全球天然气为何暴涨？

一、天然气可用作燃料及化工原料

天然气是指蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物，包括油田气、气田气、煤层气、 生物生成气等。开采出的天然气从井口输送到加工厂，在出售给消费者之前，去除非碳 氢化合物和水蒸汽等，分离得到天然气液，天然气液进一步加工后得到干天然气。干气 主要由气态低分子烃类和非烃气体混合组成，包括甲烷（85%）、少量乙烷（9%）、丙烷 （3%）、氮（2%）、丁烷（1%）组成。天然气可用作燃料，也可用作化工原料。

全球天然气供应格局过去十年受页岩油革命推动，新增了美国这一大供给。边际增量来 自伊朗、澳大利亚、中国的产量增长较快，加拿大、沙特、挪威供应微增。至 2020 年， 全球前三大天然气供应国家为美国、俄罗斯、伊朗，对比 2010 年，2020 年美国市占率 为 23.7%，占比上升 5.4%，俄罗斯市占率为 17%，占比下降 2.4%，伊朗市占率为 6%， 占比上升 1.9%。

2020 年，天然气需求前三的国家或地区为美国、欧洲、俄罗斯。其中，美国天然气需求 占全球需求的 21.8%，占比上升 1.3%，欧洲天然气需求占比 14.2%，占比下降 5.5%， 俄罗斯天然气需求 10.8%，占比下降 2.6%。天然气需求前八的国家或地区中，中国天然气需求上升最多，从 2010 年的 3.4%上升至 2020 年的 8.6%。

1.1 欧亚地区价格大幅领涨，北美价格相对滞涨

全球主流的几个区域价格为 JKM（亚洲）、TTF（欧洲）、Henry Hub（北美）。2020 年 7 月，欧洲天然气价格触底反弹，除了在今年 2 月价格略有回调以外，整体呈快速上涨，9 月价格已上涨至 19.1USD/MMBtu，去年底部区域价格为 1.8USD/MMBtu。亚洲地区价格自2020 年 9 月开始起底回升，从 5.4 USD/MMBtu 一度上涨至 2021 年 2 月的 9.7 USD/MMBtu，此后略有调整，当前又已回升至 9USD/MMBtu。北美气价相较低位，与 当地天然气出口产能紧张，格局相对全球较为割裂有关。我们在本文的第三部分详细分 析美国出口能力情况。

从全球贸易的流向来看，澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、美国是全球主要的天然气流出国， 中国、日本、韩国是主要的天然气流入国。从全球天然气贸易大国的进出口方式来看， 美国、俄罗斯主要以管道气的形式出口，中东则主要以 LNG 气的形式出口。从进口国来 看，欧洲以管道气进口为主，中国以 LNG 进口为主。

二、碳中和将推升天然气一次能源使用占比

天然气的碳排放量低于煤及石油，在当前全球低碳转型的大背景下，可再生能源及天然 气将成为全球主要能源来源。复盘过去十年欧、美、日的减碳之路，不同国家基于资 源禀赋不同，天然气的一次能源占比变化有差异，但整体而言，其一次能源占比显著 提升。未来全球碳中和的大方针下，预计天然气需求还将提升，例如中国当前煤炭能 源占比仍有 56%，未来还将提升天然气的能源占比。

2.1 天然气的碳排放低于煤及石油

等热值情况下，天然气碳排放显著低于煤及石油。考虑各能源品种碳排放情况，单位热 值天然气二氧化碳排放量为 0.056 吨，位于各能源品种中最低，而无烟煤二氧化碳排放 量 0.086 吨排名最高，单位热值二氧化碳排放量由小到大分别为天然气<原油<一般烟煤< 无烟煤。

