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最近欧美天然气价格持续上涨，引发全球市场关注。9月英国天然气期货价格一路涨破136便士/色姆，持续创出2009年以来历史新高，同时荷兰TTF价格以及德国Phelix-DE电力期货与欧盟碳排放期货也持续创出历史新高，显示欧洲能源供应紧张态势。

欧洲与东北亚使用近乎相同的天然气气，欧洲天然气价格上涨，推升中日韩东北亚LNG到岸价价格，加剧了中国天然气冬季保供担忧。

哪些因素推动了欧洲天然气价格上涨？应该如何看待冬季天然气价格？在中国积极推进碳中和，大力发展太阳能与光伏可再生能源背景下，天然气会有怎样的发展趋势？这是我们想要深入考虑的。

近年来，随着液化天然气（LNG）现货贸易增加，中日韩东北亚LNG到岸价走势与欧洲天然气价格走势趋势越发一致。9月来中日韩东北亚LNG到岸价突破18美元/MMBTU，同时英国IPE天然气期货价格涨破136便士/色姆（折合18.8美元/MMBTU），美国天然气涨破4.6美元/MMBTU。

中国天然气到岸价与IPE交易的英国天然气联动越来越强

相同气源以及天然气现货贸易比重上升是导致欧亚天然气价格联动主要原因。当前全球天然气出口主要来自澳大利亚（22%）、卡塔尔（22%）、美国（11%）、俄罗斯（8%）等主要产气国，里海、波斯湾以及澳大利亚的气源同时面向欧洲与亚洲客户，在面对天然气供需紧张时，欧亚容易出现相互推涨。另外天然气现货贸易比重上升，也为中欧天然气市场价格联动创造了条件。2019年，天然气现货和短期合同占总合同比重首次超过30%，2016年以来天然气现货交易比重持续上涨。

欧亚市场联动帮助我们从更宏观的视角去追踪天然气价格波动。本次欧亚天然气价格联动上涨，很大程度跟欧洲经济复苏、电力短缺以及中国出口旺盛、电力短缺、碳中和政策下煤炭供应收紧有关。

欧洲经济复苏与炎热的天气推升了电力需求，德国Phelix-DE电力期货价格涨破116欧元/MWH(约0.9元/KWH)。为应对新冠疫情带来的经济下滑压力，欧洲央行与美联储一同开启货币宽松计划，支持了欧洲经济，同时也推升了能源需求。另外，德国宣布2022年全部放弃核电、英国两个核反应堆推迟恢复、以及低风都加大了欧洲电力供应困难，工厂不得不选用煤炭发电，这直接导致了欧洲碳交易价格上涨——9月欧洲EUA碳期货价格涨破62欧元/吨，创下历史记录。

中国强劲的出口以及夏季居民用电也推升了对天然气需求。中韩都是出口型大国，全球经济的复苏推升了中韩出口与工业经济发展，陶瓷、玻璃、尿素等工业品价格上涨，助推天然气需求。同时夏季居民用电与工业用电上升，推升对天然气调峰发电需求。

此外，中国碳中和背景下的煤炭产能控制，导致一次能源供应不足，供需紧平衡导致煤炭天然气价格齐涨。2021年3月，中央财经委员会第九次会议再次强调，我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现“碳中和”。在这样背景下，叠加2021年煤炭生产过程中不断发生的安全问题，导致国内煤炭产能受到限制，同时，中国跟澳大利亚矛盾导致煤炭进口受阻，也加剧了煤炭供应矛盾，导致中国一次能源供应不足而引发涨价预期。

欧洲供应不足也加剧了对天然气资源争夺，推升天然气价格。7月开始德国Mallnow站点的天然气流量（这是一条将俄罗斯燃料送往欧洲的主要管道）一度下跌到200Gwh/d水平，明显低于往年季节性水平。8月初，在俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)一处设施发生火灾后，使得天然气流量进一步下降。

除了供需错配引发欧亚天然气价格上涨之外，当前较低的天然气库存同时引发市场对冬季天然气供不应求的担忧。

欧洲当前天然气库存依然低于正常季节性水平20%-25%。截至9月初，欧洲天然气库存767Twh，占储量百分比只有69%，远低于往年80%以上的水平。欧洲大部分天然气资源主要来自俄罗斯以及北部的挪威，但目前俄罗斯自身供应都有问题，据媒体报道，俄罗斯计划在11月1日之前实现726亿立方米国内天然气库存，几乎是6月底的两倍。要实现这一目标，俄罗斯每天需要储存约2.8亿立方米的天然气，相当于俄罗斯目前对西欧日出口量的80%左右。另外，当前俄气（Gazprom）在奥地利Haidach的库存只有5811Gwh，远低于近几年正常水平，也显示出俄气供应不足。

