2022年国际天然气市场供需紧张加剧

2022年，受全球经济预期下行、碳减排政策持续推进等因素影响，全球天然气需求将回归过去10年平均增速。全球天然气资源充足，产量稳步提升，但结构性错配问题突出。地缘政治因素进一步加剧供需紧张形势，气价或再创新高。

全球LNG供需紧张形势加剧

2022年，全球天然气需求将回归至过去10年2%的平均增速，需求量约4.08万亿立方米；产量增至4.28万亿立方米，增速降至2.4%。

2022年，全球新增LNG液化产能不足，传统LNG出口国产量下降。全年计划新增LNG液化产能约1300万吨/年，仅为2019年增量的1/3，主要来自美国、印度尼西亚、莫桑比克和俄罗斯。卡塔尔和澳大利亚无计划投产项目。受前期气田投资不足、原料气产量下降及潜在的安全问题等因素影响，特立尼达和多巴哥、尼日利亚等国LNG出口量将呈下降走势。

全球LNG需求将保持较快增长，供应紧张将进一步加剧。预计2022年，全球LNG需求为4.12亿吨，较去年增长6.7%，增量2600万吨。一方面，亚洲LNG需求增速将放缓，日本和韩国需求或将负增长。受东北亚LNG现货价格高企抑制，中国、印度和新兴市场需求增速将放缓。另一方面，欧洲LNG需求拉动作用明显，管道气供应下降和补库需求将推动欧洲LNG进口需求走强。

全球天然气价格挑战新高

预计2022年，北美LNG出口增速较高，区域内天然气需求增速偏低。美国LNG出口将持续推进，原计划年内仅有赛宾帕斯液化项目第六生产线投产，新增产能450万吨/年。但2022年3月，卡尔卡苏帕斯液化项目创下从最终投资决定（FID）到投产耗时仅29个月的最快纪录，项目产能为110万吨/年。预计全年美国将至少新增560万吨/年的液化产能，LNG出口量有望从6933万吨增至7700万吨，增速达11.1%。LNG出口增长将推动美国原料气需求快速增长，造成美国供需偏紧，推升气价。预计全年美国HH现货均价为4.0~4.5美元/百万英热单位，同比上涨2.3%~15.1%。

欧洲供需紧张将牵动全球LNG市场形势，推动全球LNG现货价格进一步上涨。2022年，受高气价抑制，欧洲工业、民商用气将不同幅度下降。但年初欧洲地下储气库库存仅为288亿立万米，满库率为28.6%，低于过去5年低限。为满足能源需求，欧洲将采取提升区内产量、增加LNG进口、加大替代能源利用来弥补用能缺口。荷兰启动备用气田开发，但受限于资源禀赋与国内舆论抵制等因素，产量增幅有限。欧洲1月开始增加煤炭采购，导致煤炭价格大幅上涨，经济性持续下降。短期来看，欧洲暂时无法完成对天然气的替代，潜在的天然气供应缺口将推动欧洲气价再创新高。预计全年TTF均价为25~30美元/百万英热单位，同比上涨57%~89%。

2022年，受能源转型和高气价影响，亚洲天然气需求将有所放缓。中国受经济持续复苏、煤炭增供等影响，天然气需求增速将放缓；日本核电重启抑制天然气需求；高气价减缓韩国煤炭退出速度，天然气需求将下降；高气价将抑制印度和新兴市场用气需求，迫使其加大替代能源利用。同时欧洲LNG需求强劲，将与亚洲市场形成激烈的采购竞争，东北亚LNG现货价格将与欧洲气价趋同，预计全年均价25~30美元/百万英热单位，同比上涨72.4%~107%。

欧洲市场供需失衡

2021年全球天然气价格创历史新高

2021年，受经济复苏、国际油价回升、替代能源出力不足等因素影响，全球天然气消费量和产量均显著回升，但欧洲市场供需失衡，欧亚区域市场联动效应加剧，导致基本面持续偏紧。前期LNG液化投资收紧影响逐步显现，新增液化产能下降，全球LNG市场供应紧张，主要市场天然气价格均达历史高位。

