歐洲能源供應格局調整對天然氣價格指數(shù)聯(lián)動關系影響淺析

謝治國，張慧宇，尚一韜

( 北京市燃氣集團有限責任公司）

天然氣由于具有低碳、清潔和便于使用的特性，成為近幾年唯一持續(xù)增長的化石能源，也是未來化石能源向可再生能源過渡的橋梁性能源，還具有一定發(fā)展空間。但天然氣的使用仍受限于管道或液化天然氣（LNG）接收站等基礎設施，國際LNG貿易也明顯受地緣政治影響。全球三大主要天然氣市場——亞太、歐洲和美洲，分別形成了亞洲日韓基準（JKM）、歐洲荷蘭TTF和美國亨利樞紐（Henry Hub，簡稱HH）三大天然氣價格指數(shù)，反映各貿易區(qū)域的天然氣供需形勢。受全球LNG貿易規(guī)模的擴大等因素綜合影響，三大指數(shù)互相影響、互相關聯(lián)的趨勢越來越明顯。

2021年下半年，在碳排放權交易價格上升、天然氣庫存降低以及可再生能源供應不穩(wěn)定等因素綜合影響下，歐洲TTF天然氣價格指數(shù)快速上漲，并帶動了亞太地區(qū)日韓基準現(xiàn)貨價格指數(shù)快速上升。在這次價格上漲中，天然氣價格一度遠超過原油價格，進一步體現(xiàn)了天然氣在一次能源結構中的重要地位。2022年3月以來，原本開始逐步下行的TTF價格指數(shù)和亞太日韓基準價格指數(shù)再次在高位劇烈波動，但美國亨利樞紐價格指數(shù)相對穩(wěn)定（見圖1）。

圖1 近期亨利樞紐、日韓基準和TTF天然氣價格走勢（2022年1月3日-3月7日）

1 主要天然氣價格指數(shù)特點及關聯(lián)性

1.1 日韓基準（JKM）價格指數(shù)

JKM是液化天然氣實物現(xiàn)貨市場的基準估價，反映船上交貨（DES）方式交付到日本、韓國、中國內地和中國臺灣的現(xiàn)貨市場價值，是普氏公司（S&P Global Platts）推出的反映亞太地區(qū)尤其是東北亞市場LNG現(xiàn)貨交易價格的指數(shù)①https://www.spglobal.com/commodityinsights/zh/our-methodology/price-assessments/lng/jkm-japan-korea-marker-gas-price-assessments。日韓基準價格的走勢主要反映亞太LNG供需形勢，特別是LNG現(xiàn)貨市場資源的供需形勢。目前LNG的生產和消費主要集中在大西洋和太平洋兩大區(qū)域周邊，且大西洋盆地的LNG產量大于消費量，太平洋盆地供需狀態(tài)與之相反。因此，太平洋盆地內亞太市場的LNG需求可由大西洋盆地的LNG供應來滿足。

2021年下半年，在代表歐洲天然氣市場價格的TTF價格快速上行的情況下，日韓基準價格隨TTF價格迅速上漲（見圖2），2021年10月出現(xiàn)的56美元/百萬英熱單位成為當時的歷史新高。如此高的日韓基準價格明顯抑制了亞太地區(qū)的新增LNG需求，亞太地區(qū)對現(xiàn)貨資源的采購近乎中斷，大部分現(xiàn)貨LNG流向了亟待提高供暖季庫存量的歐洲。

圖2 2011-2022年日韓基準、荷蘭TTF和亨利樞紐天然氣價格指數(shù)月均走勢

從2011至2021年這11個年度的各個相同月份價格的平均值（見圖3）可以看出，日韓基準價格曲線具有較明顯的季節(jié)性。在供暖季，日本、韓國以及中國的天然氣供暖需求上升，帶動了日韓基準價格的上升；非供暖季價格則相對較低。受2021年下半年價格高漲的影響，日韓基準價格月度平均線出現(xiàn)了10-12月價格高于1-3月的情況，如果剔除2021年影響，日韓基準價格月度平均線在年頭和年尾則大致相當。

