“黄金十年”：2004~2015年，西气东输，把新疆的气运输到上海，整个行业经历了量价齐升的十年。

2014~2015年，国美天然气开始进入下行市场，后续直到2020年，整改行业均处于买方市场，但是中间有一点小插曲——煤改气。

2017~2018年之间，由于受到雾霾天气的影响，我国有煤改气运动，一定程度上拉动了需求，连续两年需求增速在16%~17%左右；所以在当时在淡季，我国天然气价格冲突10美元/MMBTU（当时通常在4~5美元/MMBTU）。

但是2019年经济下行、2020年疫情，对需求均有打击。在疫情之后，2021年，国内天然气需求增速达到12%。

但是进入2022年之后，天然气需求开始呈现负增长。2022年Q1，国内天然气需求同比还有4.5%的增长。但是，3月开始，大城市静默，需求同比下降达到10%。整体来看，2022年上半年，需求降速2.2%。

中国天然气供给端

发展天然气任重而道远：

去年冬天拉闸限电，能源安全又回归了zf议程，所以对煤炭的政策又宽松了起来。所以在一次能源的结构里面，煤炭今年回归到了58%（之前57%不到）。

煤改气或者煤改清洁能源主要目标是占煤炭的一半（约等于我国一次能源结构的30%）。所以在达到这个规模的基础上，还要保证稳定性，才能突破。

今年上半年，我国国产气与进口管道气都是同比增长的，两个气源一共贡献了85亿立方米的天然气供给量。但是LNG的进口量降低了21%（相当于820多万吨，折算成110多亿立方米）。所以国产气与管道气的增量比不过LNG的减量，导致上半年的供给是同比降低的。

合同执行率：

国家管网的接收站合同执行率较低，三桶油可能只有的70%的执行率（中石油90%，中石化50%与中海油60%）。

新奥、广汇与九丰等等，几乎是降低到了0。

国内天然气定价机制

国内长协几乎都是跟油价挂钩，长协价格=斜率*油价。（斜率根据市场来决定，卖方市场可能就15~16%，买方市场可能就11%~12%）

如何面对进口成本，是每一个长协买家都要注意的事项。

现货的优点：当天然气价格低的时候，他跟长协比，低价又灵活。

长协的优点：可以全球贸易，不用进口。

所以作为一个天然气玩家，门槛很高；除了要理解资本周期之外，还要拥有自己的资源池。同时，由于天然气不好储存，还要求基础设施与下游匹配。

因为现货很贵，进口不起，所以纷纷去签长协。从去年年初到今年，这一年半的时间里面，我国签了4150万吨的长协，三桶油占1950万吨。但是这些长协几乎都要5年以后才可以投产与执行。

1）建立一个液化天然气接收站需要上百亿人民币的投资；

2）建立一个液化天然气出口设施要上百亿美元。

所以做天然气都需要融资，但是融资又是要根据你的长协量来看（85%以上的天然气都要做长协才给融资）。

所以要是对未来判断错误的话，高额的投资+5年的建设时期，会让投资者总是在踩错点。

区域市场，区域价格

整个市场的流动性很少，70%都是自产自销，30%通过国际贸易和洲际贸易来来实现，那么跨州贸易里面又有大概一半是管道气，一半是液化天气，所以整个液化天然气的池子大概只有全球天然气消费的12%。

12%里面有60%的中长协，如果你是亚洲买家，那么你的天然气价格其实跟天然气的基本面是完全脱节的，完全由油价的基本面决定。

所以真正跟气价挂钩的可能只有5%（甚至可能只有1%~2%）。这就是为什么一有基本面风吹草动，天然气价格就会有巨大波动的原因——池子小。

欧洲天然气情况

中国 VS 欧洲

煤炭在中国占60%，天然气占8%左右；

欧洲天然气占25%，煤炭占比较低；

在欧洲，天然气更多的用于工业与居民；欧洲的天然气发电跟其他能源的替代性比较强（比如煤炭）。但是天然气作为最灵活的清洁能源，在未来，煤炭与核能发电占比都下降的情况，天然气没有下降。

