全球天然气供需格局
供给端，美国和俄罗斯为全球前两大天然气产地，2020年产量分别为9146和6385亿方，合计占比为40.3%。2000-2019年美国天然气产量CAGR为3.1%，同时也是世界第三大LNG出口国，2016-2020年LNG出口CAGR达到97.7%。俄罗斯的管道气70%以上输往欧洲。需求端，美国和欧洲为全球前两大消费地，2020年消费量分别为8320和5411亿方，合计占比36%。2020年天然气在美国和欧洲的能源消费结构中分别占34%和25%。电力部门是美国天然气第一大需求来源，占总消费量的38.1%；欧盟地区的天然气需求集中在住宅和工业，且约40%左右来自于俄罗斯。
全球天然气定价体系
目前全球可划分为北美、欧洲和亚太三个主要的天然气市场。亨利枢纽价格为北美天然气交易的基准价；荷兰TTF是欧洲大陆唯一的基准枢纽；亚洲地区现货交易流动性的增长使得 JKM价格指数成为亚洲现货市场价格参考基准。2021年以来三大价格指数均快速上行，HH、TTF和JKM价格自年初至11月中旬已经分别上涨135%、340.9%和119.7%。
天然气涨价因素分析
短期来看：需求端，年初低温导致LNG在国内天然气进口总量中占比达到72.4%；极端天气和风力不足共同推动上半年欧盟地区天然气消费量同比增长11.5%；供给端，美国产量恢复有限，俄罗斯产量提升明显。今年1-8月美国实现天然气产量6890.3亿方，同比增加0.5%；LNG出口量创下新高，同比增长42%；俄罗斯今年前10个月天然气产量6257.3亿方，同比增加11.2%。此外欧洲天然气现货价格劣势以及俄罗斯供应量的增长有限进一步加剧欧洲供应的紧张格局。据IEA数据我们预测2021年全年全球天然气供需缺口在60亿方左右，短期内供需错配，市场整体供需偏紧。
中长期来看：在疫情后经济复苏以及全球碳中和的背景下，终端需求从油和煤炭向天然气的切换相对较快，给到了较大的需求增长预期；此外极端天气可能成为扰动天然气需求的长期因素，带来局部地区用气紧张；供给端上游资本开支放缓是大趋势，预示着很难回到之前的宽松供给环境，天然气供需将会长期保持紧平衡。
天然气价格走势判断
需求方面，在极端天气扰动因素减弱，以欧洲为代表的地区需求放缓以及美国产量逐渐恢复的背景下，国际天然气价格有望回落；供给方面，美国LNG新增液化产能势头强劲。截至今年2月，已经在建或者获批的LNG项目共有1.37亿吨，其中有25.6%在北美。我们预计未来以美国为代表的LNG巨头的产能扩充有望增大全球LNG市场供应的灵活性，缓解短期内偶发性因素导致的供需错配。
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正文
1. 全球天然气供需格局
天然气指以气态碳氢化合物为主的各种气体的混合物，主要成分为甲烷（约占85%-95%）。天然气的碳排放系数仅为1.6tCO2/tce，远低于石油的2.1和煤炭的2.6tCO2/tce，是更加优质和清洁的燃料和化工原料。在全球加速能源转型和碳减排的背景下，天然气作为过渡能源的重要性日益凸显。近年来，全球天然气的产量和消费量均呈稳步增长态势，2019年分别达到3.98和3.9万亿立方米的历史最高值，2000-2019年产量和消费的复合增速分别达到2.7%和2.6%。2020年，受新冠疫情与低油价双重冲击，世界天然气产量为3.85万亿立方米，同比下降3.1%。同时，全球范围内的产品生产与贸易也受到疫情的严重影响，一次能源消费总量下降 4.5%，天然气消费量3.82万亿立方米，同比下降2.1%。
全球天然气需求预计将持续增长。壳牌公司预计2020-2040年内全球能源需求CAGR为1%，其中天然气在能源需求增量中的占比达到41%，高于可再生能源的33%。对天然气的需求增长量分行业拆解，电力部门贡献35%的需求增量，民用和商用占比为29%，工业部门占比27%。
全球天然气供给和需求格局概述：供给方面，2020年全球前三大天然气生产国分别是美国、俄罗斯和伊朗，其中美国和俄罗斯2020年天然气产量分别为9146和6385亿立方米，分别占全球天然气供应量的23.7%和16.6%，合计占比为40.3%；需求方面，2020年全球天然气消费量前三的国家或地区为美国、欧洲和俄罗斯，消费量分别为8320、5411和4114亿立方米，占全球天然气消费量的21.8%，14.2%和10.8%，合计占比为46.8%。此外，近年来中国的天然气消费量增长较快，由2015年的1947亿立方米增至2020年的3306亿立方米，复合增速达到11.2%。