低碳转型导致全球能源体系发生根本性转变，可再生能源和天然气将成为全球主要能源 来源。

在全球碳中和的背景下，全球能源体系正面临重塑，传统碳氢燃料体系（煤、石油、天然气）将向以可再生能源为首的非化石燃料体系转变，能源结构将更加多样化。据 BP《能源展望 2020》预测，在当前能源结构快速转型情景下，到 2050 年可再生能源 占比预计可达 44%，而煤、石油一次能源占比分别降至 4%、14%。作为化石燃料的天 然气，占比维持在 25%左右且有较大概率小幅升高，一方面是由于发达国家与发展中国 家能源结构及应用差异较大，发展中国家电力及煤炭的工业需求仍在快速增长，而可再 生及其他非化石能源的供给增长速度不足以覆盖上述需求，因此天然气作为替代品可实 现稳定的能源供给；另一方面是因为天然气本身的二氧化碳排放量较低，结合 CCUS 技 术使用，作为电力和工业等部门的直接能源来源，可实现低碳排放。

2.2 过去十年海外天然气一次能源整体占比提升

欧盟、美国、日本三大经济体十余年前即开始推进碳减排相关政策，基于各自不同的资 源禀赋和政治环境，三个国家分别处于深度脱碳、摇摆脱碳、资源小国脱碳的阶段。对 比三个国家一次能源结构过去十年的变化来看：

（1）欧盟由于天然气禀赋下降显著，一次能源结构逐步从油、气、煤转向核能及可再生 能源。对比欧盟 2010 年和 2020 年的电力能源结构，石油和天然气能源占比分别较 2010 年的 38.23%和 25.58%降至 1.54%和 19.96%，核能、水电能源占比翻倍，其中可 再生能源比例从 3.86%上升到 25.64%。

（2）美国受益于自身的页岩油革命，一次能源结构中石油、煤炭占比大幅下降，天然气、 核电及可再生能源大幅提升。过去十年，石油、煤炭占美国发电量的比例分别从 37.19 大幅降至 0.44%，从 22.95%下降到 19.69%；天然气份额从 27.17%提高至 40.56%，核电从8.41%提高至 19.4%，水能从 2.57%上升到 6.73%，而可再生能源比例 1.71%从上 升到 12.87%。

（3）日本作为资源小国，其资源禀赋对其能源选择影响小，一次能源结构中石油、核电 的比例大幅下降，煤及天然气占比提升，可再生能源及其他能源占比在 2011 年福岛事 故后大幅提升。石油的占比从 2010 年的 40.25%下降到 2020 年的 4.14%，天然气的比重从2010 年的 17%提升至 2020 年的 35%，煤的比重从 25%增长至 30%。

2011年福岛核事故的发生使日本能源战略和气候政策出现重大转变，日本政府明确提出将减少对 核能的依赖，强调由核能、可再生能源和化石燃料组成的能源组合是日本能源需求最可 靠和稳定的来源，核能占比从 2010 年的 13%减少到了 4%。可再生能源比重大幅提升， 2010 年仅占 1%左右，2020 年可再生能源占比达到了 12.5%。中国当前仍以煤炭为主要一次能源，但相较于十年前，煤炭的占比已有所下降，份额让 给了天然气、石油、可再生能源、核能等。预计未来煤炭的需求占比还将进一步下降， 煤改气的推进还将持续增加天然气的供应占比。

三、美国供应格局相对割裂，俄罗斯供应增长潜力不足

我们在本节重点分析全球主要供给国的供应情况：（1）美国：全球天然气供应占比 24%， 其天然气中 80%来自于页岩气，2020 年回注量 3560Bcf（约占其井口气产量的 10%）， 产能相对充足，但 LNG 出口设施产能利用率接近满负荷，管道气主要通往难以影响全球 贸易格局的加拿大和墨西哥，整体天然气市场相对割裂；（2）俄罗斯：全球天然气供应 占比 17%，以管道气的形式供给欧洲为主，新建北溪 2 号管道线规避乌克兰地缘政治影 响。当地天然气龙头企业 Gazprom 历史资本开支有限，未来几年天然气供应受限，即使 北溪 2 号投运，也难以解决产量增长有限的问题。

