2022年以来，国际地缘政治摩擦加剧，全球天然气市场供应较紧，世界主要天然气价格指数高位波动，天然气采购面临较大风险和困难。从目前地缘状况和市场格局来看，今冬明春国际天然气市场形势仍不乐观，市场将呈现“供需格局抽紧、地缘形势复杂、价格高位波动”的特点。在复杂多变的市场环境下，建议能源企业提前采购，建立必要冬季货物储备，抓住市场波动时机锁定成本，丰富天然气贸易方式，提高抗风险能力。

1今冬明春国际天然气市场分析

1.1俄罗斯与西方地缘摩擦是市场的主要推动力

2022年俄罗斯与西方国家的地缘政治摩擦是全球能源市场的主旋律，深刻改变了国际天然气市场的供需格局。俄罗斯上半年实施的“卢布结算令”政策提升了市场的担忧情绪，少数国家由于不遵照执行该政策遭到“断气”制裁，拉动欧洲TTF气价由5月下旬略高于20美元/百万英热单位上涨到6月中旬超过35美元/百万英热单位。6月以来，“北溪”管线供应问题更是倍受市场关注。首先，俄罗斯天然气公司宣布德国西门子公司未能按时将维修的气泵装置送回，自6月16日起，经“北溪–1号”天然气管道对欧洲地区的天然气输送量骤降至原输气量的40%。7月11–21日，“北溪–1号”管道进入年度维护，在此期间俄罗斯中断了通过此管道向欧洲地区的天然气供应。近期俄罗斯表示“北溪”管线唯一运转的涡轮机也要进行检修，天然气将彻底断供，复产遥遥无期，欧洲TTF价格因此剧烈波动。欧洲针对俄罗斯天然气断供也采取了反制裁政策，近期欧盟提议对欧洲能源价格设置上限，引起市场恐慌，欧洲TTF价格出现了连续几日的波动下跌。

从政治和经济的双重因素来看，预计今冬明春俄罗斯与西方的地缘关系维持僵持状态。政治方面，俄乌冲突以来，俄罗斯与西方的制裁愈演愈烈，为减少俄罗斯能源对欧洲的影响，欧盟提出到2022年底将其对俄罗斯石油和天然气的依赖减少2/3，到2027年底降至零。从序贯博弈的角度来看，俄罗斯明白双方能源博弈的最后结果，与其让欧洲平稳过渡逐渐减少俄罗斯能源进口，不如现在就作出策略选择并采取行动来占据有利地位，获得更多利益。从经济效益角度来看，由于欧洲对于俄罗斯的天然气需求缺乏弹性，在俄罗斯天然气供应量下降时，欧洲天然气价格上涨百分比大于需求数量变动百分比，价格效应超过了数量效应，俄罗斯总收益会增加。根据芬兰方面数据显示，在俄乌冲突最初的100天时间里，俄罗斯通过能源出口已经获得了约980亿美元（约合超5万亿卢布），如今这个数字可能更多。根据俄罗斯天然气出口数据估算，从俄罗斯到欧洲的三大主要输气管线来看，2022年俄罗斯输气水平为50亿立方米/月，2021年为83亿立方米/月，2018年和2019年均超过100亿立方米/月。如果销售价格按照TTF价格计算，2022年俄罗斯到欧洲的三大管线月销售收入超过60亿美元，显著高于过去10年的平均销售收入（见图1）。

1.2较低的新建产能增量不能满足需求增长

2022年全球液化天然气（LNG）供应增长有限，新建产能增量较低难以满足需求增长。根据IHS预测，2022年全球LNG新建产能预计增加1500万吨，与2021年增量水平相当（见图2）。由于新建项目需要几年时间才能将产量提高到设计水平，因此实际市场供应增量可能少于产能增加水平。分地区来看，太平洋地区没有新建项目投产，LNG供应基本同比持平，供应产能增量主要来自美国LNG出口项目，其中SabinePass项目新增供应600万吨及VENTUREGLOBAL的CalcasieuPass项目新增供应约500万吨。

2022年下半年，国际LNG供应形势没有得到改善。美国新投产项目产量短期无法达到设计产能，并且Freeport项目故障影响美国LNG供应。另外，由于全球新增产能主要来自美国，运距较长和巴拿马运河拥堵问题可能对美国货物供应亚太市场带来挑战。

1.3较高的供应风险支撑市场价格

近年来，国际天然气市场供应不确定性上升，导致价格大幅波动。2022年俄罗斯天然气是影响国际天然气供应最重要的扰动因素，年初开始，Yamal管线出现反向输气，年中以来“北溪”管线流量剧烈变动，下半年俄罗斯天然气供应形势仍然扑朔迷离甚至有断供风险。挪威气田的故障率近两年明显上升，Oseberg等气田多次出现故障，日减供量有几次甚至达到千万立方米级别，到冬季需求旺季挪威天然气仍有减供风险。上游LNG项目的出口也有不确定性，2022年Freeport项目因故障停产，Prelude项目因工人罢工停产超过1个月。