圖3 2011-2021年日韓基準、TTF和亨利樞紐價格指數(shù)月度平均線

近10年來，日韓基準價格與布倫特（Brent）原油價格指數(shù)的關聯(lián)系數(shù)②又叫相關系數(shù)或線性相關系數(shù)，一般用字母r表示，用來度量兩個變量間的線性關系。定義式?，其中，Cov(X,Y)為X與Y的協(xié)方差，Var[X]為X的方差，Var[Y]為Y的方差。為0.66，具有一定相關性，但排除2021年下半年以來LNG現(xiàn)貨價格高企的影響后，二者的關聯(lián)系數(shù)達到了0.88，具有較明顯的正相關性，這也體現(xiàn)在亞太地區(qū)，尤其日本和韓國，LNG仍發(fā)揮替代油品的重要作用。

1.2 荷蘭TTF天然氣價格指數(shù)

TTF，即Title Transfer Facility，荷蘭產權轉讓設施，是在荷蘭建立的促進天然氣交易的一個虛擬市場，提供天然氣的期貨、實貨、易貨交易。

從2016年開始，荷蘭TTF天然氣價格指數(shù)開始逐步替代英國國家平衡點（NBP）價格指數(shù)成為衡量歐洲天然氣市場價格的主要指數(shù)。TTF價格指數(shù)的單位是歐元/兆瓦時，但為了方便比較，通常會將其轉換為美元/百萬英熱單位。根據(jù)咨詢公司ICIS的數(shù)據(jù)，2020年，TTF交易在英國洲際交易所、芝加哥期貨交易所等交易場所的紙貨交易量已達到44.3萬億立方米左右，約為英國國家平衡點交易量的4.6倍。

從圖2可以看出，TTF價格也體現(xiàn)了較明顯的季節(jié)性，在冬春供暖季，隨著歐洲天然氣供暖需求的上升，TTF價格相對上升。受2021年下半年TTF價格快速上升影響，2011-2021的月度平均曲線出現(xiàn)了明顯的冬季“抬頭”走勢，如果沒有2021下半年TTF價格的上升，TTF價格與日韓基準價格類似，其平均線兩頭將更為“對稱”，其入冬以后的價格上升速度與退出供暖季后的價格下降速度類似。

天然氣在歐洲的主要用途是發(fā)電和取暖，TTF價格指數(shù)體現(xiàn)了與電價的高度正相關性，從2011年至2022年2月，TTF價格與德國電價的關聯(lián)系數(shù)為0.92，高于與布倫特原油價格0.83的關聯(lián)系數(shù)。其與油價的關聯(lián)性甚至低于日韓基準價格與布倫特油價的關聯(lián)性。隨著歐洲碳排放交易市場的逐步成熟，2019年開始，TTF價格與歐洲碳排放交易價格之間的關聯(lián)系數(shù)為0.92，體現(xiàn)了高度的正相關性。

1.3 美國亨利樞紐（HH）天然氣價格指數(shù)

亨利樞紐價格是美國天然氣樞紐交易價格指數(shù)，在紐約商業(yè)交易所（NYMEX）已有30多年的交易歷史，通常作為衡量北美天然氣價格的主要指標。美國由于天然氣供應豐富，從2011-2021較長時間段的平均曲線來看，亨利樞紐價格的季節(jié)性波動幅度明顯低于日韓基準價格和TTF價格指數(shù)，是一條相對平緩的價格指數(shù)曲線。但在不同年份同樣存在季節(jié)性波動，例如，在2012、2013、2016、2018和2020年等多個年份，均出現(xiàn)了冬季價格上升的情況；也有部分年份冬季的價格不升反降。