消费：亚洲天然气消费强劲增长

2021年，全球天然气消费强劲增长，并超过新冠疫情前水平，全年消费量约4万亿立方米，比2020年增长4.6%。

主要原因有四：一是2020年全球天然气消费量受疫情影响大幅下降，全年基数偏低；二是疫情缓和、全球经济复苏推动天然气需求显著回升；三是欧洲可再生能源发电不足，推升天然气发电需求；四是南美持续干旱导致区域内天然气需求超预期增长。

2021年，全球各地区天然气消费均显著增长。其中，亚太地区天然气消费增速达7.4%，引领全球消费增长。全球其他地区天然气消费均稳定增长，增速总体保持在3%~5%。

北美天然气消费恢复增长。2021年，北美天然气消费量为1.06万亿立方米，同比增速从2020年的-2.3%回升至2.4%，其中，加拿大消费量为1180亿立方米、墨西哥消费量为820亿立方米、美国消费量约8560亿立方米。受年初寒冷、年中高温干旱影响，美国国内天然气需求显著上升。

欧洲天然气消费显著反弹。2021年，欧洲天然气消费量超5600亿立方米，同比增速由上年的-2.2%反弹至3.8%。受疫情缓和、经济复苏等因素推动，欧洲天然气消费均有增长。部分欧洲国家碳减排政策较为激进，过度依赖可再生能源，但可再生能源发电无法满足需求，进而推升天然气需求。2021年初，欧洲遭遇寒冬，煤炭等替代能源价格大幅上涨，碳交易价格高企，支撑天然气消费大幅反弹。

亚太天然气消费强劲增长。2021年，亚太天然气消费量约9260亿立方米，较2020年增长7.4%，消费增量达640亿立方米，占全球总增量的36.4%。中国天然气年消费量为3654亿立方米，同比增速达12%；受“减煤去核”政策推动，韩国关停部分燃煤电厂与核电站，LNG进口需求旺盛。亚洲新兴国家天然气需求受高价抑制，煤炭、柴油等替代能源利用加大以弥补用能缺口。

产量：全球天然气产量回升但供需失衡

2021年，虽然全球天然气产量恢复增长，但全球LNG液化产能增长缓慢。欧洲市场供应紧张传导至亚洲市场，南美市场资源竞争加剧，全球天然气市场呈现区域结构性供需失衡特征。

2021年，全球天然气产量为4.18万亿立方米，较上年增长3.8%。分地区来看，油价回升、LNG出口强劲增长支撑北美产量呈上行趋势，但年内多次极端天气侵袭，叠加上年油气市场形势恶化导致页岩气勘探开发投资大幅回落，北美上游产量不及预期，全年天然气产量为1.22万亿立方米。俄罗斯—中亚连接欧亚两大天然气需求市场，受欧亚需求上升带动，该地区天然气产量大幅增长至9300亿立方米。

分国家来看，美国LNG出口强劲，但产量增长不及预期，全年天然气产量为1.02万亿立方米，降幅由上年的0.9%收窄至0.4%；欧亚需求旺盛推动俄罗斯天然气产量增长10%，至7623亿立方米；卡塔尔和澳大利亚由于无新增LNG液化产能，天然气产量保持稳定，增速分别为1.5%和0.5%。

2021年，全球LNG液化产能增至4.63亿吨/年，年增速由上年的4.8%降至1.3%，连续两年下降。全年仅有两个液化项目共两条生产线投产，新增产能仅为600万吨/年，较上年新增产能大幅缩减70%，为近7年最低水平。新增产能分别来自美国（450万吨/年）与马来西亚（150万吨/年）。

贸易：全球天然气贸易量恢复增长

2021年，全球天然气贸易量为1.33万亿立方米，LNG贸易规模大幅扩张，管道气贸易量恢复至新冠疫情前水平。

2021年，全球管道气贸易量为7930亿立方米，增速由上年的-5.7%恢复至4.9%，与2019年水平基本相当。其中，美国自加拿大进口的管道气量较2020年增长16%；中国进口管道气量大幅增长近23%。