3.1 美国天然气出口设施产能紧张，与全球市场相对割裂

美国是全球第一大天然气供应国，其 2020 年产量为 915Bcm，出口 137Bcm，主要以管 道气的形式出口至加拿大和墨西哥，并以 LNG 的形式出口至欧洲。当前美国天然气供给 可分为常规天然气和非常规天然气两大类，其中常规天然气包括油田气、气田气，非常 规天然气包括页岩气、煤层气等 。近年页岩气已成为美国天然气供应的主要来源，占比从 10 年前不足 50%上升至当前逾 80%。

EIA 数据显示，今年以来美国地区的天然气需求未出现明显增长，干气供给与 2019 年相 比略有收缩，美国天然气冬季需求最为旺盛，夏季次之，其余季节需求量相对平稳。今 年美国天然气需求处于过去五年的中位水平。

分不同领域需求来看，美国天然气工业需求全年相对平稳，不存在明显季节性差异。商 业及住宅在冬季需求最为旺盛，夏季则较为低迷。与此相反，电力需求在夏季达到波峰 位置，其余季节相差不大。

美国每年仍有大量的天然气回注量，因而推断产量不是其供应瓶颈。2020 年美国全年的 天然气回注量达到了 3560Bcf，其国内整体的井口气产量为 33485Bcf（不含回注量）， 占比接近 10%。尤其是德克萨斯、路易斯安那、密歇根三大洲 2020 年分别回注量分别 达 548、483 及 423Bcf，分别折 15.5、13.7 及 12.0Bcm。2021~2023 年间在建管道流量分别为 28.9、30.9 及 0.8Bcf/d，不少是用于州内运输。

今年以来，美国本土的 HH 价格（Henryhub 价格）价格有所上涨，但涨幅明显小于全 球其他地区，反应美国本土供应相对充足，但由于出口产能紧张，造成其供需格局相对 其他国家割裂。美国天然气出口包括 LNG 及管道出口两种方式，2020 年 LNG 出口量为 61.4Bcm，主要出口至欧洲及亚太地区；管道出口 76.1Bcm，主要出口至加拿大和墨西 哥。从图 24 的情况来看，当前美国 LNG 出口装置利用率已经接近满负荷。对于墨西哥 和加拿大来说，其天然气进口途径主要就是管道气，因而美国对其管输能力的增加很难 转化为全球 LNG 的流通量。

3.2 俄罗斯天然气供给增长有限，北溪2号管道投产难缓解对欧出口紧张

俄罗斯作为仅次于美国的天然气供给国，其 2020 年供应量为 638.5Bcm，出口量高达 238Bcm，其中通过管道出口的量为 198Bcm，LNG 出口量为 40.4Bcm。去年出口的管 道气/LNG 中 168Bcm/17.2Bcm 是供给欧洲地区，其余的主要供给中国、日本、白俄罗 斯等国。

关于俄罗斯的天然气，近期市场热点主要关注于其绕开乌克兰的北溪 2 号天然气管道的 投放进度，希望借此可以缓解欧洲天然气供应紧张的情形。当前俄罗斯出口欧洲的管道 能力为 210Bcm，其中通过乌克兰运输至欧洲的管道约占一半。新建的北溪 2 号每年的 运输能力为 55Bcm，已于 9 月初完成最后一段管道的建设，美俄两国的政治拉锯使得项 目运营投放存在不确定性。但我们认为即使北溪 2 号生产线投入运行，俄罗斯仍面临天 然气产量供应不足，预计难以满足欧洲需求的增长，详细分析见下文。

