天然氣是2021年全球能源市場的熱點，可以說2021年是全球能源市場的天然氣年，歐洲的能源危機由天然氣引發(fā)，天然氣是俄羅斯與歐洲復雜關系的焦點，全球性的氣候熱潮與能源轉型使得天然氣成了香餑餑，從而使得2021年世界天然氣市場創(chuàng)下了多項紀錄。依據(jù)國際能源署2022年1月發(fā)布的《2022年第一季度天然氣市場報告》，本文將對2021年的世界天然氣市場，尤其是液化天然氣市場進行回顧與總結，以便對2021年大熱的全球天然氣行業(yè)有一個基本的和較全面的了解及認識，并有助于對2022年全球天然氣形勢的預判，更為重要的是，從這些高度概括總結出來的特征中，我們對當下世界能源行業(yè)及天然氣的認識應該更加清醒、務實和理性。

一、2021年世界天然氣消費增長4.6%

由于2020年大封鎖以后世界經(jīng)濟的強勁復蘇和整個北半球的氣溫低于平均水平，2021年上半年，全球天然氣消費快速增長。初步數(shù)據(jù)顯示，2021年上半年全球天然氣消費同比增長近7%。然而，隨著供需基本面的逐步收緊以及由此導致的天然氣價格上漲，對下半年的需求產(chǎn)生了負面影響，導致了增長放緩、燃料轉換，需求受到打擊。據(jù)估計，2021年全球天然氣消費量同比增長4.6%。

2020年異常低的天然氣價格，帶來了發(fā)電行業(yè)大規(guī)模的煤改氣轉換，最明顯的轉變發(fā)生在美國，歐洲和幾個亞洲市場天然氣消費的增長也以煤炭為代價。然而，隨著天然氣價格的逐步回升，這一趨勢在2020年下半年已經(jīng)開始改變。2020年12月，美國燃煤發(fā)電量同比增長8%（相比之下，全年下降了20%），并持續(xù)了整個2021年，從1月到10月，美國用于發(fā)電的煤炭消費量每月同比凈增長，估計全年增長19%，而天然氣消費量幾乎每月同比都在下降，2021年全年同比下降3%。由于2021年第二季度電力需求較2020年強勁反彈，煤炭和天然氣雙雙受益，歐洲晚些時候才開始重新使用煤炭。2021年下半年，不斷上漲的價格不利于天然氣在發(fā)電中的使用。2021年，歐洲的燃煤發(fā)電量增長了11%以上，而燃氣發(fā)電量下降了1%。隨著液化天然氣現(xiàn)貨價格在第四季度達到創(chuàng)紀錄的水平，燃料轉換也有利于石油，以滿足成熟市場的需求，并作為巴基斯坦和孟加拉國等發(fā)展中市場電力基本負荷的替代品。

天然氣價格高企也對工業(yè)消費者的需求產(chǎn)生了負面影響，在2021年最后幾個月，工業(yè)消費者要么轉向替代燃料，要么減產(chǎn)。由于天然氣現(xiàn)貨價格高企，特別是在歐洲和亞洲等凈進口市場，化肥、玻璃和鋼鐵等能源密集型企業(yè)不得不減產(chǎn)或停產(chǎn)。作為天然氣消費增長的主要來源，中國工業(yè)部門的月度需求，從9月份同比出現(xiàn)負增長。在天然氣價格受到管制的新興市場，政府將大幅提高的關稅轉嫁給主要的消費者，以部分保護零售客戶。削減基礎原材料的生產(chǎn)，對包括食品在內(nèi)的中間產(chǎn)品和最終產(chǎn)品的供應和成本都產(chǎn)生了連鎖反應，2021年底，以天然氣為原料的化肥價格，也達到了創(chuàng)紀錄的高水平。