2021年，全球LNG贸易量为3.83亿吨（5370亿立方米），较上年增长8.7%。进口增量主要来自亚洲和南美，出口增量主要来自美国。

亚洲LNG进口需求较快增长。2021年，亚洲LNG进口总量为2.77亿吨，同比增长7.8%。新冠疫情受控、经济复苏推升中国天然气需求，LNG进口量约为7900万吨，增量占亚洲总增量的近60%；日本采取煤电增产、核电重启等多重措施保障电力供应，天然气需求空间受挤压，LNG进口量为7450万吨，同比下降0.4%；受低温、限煤及关停核电政策影响，韩国天然气需求大幅上升，全年LNG进口量约为4650万吨，同比增长13.8%；受疫情反复与高气价影响，印度LNG进口量较上年减少6.2%，至2452万吨。

亚洲新兴市场国家两极分化明显，部分国家经济稳定向好，工商业逐步恢复，用气需求增长。部分国家受高气价抑制，LNG进口量有所下降。其中，印度尼西亚LNG进口373万吨，较上年增长43%；马来西亚LNG进口209万吨，较上年减少22%。

欧洲LNG进口量大幅下降。2021年，欧洲进口LNG共8000万吨，比2020年减少711万吨，降幅达8.2%。亚太和南美需求高涨挤压欧洲LNG进口空间，导致欧洲LNG供应紧张，推升气价。主要进口国中，英国LNG进口增速由上年的5%降至-19%；法国、西班牙与比利时LNG进口量均已连续两年下降。

南美LNG进口量大幅上升。2021年，南美LNG进口量为1765万吨，同比增长67%。受持续干旱天气影响，南美水电产量大幅萎缩，各国利用气电上产弥补电力缺口。主要进口国中，阿根廷LNG进口增速由上年的2.7%升至99%；巴西LNG进口增速由上年的6.6%升至204%。

美国LNG出口增长引领全球，其他主要出口国出口量有所下降。2021年，美国LNG出口量超6900万吨，较2020年增加51%，全年共计1103艘LNG货船出口至亚洲、欧洲和南美的32个国家和地区，其中，41%运至亚洲、31%运至欧洲。俄罗斯LNG出口量为2972万吨，较上年减少71.5万吨；澳大利亚LNG出口量近7950万吨，较上年增长1%；卡塔尔出口量为7785万吨，较上年减少1.3%。

价格：全球天然气价格破纪录

2021年，全球主要市场天然气价格大幅上涨，刷新高价纪录。美国极端天气频发叠加LNG出口大幅提升，需求增长、供应收紧，HH现货价格上涨。欧洲需求增长，供应收紧，库存跌至近5年低位，TTF现货价格大幅上行并引领亚洲现货价格上涨。东北亚LNG进口均价随油价走高，LNG现货价格因区内经济复苏需求强劲、区外资源竞争激烈、TTF价格联动而强势上涨。欧洲现货年均价首次高于亚洲现货年均价，欧亚价格相关性有所增强。

2021年，北美天然气价格波动上行。HH现货价格受供需偏紧、出口增长影响上涨，均价为3.9美元/百万英热单位，同比上涨近93%。一季度，受极寒天气影响，天然气需求快速增长，供应短期中断，HH现货均价同比大幅上升，2月17日创下23.9美元/百万英热单位的峰值纪录。受2月峰值影响，二季度均价环比下跌。三季度，高温干旱和LNG出口增加导致用气需求攀升，飓风冲击导致供应短缺，HH现货均价持续上涨。四季度，季节性采暖用气增长且LNG出口保持高位，供应恢复不及预期，HH现货价格整体上行，年末有所回落。

2021年，欧洲天然气价格一路飙升，下半年与油价走势背离。因本土产量、管道气供应量和LNG现货进口量全面短缺，欧洲市场供不应求状况凸显，库存降至历史低位，NBP和TTF现货价格强势攀升。三季度起超过等热值布伦特油价，且走势背离。NBP现货年均价为15.8美元/百万英热单位，同比上涨近390%；TTF现货年均价为15.9美元/百万英热单位，同比上涨近400%。

受油价上涨影响，2021年，东北亚地区LNG进口均价同比上涨51%，至10.7美元/百万英热单位，其中，日本均价为10.8美元/百万英热单位、韩国均价为10.6美元/百万英热单位，同比均上涨超过40%。经济和环保因素推动东北亚需求快速增长，叠加欧洲气价联动影响，东北亚LNG现货到岸年均价为14.5美元/百万英热单位，较上年增长279%，创历史新高。