俄罗斯天然气产量增长空间有限，国内供应紧张，库存已达五年低位。关于俄罗斯天然 气供应能力分析，我们将从其当地最大的天然气生产企业 Gazprom 切入分析。俄罗斯国 内主要的天然气供应厂家包括 Gazprom、Lukoil、Novatek 三家企业，其中 Gazprom 是 全球最大的天然气生产企业，俄罗斯国家控制的天然气垄断企业，北溪 2 号管道的投资 建设商。公司 2019 年产量为 500Bcm，2020 年产量为 453Bcm，是当地最主要的天然 气生产商。参考公司最新规划，2030 年公司产量将达到 615Bcm，对应未来 10 年，平 均每年增加 12Bcm。中期来看，当前公司凝析油处理能力有所不足（天然气副产，需要 冷却处理以免发生大规模燃烧），新冷凝水处理设施需 2022 年底建成，预计这将影响公 司中期新油田的开发。远期来看，公司过去 capex 一直侧重于新出口管道的建设，推迟 了对西西伯利亚和海上主要陆上新气田开发，影响公司远期气量的增长。由于今年俄罗 斯国内供应紧张，短期即使北溪 2 号投产，Gazprom 高层表示第一步将分流原有管道 （尤其是途径乌克兰）的流量。

欧洲今年天然气进口需求大增，即使俄罗斯新增的天然气产量全部用于供给欧洲，也难 以满足其需求。今年上半年 Q1 欧洲天然气需求增长 7.6%，Q2 需求增长 18.7%，产量 下降 10%。若欧洲天然气全年需求增长 10%，产量下降 10%，预计欧洲全年进口需求将 增长近 70Bcm。假设 Gazprom 今年产量增加 12Bcm，Lukoil 及 Novatek 供给增长 10% 即 19.5Bcm，即使全部用于供应欧洲进口，也难以填补其供需缺口。

四、欧洲上半年需求恢复性增长，中国需求稳步提升

我们在本节重点分析全球主要需求国的供应情况：（1）欧洲：2020 年表观消费 541Bcm， 全球天然气需求占比 14%，是全球最大的天然气进口地区。受极端气候（夏季高温、冬 季寒冷）、干旱缺水电、碳税价格大涨推升天然气工业燃料需求等因素影响，上半年 Q1、 Q2 当地天然气需求分别同比增长 7.6%、18.7%，且欧洲天然气价格领涨全球。考虑到 极端气候已逐步从偶发情况变为频发情况，碳税价格预计也将持续高位难以下调，欧洲 对天然气的需求将持续旺盛。（2）中国：2020 年表观消费量 330Bcm，全球天然气需求 占比 8.6% 。参考十四五规划，未来我国每年将新增 20-30Bcm 的天然气需求，主要由 工业燃料、城市燃气、发电需求推动。“煤改气”还将持续推升工业燃料、城市燃气的需 求，天然气装机量未来也有望保持快速增长。

4.1 欧洲上半年需求恢复性增长

欧洲是仅次于美国的全球第二大天然气消费地区，2020 年表观消费量达 541Bcm。同时 欧洲也是全球最大的天然气进口地区，2020 年产量 219Bcm，进口量则高达 326Bcm， 其中管道进口量 211Bcm，占到总进口量的 65%。俄罗斯是欧盟最大的天然气供应国， 占到总进口量的近 57%，LNG 的主要进口来源国为卡塔尔、美国及俄罗斯。

今年以来欧洲天然气的消费量大幅增长，库存达五年低位。据欧盟委员会数据，2021 年 一季度欧洲天然气消费量 142Bcm，同比增长 7.6%，二季度消费量 85Bcm，同比增长 18.7%。同时，库存于今年年初以来迅速降低，2021 年 Q1、Q2 天然气库存同比降低 25%、46%，二季度末天然气产品库存量 117.7Bcm，已低于过去五年的中位水平。上半年欧洲天然气净进口量微增，美国进口量下降较多，俄罗斯进口同比增长。

上半年 欧洲市场的天然气整体进口量同比微增 2.2%。其中俄罗斯进口 45.11，增加 2.7Bcm，美国进口 6.35，减少 2.9Bcm，其中美国出口主要转向亚太地区，Q1 亚太地区 LNG价格出现暴涨。

