场需求不确定性带来的风险。相比之下，欧洲买家直接采购的LNG长协，在全球新增供应合同中的占比却非常小，也反映出其对自身未来LNG和天然气需求增长的担心。
从供应侧看，美国项目凭借商业模式灵活、无目的地限制而成为主力卖方。
在TTF和JKM价格飞涨的背景下，即使今年Herny Hub均价相比2021年接近翻倍，一度超过9美元/MMBtu，但其仍体现出价格的稳定性。此外，美国项目定价采取气源顺价模式。这在油价长协和现货价差巨大、买卖双方对新油价合同斜率分歧明显的环境里，更有利于商务谈判获得进展。
今年前9个月，全球超过3/4的LNG长协签订来自美国项目。
受大量新签合同的推动，预计今明两年会有大量美国项目做出最终投资决定（FID）。除Plaquemines和Corpus Christi三期两个项目今年已经获得FID，后期还可能会有多个千万吨级的美国项目达成FID。
此外，卡塔尔项目二期扩建也箭在弦上。卡塔尔一期扩建项目
已在2021年完成FID，计划开发4条800万吨生产线。卡塔尔计划继续在二期开发两条同规模生产线，预计将于明年完成FID。目前，卡塔尔能源已完成其扩建二期合作伙伴的签约。
相反，受负面影响较大的是俄罗斯项目。
一方面，
对于在建的北极LNG-2项目，因其受到西方制裁，项目第二、三生产线的建设很可能不能如期投产。
另一方面，
俄罗斯原计划后续开发的大型LNG出口项目，受乌克兰危机后西方制裁等影响，可能暂时搁浅。
预计在2030年之前很难有新的俄罗斯项目FID。
第一阶段从现在一直持续到2025年。
由于欧洲市场LNG需求激增，且新增供应有限，LNG市场供应将持续紧张。这个阶段可称为“争夺期”。欧洲和亚洲在LNG市场供不应求的情况下，争夺LNG供应。此外，LNG现货价格依然保持较高水平。即使短时间市场可能出现供需错配，造成价格下跌，但这是建立在需求大幅压减的背景下，一旦需求反弹，这些时间上的价格洼地将很快被填平。
第二个阶段为2025～2030年，可以概括为“追赶期”。
届时，前期FID的大量新增LNG供应将投放市场，可填补俄罗斯天然气出口减少所产生的供应缺口，市场逐步恢复平衡。不仅如此，在全球经济可能出现衰退、亚太新兴市场天然气需求增长遭到破坏、欧洲加速能源转型的背景下，LNG供应不仅能追上需求增长，还存在出现超调的可能性，出现供应过剩。
未来，全球LNG市场依旧将周期性前行，各种不确定性也会同时影响市场发展的走向和快慢。
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