1.1. 供给：美国和俄罗斯占四成以上
1.1.1. 美国：页岩气产量飙升，LNG出口量提升快
产量方面，自上世纪九十年代末页岩气革命以来，美国页岩气产量占总产量比例已经由2000年的31%上涨至2020年的86%。得益于页岩气产量的快速增长，从2011年开始至今，美国已经超越俄罗斯成为全球最大的天然气生产国。2000-2019年美国天然气产量CAGR为3.1%，高于全球2.7%的平均增速，2019年产量达到创纪录的9300亿立方米。2020年在疫情影响下，钻井和开采活动频率下降，产量为9146亿立方米，相较于2019年下滑2%左右。
出口潜力方面，美国天然气出口储备资源丰富。自2005年开始，页岩气产量的增长使美国天然气进口依存度不断降低，2016年11月首次实现60年以来天然气净出口。2020年美国天然气干气产量达到33.9万亿立方英尺，比同年国内整体的天然气消费量高出10%左右，目前美国国内天然气存在供应过剩的状况，LNG出口将在消化这些富余产量中发挥重要作用。
出口总量方面，2016年2月萨宾帕斯项目成功出口美国本土的第一船LNG资源，美国天然气出口随之进入快速上升期。2020年虽然受到疫情影响，天然气出口量仍然达到1375亿立方米并创下历史新高，相较于2019年增长11.9%。
美国天然气出口的强势表现主要得益于LNG出口的增长，2016-2020年LNG出口复合增速达到97.7%，而管道气出口同期增速仅为6.7%；LNG的出口占比由2016年的6.4%增长至2020年的44.6%。由于天然气产量的增长以及LNG项目较大的成本优势，近年来美国LNG项目建设进展迅速。2017-2019年集中投产了包括卡梅隆、自由港在内的一系列LNG项目。目前，萨宾帕斯项目已经向20余个国家成功出口了至少100船LNG资源，覆盖全球60％以上的LNG需求国家和地区。目前美国已经成为全球第三大LNG出口国，我们预计未来美国将持续为全球贡献LNG增量。
出口结构方面，由于地理因素限制，美国的管道气出口地区结构较为单一，仅为墨西哥和加拿大，2020年分别占到美国管道气出口的71.3%和28.7%；LNG主要出口到欧洲和东北亚地区，其中2020年对欧洲LNG出口占比为41.7%，对中日韩三国的出口占比为30.6%。
1.1.2. 俄罗斯：对欧洲最大的天然气出口国
产量方面，俄罗斯是仅次于美国的全球第二大天然气生产国，2015-2019年天然气产量复合增速为1.2%，并于2019年达到6790亿立方米的历史高点。2020年产量为6385亿立方米，同比下滑5.97%。
出口结构方面，俄罗斯的天然气出口以管道气为主，LNG为辅。管道气出口占出口总量比例长期稳定在93%左右。2018年以后俄罗斯LNG出口增幅明显，LNG出口占比已经由2017年的不足7%提升至2020年的17%。
在出口国家和地区方面，欧洲是俄罗斯最大的管道气出口地区，2010年至今俄罗斯70%以上的管道气均出口至欧洲。在LNG出口方面，2020年俄罗斯LNG出口总量为404亿立方米，其中亚洲和欧洲占比分别为55.7%和42.6%。
俄罗斯的第一大天然气生产和出口商俄罗斯天然气工业股份有限公司，2020年天然气产量为4545亿立方米，占同年俄罗斯总产量的65.6%。俄气公司目前共经营14条输往欧洲的天然气管道，其中北溪1号线年运输能力高达550亿立方米。今年9月，年运输能力同样为550亿立方米的北溪2号线正式完工，该项目正式运行后将进一步增大俄罗斯对于欧洲天然气的供应能力。但是由于北溪2号线不经过波兰和乌克兰，削弱了中东欧国家对俄罗斯天然气运输的干预权和把控权，已成为俄美欧政治博弈载体，其正式运营时间仍存在较大的不确定性。
1.2. 需求：美国和欧洲占三成以上
1.2.1. 美国：天然气需求由电力部门驱动
美国不仅是全球天然气第一大生产国，同样也是全球第一大天然气消费国。2020年天然气在美国能源消费结构中占比高达34%，与第一大能源石油的占比相当。消费总量方面，近十年来美国天然气消费保持稳步上升趋势，2010-2020年年均复合增速为2.5%。2020年天然气消费量为8320亿立方米，较2019年同比下滑2%。