上半年欧洲地区需求高增有三大驱动因素，其中极端气候及水力发电不足的情况随着近 年极端天气频发由偶然性影响因素逐步转变为长期影响因素，而碳中和大背景下，碳税 价格上涨成为趋势，并将结构性的推升天然气的能源需求。

4.1.1极端气候因素驱动天然气住宅需求大幅增长

住宅及商用占其能源消费的 58%，这两部分消费季节性明显，通常冬季是其需求旺季， 夏季次之，今年极端天气频发推动了其需求的大幅增长。

（1）欧洲年初的极端寒冷天气 增加了其电力取暖需求。2021 年 2 月初欧洲经历极端寒冷气候，德国若干观测站的观测 温度低于-20℃，打破当地月度记录，其中哥廷根在 2 月中旬不到一周的时间内温差高达 42℃，最低温度达零下 23.8℃，较为极端的气候条件将极大地增加居民及商业电力需求。（2）今年夏季全球经历罕见高温，尤以欧洲地区为甚。今年北半球入夏以来，经历了一 轮罕见的高温天气，其中 6、7、8 月分别成为全球有记录以来的单月历史第三热月份。而欧洲气温异常情况尤为严重，6 至 8 月的平均地表温度，较 1991 至 2020 年三十年间 的平均值高出接近 1℃，成为欧洲历史上温度最高的夏季。南部意大利西西里岛的温度 于 8 月 11 日达到了 48.8℃，或将成为欧洲有史以来记录的最高温度，高温将显著提升住 宅部门的电力降温需求。

4.1.2干旱天气造成水电不足，天然气作为替代能源需求上升。

欧洲丰水季降水量下降较大，水利发电供给或出现短缺。今年以来，北半球夏季持续的 高温与丰水季降水量的下降形成鲜明反差，北美、俄罗斯及欧洲多地出现不同程度的旱 情。2021 年 6-8 月除中欧部分地区外，欧洲大部分地区降水量较过往同期有 2~4mm/d 不同程度的下降，二季度水力发电量 95.1TWh，同比降低 0.4%。丰水期降水量不足的 影响，或将在枯水期进一步演绎，造成水电供应的持续短缺，而持续增长的电力需求将 极大依赖天然气发电。欧洲 2021 年一季度、二季度总净发电量分别为 703.9、632.1TWh，同比增加 0.94%、 9.86%。其中天然气 Q1、Q2 净发电量分别 107.9、83.6TWh，较去年同期增加 1.87%、 5.94%。

4.1.3碳税供给有限，天然气供需紧张推升其价格

碳配额供应紧张，碳税价格飙升，电力价格同比大幅上涨。2020 年末，欧盟议会同意将 2030 年温室气体减排目标从 40%提高为 55%，碳排放管控愈发趋严。2021 年、22 年和 23 年的碳配额供应将非常紧张，因为在此期间，MSR 每年将提取约 3 亿个配额。最终 市场上的拍卖供应实际上不足以满足电力生产商的需求。2020 年欧洲碳排放拍卖均价约 24.4 欧元/吨 CO2，截至 2021 年 8 月末已涨至 61.9 欧元/吨 CO2，较年初上涨超 80%。碳税价格推升欧洲电力价格，2021 年一季度欧洲电力基准均价为 53 欧元/MWh，较去年 同期高出 79%，包括法国和德国等在内的多个市场的销售电价均创下自 2008 年经济危 机以来的新高。基于当前较高的碳税及燃料价格，电力价格极有可能在后续季度中维持 上升趋势。