美國頁巖氣革命后，亨利樞紐價格基本脫離原油價格走勢。2011年以來，亨利樞紐天然氣價格與布倫特原油價格的關聯(lián)系數(shù)為0.59，說明二者基本不相關，美國天然氣的價格走勢主要只反映其本土天然氣供應與需求的關系。

美國的大部分LNG出口項目的價格建立在亨利樞紐價格基礎上，出口價格即為在亨利樞紐價格的基礎上，考慮加工時的氣體損耗，再加上液化費。通過轉移成本的方法，液化項目的投資方可以得到較為平穩(wěn)的現(xiàn)金流，確?；厥找夯瘡S投資成本。

由于亨利樞紐價格指數(shù)反映的是美國管道天然氣的供需情況，因此如果美國LNG出口量增加，提升亨利樞紐價格，則有利于刺激上游增加井口數(shù)量，提升天然氣產量，從而降低亨利樞紐價格的波動性。

1.4 三大價格指數(shù)的關聯(lián)性及波動性

2016年以后，隨著TTF價格逐步取代了英國國家平衡點價格，歐洲天然氣現(xiàn)貨價格與亞太地區(qū)的現(xiàn)貨價格產生了高度的正相關性，日韓基準價格相對TTF價格的關聯(lián)系數(shù)是0.98，說明歐洲和東北亞兩個天然氣市場已經通過LNG現(xiàn)貨貿易產生了緊密的聯(lián)系，體現(xiàn)出高協(xié)同性。但日韓基準價格與油價的關聯(lián)性強于TTF價格與油價的關聯(lián)性，TTF價格與歐洲的電價和碳排放交易價格則體現(xiàn)出更高的關聯(lián)性。

TTF和日韓基準價格的季節(jié)波動基本一致，均體現(xiàn)出供暖季和非供暖季的價格差異。由于現(xiàn)貨LNG的供應有很大一部分來源于大西洋盆地，TTF價格走高，吸引現(xiàn)貨LNG流向歐洲市場；如果太平洋盆地的消費國需要進口LNG，則要支付“亞洲溢價”。從圖2可以看出，TTF價格和日韓基準價格的平均差值約為3美元/百萬英熱單位，體現(xiàn)從大西洋盆地經印度洋到亞太地區(qū)的LNG運費和相關汽化設施的費用。

美國在頁巖氣革命后，本土天然氣足以自給自足，形成了相對歐洲和亞太的獨立天然氣市場。從2011年1月至2021年2月，亨利樞紐與TTF和日韓基準價格的關聯(lián)系數(shù)分別只有0.61、0.68，亨利樞紐價格與原油價格的相關系數(shù)也僅有0.59，顯示出北美天然氣是一個獨立交易的能源品種。同時亨利樞紐價格指數(shù)長期在低位運行，且波動系數(shù)遠小于TTF和日韓基準價格（見表1），體現(xiàn)了其供應的相對豐富。

表1 天然氣價格指數(shù)波動系數(shù)

2 歐洲天然氣市場格局的調整

2.1 歐洲天然氣供應形勢③限于數(shù)據(jù)來源和資料來源的原因，本文未對“歐洲”與“歐盟+英國”進行明確區(qū)分和說明?！帉徸?/h3>

2021年，歐盟27國和英國共消費天然氣約4935億立方米，生產和進口天然氣約4745億立方米。其自產天然氣約690億立方米，占14%；管道進口約3120億立方米，占總供應量的63%；LNG供應約935億立方米，占19%（見表2），此外提取了約190億立方米的庫存。受國際政治形勢及供應、消費等因素影響，2022年歐洲天然氣庫存已處于近年來的最低水平（見圖4）。

圖4 歐洲歷年天然氣庫存情況

表2 歐洲天然氣供應情況單位：億立方米

在管道氣供應中，來自俄羅斯的天然氣供應約占22%，每年為1000億立方米左右[1]。如果“北溪-2”號天然氣管道投產，來自俄羅斯的天然氣供應能力最多可增加550億立方米/年，進一步提升俄羅斯天然氣在歐洲天然氣供應中的比例，但實際供應量需視歐洲用氣企業(yè)與俄簽署合同情況及實際的計劃指定量而定。