消费结构方面，根据EIA数据，包括电力部门、住宅以及工商业用户在内的终端消费占比在90%左右，剩下的10%主要用于天然气的生产和运输。从2016年开始，天然气成为美国第一大发电用能源，2020年天然气占美国发电用能的40.55%，而煤炭只占到19.69%，因此电力部门是美国天然气最大的需求来源，而且所占的比重不断提高，2020年电力部门天然气消费量占天然气总消费量的比重达到38.1%。整体来看，美国天然气消费呈现出季节性变化特征，冬季的天然气需求最为旺盛，其余季节较为平稳。
1.2.2. 欧盟：天然气进口依赖度高
能源结构方面，欧洲石油和天然气占比接近60%。21世纪以来，煤炭等传统能源在欧洲能源消耗中所占比重迅速降低，天然气、风能等清洁能源占比则不断攀升，欧洲也是仅次于美国的全球第二大天然气消费地区。2020年天然气在欧洲能源消费中占比25%，是仅次于石油的第二大能源，其中意大利的天然气消费量占一次能源比重达到41.6%。
消费总量方面，欧洲天然气消费量自2010年开始逐步回落，2015年后开始回升。2020年天然气消费量为5411亿立方米，较2019年同比下滑2.2%。
消费结构方面，欧盟的天然气需求集中在住宅和工业，二者的消费量占住宅、工业、服务、非能源及交通五大部门总消费量的70%以上。由于住宅消费占比较高，与美国类似，欧盟的天然气消费也呈现出显著的季节性特征，冬季的需求最大。
对俄罗斯天然气进口依赖程度大。欧洲能源消费主要依赖进口，一次能源自给率不足40%。以天然气为例，根据IEA数据，欧洲天然气自产量占需求量的比例不断降低，由2018年的46%左右降至2021年37.4%，需要大量进口来弥补需求缺口。在欧盟的天然气进口量中，约40%左右来自于俄罗斯的管道气。LNG进口方面，俄罗斯近半数的LNG同样出口到欧洲，故欧盟对于俄罗斯的天然气进口依赖程度较大。
2. 全球天然气定价体系
在LNG出现之前，天然气的运输和销售全部依靠管网进行；而LNG在完成远洋长距离运输之后，需要再次气化才能进入管网，所以天然气的销售依托管网基础设施。目前全球可划分为北美、欧洲和亚太三个主要的天然气市场，全球三大主要天然气价格指数——美国的亨利枢纽（HH）、英国的NBP和荷兰的TTF，都是基于交易枢纽的供需平衡形成的，尚未形成全球统一的天然气定价体系。
2.1. Henry Hub价格为北美基准价格
目前美国一共有24个基于实体枢纽的交易中心，其中最有影响力的是1988年成立的亨利枢纽。该枢纽临近墨西哥湾产区，连接九条州际管道和四条州内管道。亨利枢纽价的优势主要体现在地理位置和储存设施等方面。地理位置上，亨利枢纽联通了德州和路易斯安那州的天然气运输。德州是美国天然气产量最大的州，2014年1月以来德州月均天然气生产量大约为6.37亿立方英尺，占美国市场上销量的27%；2014年1月到2016年11月，路易斯安那州的月均生产量为1.55亿立方英尺，占美国销量的7%；储运方面，亨利枢纽与包括杰斐逊岛、阿卡迪亚和索伦托在内的储存设施联通，每年可以有多个开采和注气周期，交付能力较强。
亨利枢纽同时也是纽约商业交易所天然气期货合约指定交割地，其价格是北美天然气交易的基准价，在全球天然气贸易中有着重要影响力。2021年以来全球天然气价格快速上行，Henry Hub价格于10月5日来到6.3美元/百万英热的历史高点，1月4日至11月19日已经累计上涨135%。
2.2. TTF为欧洲大陆唯一基准枢纽
欧洲天然气市场交易中心起始于20世纪90年代，目前有英国NBP、荷兰TTF、德国NCG和GPL、比利时Zeebrugge等。与北美不同，欧洲的天然气交易中心大多为虚拟型，将区域性的管网视为一个虚拟的点，而不区分实际交割地点的差异。
英国于1996年开创了虚拟交易枢纽，将全国范围的整个高压输气管网划定为国家平衡点（National Balancing Point），建立了统一高效的天然气批发市场。2003年荷兰政府建立了虚拟所有权转移设施(Title Transfer Facility)交易中心，打通了国内因历史原因形成的高低热值两套天然气管网，目标是让其成为欧洲天然气环岛。得益于荷兰优越的地理位置、完善的1基础设施、充足多元的气源供应以及政府的大力支持，TTF发展迅速，并于2016年超过NBP成为欧洲21个交易枢纽中最活跃、影响力最大的一个。TTF目前是欧洲大陆唯一的基准枢纽，其他欧洲大陆枢纽的价格基本按照TTF价格升贴水定价。洲际交易所和欧洲能源交易所等能源交易所都推出了以TTF为交割地的天然气现货、期货、期权品种。