1.4亚洲天然气需求预计企稳回升

受疫情封锁和高气价的影响，2022年上半年亚洲LNG主要从日本、韩国、中国（含台湾省）进口1.04亿吨，比2021年同期下降约6%。但是，若2022年冬季天气较冷，东北亚LNG采购可能有所上升。就日本而言，夏季以来，日本天气炎热，东京地区连续多日出现超过35℃的酷暑天气，电力宣告紧张，2022年7月初日本电力现货市场达到56日元/千瓦时（约合2.8元人民币/千瓦时），为4月初价格的5倍。另外，日本已经停止俄罗斯煤炭进口，虽然日本首相宣布将于2022年冬季重启最多9座核电站，但从目前日本核能安全监管要求和民众反对的情况来看，短期内强推核电来弥补能源供应缺口并非易事。按照当前日本天然气和煤炭的供应状况，日本在冬季很可能再度出现严重的电力短缺，不得不采购高价LNG现货来满足调峰需求。

2022年上半年高涨的国际LNG价格抑制了终端用户的需求，中国LNG进口同比降低超过20%。2022年初以来，中国国内超预期的新冠疫情多点暴发，经济受此影响较大，二季度GDP增速实现了0.4%的正增长，上半年GDP增速达到2.5%。2022年下半年，中国稳增长的政策在逐步落实，预计未来增量稳增长政策也会持续出台和落地，中国经济有望逐步复苏，中国LNG需求预计有所增长。根据IHS预测，2022年下半年中国LNG进口量将达4400万吨，环比上半年增加1200万吨(见图3)。此外，亚洲其他国家(地区)上半年LNG进口较少，下半年有现货需求来补充库存。

1.5欧亚天然气市场溢价将继续存在

2022年以来，国际天然气市场水平方向出现创纪录的价格涨幅，在垂直方向区域市场的差异化同样引人关注。国际天然气市场结构发生深刻变化，价格驱动力由东方转向西方，亚欧天然气由溢价转向折价（见图4）。在2022年以前基本是亚洲JKM价格高于欧洲TTF，但从2022年开始这一情况发生变化，从2022年下半年TTF与JKM价差超过10美元/百万英热单位。总体来看，亚洲天然气市场地缘环境比较稳定，欧洲天然气市场地缘形势不确定性较高，天然气减供或断供的风险更大。另外，相对亚洲而言，欧洲天然气市场具有更加成熟完备的金融交易市场，信息能够在市场更加快速和广泛的传播。俄乌冲突以来市场恐慌和担忧的情绪在蔓延，行为金融因素在欧洲天然气价格的助推作用更加明显。在供应紧张的情况下，欧洲天然气基础设施的缺陷也逐渐显现。西北欧地区LNG接收设施匮乏，在俄罗斯天然气供应不足的情况下该区域国家无法大量进口LNG来打压TTF气价。2022年国际天然气市场纵向差异化反映了亚欧天然气市场的差异性特点，预计下半年欧亚天然气溢价还将存在。

1.6市场情绪变化为亚欧天然气价格带来风险溢价

随着国际天然气交易市场化程度不断提升，交易者市场情绪对国际天然气价格的影响更加明显。一方面，亚洲市场逐渐形成以JKM为定价基准的现货市场贸易体系，JKM衍生品市场发展迅速，交易量显著上升。另一方面，全球LNG跨区贸易流量上升，JKM与TTF联动性增强，国际LNG逐渐形成一体化的贸易市场。完备的贸易市场更有助于市场信息的传递，交易者情绪也更容易蔓延。

威廉指标通过分析一段时间内最高价、最低价和收盘价之间的关系，来判断市场的超买超卖现象，较好地反映市场买卖的情绪。通过计算威廉指标数值，可以看出，2022年7月以来，TTF价格的威廉指标波动显著上升，反映了市场交易者情绪变化，TTF价格也呈现明显的震荡上升趋势（见图5）。

1.7欧洲基础设施建设逐步推进区域市场平衡

俄乌冲突以来，欧洲天然气价格大涨创造历史，俄罗斯天然气短供区域天然气市场分化同样引人关注。按传统来讲，欧洲TTF价格和NBP价格基本在同一水平波动，但现在二者价差已经达到20美元/百万英热单位，凸显了西北欧地区LNG基础设施的短缺问题。目前TTF交易核心区域的德国、荷兰、法国和比利时总LNG接收能力低于4000万吨/年，德国甚至没有LNG接收设施。2022年以来西北欧国家已经紧急推动LNG浮式接收设施建设，2023年开始该地区将有一批浮式存储及再气化装置（FSRU）投产，或将对西北欧天然气供应短缺有一定缓解作用。