從LNG接收設施來看，至2020年底，除俄羅斯和巴爾干地區(qū)外，歐洲共有大小LNG接收站36座，接收能力約1.8億噸/年。2021年，歐洲實際LNG進口量較2020年和2019年略有下降，接收站利用率約為37%。

2.2 歐洲能源供應格局調整對其天然氣供需形勢的影響

從圖4可以看出，2020年之后，歐洲天然氣庫存一直在下降，在某種程度上導致了2021年下半年的價格上升。即便如此，2022年初，歐洲也未提出對俄羅斯天然氣需要增供，反而由于價格原因，歐洲主動降低了來自俄羅斯的天然氣進口量。這是由于歐洲用氣企業(yè)對俄羅斯天然氣的長期合同和現(xiàn)貨合同與不同的價格指數(shù)掛鉤，長期合同的價格與即月平均期貨價格掛鉤，現(xiàn)貨需求與即日期貨價格掛鉤。2022年1月，受期貨價格快速下降，即日期貨價格低于月平均期貨價格影響，歐洲用氣企業(yè)減少了長期合同的實際指定提氣量，導致俄羅斯對歐洲的輸氣量出現(xiàn)明顯下降，1月份的平均輸氣量只有2.4億立方米/日，與2017年至2019年同期平均數(shù)4.73億立方米/日相比下降接近50%，2月份輸氣量也保持在較低水平（見圖5），但市場預計在供暖季過后，可以及時補充庫存。因此，雖然供氣處于整體較低水平，TTF價格仍穩(wěn)步下行。

圖5 歐洲管道氣進口情況

受國際地緣政治影響，設計產能550億立方米/年的“北溪-2”號天然氣管道投產時間被無限期擱置，同時市場對俄羅斯供氣穩(wěn)定的信心受到嚴重打擊，導致2022年3月TTF天然氣價格連帶日韓基準價格指數(shù)在高位劇烈震動。

從俄羅斯對歐洲天然氣的供應數(shù)量可以看出，其不僅占歐洲天然氣來源的25%～30%，影響更大的是在歐洲天然氣庫存連續(xù)2年下降，庫存已經處于同期歷史最低水平的形勢下，如果出現(xiàn)俄羅斯天然氣減供的情況，歐洲天然氣庫存非但不能增加，而且即便全部提出供應市場也難以彌補俄羅斯天然氣斷供或短供可能產生的缺口（見圖6）。因此TTF天然氣價格和日韓基準價格屢創(chuàng)新高，2022年3月7日一度達到84美元/百萬英熱單位的歷史高位，相當于每立方米天然氣的價格高達22.4元人民幣[2]。

圖6 歐洲天然氣供需平衡情況預估

在如此高的價格下，2022年3月，歐洲地區(qū)幾乎吸收了所有LNG現(xiàn)貨資源，大部分接收站已處于滿負荷運轉狀態(tài)；亞太地區(qū)幾乎只進口長期合同項下的LNG，國際石油公司和資源方甚至將部分長期合同項下LNG轉運至歐洲，以取得高額利潤。

由于歐洲電力市場價格與天然氣市場價格高度正相關，受天然氣價格創(chuàng)下新高的影響，歐洲電力價格大幅上漲，也導致下游行業(yè)，例如有色金屬冶煉廠的成本快速上升，部分行業(yè)出現(xiàn)明顯虧損。

盡管歐洲可以增加核電、煤電供應，提升LNG進口數(shù)量，可替代約850億立方米的進口管道氣量，同時實施國際能源署（IEA）推動能源轉型的《減少歐盟對俄羅斯天然氣依賴的10點計劃》，可以減少每年約200億立方米的天然氣需求，再壓縮建筑采暖需求等100億～150億立方米，但是，如果發(fā)生俄羅斯天然氣完全向歐洲斷供的情況，歐洲至2023年供暖季結束，仍可能產生500億立方米的缺口[3]。