自2021年以来TTF价格快速上行，1月4日至11月19日已经上涨约340.9%，并于10月5日达到116.5欧/兆瓦时的历史高点。
2.3. JKM价格为亚洲现货市场价格参考基准
在东北亚地区，早期日本是进口 LNG 量最大的国家，而日本进口 LNG 主要是为了替代原油发电，故其 LNG 长约合同采购定价的参考指标主要为日本原油清关价格指数（JCC）。随着全球 LNG 供应增加，LNG 现货交易量提升，LNG 现货市场主要参考的国际价格指数 JKM即日韩综合到岸价格指数逐渐得到应用。现货交易流动性的增长使得JKM更多地被用于实物交割以及衍生品的定价参考，甚至在LNG 长约合同中，传统采购定价模式已经出现和国际原油价格指数强关联松动的趋势，JKM 也开始逐渐被用于LNG长约采购定价公式中。
JKM价格自9月后快速攀升并于10月21日来到35.555美元/百万英热的历史高点，1月4日至11月12日已累计上涨119.7%。
2.4. JKM对TTF的溢价分析
亚洲和欧洲是全球LNG进口需求较大的两个地区，2020年仅中日韩三国的LNG进口量就高达2760亿立方米，占同年全球LNG贸易量的56.6%，欧洲同期的LNG进口量为1148亿立方米。
亚洲市场对LNG的依赖程度高于欧洲市场，主要原因如下：一方面是库存能力，欧洲有超过1000亿立方米的库存，同时管道气也能增加其供应的灵活性。与欧洲相比，亚洲受制于有限的LNG库存能力，在冬季的时候LNG需求会更加旺盛，使得JKM价格曲线相较于TTF更具备季节性；另一方面，煤气转化的灵活性使得欧洲电力部门对于天然气需求相较于亚洲更具备弹性。因此当市场供应紧张时，亚洲市场对于LNG相较于欧洲市场更高的依赖度会导致JKM对TTF的溢价，将欧洲的船货转运至亚洲将会变得有利可图。
3. 天然气涨价因素分析
3.1. 极端天气导致短期供需错配
3.1.1. 短期需求：中国和欧洲增长较快
从全球主要天然气消费地区2021年需求的绝对增量上看，美国天然气消费量连续两年下滑而欧洲和中国实现正增长。美国方面，2021年1-8月美国天然气消费量为5737.2亿立方米，相较于2019年同期下滑约111亿立方米。年初的低温带来的天然气消费增量被气电需求的减少所抵消。据IEA分析，天然气价格上涨抑制了天然气作为发电燃料的竞争力，虽然美国前九个月的电力需求增长了9%，但是电力部门的天然气需求相较于2020年同期下降了6%。由于电力部门在美国天然气消费中占比最大且需求持续下滑，IEA预计北美2021年全年天然气总需求量将下降0.3%。亚洲和欧洲方面，由于今年受到极端天气的影响，天然气的需求量短期内有较大幅度的增加。欧盟地区2021年前8个月的天然气消费量较2019年同期增长约40亿立方米；中国的天然气消费量较2019年同期增长429.74亿立方米，增幅高达21.5%。
中国：冬季低温刺激LNG进口需求增加。2021年初，东北亚地区出现低温寒潮事件，其中北京的气温达到了过去54年来的最低值。严寒天气增加了供暖需求叠加经济复苏带来的工业和电力需求，使得中国今年1月天然气需求同比增速超过20%，达到2018年以来的最高值。虽然国内的天然气产量在年初的两个月同比增加了11%，但仍不足以满足需求的增量。LNG进口作为我国天然气供给中最具有弹性的一环，在今年1月国内天然气进口总量中的占比达到了72.4%的新高。
欧洲地区：低温酷暑带来需求增量。世界气象组织表示，2021年欧洲迎来了2013年以来最寒冷的春天，3月至5月的平均气温比1991年至2020年的平均值低了0.45摄氏度。而今年6-8月欧洲的平均温度高出1992-2020年的平均值接近1℃，使其成为有记录以来欧洲最热的夏天。
据上文分析，欧洲的天然气需求集中在住宅和工业部门，低温和酷暑导致供暖季延长以及住宅部门电力降温需求的增加，叠加疫情后经济复苏等原因，2021年上半年欧盟地区天然气消费量相较于2020年同期增长11.5%，较2019年同期增长4.3%，高于2016-2019年欧洲全年2.6%的复合增速水平。