2今冬明春国际天然气贸易策略

从目前到供暖季结束，国际天然气市场地缘政治形势依然复杂，市场供需形势不容乐观，天然气价格预计在高位波动。在这种情况下，能源企业应提前采购建立必要冬季货物储备，抓住波动时机锁定成本，多维度丰富贸易方式，在垂直贸易方向将实货进口分别与普氏MOC平台交易、与贸易基础设施相结合，利用月差结构平衡资源组合。

2.1提前采购建立必要冬季货物储备

在目前远期天然气价格高企的情况下，天然气买家国际LNG采购面临较大的困难和挑战。但就冬季国际市场资源量和国内保供风险来讲，仍然建议提前采购一些现货建立必要冬季货物储备。一方面，近期日韩买家加快冬季LNG采购节奏，冬季现货稀缺性更加突出，若有极端天气，则市场“一货难求”情况大概率会出现，届时在冬季保供的压力下临时采购将大幅推高市场价格。

另一方面，提前采购冬季货物可以获得有利的选择性权益。尽管目前冬季远期货物价格较高，但可以考虑采用与JKM挂钩的形式采购，在供暖季国内供需紧张时可以将其供应国内市场，在冬季气候温暖需求不足时可将其以JKM平价在市场出售。

另外，提前持有头寸意味着获得了套期保值机会，在价格受市场情绪影响短期超跌时可以锁定货物采购成本。因此，应基于国内冬季天然气需求分析建立必要冬季货物储备，在合适的期权价格条件下可考虑搭配少量看跌期权来降低风险。

2.2利用价格波动回撤时机锁定采购成本

2022年国际天然气市场的一个重要特点是市场波动剧烈、交易风险较高。结合前述分析来看，虽然2022年全球天然气价格总体呈现正向波动的特点，但较强的波动性仍能带来低点买入的机会。如，5月初气温上升压低东北亚地区的现货需求，亚洲JKM现货价格下降到20美元/百万英热单位，冬季远期价格也低于30美元/百万英热单位，因此，如果能在5月初大量采购则会获得较好的经济效益。近期国际天然气市场大幅回撤也带来套期保值机遇，9月至今，JKM已从高于70美元/百万英热单位下跌到低于40美元/百万英热单位，TTF价格也大幅下跌近40%。在价格高位波动的情况下，能源企业应统筹现有的资源组合，通盘进行成本费用分析，在价格波动下行的时候抓住时机采用通过固定价或套期保值的方式锁定成本。

2.3针对亚欧天然气价格强弱变化进行价差套期保值

2021年底以来，亚欧天然气价格发生逆转，亚洲天然气对欧洲天然气价差由正转负，二者呈现“领先—滞后”关系。欧洲市场地缘政治风险和贸易商恐慌情绪扩大TTF与JKM价差，随后亚洲区域之间的贸易套利令二者价差呈现缩小趋势，但西北欧匮乏的LNG接收设施使得欧亚天然气溢价长时间存在。从数据来看，2022年至今，JKM与TTF的平均价差为–3.68美元/百万英热单位，且一般是TTF价格领涨，随后JKM价格追涨缩小价差，欧亚天然气价格“领先—滞后”关系明显。今冬明春欧亚天然气联动关系预计没有变化，并且二者价差将呈现较大的波动性，建议在价差收窄时适当调整亚洲和欧洲天然气头寸比例，构建牛市价差套期保值策略。

2.4将实货采购与普氏MOC平台操作相结合

普氏公司在2018年推出普氏MOC平台，LNG买方和卖方可以在平台上竞价和成交，平台上的交易信息是普氏公司评估JKM价格的最重要依据。由于国际LNG现货市场体量较小，市场交易方不多，贸易商已经多次利用普氏MOC平台影响市场价格。能源企业在进行天然气进口的同时，也要积极参与普氏MOC平台交易，既有利于竞得有利的采购价格，也助于防范贸易商操纵市场价格波动的风险。

2.5将实货采购与基础设施使用相结合

在高风险和不确定性的国际天然气市场环境下，将实货贸易与LNG接收和运输设施相结合，有利于提高贸易的灵活度并降低风险。一方面，可以考虑参与欧洲LNG基础设施交易。未来国际LNG主要新增供应在西边市场，鉴于欧洲LNG接收设施使用费是市场自由竞争决定的，能源企业可以择机在欧洲租赁储罐，在欧洲市场价高时将大西洋地区资源运往欧洲获取经济效益，在国内供需短缺时将储罐内LNG装运到国内市场。另一方面，应进一步推进LNG贸易的船货协同，在需求旺季安排好船运计划，做好资源保障。

2.6利用月差结构平衡资源组合

虽然亚欧天然气价格近期仍在高位，但从远期价格结构来看，2023年3月和6月的远期价格相对较低（见图6）。在目前的市场形势下，可以更多的进口2023年3月和6月货物，利用仓储物流设施平衡资源保障销售，提高经济效益。