北美天然氣需求在2021年僅部分恢復。據(jù)估計，2021年北美地區(qū)的天然氣需求同比增長0.9%。其中，2021年美國天然氣消費量與2020年持平。由于燃料價格上漲促使人們轉向煤炭，發(fā)電行業(yè)的天然氣使用量在2021年最初幾個月大幅下降，導致2021年第一季度同比下降近10%，隨后的幾個季度中下降有所減緩，全年發(fā)電用氣總量下降了約3%。發(fā)電用天然氣的下降，被其他所有行業(yè)的消費增長所抵消。住宅和商業(yè)部門的需求是增長的主要來源，預計同比增長3%以上，原因是第一季度氣溫低于平均水平，以及2020年封鎖后企業(yè)重新開放。不過，10月和12月的溫和氣溫導致2021年第四季度住宅供暖需求較前一年下降。工業(yè)客戶的消費估計同比小幅增長0.6%，在2021年前8個月達到1.8%的峰值，隨后在最后的4個月下降，原因是宏觀經(jīng)濟趨軟和天然氣價格高企。2021年，運輸、天然氣管網(wǎng)和能源部門自身使用（包括液化天然氣出口設施）等其他行業(yè)的天然氣消費量，同比增長約1.4%。

南美和中美洲的天然氣需求強勁，在一定程度上彌補了2020年的缺口。預計，2021年南美洲和中美洲地區(qū)的天然氣需求預計整體增長7.5%，接近2020年8%的降幅。其中，整個南半球冬季，巴西用于發(fā)電的天然氣消費量是該地區(qū)的主要增長動力，原因是其水庫水位異常的低。2021年前9個月，該國天然氣需求同比增長約23%，其中發(fā)電部門的需求增長了93%，工業(yè)部門的消費增長了15%。盡管電力需求有所下降，但由于水力發(fā)電量持續(xù)低于平均水平，10月份（同比增長43%）和11月份（同比增長11%）的燃氣發(fā)電量均高于2020年水平。

盡管天然氣價格創(chuàng)歷史新高，但歐洲天然氣需求在2021年第四季度仍保持彈性。繼2021年上半年的強勁增長（同比增長13%）之后，由于價格上漲，歐洲第三季度天然氣需求下降了近5%，這導致電力行業(yè)改天然氣為煤炭。盡管天然氣價格創(chuàng)歷史新高，但歐洲天然氣需求在第四季度仍保持彈性，初步數(shù)據(jù)顯示天然氣消費量與去年持平。2021年全年，歐洲天然氣消費量估計增長了5.5%（或300億立方米）。

2021年亞洲需求繼續(xù)復蘇，但地區(qū)存在差異。2021年，亞洲天然氣需求強勁增長了7%。不過，該地區(qū)全年的天然氣消費分布存在很大的地理和時間差異。受寒冷的冬季和炎熱的夏季天氣、零星干旱和疫情后強勁復蘇經(jīng)濟的共同推動，東北亞占亞洲凈增長的82%以上，僅中國就貢獻了亞洲總消費增長的69%，韓國貢獻了11%。與此同時，南亞和東南亞的增長相對溫和，因為液化天然氣的高價格和新冠肺炎疫情的再起抑制了需求。2021年下半年，整個亞洲的經(jīng)濟增長速度明顯放緩，1月到7月間亞洲五大天然氣市場（中國、日本、印度、韓國和泰國）的總需求同比增長了14%，8月至12月相應的同比增長率估計接近于零，原因是高價格、經(jīng)濟增長放緩和天氣正?；瘻p緩了消費。

二、2021年世界天然氣的供應高度不穩(wěn)定

2021年，世界天然氣供應一直受到中斷、延期和緩慢的新項目投資決策等多方面的壓力。由液化天然氣產(chǎn)能中斷和上游表現(xiàn)不佳引起的供應不足，導致了2021年全球天然氣市場的供應緊張，其中的部分原因是，臨時的計劃外維護和2020年新冠疫情造成的維護計劃中斷所致。2020-2021年新增液化天然氣項目最終投資決定數(shù)量相對較少，以及自2010年初以來上游支出出現(xiàn)結構性下降，加上部分液化天然氣項目建設的延期，未來一段時間的全球天然氣供應將持續(xù)緊張。

供應表現(xiàn)不佳最明顯的跡象，是高比例的液化天然氣生產(chǎn)能力的中斷。液化天然氣生產(chǎn)能力中斷在2020年飆升，并在2021年上升到更高的水平。2021年，因計劃或計劃外中斷而損失的液化天然氣總產(chǎn)量為530億立方米，相當于設計能力的近9%，比2015-2020年的平均水平增長了44%。2021年損失的液化天然氣產(chǎn)量中，約有一半是意外中斷（不包括也門的長期停產(chǎn)），原因是上游生產(chǎn)提供不了充足的原料氣供應，最嚴重的事故發(fā)生在尼日利亞、特立尼達和多巴哥、馬來西亞。