风力不足带来的能源供给减量。近年来欧洲风电装机规模持续增长，2020年新增装机规模达到14.7GW，其中德国的风电发电占比已经由2016年的15.8%提升至2019年的23.3%。今年欧洲北部和中部风速大幅放缓，6-7月欧洲地区的风电发电量合计降低11.6%，占总发电量比重从去年同期的11.5%下降至9.8%，其中德国上半年风电发电量同比减少20.4%。可再生能源发电量的降低导致天然气发电的需求大幅增长，2021年第二季度欧盟天然气发电量83563.3吉瓦时，相较于2020年同期增加6%，相较于2019年同期降低1.6%。
欧洲库存处于近十年来低位，补库压力支撑今年冬天需求。储气是天然气供需重要的一环，以欧盟为例，2019年总天然气储备工作量约占天然气总消费量的31.27%。根据AGSI数据，年初欧洲天然气库存尚处于近五年来同期的第二高位，今年极端天气带来的需求增量加之持续偏紧的供应使得欧洲天然气库存快速下降。截至2021年10月1日，欧洲地下储气设施的库存利用率为75.13%，与过去五年来同期的平均水平相比下降接近14.5%。
此外，今年的干旱导致水力发电资源较为丰富的土耳其、南美等国家和地区天然气发电需求大幅增长，这进一步收紧了全球天然气市场。土耳其方面，在过去的三十年里土耳其的水力发电量平均占到总发电量的25%。今年前三季度，极端干旱导致土耳其水电发电比例从去年同期的31%减少至20%，天然气的消费量同比增加25%。俄气公司今年1-10月对土耳其的天然气出口增长了110.4%。此外，在干旱缺水导致水电出力不足、经济复苏以及三季度温度偏低等众多因素的影响下，2021年1-8月巴西的天然气消费量同比增长了20%，其中LNG的进口量是去年前三季度的7倍，来到创纪录的70立方米。
3.1.2. 短期供给：美产量恢复有限，俄产量提升明显
从全球天然气2021年供给的绝对增量上看，2021年前九个月全球的天然气产量为3.2万亿立方米，相较于去年同期增加了1100亿立方米，其中美国、俄罗斯2021年1-8月分别实现天然气产量6890.4和4987.3亿立方米，均已超过2019年同期水平。此外，中国自2019年增储上产七年行动计划制定以来，以三桶油为代表的上游开采商加大资本开支规模，天然气产量维持在10%左右的可观增速，2021年1-8月实现产量1360.5亿立方米。此外，欧洲天然气产量在逐年减少，以荷兰格罗宁根气田为例，该气田年产量峰值曾达到880亿立方米，近年来由于地震频发已经大幅压低开采量，2017年限采216亿立方米，不足2013年实际开采量的一半。2021年前8个月欧盟地区天然气自产量较19年同期减少了134.5亿立方米。
美国：今年LNG出口高增但产量增长有限。
2021年1-9月，美国天然气产量同比增加0.4%。虽然Q1同比下滑6%，但是Q2增长迅速，主要产地阿巴拉契亚盆地9月的月产量已经超过280亿立方米，达到了自2020年12月以来的最高水平。此外，天然气活跃钻井数自去年7月降至最低点后一直处于稳步回升状态，截至2021年11月12日，钻井机数已经重回100大关，但是相较于2018年年均190台还存在较大的差距。
LNG出口量创下新高。2021年上半年美国的LNG出口量平均达到96亿立方英尺/天，相较于去年同期增长42%，主要原因包括今年欧亚地区的高气价刺激、疫情缓解后LNG贸易开始恢复以及全球其他LNG出口国的出口能力有所下滑等。由于美国的管道气出口主要供给加拿大和墨西哥，故对全球的流通贡献主要来自LNG。在全球需求强劲以及包括赛宾帕斯项目6号线投产带来的产能扩充支撑下，EIA预计2021年全年美国的LNG出口量将达到98亿立方米/天，较2020年增长50%。
俄罗斯方面：2021年1-10月俄罗斯天然气产量达到6257.3亿立方米，较去年同期增加11.2%，较19年同期增加3.2%。其中俄气公司累计生产天然气4226立方米，相较于去年同期增长15.8%，能够保证今年全球近1/3的天然气消费增量。
俄气公司增加资本开支：今年9月中旬，俄气公司在21年投资计划的基础上进一步增加2828.45亿卢布，主要用于天然气增产和管道建设，这将进一步提升俄罗斯的生产和运输能力。
出口方面，2021年1-10月俄气公司对前苏联以外国家共出口天然气1648亿立方米，相较于去年同期增长8.3%，其中对德国和意大利的出口量分别同比增长19.6%和18.3%，并且已经超过了去年全年总量。
