（报告出品方：兴业证券）
1、低碳转型重要过渡能源，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，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，年创下24.7%的历史新高。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年的14.6%提升到年的24.7%。
1.2、年起全球气价大幅上涨，欧洲气价屡创历史新高
年7月开始，全球燃气价格逐渐震荡上行。全球各大燃气价格从年呈现单边下行趋势，在年见底并较长时间维持低位后。年7月起，全球各大燃气价格逐渐震荡上行。北美、欧洲和亚洲受供需紧张影响，价格上涨幅度各异。欧洲天然气基准价荷兰TTF于年冬季飙升，带动亚洲天然气基准价日韩JKM持续上涨。年年初以来，国际天然气市场价格在采暖季结束后经历短暂小幅回落，于2月受地缘政治因素影响，欧洲、亚洲天然气价格再次飙升，创历史最高水平。截至年4月12日，北美天然气基准价美国HH价格为6.59美元/百万英热，同比+%；荷兰TTF价格为32.22美元/百万英热，同比+%；日韩JKM价格为32.97美元/百万英热，同比+%。
年以来欧洲天然气价格屡创新高，地缘政治因素加剧市场价格波动。年以来，欧洲天然气基准价荷兰TTF价格从年初的19.84欧元/兆瓦时上涨至年12月21日的最高点.68欧元/兆瓦时，随后伴随采暖季结束后经历短暂小幅回落，于年2月受地缘政治因素影响再次飙升，年3月7日上涨至.20欧元/兆瓦时，再创历史新高。截至年4月12日，荷兰TTF价格为.22欧元/兆瓦时，同比+%。
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，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~年呈连续下降趋势并陷入长期低迷。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，自年油气资源上游投资支出因油价低迷大幅下跌后，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。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，从年开始库存大量消耗，而在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，年全球天然气生产和消费将分别同比提升1.7%和0.9%。（报告来源：未来智库）
2.1、俄罗斯：对燃气价格敏感度更高，销售区域全面东进
俄罗斯拥有全球最多的已探明可采天然气储量，占全球储量的19.9%。根据BP的数据，年俄罗斯已探明可采储量合计37.39万亿立方米，占世界已探明可采储量的19.9%，拥有全球最大的天然气储量。伊朗、卡塔尔紧随其后，分别拥有32.10、24.67万亿立方米天然气储量，占世界已探明可采储量的17.1%、13.1%。俄罗斯天然气工业股份公司的首席执行官阿列克谢米勒于年9月17日表示，俄罗斯可以维持当前的天然气储量水平年。
俄罗斯对燃气价格敏感度更高。根据IEA的数据，年俄罗斯共生产天然气亿方，是世界第二大天然气生产国，仅次于美国。~年俄罗斯在天然气产量方面产生了大幅波动（年减产亿方，贡献全球减产量的34%，年增产亿方，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，到年，Gazprom仍占俄罗斯天然气产量的68%。根据OIES的数据，~年Gazprom主动承担了平衡市场的角色（年减产亿方，约占俄罗斯天然气减产量的%，年增产亿方，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。
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，该管道于年12月开始输送供应，最终达到每年亿方，累计合同期30年。根据EIA的数据，年俄罗斯共向中国出口亿方天然气，同比+47%，其中约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年，俄罗斯对欧洲的燃气供应量却不及预期。根据EIA的数据，年俄罗斯对外销售增加.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。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亿方，高于年俄罗斯天然气的出口总量的亿方，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，俄罗斯年共向土耳其出口亿方天然气，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。~年间，美国页岩气产量占天然气总产量比例已经由年的8.1%增长至年的70.0%。根据EIA的数据，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，年天然气产能增加亿方，同比+2.0%，创历史新高。
自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。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。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亿方，同比+.7%。根据EIA的数据，即使在年，美国LNG出口量依旧持续提升。而年更是增加亿方出口，同比+49.0%，达到8亿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，年至年间，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，预计到年LNG出口量将增加至亿方，较年增长30.6%。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，到年LNG出口量预计约为亿方，较年增长64.7%。
年底美国液化天然气出口能力预计将达到世界第一。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CalcasieuPassLNG液化站在年底前投入使用，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。年美国合计出口LNG8.31亿方，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），同时抢占欧洲年燃气消费反弹的市场空间。根据EIA的数据，年美国对欧洲和亚洲分别增加了85.20、.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
年全球天然气消费量反弹4.6%。得益于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年上半年快速增长。根据IEA的数据，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，年全球天然气消费合计增加约亿方，同比+4.6%。
中俄贡献了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%，而在消费增长的年，其消费量进一步增长约亿方（中国年天然气消费增长约亿方，贡献亚太地区天然气消费增长量的72.2%），同比+6.4%。亚欧大陆年天然气消费迅速增长约亿方（俄罗斯年天然气消费增长约亿方，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，预计年消费量可以达到0亿方以上，年可以达到亿方以上。
俄罗斯年燃气消费绝对量增加最多。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~年供暖季节的严冬有关。其最大的天然气制造商Gazprom年对国内供应了亿方天然气，同比+14.1%，是自年以来的最高供应量。根据IEA的数据，俄罗斯年天然气消费增长约亿方，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预测年俄罗斯天然气消费约亿方，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HenryHub（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）HenryHub（HH）为北美天然气基准价格。HenryHub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HenryHub作为天然气现货定价。HenryHub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。（报告来源：未来智库）
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-GasCompetition）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5年的31.3%上升到年的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。
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5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5年的15.0%提升至年的79.9%。
亚洲GOG模式起步最晚，发展最快。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。截至年，GOG定价模式占亚洲市场交易份额的21.7%。
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