天然气供需紧张预计进一步推升碳税价格。据前文论述，等单位热值（MMBtu）天然气 的 CO2排放量要比一般无烟煤、原油分别低 0.03、0.01 吨左右，我们比对了主要的一次 能源品种的含碳税等热值价格。根据我们测算，在当前碳税拍卖价格（以 2021 年 9 月 10 日成交价）下，等单位热值下的天然气价格（含碳税）要已经超过煤、石油的价格 （含碳税）。天然气供需紧张，欧洲部分企业已在寻求煤作为天然气的能源替代，但考虑 碳配额约束，预计未来碳税价格将进一步被推升，使得煤炭作为能源的成本不断接近天然气的成本。

4.2 中国天然气需求快速增长预计将持续

中国十三五期间天然气快速增储上产。2020 年的产量较 2015 年期间上升了 60Bcm 至 194Bcm，2020 年较 2019 年产量增长了 9.8%约 16Bcm，其中页岩气产量超过 20Bcm， 同比增长 10%，煤制天然气产量 4.8Bcm，同比增长 8.8%，煤层气产量 6.7Bcm，同比 增长 13.5%。按照规划，十四五期间，国内天然气需求仍有望每年增长 20-30Bcm。

工业燃料、城镇燃气和发电是国内天然气需求的三大驱动力。2020 年国内天然气消费量 328Bcm，同比增长 22Bcm，结构上来看，工业燃料和城镇燃气各占 37-38%，发电用气占比 16%，化工用气占比 9%。参考国家能源局的预测，2021 年国内天然气总需求量有 望达到 365-370Bcm，较 2020 年增长 9%-10%，增量预计主要来自居民采暖贡献的 10- 12Bcm；工业燃料增量主要来自陶瓷、玻璃等行业，预计新增 15-18Bcm；发电方面考 虑新投产装机及气电利用小时数的增长，预计增加需求 10Bcm；交通及化工预计增加 2-3Bcm。至 2025 年，国内天然气消费规模达到 430-450Bcm，平均每年增加 20- 30Bcm。

（一）工业燃料：工业用气的需求主要由“煤改气”的行动驱动，回顾我国过去五年工 业用天然气需求的增长情况，2017 年、2018 年及 2020 年国内工业用天然气均出现了较 快增长。2017-2018 年在侧重环保，绿水青山的大国策背景下，是我国“煤改气”进度 超预期的一年，包括农村居民取暖的煤改气及企业生产的煤改气，以致于这两年冬季国 内大面积出现气荒。至 2020 年的增长，主要是陶瓷及玻璃等重点行业的煤改气推进，广 东省已于 2020 年全面推进陶瓷行业的煤改气，广西省计划在 2025 年底之前完成煤改气。

（二）城镇燃气：需求增长预计受城市燃气普及率的提升及居民采暖需求的煤改气等两 个主要因素驱动。参考国家统计局数据，中国燃气普及率从 2010 年的 92%提升至 2019 年的 97.3%，再叠加国内城镇化率从 2010 年的 49.7%提升至 64%，预计燃气整体覆盖 率在过去十年有较大提升，但未来的增长潜力相对有限。居民采暖需求预计过去几年有 较大增长，未来仍持续有提升空间。参考 2017 年《北方地区冬季清洁取暖规划（2017- 2021）》，其提出目标到 2019 年，北方地区清洁取暖率达到 50%，替代散煤 7400 万吨；到 2021 年，北方地区清洁取暖率达到 70%，替代散煤 1.5 亿吨。若按单吨煤炭：万方 天然气热值=20:389，并全部被天然气替换假设，则将对应 77Bcm 天然气需求。但从实 际的城燃增量来看，该目标未能完全实现，预计未来仍有增长空间。

（三）发电用气：十三五期间，国内天然气装机量从 6603 万千瓦增长至 1.1 亿千瓦，复 合增速达 10.7%。平均每万千瓦装机量对应天然气消耗约 0.22 亿立方米，参考中电联的 预测，到 2025/2035 年，燃气发电机装机容量将达到 1.4/2.4 亿千瓦，分别对应天然气增 量为 67/223Bcm。