3.1.3. 天然气增量流动加剧欧洲供应紧张局面
首先，价格劣势导致欧洲面临激烈的天然气抢夺战。亚洲LNG现货与TTF的价差已经从2020年三季度的0.9美元/百万英热拉大到1.4美元/百万英热，这刺激LNG出口从欧洲转向供应价格更高的亚洲太平洋地区。
其次，俄罗斯天然气出口增量分布不均衡。2021年前三季度俄罗斯对土耳其的管道气输送量较去年同期几乎翻倍，但是输往欧洲地区的量仅小幅增长3%。在欧洲以十年来几乎最低的天然气库存进入供暖季后，11月管道产能拍卖结果并未表明俄罗斯计划增加对欧洲的出口。俄气公司没有为11月通过乌克兰的主要运输路线预留额外的天然气空间，将继续仅通过波兰向德国输送天然气。此外俄气公司在10月18日预定的管道运输量仅占波兰运营商11月通过转运站提供的总额外产能的35%。俄罗斯天然气预定量的下降将加剧欧洲今年冬天天然气供应的紧张局势。
3.1.4. 短期供需缺口预测
我们使用两种方法对2021年全球天然气供需缺口进行预测。
方法一聚焦全球前两大天然气消费和供给地区，以2016年-2019年（排除2020年疫情影响）的实际复合增速为基础，结合 2021年1-8月实际增速，预估2021年预计值与理论值（按照历史复合增速增长）的差异。
需求端，根据BP官网数据，美国和欧洲2016-2019年天然气消费CAGR分别为4.3%和2.6%；2021年1-8月相较于2020年同期的实际增速分别约为-0.5%和7%。若维持历史增速，2021年美国和欧洲的理论消费量分别是8678和5552亿立方米；若全年增速与前八个月相同，美国的预计消费量为8278亿立方米，较理论值减少400亿立方米；欧洲的预计消费量为5790亿立方米，较理论值增加238亿立方米，总需求将减少162亿立方米。
供给端，根据BP官网数据，美国和俄罗斯2016-2019年天然气产量CAGR分别为8.5%和4.8%；2021年1-8月相较于2020年同期的实际增速分别约为0.5%和12.3%。若维持历史增速，2021年美国和俄罗斯的理论产量分别是9923和6691亿立方米；若全年增速与前八个月相同，美国的预计产量为9192亿立方米，较理论值减少732亿立方米；俄罗斯的预计产量为7170亿立方米，较理论值增加479亿立方米，总产量将减少253亿立方米。
根据方法一的测算，虽然2021年需求端较理论值减少了162亿立方米，但是由于今年美国产量增速大幅低于历史值，导致供给端较理论值出现253亿立方米的缺口，总的供需缺口在91亿立方米左右。
方法二依据IEA给出的2021年全球天然气生产和需求预测数据计算全年供需缺口在60亿立方米左右。
虽然绝对量上美国和俄罗斯的天然气产量较19年和20年同期均有所增长，但是结合需求端和供给端的测算情况来看，由于欧洲和中国需求的快速增长以及美国产量增速的放缓，叠加增量供给流动方向的变化导致短期内出现供需错配，市场整体呈现供需偏紧的格局。
3.2. 中长期供需分析
3.2.1. 经济复苏叠加全球碳减排，需求端支撑足
全球经济处于疫情后复苏通道。2021年以来，虽疫情有所反复，但整体看全球毫无疑问正处于快速的复苏通道中，这对以天然气为代表的基础能源提供了强劲的支撑。
全球范围的碳减排、碳中和步伐明显加快。目前已有超过130个国家和地区提出了零碳或碳中和的气候目标。欧盟加快碳减排的步伐，将2030年温室气体减排从原来的较1990年下降40%的目标提高到下降55%。在严苛的减排目标约束下，以煤为代表的化石燃料正在加快退出。据BP官网数据，2020年全球煤炭产量约为77.42亿吨，同比缩减4.8%。多个国家已经明确煤电的退出时间，其中瑞典和奥地利于2020年3月分别关闭了各自最后一家燃煤电厂，德国2020年通过《逐步淘汰煤电法案》和《矿区结构调整法案》，规定最迟在2038年前逐步淘汰煤电。
3.2.2. 中国天然气需求量将维持高增
工业燃料、发电用气或为超预期的点。根据国际能源局等每年编制的《中国天然气发展报告》口径，天然气下游需求大致可分为以下四个板块：城市燃气、工业用气、发电用气和化工用气，2019年这四大需求占比分别约为37%、35%、17%、11%。
城市燃气主要包括居民及商业用气，在每年1个百分点左右的渗透率的提升以及城乡煤改气的持续推进下，将维持稳定增长。化工用气一方面占比较小、贡献增量有限，另一方面受相关化工行业周期性影响，成长性并不显著。