項目的延期，可能會進一步限制未來幾年液化天然氣的供應。截至2021年初，在建的近1900億立方米設計液化能力中，約20%的液化能力提前（平均8個月），35%的液化能力準時，45%的液化能力延期（平均14個月）。對于那些最初計劃在2024年實現(xiàn)全部生產(chǎn)能力投產(chǎn)的項目來說，延期尤為明顯，這些項目包括加拿大、莫桑比克的液化天然氣項目和美國高登帕斯液化天然氣項目。

2019年創(chuàng)下紀錄之后，2020-2021年新的液化天然氣項目投資增速明顯放緩，過去兩年中，只有兩個小型單生產(chǎn)線項目（墨西哥的Energía Costa Azul項目和澳大利亞的普羅托液化項目二號生產(chǎn)線）和一個大型擴建項目（卡塔爾的北方氣田東部項目）獲得批準。2021年至2024年間，有1500億立方米的液化天然氣合同到期，預計這一期間未簽署銷售合同的投資組合液化項目產(chǎn)能將增加14%，可能會削弱下一個投資周期中合同與新項目之間的聯(lián)系。2021年，新合同量（900億立方米/年）比2020年的總合同量高出50%以上，然而在2021年新的液化天然氣合同中，只有三分之一是在項目投資決策前簽訂的（主要是在美國），其余部分來自現(xiàn)有或在建項目或投資組合。

較低的支出水平可能在中期對上游的表現(xiàn)構成挑戰(zhàn)，關鍵天然氣生產(chǎn)區(qū)的上游供應低于預期。2021年前9個月，由于長期維護，估計北海的天然氣產(chǎn)量損失了110億立方米。盡管歐洲天然氣價格創(chuàng)歷史新高，國內(nèi)需求強勁，占俄羅斯天然氣供應量三分之二的俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司，2021年產(chǎn)量比該公司宣稱的低350億立方米。此外，雖然亨利中心的價格較2020年水平上漲了近一倍，但2021年美國的天然氣產(chǎn)量增長了不到2%。

從上一個10年以來，天然氣行業(yè)的上游支出一直處于下降趨勢，由于新冠疫情導致的需求和價格崩潰，使得資本支出大幅度縮減，2020年上游支出下降到歷史低點（僅超過1000億美元）。2021年，天然氣行業(yè)的上游支出出現(xiàn)溫和復蘇，但也僅比前一年增長10%。天然氣上游支出的水平，不到國際能源署政策情景每年預期所需投資的一半，比2050年凈零排放情景中2021-2030年預期的投資支出少12%。目前的高氣價為生產(chǎn)商在短期內(nèi)增加上游投資提供了強大的動力，然而，與新冠疫情全球大流行和能源轉型相關的需求不確定性，以及投資者迫于資本的壓力（對美國生產(chǎn)商而言）和從化石燃料轉向多樣化（對主要國際石油公司而言）的需要，可能導致天然氣上游生產(chǎn)商對高氣價的反應較為保守。

三、2021年全球天然氣貿(mào)易增長創(chuàng)紀錄

受亞太、歐洲、中南美洲等關鍵天然氣進口地區(qū)需求強勁復蘇的推動，初步估計顯示，2021年全球天然氣貿(mào)易（液化天然氣和長輸管道總和）增長9%以上，或超過850億立方米，是有紀錄以來最大的同比增幅。

長輸管道天然氣貿(mào)易量同比增長12%（或550億立方米），占2021年全球天然氣貿(mào)易增量的近三分之二。這一強勁增長主要是由歐洲推動的，在天然氣需求上升、國內(nèi)產(chǎn)量暴跌和液化天然氣進口下降的綜合影響下，歐洲管道天然氣進口量同比增長了近11%（或超過300億立方米）。2021年，歐洲從北非進口的管道天然氣數(shù)量同比增長超過50%，從阿塞拜疆進口的天然氣同比激增20%。俄羅斯對歐洲的管道天然氣出口同比增長4%，主要得益于對土耳其管道出口量的強勁增長，而通過白俄羅斯和烏克蘭的管道流量較低，從而使得對歐盟的管道天然氣出口低于2020年的水平。據(jù)估計，中國從中亞進口的管道天然氣同比增長10%，而通過西伯利亞力量管道從俄羅斯進口的管道天然氣數(shù)量增加了一倍多，2021年達到100億立方米。受美國對墨西哥出口增加和加拿大對美國進口激增的推動，北美管道凈貿(mào)易量同比增長11%。