在中国，用气最多的是工业（差不多45%），其次是发电（大约20%）；在工业中，因为需要燃烧，所以可再生能源很难发力，所以天燃气是替代煤炭的一个很好的抓手。

地下储蓄库——80%库存能否高枕无忧？

欧洲的天然气消费量跟中国的1.1倍（几乎一样），但是欧洲地下储气库的工作气量是中国的5.5倍。，到目前欧盟的地下储气库的注击率已经达到了80%以上了，但是仍然不意味着它能平衡平稳度过这个冬季，因为俄气的比例还是占的比较大，刚才讲了一有风吹草动，这个行业价格会剧烈的波动。

为什么在俄乌战争爆发之前，TTF就已经大涨？

去年4~5月，有一个倒春寒，导致用气量增高，并没有在淡季累库。然后在低库存的情况下，进入到冬季（传统旺季），导致天然气的价格一路在走高。

今年虽然对于未来的短缺已经有了足够的预判，但是俄罗斯不断的维护跟检修，还是把价格推了上去。

REPower EU

欧洲为了摆脱俄罗斯的影响，推出了“REPower EU”计划：

1）削减自身需求，勒紧裤腰带过日子；

2）加快清洁能源对化石能源的替代；

3）要用化石能源的地方，要做到进口多元化。

中期目标是2027年从俄罗斯的进口天气降到0，2022年它有一个短期目标，是替代1000立方的俄罗斯天然气。

对美国LNG需求

今年，欧洲进口美国的LNG，有一个大幅度的增加。但是美国LNG今年上线的新产能不多，只有两个项目，其中给欧洲买家锁定的只有150万吨左右。所以实际上大部分都是亚洲买家给欧洲的。那么为什么价格会被吸引过去呢？

通常来说，TTF的价格要比JKM低，但是今年由于地缘政治的问题，TTF的价格高于JKM，就吸引了亚洲买家。

自身LNG接收站情况

南欧占了接收能力的45%，英国又占了18%，西欧与北欧的基础设施接收站就比较少。

英国通向德国的管道又是有限的，NBP到TTF的贴水最高达到10美元/MMBTU的水平，就显示了它基础设施方面的瓶颈。因为德国为中心这一块接收能力不够，所以在今年他们就大力部署自己的接收站的建设，但是陆上接收站通常也是需要好几年。

在这种背景下，FSRU就起到了关键作用，因为FSRU就是一条船，你租过来开过来就可以有管道可以接上，比如德国就租用了4台，其中2台在今年冬天就可以投用。

美国天然气价格

与FSRU配套的就是踊跃签订长协，要锁住未来的能源供给，就要签长协。欧洲这次大约签了2000多万吨左右。

随着需求量的上涨，美国天然气价格（Hnery Hub）也终于被TTF拔起来了。

1）经济复苏，天然气需求提高；

2）出口需求旺盛；

3）目前，华尔街对油气投资的热情已经不再，所以资本开支减少，影响供给恢复。

在需求旺盛，供给不足的情况下，HH从之前的2~3美元/MMBTU，在今年最高冲刺到10美元/MMBTU。

【总结】

从需求来看：

根据IEA的预测，欧洲的需求减量是最多的，是600亿方的需求减量，其中40%在居民和商业，4%是在工业，然后20%多在发电。

我国上半年是2.2%的需求下降，三季度仍然可能是就同比负增长，四季度应该是回到同比正增长，因为我们现在的储气能力加强了，所以储气库会在冬季保护发挥一个更大的作用。

从供给来看：

俄罗斯出口给欧洲的这部分气，没有其他可去的地方。

FID还存在不均衡的现象来影响供给，就是在价格便宜的时候，没有人愿意签长协，因为现货不便宜。比如2015~2017年，就没有人愿意签，结果导致2021~2024年之间几乎没有新增LNG产能。

供需错配导致价格高位

从贸易量来看，今年贸易需求差不多增长3000~4000万吨，但是供给水平只能增长1000万吨左右，所以短期之内，预计出口终端的利用率都会很高，导致价格完全下不来。

美国LNG的影响力——全球套利

未来，美国LNG出口量会超过澳大利亚，成为最大的天然气出口国。并且，美国LNG会成为继美国页岩气之后，第二个改变天然气市场的力量，因为它量大，并且都是自由目的地。如果TTF高，那么亚洲买家可以放弃自己的长协，转卖给欧洲；反之亦然。这意味着美国这些LNG，会进行全球套利。