工业燃料方面，在两碳目标下，天然气对燃煤锅炉的替代，即工业煤改气或将提速，且天然气综合能源项目减排+可再生能源协同作用突出，预计将为天然气在工业燃料中的应用提供增量。发电用气方面，在光伏、风电不稳定性仍存，煤电装机缩减的背景下，气电的成长性在碳达峰过程中或将凸显，预计2025、2035年气电装机将达到1.5、1.9亿千瓦，十四五期间复合增速将达9%。因此，综合四大需求分析，城市燃气需求增长稳健，工业燃料、发电用气或将提供突出增量。
3.2.3. 极端天气可能成为干扰天然气需求的中长期变量
全球气候变暖导致地球西风带风速变慢同时方向紊乱，其造成的影响主要有两点，一是极端天气发生的概率增大；二是与西风带处于同一纬度的欧洲和中国主要风电场风速放缓。极端天气频发会增加取暖降温等用能需求，而风速减弱将对风力发电等可再生能源供应产生负面影响，二者共同作用将会导致全球能源需求波动，在可再生能源无法提供稳定性以及煤炭、石油等化石能源被逐步淘汰的背景下，对于天然气等过渡能源的需求将会增加。
虽然2021年以来的低温酷暑、少风干旱等极端天气短期内将会得到缓解，但长期来看极端天气发生的频率在增加，局部天然气需求较大的波动可能导致天然气价格反复上涨。
3.2.4. 供给端：上游资本开支放缓是大趋势
疫情期间资本开支减少，全球范围内天然气储备不足，难以应对经济复苏带来的供应缺口。
全球范围内能源加速转型进一步压制油气公司的的资本投入意愿。今年上半年油气价格持续上涨，其中英国石油公司平均石油售价为56.91美元/桶，较去年同期的34.39美元/桶上涨65%，这带动油气公司业绩出现明显回升。英国石油公司2021年上半年实现归母净利润77.83亿美元，上年同期为亏损212.13亿美元，同比增长136.7%；埃克森美孚公司2021年上半年实现归母净利润74.2亿元，同比增长539.05%。虽然财务状况明显好转，但是除中国石化外，国外主要油气公司的资本开支仍然呈现同比下降趋势，其中埃克森美孚2021年上半年资本支出为332.5亿元，较2020年同期减少54.7%。
国际油气巨头纷纷加快转型，布局新能源业务。英国石油公司表示未来10年其的石油和天然气日产量计划将至少减少100万桶油当量，相当于在2019年的水平上减少40%。埃克森美孚表示每年将维持200-250亿美元的资本支出规模但是大部分将用于低碳解决方案和减排活动。
因此，从中长期来看，在疫情后经济复苏以及全球碳中和的背景下，终端需求从油和煤炭向天然气的切换相对较快，给到了较大的需求增长预期；此外全球范围内极端天气可能成为扰动天然气需求的长期因素，带来局部地区用气紧张，价格波动的幅度和频率将会增加；但是从供应端来看，全球主要石油公司却纷纷降低了相应的资本支出，油气勘探投资总体呈下降趋势，预示着很难回到之前的宽松供给环境，天然气供需将会长期保持紧平衡。
4. 天然气价格走势判断
4.1. 需求端：极端天气带来的高增动能减弱
2022年极端天气干扰因素有望减弱。2021年上半年欧洲天然气消费量高增一大主因为极端天气，包括低温酷暑带来的天然气需求增量以及少风带来的其他能源供给减量。根据IEA预测，若2022年极端天气干扰减少，欧洲的天然气需求将同比下滑约2%。
天然气价格维持高位抑制需求。虽然今年上半年在发电需求拉动下，欧洲天然气消费量增长明显，但是三季度欧洲的天然气需求同比下降约4%，其中天然气发电量同比下降12%。主要因为高昂的气价削弱了天然气发电相对于燃煤发电的优势，导致电力供应商不得不购买更多碳排放配额转向燃煤发电，三季度煤炭发电量同比增加15%。
4.2. 供给端：LNG贸易将发挥长期调节作用
4.2.1. LNG贸易为全球天然气市场的重要调节变量
LNG 进口主要依靠海上船舶以液态形式运输，相较管道天然气进口具有贸易方式灵活多样、供应较安全等优点，近年来 LNG 逐渐成为进口天然气的主要类型。LNG以其供应的灵活性对全球的天然气市场供需起着重要的调节作用，以2020年为例，2020年上半年全球月度LNG贸易量减少了21%以应对需求的下滑，但是下半年疫情好转带来的需求增量让LNG月贸易量快速增长18%。
目前全球液化产能看排名前五的国家分别是澳大利亚、卡塔尔、美国、马来西亚和俄罗斯，其中澳大利亚、卡塔尔和美国拥有全球超过一半的液化产能，2020年三个国家的LNG出口量分别达到1062/1061/614亿立方米。