2021年，全球液化天然氣貿(mào)易增長6%，較2020年的1%增速大幅度加快。2021年的增長，主要由亞太地區(qū)引領，受2021年初東北亞寒流和強勁經(jīng)濟復蘇等因素的推動，亞太地區(qū)2021年液化天然氣的進口同比增長8%，其中中國的液化天然氣進口量強勁增長17%，在2021年首次超過日本，成為全球最大的液化天然氣進口國。韓國的液化天然氣進口量增長了14%，印度的液化天然氣進口量下降了11%，但在很大程度上被孟加拉國（增長31%）、巴基斯坦（增長16%）和泰國（增長16%）的增長所抵消，這主要是由于強勁的電力需求和經(jīng)濟活動。由于巴西的嚴重干旱，中美洲和南美洲的液化天然氣進口量增加了三倍多，也是增長的主要推動力（增長了69%）。由于亞洲強勁的需求吸引了大量貨物流出，歐洲的進口量下降了5%。

北美繼續(xù)引領全球液化天然氣出口的增長，2021年增長51%，來自澳大利亞的出口增長了3%，卡塔爾和俄羅斯大體保持了穩(wěn)定，埃及液化天然氣出口增加了四倍多，出口降幅最大的是特立尼達和多巴哥、尼日利亞和挪威。

2021年第四季度，全球液化天然氣貿(mào)易同比增長8%，明顯高于2021年前三個季度的5%。與前三個季度（當時亞洲是主要驅(qū)動力）不同，第四季度的增長是由歐洲推動的，由于管道進口和國內(nèi)生產(chǎn)的減少，歐洲液化天然氣進口同比增長40%，與2021年第一季度至第三季度歐洲同比下降17%形成了鮮明對比。亞洲液化天然氣進口在第四季度同比持平，原因是液化天然氣現(xiàn)貨價格飆升，以及冬季前東北亞地區(qū)比往常更多的庫存增加。第一季度至第三季度，中國、日本和韓國的進口總量同比增長14%，但第四季度同比下降0.4%。在供應方面，由于之前受到中斷困擾的國家（如澳大利亞、秘魯）產(chǎn)量恢復，以及美國和俄羅斯的產(chǎn)量持續(xù)增加，液化天然氣貿(mào)易量增加。

歐洲液化天然氣進口量在2021年第四季度強勁復蘇。2021年，歐洲液化天然氣進口量同比下降4%。第三季度同比下降17%之后，2021年第四季度歐洲液化天然氣進口同比增長了40%。液化天然氣供應增加，主要是由于從美國進口的增加，僅美國就貢獻了歐洲2021年第四季度液化天然氣供應凈增長的近40%，是該地區(qū)最大的液化天然氣供應國，其次是埃及和卡塔爾。南歐地區(qū)的液化天然氣進口增長超過60%，主要是供應土耳其和西班牙。

2021年第四季度，俄羅斯管道天然氣出口同比下降近25%，原因是通過白俄羅斯和烏克蘭的管道出口量的減少。盡管如此，2021年總體而言，俄羅斯對歐洲的管道出口仍同比增長4%，主要是流向土耳其（同比增長60%以上），而對歐盟的管道出口同比下降3%。俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司還減少了對短期銷售的敞口，第四季度該公司的電子銷售平臺上沒有進行過提前一天的拍賣。

歐洲地區(qū)非挪威的本地區(qū)天然氣產(chǎn)量繼續(xù)下降，2021年7 - 11月同比下降10%，主要是受荷蘭和英國產(chǎn)量下降的影響。相比之下，挪威對歐洲大陸其他地區(qū)的管道天然氣供應強勁增長，第四季度同比增長7%，這在很大程度上是由輸往德國的天然氣流量增加所支撐的（同比增長超過45%），而與此同時，從俄羅斯經(jīng)白俄羅斯到德國的管道天然氣出口同比下降了80%。2021年，挪威輸往歐洲其他國家的天然氣管道總量同比增長5%。2021年第四季度，來自北非的管道天然氣供應與上一年同期持平，但在11月1日通過馬格里布-歐洲管道的供應結束后，第四季度流向伊比利亞地區(qū)的管道供應同比下降了20%。阿塞拜疆向歐盟的管道天然氣供應，2021年增加到80億立方米以上。