通往欧洲的主要进口管线

美国当前天然气库存同样低于季节性正常水平。美国8月底天然气库存2.87万立方英尺（折合约812亿方），低于除2018年外的历年正常水平。近几年美国液化天然气装置建设比较快，已经成为继澳大利亚、卡塔尔之后最主要的液化天然气出口国，但美国目前供应自身库存都有问题，出口势必也将受到影响。

目前中国天然气库存占消费比例约5%左右，远低于全球11%左右水平，因而中国在应对天然气价格上涨能力方面还是有不足。针对2017年天然气价格暴涨，2018年4月国家发改委出台意见要求到2020年底前供气企业、燃气企业和地方政府要分别形成年销售或消费气量10%、5%和3天的储气能力建设目标。但由于经济性不足，发改委意见与市场行为之间有脱钩，2021年冬季有可能是考验中国天然气储备能力时候，若是储备不足，可能面临天然气供不应求的紧张局势。

除了较低库存之外，是否会有极寒天气是决定天然气价格是否会失控的重要因素。

对天气的预测非常复杂，也很难讲清楚和预测准确，但我们对欧洲极寒天气要有足够关注。2021年1月初北京最低气温达到-19.6℃，创1966年以来最低；2019年1月，美国五大湖地区平均气温降至-34℃至-40℃，超级寒潮席卷美国与欧洲。北极冰盖的消融是极端天气变化主要原因，会导致北大西洋暖流给欧洲加热的效应下降。简单的温盐循环如下图所示，冰岛附近的冰山融化将降低海水密度，影响从墨西哥湾过来的暖流下沉速度，使得墨西哥湾暖流放缓。缺少墨西哥湾暖流给西北欧加热，欧洲可能会面临极寒天气，可能加大对天然气需求。当然极寒天气并不一定发生，但并不影响在此逻辑对欧洲天气进行跟踪关注。

全球温盐循环示意图

美欧经济复苏、较低的库存、以及可能的极寒天气，将加剧市场对冬季天然气供应能力担忧，使冬季天然气价格易上难下。

2021年美国重回《巴黎协议》，中国再次重申碳中和与碳达峰计划，全球都在为新能源转型做好准备。在天然气价格上涨过程中，天然气未来发展趋势是一个值得思考的问题。

在大规模储能问题解决之前，天然气作为重要过渡能源在未来30年将获得持续发展。大规模增加太阳能与风力发电的挑战在于，如何保证这类发电的持续性与稳定性，太阳能与风力发电容量的瞬变现象将对全国电力系统稳定性构成挑战。在储能问题解决前，风电与光伏发电占比提升依然是一个漫长的过程。

天然气与可再生能源在未来30年持续发展

目前中国发电主要依赖煤炭，天然气因为太贵因而发电占比只有3.3%远低于发达国家。2020年中国实际发电量7.6万亿千瓦时，约占世界电力消耗的28%。其中，煤电发电量占总发电量比重为61%（中国约有54%的煤消耗用来发电），水电占16%，核电占5%，风电占6%，光伏占3%，而天然气发电占总发电量比重约3.3%，远低于世界23%的水平，未来作为替代煤炭与石油降低碳排放依然有很大空间。

 中国发电装机容量与实际发电量（2020年）

受资源条件、管线建设及经济发展水平的限制，昂贵的天然气成本导致燃机发电进展缓慢。我国2003年国家首次打捆招标引进重型燃机，到2020年底天然气装机容量首次达到1.0亿千瓦时，发电量2486亿千瓦时，占总装机量和总发电量比例分别为4.5%和3.3%。

在可再生能源替代石化能源未来趋势中，天然气将将发挥不可替代的作用。第一，天然气发电能够帮助实现新能源发电稳定性。尽管未来风光发电占比将可能超过50%，但考虑新能源配置10%～15%的储能，则仍需大量常规机组、储能、需求侧响应帮助实现电力平衡，天然气发电能够保证电量供应稳定。第二，天然气发电以替代煤电以及逐渐老化的核反应堆。碳中和进程会增加煤电成本，天然气发电能够改善城市空气质量。第三，在灰/蓝氢向绿氢过渡过程中提供支持。在电解槽和储氢成本具有竞争力，同时可再生电力发展水平使得绿氢具备商业可行性前，天然气依然是优于煤炭石油的低碳能源。

无论是在2030年还是2050年，要满足届时全球能源需求，燃气与可再生能源都需要实现增长。这一目标不可能通过单纯依靠或主要依靠间歇性的太阳能和风能（即使有电池等储电系统的支持）得到实现。