2.3 未來LNG供應情景分析

受俄羅斯與西方關系影響，“北溪-2”天然氣管道與俄羅斯的其他對歐天然氣供應存在較大不確定性。為較全面地考慮未來歐洲天然氣市場形勢的調整，本文將歐洲天然氣供應形勢分為3種情景：情景1，假設“北溪-2”管道仍能投產，且俄羅斯對歐洲的其他天然氣供應維持原狀；情景2，假設俄羅斯對歐洲的天然氣僅維持現(xiàn)狀，“北溪-2”未能投產；情景3，假設俄羅斯徹底中斷對歐洲的天然氣供應。

在情景1的假設下，歐洲天然氣供需形勢基本維持現(xiàn)狀，根據(jù)埃信華邁（IHS Markit）等咨詢公司預測，2030年歐洲天然氣需求量將逐步增長至約5100億立方米。世界新投產LNG資源項目仍將以亞太為主要需求市場，滿足中國、印度等發(fā)展中國家的LNG需求。

在情景2的假設下，“北溪-2”管道未能投產，但俄羅斯對歐洲的其他天然氣供應維持原狀。在這種情況下，歐洲減少部分天然氣需求，同時增加核電和煤電，并增加LNG的進口總量，才能渡過2022-2023年供暖季。如果按照2022年全年保持2月份約1000萬噸的LNG進口量水平，需全年新增3000萬～4000萬噸的LNG進口量，該數(shù)量尚在歐洲LNG接收站的接收能力范圍之內。但在近幾年國際LNG資源市場已經供應偏緊的形勢下，將進一步加劇市場供應緊張的態(tài)勢。

在情景3的假設下，如果目前約1400億立方米的俄羅斯管道氣完全斷供，在這種情形下，即便歐洲增加核電和煤電，積極實施能源轉型的“10項計劃”，在近幾年內，每年仍需要增加4000萬～7000萬噸的LNG進口量。預計2022-2024年全球LNG產能僅增加4300萬噸左右，且新增量大部分已經完成了銷售，鎖定了目的地。這就意味著歐洲要與太平洋地區(qū)爭奪約4000萬噸以上的LNG現(xiàn)貨資源，由此需要用足夠高的價格降低亞太市場需求，才能滿足歐洲市場的需求。

3 未來天然氣價格指數(shù)聯(lián)動趨勢

在情景1的假設下，由于大西洋和太平洋兩大盆地的LNG供應量和消費量不完全匹配，仍需要大西洋盆地的LNG供應亞太地區(qū)，因此TTF天然氣價格和日韓基準價格仍保持較高的聯(lián)動關系，美國亨利樞紐價格指數(shù)仍相對獨立，反映美洲大陸的天然氣供需關系。

在情景2和情景3下，未來美國新增LNG項目將有很大部分供應歐洲。2022-2024年新增的LNG資源有70%以上分布在美國，約3000萬噸，集中在薩賓、卡爾卡蘇和Golden Pass LNG這3個項目上，這些項目大都已經落實了長期購銷合同，一半以上明確以亞太為目的地。美國LNG的國際銷售價格建立在本土亨利樞紐價格指數(shù)基礎上，由于美國天然氣資源相對豐富，亨利樞紐價格指數(shù)可能在相當一段時間內保持在低位運行，這有利于壓低TTF價格。國際石油公司購買美國的LNG后，會將其作為自身資源組合的一部分供應至歐洲，這仍將加強亨利樞紐價格和TTF價格之間的聯(lián)動性。

未來亨利樞紐價格指數(shù)與TTF價格的聯(lián)動性可能進一步提升，有可能向“亨利樞紐價格＝TTF價格-液化費和運費（美國至歐洲）”的方向形成一定聯(lián)動關系，在日韓基準價格與TTF價格之間也通過運費（歐洲至亞洲）形成聯(lián)動關系的情況下，全球各區(qū)域的天然氣價格指數(shù)聯(lián)動性進一步提升，互相影響，互相制約。