液化天然氣貿(mào)易增長部分，是由現(xiàn)貨和短期采購推動的，這占了增量貿(mào)易額的67%，使得現(xiàn)貨和短期液化天然氣合同在全球液化天然氣貿(mào)易中的份額，從2020年的36%上升到38%，其中中國占短期液化天然氣進口總增量的25%，并仍是現(xiàn)貨和短期液化天然氣的最大買家。2021年，美國繼續(xù)保持其最大現(xiàn)貨和短期液化天然氣供應商的地位，全球份額為29%，占短期銷售總增長的近一半。

四、2021年世界天然氣價格飆升至歷史水平

由于市場基本面吃緊，亞洲和歐洲的現(xiàn)貨價格在2021年飆升至創(chuàng)紀錄高位。2021年，所有主要地區(qū)的天然氣價格都強勁反彈，北美天然氣價格攀升至10年來的高點，亞洲和歐洲天然氣價格也在第四季度創(chuàng)下歷史新高。

在美國，亨利中心的價格從2020年的水平上幾乎翻了一番，達到3.9美元/百萬英熱單位，是自2014年以來的最高水平。國內(nèi)消費和出口的總和，比國內(nèi)生產(chǎn)的增長更強勁，導致美國天然氣市場趨緊。美國天然氣總需求同比增長5%以上，主要是由于居民和商業(yè)消費的增長，以及液化天然氣和通過管道向墨西哥輸送天然氣的出口強勁增長。相比之下，由于上游公司的資本約束和意外中斷對天然氣產(chǎn)量造成了壓力，國內(nèi)產(chǎn)量僅同比增長約2%。第四季度亨利中心的平均價格為4.8美元/百萬英熱單位，這是自2008年以來的最高季度水平。來自加拿大的管道進口同比增長17%，在平衡美國天然氣市場方面發(fā)揮了關鍵作用，反過來又給加拿大西部地區(qū)的天然氣價格帶來了上行壓力，在第四季度達到了2009年以來的最高平均水平，為3.7美元/百萬英熱單位。

在歐洲，TTF價格從2020年的低點上漲了近5倍，達到了15.8美元/百萬英熱單位的年均水平，這是有史以來的最高價格。強勁的需求復蘇（上升5.5%）、國內(nèi)產(chǎn)量暴跌（下降10%）、液化天然進口的減少（下降4%）和俄羅斯向歐盟輸送的管道氣下降（同比下降3%），導致歐洲天然氣市場緊張。在供暖季節(jié)開始時，天然氣庫存比五年平均水平低15%，這給天然氣價格帶來了額外的上行壓力，天然氣價格在第四季度飆升至歷史新高，平均接近31.5美元/百萬英熱單位。

由于對液化天然氣的強勁需求，亞洲液化天然氣現(xiàn)貨價格年均上漲了4倍多，達到18美元/百萬英熱單位，再次創(chuàng)下了新的紀錄水平。緊張的市場基本面，推動亞洲現(xiàn)貨液化天然氣價格在第四季度創(chuàng)下歷史新高，飆升至平均超過35美元/百萬英熱單位。2021年，用石油價格指數(shù)作價的液化天然氣價格，同比僅上漲25%，年平均價格預計為10美元/百萬英熱單位。自2009年日韓液化天然氣價格指數(shù)（JKM）推出以來，與現(xiàn)貨液化天然氣價格相比，石油指數(shù)價格首次出現(xiàn)明顯的折讓。

亞洲液化天然氣現(xiàn)貨價格和歐洲液化天然氣樞紐價格出現(xiàn)前所未有的飆升，與其相伴隨發(fā)生的，是液化天然氣價格空前劇烈的波動、較窄的遠期季節(jié)性價差，以及區(qū)域天然氣基準價格之間日益重要的相關性。

