2022年，地缘局势对天然气市场供需和价格的影响力上升，LNG现货市场向“欧洲溢价”转变，区域市场联动加强，欧洲天然气价格高企成为拉升亚洲价格的主要因素。同时，供应趋紧使卖方市场话语权得到巩固，长协备受买家青睐。预计2025年之前，欧亚天然气市场价格很难跌至10美元/百万英热以下区间。

美国驱动供应能力提升 欧洲主导市场需求增长

今年，全球新增LNG液化产能将达2200万吨，其中美国约占1600万吨。截至6月底，今年已投产的两个项目均位于美国，分别为Venture Global公司的Calcasieu Pass LNG项目以及切尼尔能源的Sabine Pass LNG项目第6列生产线。预计美国将以8200万吨的供应量成为今年全球最大LNG出口国。

传统LNG出口国中，卡塔尔和澳大利亚液化产能利用率已达到100%，无新增产能。此外，已有项目复产也将为市场带来额外供应量。产能为310万吨/年的挪威Snohvit LNG 项目在遭火灾破坏后已于2022年第二季度复产；今年下半年，尼日利亚LNG项目有望解决原料气下降问题，预计产量较去年增加300万吨。

预计今年全球仅欧洲市场出现LNG需求增长。地缘局势紧张、管道气供应下降和补库需求推动欧洲加大LNG进口力度。今年以来，欧洲已连续4个月成为美国LNG最大买家，约占其出口总量的65%。预计全年欧洲LNG需求将达1亿吨，而去年仅为7000万吨 。

东北亚LNG进口量将比去年减少700万~800万吨。因疫情造成的出行限制和进口成本居高，以及强调以煤炭为“锚”做好保供稳价工作的能源政策，中国天然气需求增速将放缓；核能、可再生能源和煤炭发电增加使日本LNG需求将受到抑制；韩国LNG需求也因煤炭退出步伐减慢将出现下降。

在南亚，巴基斯坦和孟加拉国等新兴市场对LNG价格极为敏感，价格高企将抑制其现货采购，加大煤炭等替代能源利用。同时，印度、孟加拉国和巴基斯坦货币对美元贬值将使其购买力进一步降低。南亚国家将比欧洲卖家更愿意接受时间超过20年的长贸合同。

欧亚市场区域联动增强 对意外事件更为敏感

随着欧洲LNG需求大幅增加，现货市场开始向“欧洲溢价”转变。亚洲现货价格上涨动能相对偏弱，欧洲天然气价格持续高位带动亚洲气价上行，成为拉升亚洲价格的主要因素。欧亚市场价格联动性增强。

俄乌冲突后，为减少对俄罗斯的能源依赖，欧洲吸收了大部分原本运往亚洲的LNG，与亚洲市场竞争加剧。近期，TTF现货价格因欧洲LNG接卸能力饱和一度回落，但随着下半年LNG需求旺季来临，东亚各国为冬储做准备，将与欧洲争抢现货资源 ，其采购招标将为JKM乃至TTF价格筑底。

全球天然气价格不断刷新历史纪录。今年，东北亚现货价格一度超过50美元/百万英热，目前在30~40美元区间波动。TTF现货价格更是一度超过60美元/百万英热，目前仍接近40美元/百万英热。

值得注意的是，市场对意外事件更为敏感。6月初，美国得克萨斯州自由港LNG工厂发生爆炸，使欧洲供气进一步紧张。自由港终端年出口量约1500万吨，约占美国LNG出口能力的16%，占全球LNG出口约4%。工厂年底才能恢复满负荷运营。过去几个月，自由港终端大约70%产量出口欧洲。爆炸后，一周之内TTF价格涨至37.1美元/百万英热，涨幅为40.9%。

卖方市场得以巩固 长协价格及斜率回升

预计到2030年之前，全球LNG供需缺口将逐年扩大。因现货价格持续高位波动，且供应趋紧预计在短期内不会得到缓解，天然气买家急于锁定价格，寻求签署长期交易合同平抑供应与价格波动风险，LNG卖方市场得以巩固。

去年，与终端市场签订的LNG长协合同量已达5年高值，今年该趋势未有减弱迹象。美国成为今年新签长协的最大供应商。今年全球已签署LNG贸易量3500万吨，其中2600万吨来自于美国。而去年签署的7200万吨长贸合同量中，美国所占份额不到1/3。

受现货价格走势强劲因素影响，LNG长协与油价挂钩斜率有所回升。10年期LNG长协价格比2021年价格高75%。需求强劲致使谈判中的与油价挂钩的长协价格上涨。以10年期合同为例，中东卖家要求斜率高于12%，且目的地条款限制严格，灵活性和季节性有限。更为灵活的协议斜率更是高达12.5%~14%。2020~2021年间，LNG长协与油价挂钩的斜率仅为10%左右。

长协数量和价格的增加将进一步推动LNG项目建设和复苏。预计2022年将有总计超过3400万吨规模项目通过最终投资协议（FID），包括北美的Plaquemines LNG项目、Corpus Christi三期项目和Woodfibre LNG项目等。其中一些处于休眠状态，等待需求上升的项目纷纷复苏。在俄乌冲突之后，Energy Transfer的查尔斯湖（Lake Charles）和NextDecade的格兰德河（Rio Grande）等项目已完成合同总量超过900万吨/年的交易。

我国LNG进口量将出现小幅下降 欧亚气价难以重回10美元区间

今年，我国LNG进口量将出现近年来的首次小幅下降，环比下降5%左右。今年1～5月，我国进口LNG 接近2700万吨 ，同比减少20%。

在全球LNG现货市场价格高企的背景下，我国更倾向于积极签署长贸合同。今年，我国LNG贸易量超过80%来自长协。相比之下，去年长协在贸易量中占比仅为60%。

自俄乌冲突以来，在全球签署的3350万吨/年的LNG新长期购销协议中，其中750万吨 /年将运往我国，这些项目多数来源地为美国，将在2026年左右投产。随着国内LNG接收站项目加快推进以及多个新签的LNG中长协合同将于下半年开始履约，预计未来几个月天然气进口量将出现回升，但考虑国内疫情频发需求疲软，LNG价格处于高位，LNG进口量将比去年小幅走低。

今明两年天然气价格持续走高，除了供应紧张的原因之外，更大的冲击来自于地缘政治因素。此外，欧洲再气化设施的不足，LNG资源难以做到快速转移等因素也推升了气价。随着时间的推移，来自地缘政治的冲击影响会减弱，价格将回归供给面本身。

2025年之前，欧亚市场天然价格很难跌回至10美元/百万英热以下区间，价格如何变动取决于3个不确定因素，一是俄罗斯管道输气量能否保持稳定。二是中国需求何时回升。三是欧洲规划建设的20多个接收站中有多少能够投产。欧洲计划到2026年将LNG进口能力提升43%。目前，德国、意大利、荷兰和比利时已规划建设多个接收站，累计产能超过6000万吨/年。高气价持续时间越长，同时释放新供应量的规模越大，价格出现泡沫的可能性就越大，LNG买方需要建立低风险、价格有竞争力的投资组合。