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。