在歐洲和亞洲現(xiàn)貨液化天然氣市場，天然氣價格的歷史波動率達到了最高水平。在歐洲，2021年TTF前月合同的波動性平均超過85%，是荷蘭天然氣樞紐十年平均水平的兩倍多，下半年的波動尤其劇烈，12月達到了近200%的歷史高點。絕對可變性的強勁增長，支撐了液化天然氣價格的波動，前者達到了220以上的歷史最高水平，是10年平均水平的8倍。天然氣市場基本面日益緊張、管道供應波動、基礎設施不確定性、對地下庫儲氣儲量過低的擔憂以及供應商的行為，推動了天然氣價格的大幅波動。亞洲液化天然氣現(xiàn)貨價格也表現(xiàn)出類似的走勢，平均歷史波動率接近90%，絕對價格波動率飆升至200以上，是五年平均水平的8倍多。歐洲天然氣市場的緊張，在一定程度上加劇了亞洲液化天然氣現(xiàn)貨價格的波動。液化天然氣供應中斷的增加，加上燃煤和燃氣發(fā)電廠的中斷以及極端天氣事件，進一步加劇了價格的波動。在美國，亨利中心前月合同價格的波動非常平靜，波動率僅比10年平均水平高16%，絕對價格波動率為25，是2009年以來的最高水平。

夏季市場狀況吃緊，令夏季-冬季遠期價差（冬季前合約減去夏季現(xiàn)貨價格）受壓。在歐洲，季節(jié)性價差從2020年的接近1.8美元/百萬英熱單位，降至2021年夏季的0.15美元/百萬英熱單位；在美國，亨利中心的天然氣價格從0.9美元/百萬英熱單位降至2021年的0.13美元以下。相比之下，第四季度的天然氣價格表明，兩個市場的季節(jié)性價差（冬季現(xiàn)貨價格減去夏季現(xiàn)貨價格）明顯更高。

2021年，亞洲和歐洲的天然氣價格基準繼續(xù)顯示出很強的相關性。TTF和亞洲現(xiàn)貨液化天然氣兩個月價格之間的相關性，達到創(chuàng)紀錄的0.93（2019年低于0.8）。兩個地區(qū)價格更高的關聯(lián)度，是由目的地靈活液化天然氣和現(xiàn)貨液化天然氣合同數(shù)量的增長，以及市場營銷策略朝著更大的可選擇性發(fā)展所驅(qū)動。當前兩地價格的高相關性，在未來可能會被意想不到的、不對稱的區(qū)域供需沖擊所削弱。亨利中心與亞洲現(xiàn)貨液化天然氣價格的關聯(lián)度，從兩年前的0.4以下升至0.68。由于TTF在年底的價格劇烈波動，亨利中心和TTF之間的相關性在2021年下降，這反映了歐洲特殊的供應情況。

亞洲和歐洲的現(xiàn)貨天然氣價格在2021年第四季度飆升至歷史新高。供需基本面緊張、歐洲地下庫儲存水平低、液化天然氣供應中斷和基礎設施不確定性，推動亞洲和歐洲的天然氣現(xiàn)貨價格在2021年第四季度創(chuàng)下歷史新高，而美國亨利中心的天然氣現(xiàn)貨價格也升至10年來的最高水平。

在歐洲，2021年第四季度TTF價格平均為31.5美元/百萬英熱單位，比2020年同期增長了6倍以上。來自俄羅斯的管道輸送量下降（同比下降25%）和國內(nèi)產(chǎn)量的下降使歐洲天然氣供應緊張，再加上庫存不足，導致天然氣價格面臨上行壓力。2021年12月21日，當該地區(qū)面臨第一次冬季寒冷天氣時，天然氣價格飆升至歷史新高，接近60美元/百萬英熱單位。自那以來，價格有所回落，2022年1月上半月的平均價格低于30美元/百萬英熱單位，但仍高度波動。

亞洲現(xiàn)貨液化天然氣價格也遵循了類似的軌跡，2021年第四季度達到了歷史最高的季度平均價格35美元/百萬英熱單位，與2020年同期相比增長了近5倍，一定程度上是由于與歐洲市場對現(xiàn)貨液化天然氣貨物的激烈競爭。馬來西亞和印度尼西亞的液化天然氣原料氣供應問題，加上澳大利亞的計劃外中斷和維修，進一步收緊了對東北亞市場的冬季天然氣供應。日本和韓國2021年10月和11月的液化天然氣進口價格平均為14美元/百萬英熱單位，為2014年以來同期的最高水平。