目前看來，歐洲可能努力降低對俄羅斯天然氣的依賴，根據(jù)國際能源署發(fā)布的《減少歐盟對俄羅斯天然氣依賴的10點計劃》，為減少從俄羅斯進口天然氣量，甚至到2030年完全消除從俄羅斯進口天然氣的需求，歐盟可增加每年500億立方米的LNG進口，從北非等管道供應中增加100億立方米，另通過風電和太陽能取代200億立方米天然氣需求；同時通過降低需求，推遲關停核反應堆等，可再減少150億立方米左右的需求。這樣對LNG的需求（新增3570萬噸/年）基本與情景2的假設相符，歐洲與北美的天然氣價格指數(shù)聯(lián)動關系將有所增強。

4 對中國企業(yè)的建議

在碳達峰、碳中和目標下，天然氣作為清潔能源在中國能源消費結構中仍將發(fā)揮重要作用，在未來相當長的一段時期內，天然氣的消費還將保持上升態(tài)勢，按照國務院發(fā)展研究中心的預測，2035年，中國天然氣消費量將達到7208億立方米，其中LNG達到2403億立方米[4]，是未來國際天然氣重要的增量市場。

中國天然氣供應以國產氣和管道氣為主，如果俄羅斯減少對歐洲的天然氣供應量，有利于中國獲得更多管道氣供應量。LNG相對于管道氣的優(yōu)勢在于更不容易受地緣政治的影響，其供應相對靈活、穩(wěn)定，有利于減少對單一國家的能源依賴，促進能源來源多元化。2021年，中國進口LNG約8050萬噸，成為世界最大的LNG進口國，同時中國企業(yè)還簽署了LNG長期供應合同量2813萬噸/年[5]。在全球天然氣供需形勢可能發(fā)生較大變化的情況下，LNG進口企業(yè)應注意防范進口LNG可能出現(xiàn)的價格波動產生的國際和國內價格倒掛，從而出現(xiàn)虧損的風險。

一是通過長期合同商務條款控制價格風險。在買方市場環(huán)境下，LNG現(xiàn)貨價格低于長期合同價格，有利于進口企業(yè)增加收益，但一旦出現(xiàn)LNG資源供不應求的情況，現(xiàn)貨價格就可能居高不下。LNG進口企業(yè)仍應謹慎簽署與現(xiàn)貨價格指數(shù)掛鉤的長期合同，適當控制合同量，同時通過目的地條款等努力提高合同執(zhí)行的靈活性，當出現(xiàn)國際、國內價格倒掛時，可以轉售資源。

二是直接參與上游資源項目，確保獲得資源的價格穩(wěn)定性。價格波動作為調整供需關系的信號和手段，其波動范圍可能超過了中國用氣企業(yè)的可承受范圍。對上游氣源和液化廠設施進行投資，雖然存在一定的投資風險，但是可以通過投資收益與購氣成本的上升進行一定的對沖，也可以通過上游投資帶來的權益氣保障自身的用氣需求，有利于從資源供應端保障能源的可獲得性和價格穩(wěn)定性。

三是加大LNG運輸業(yè)務發(fā)展力度，掌握LNG貿易主動性。在目的港船上交貨（DES）模式下，年度計劃、船期安排甚至氣量安排的主動權均在賣方手中，而發(fā)展離岸國際貿易（FOB）模式的首要條件就是發(fā)展LNG運輸。從廣東大鵬接收站發(fā)展至今，中國已經積累了較為豐富的LNG航運經驗，通過掌握LNG國際運輸能力，不僅可以增強買方對LNG貿易的掌控力度，同時通過在國際市場上的資源轉售，也是規(guī)避國際、國內市場價格倒掛損失的有效手段。