美国LNG新增液化产能势头强劲。2020年全球仅有的三个开始运行的新LNG项目全部在美国，包括卡尔曼2、3号线（800万吨/年）；自由港2、3号线（1020万吨/年）和埃尔巴岛4-10号线（175万吨/年）。得益于这三个项目带来的产能增量，美国当前的液化生产产能相较2020年提升2000万吨/年达到6910万吨/年。截至今年2月，已经在建或者获批的LNG项目共有1.37亿吨，其中有25.6%在北美。此外，全球目前处于pre-FID阶段的液化产能共8.92亿吨/年，其中美国占比高达39.4%（3.52亿吨/年）。
我们预估未来美国将为全球提供最大的LNG出口增量。美国2020年LNG出口量为614亿立方米，对应约5000万/吨液化产能。若目前已有的获批产能全部投产，我们预估未来五年内美国的液化产能将达到1.04亿吨/年，LNG出口能力将达到1228亿立方米，是现有出口量的近两倍。
此外，LNG巨头卡塔尔石油于2021年2月通过了北油田东部项目（NFE）的FID，一期工程预计于2025年四季度投产，二期工程预计于2027年投产，届时将为全球LNG产能带来3200万吨/年的增量，占卡塔尔现有产能的41.5%。我们预计未来以美国为代表的LNG巨头的产能扩充有望增大全球LNG市场供应的灵活性，缓解短期内偶发性因素导致的供需错配。
4.2.2. 俄罗斯供应是缓解欧洲气荒的关键
据上文分析，欧洲的天然气消费对俄罗斯依赖程度较高，欧盟的天然气进口量中约40%左右来自于俄罗斯的管道气，在今年冬天欧洲库存极低的情况下，俄罗斯对欧洲的天然气供应在短期内会对欧洲天然气价格的走势产生较大影响。
10月以来欧洲TTF价格几次较大的波动均与俄罗斯方面的天然气供应有关。10月27日，俄罗斯总统普京表示将加大对欧洲的天然气供应，并要求俄气公司从11月开始增加向欧洲大陆的天然气供应量，这导致TTF价格10月29日跌至64.75欧元/兆瓦时，两日内跌幅达到25.5%；11月16日，德国以运营方不符合监管规定为由暂停北溪2号认证程序，项目正式运营最快将等到明年春天，这将加剧今年冬天欧洲天然气供应的紧张局势，当天TTF期货结算价上涨17.5%，接近一个月以来的最高值。
我们预计若2022年初北溪二号顺利投产且欧洲气温平稳，欧洲天然气价格会出现较为持续性的明显回落。
5. 投资建议：天然气价格回落将为城燃公司带来业绩弹性
对于下游城市燃气标的，LNG涨价或抬升进气成本。根据中国城市燃气协会披露，2021年以来，中石油、中石化、中海油供应天然气的价格在逐步提高。其中4月对居民、非居民气价上涨5%，7月对非居民用气价格再次上涨5%。进入冬季保供期之后，部分省市天然气门站价格继续上调。以浙江为例，近日浙江省发改委印发《关于调整供暖季天然气省级门站价格的通知》，对门站价格进行了大幅的上调，其中浙江省网向各城燃企业销售天然气的门站价格从每立方米2.26 元调整为3.99元，上涨幅度为76.5%。
城燃公司下游销售顺价存在困难。目前我国城市燃气的销售价格由地方监管，但是各地上下游天然气价格联动机制尚未完善，气源价格的上涨无法及时传导给用户。其中居民用户的用气价格由政府价格主管部门统一定价，价格调整需履行听证程序；工商业用户、电厂及大工业用户则由政府价格主管部门规定最高限价，虽然可以实行价格联动，但幅度往往低于上游调价幅度，且时效性通常也滞后于上游调价的时间节点。
今年国内部分地区特别是北方清洁采暖区城燃企业价格矛盾较为突出，具体体现在：一是增量气价格与销售价格倒挂，政府价格主管部门批复的调价政策很难弥补采购价格上涨影响，城燃企业不得不承担此部分气源涨价增加的采购成本；二是要保证新增民生用气，特别是北方区域集中供暖用气。供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增居民用户的供暖，势必压减工商业用气量，或者让工商业承担高气价。
气源价格上涨叠加顺价的阻力导致城燃公司的毛差承受较大的缩窄压力。以新奥能源及深圳燃气为例，新奥能源上半年毛差同比下滑了0.05元，深圳燃气售气业务毛利率同比下滑近10个百分点。因此，中短期气源采购成本的抬升对于下游城燃而言压力较大。
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