在美國，亨利中心第四季度的平均價格為4.8美元/百萬英熱單位，這是自2008年以來的最高季度平均價格。10月份，天然氣價格飆升至6美元/百萬英熱單位以上，但在12月份，由于反常的溫和氣溫和天然氣產(chǎn)量的恢復，價格回落至4美元/百萬英熱單位以下。

由于液化天然氣貿(mào)易的強勁復蘇，推高了對液化天然氣船的需求，推升了液化天然氣船現(xiàn)貨租賃費，這樣與價格飆升相一致的是，液化天然氣船平均租賃費上升至10萬美元/天，創(chuàng)下最高的年平均租賃費。2021年第四季度，液化天然氣船現(xiàn)貨租賃價格同比上漲超過50%，平均價格達到創(chuàng)紀錄的17萬美元/天。

五、2021年供需基本面緊張令天然氣市場流動性承壓

供需基本面緊張，影響了2021年所有主要天然氣市場的樞紐流動性。樞紐的流動性，保證了市場參與者的需求與供應以一種時間和成本高效的方式匹配，而不會對價格造成重大影響。用來評估流動性的一個指標是換手率，它表明一單位天然氣在交付給終端消費者之前，被換手了多少次。換手率計算公式是，總交易量除以給定天然氣市場和時間段內(nèi)的交易量。較高的換手率，意味著較高的流動性。換手率在10以上的市場，通常被認為是具有流動性的。換手率通常具有季節(jié)性特征，夏季小幅上升，而在供暖季節(jié)由于市場基本面緊張而下降。

在美國，2020年亨利中心的交易量同比增長15%，達到至少2014年以來的最高水平。在國內(nèi)需求下降之際，市場的不確定性和寬松的供需基本面支撐了交易活動，這使得合同的換手率從2019年的45上升到2020年的50以上。與此形成對比的是，2021年亨利中心的天然氣交易量同比下降了近20%，比5年平均水平低了10%，原因是市場供應緊張，持有合同的成本更高，令紙面交易承壓，從而使得合同的換手率降至45%，比5年平均水平低10%。

在歐盟和英國，受該地區(qū)主要天然氣樞紐荷蘭TTF交易量增長20%的推動，2020年天然氣貿(mào)易同比增長近15%。與前一年相比，2021年同一市場總的交易量略有下降，但需求有所增加，合同換手率從12.5小幅下降到12。2021年，TTF交易量同比增長5%，其占歐洲天然氣貿(mào)易總額的份額，從2020年的70%增加到2021年的近80%。在歐洲市場上尋求機會的歐洲和全球市場參與者，越來越多地選擇TTF作為對沖工具。相比之下，歐洲第二大天然氣樞紐，英國的NBP交易量暴跌了30%以上。歐洲的交易之所以吸引力越來越大，交易量增長了30%以上，其代價是中間商作用的下降，中間商的交易量下降了20%以上。這樣，交易所占總交易量的份額從2020年的38%，上升到2021年的略高于50%。

在亞洲，倫敦洲際交易所的日韓指數(shù)（ICEJKM）衍生品交易量持續(xù)增長，同比增長近20%，這反映出隨著市場參與者增加現(xiàn)貨和短期液化天然氣的采購，對風險管理和對沖策略多元化的興趣日益濃厚。日韓指數(shù)地區(qū)的合同換手率仍然很低，徘徊在略高于3。

需要特別指出的是，由于時間的原因，除價格等實時數(shù)據(jù)外，本文所引用的國際能源署報告中有關消費和產(chǎn)量等數(shù)字，可能會存在一定的偏差，未來只能有待于有關國家和國際組織的官方統(tǒng)計數(shù)字，但這些并不會影響我們對2021年和當下世界天然氣市場的認識及大勢的判斷。

正如在本文開篇所指出的那樣，2021年天然氣在全球能源市場大熱。過去的一年里，發(fā)生了大量與天然氣相關的重大事件，媒體中時常出現(xiàn)有關天然氣的新聞，本文以較大的幅度，對其進行較為詳細和系統(tǒng)，也許有些繁瑣并枯燥的更多以數(shù)字方式進行了回顧與總結。今天，天然氣在全球能源市場的熱度依然不減，預計未來相當長時間還將會繼續(xù)熱下去，因此，除回顧和記錄歷史之外，本文更大的目的，還是希望過去的2021年世界天然氣市場這些枯燥的數(shù)字，能對當下和未來認識、分析并研判世界天然氣市場以及全球能源形勢有所幫助。