天然气用途：主要用于城镇燃气、工业燃料、燃气发电、化工用气、交通领域用气、冷能利用、分布式能源用气等。

二、全球天然气供需格局与三大价格枢纽
全球天然气储量、产量与消费：
 

根据bp能源的数据，目前全球天然气已探明储量为188.1万亿立方米，储产比48.8年。

 2020年受疫情影响，天然气消费量下降了2.3%，即减少810亿立方米，与2009年金融危机期间的降幅相同。大多数地区天然气消费量均有下降。中国显然除外，其需求增长了6.9%。相比之下，北美洲和欧洲的天然气需求分别下降了2.6%和2.5%。天然气产量下降了1230亿立方米（下降3.3%），其中降幅最大的是俄罗斯（减少410亿立方米）和美国（减少150亿立方米）。
2021年，全球天然气市场受碳中和下能源持续转型、极端天气因素等影响，需求强劲反弹，超过新冠肺炎疫情前水平。而欧洲经历年初低温、夏季高温，叠加经济缓慢复苏，当地天然气需求持续回升。作为全球能源转型的先锋，可再生能源乏力，成为2021年欧洲能源的短板，导致需要天然气来补充发电缺口。同时当地炭价大幅上涨，区域内天然气产量减少，库存降低至历史低位等因素，都进一步加剧了天然气供需的紧张形势。

从产量来看的话，美国是最大的天然气生产国，它的产量约占全球的23.7%；俄罗斯第2，占比16.6%。排名前十的这些国家总占比达72%。美国、俄罗斯虽消费量居前，但是仍有大量天然气可以出口。中国（亚太）、日本（亚太）、英国（欧）、德国（欧）等国家天然气缺口量较大。
全球天然气贸易情况：
可以看到全球天然气事实上存在着区域间的供需不平衡，这也就催生了全球地区间的天然气贸易。

全球来看，液化天然气贸易自2020年起已经多于管道天然气贸易，随着全球 LNG 生产能力和贸易规模的扩大，LNG 贸易的灵活性和流动性将进一步增强，促进市场的再平衡。

天然气贸易的主要流向是独联体国家，非洲以及中东地区向亚太地区与欧洲输送。
天然气生产和消费地理的不均衡决定着其全球贸易格局，独联体、中东地区和非洲是全球前三大天然气出口地区；而亚太和欧洲是天然气净进口地区；北美地区虽然产量和消费量很大，但是在过去的年份基本实现供需平衡，不过近几年美国液化天然气(LNG)出口量增长迅速。
下图单独展示了LNG的贸易情况。

全球天然气三大价格枢纽
全球目前是以北美的Henry hub港口的现货价格、欧洲地区的荷兰TTF价格指数、亚太地区的JKM指数这三大价格指数作为主要的参考。
北美：美国亨利中心天然气价格指数（以下简称HH）的现货价格为北美天然气交易的基准价。
欧洲：荷兰产权转让设施天然气价格指数（以下简称TTF）是欧洲大陆的基准枢纽。
亚太：亚洲地区现货交易流动性的增长使得日韩Japan-Korean Marker（以下简称JKM）价格指数成为亚洲现货市场价格参考基准。

疫情后，全球天然气供不应求，天然气价持续抬升。 自 2021 年初起伦敦 NBP、荷兰 TTF 以及日韩 JKM 三大天然气期货价格指数持续上涨并不断突破新高。2021 年欧洲天然气价的持续上涨主要受到极端天气、可再生能源（如风力）发电量下滑以及俄罗斯向欧洲输气量下滑等方面影响。目前欧洲、亚洲天然气价格与美国天然气价差异较大，带来国际贸易领域机会。
三、中国天然气供需情况与定价机制
中国天然气供需情况
供应端：2021年中国天然气生产量2075.8亿立方米，净进口量1628.8亿立方米，进口依存度44%，总供应量3704.6亿立方米。

进口管道天然气：来自中亚管道天然气为441亿立方米，来自中俄东线的天然气约为100亿立方米（俄罗斯从2021年开始成为仅次于土库曼斯坦的我国第二大管道天然气进口国），其余40多亿立方米来自中缅天然气管道。
进口液化天然气：占比见下图。这些LNG主要通过东部沿海港口的接收站接收。

需求端：2021年全国天然气表观消费量3726亿立方米，同比增长12.7%。
天然气消费结构：天然气消费集中在城镇燃气和工业燃气两大领域，二者在2020年国内天然气消费总量中分别占比38％和36％，同比增长12％和5％；发电用气占比17%，化工用气占比9%。

未来供应增量分析：
国产气：中国天然气探明程度低，增储上产潜力较大。预计2035年中国天然气产量将上升至2500亿～2800亿ｍ3。
进口管道气增量有限：中国管道气依照中俄东线合同约定，到2025年增至380亿ｍ3，届时预计中国进口管道气量将达到817亿ｍ3右，伴随中俄西线贯通，到2035年中国进口管道气量将达到1000亿ｍ3左右。
进口LNG具备充足的接储空间：根据中国在建和拟建接收站统计，从2020年至2025、2035年，中国LNG接收站接收能力预计将从8650万t（即1211亿ｍ3）增长至18030万t（即2524亿ｍ3）、23200万t（即3248亿ｍ3）左右。

未来需求增量分析：
“煤降气升”将继续成为中国能源结构调整的显著特征。“双碳”目标提出前，按照国务院发展研究中心对中国天然气发展趋势的预测，2030年中国天然气消费将达到6022亿ｍ3，2035年将达到7208亿ｍ３；“双碳”目标提出后，2030年天然气预期消费模下调至5500亿～6000亿ｍ3，之后天然气消费稳步增长，2040年前后将进入发展平台期，预计在2040年达到峰值6000亿ｍ3。中国天然气消费增长将以城镇燃气、工业用气、发电用气为主，船舶用气量增速较快(因未来船舶燃料排放标准趋严)，但短期内绝对用气增量有限，长期用气增量将有显著提升。
天然气定价机制：目前中国天然气门站价呈现出政府管控与市场化定价的“双轨制”特征。
2020年《中央定价目录》显示，国产陆上气和2014年底投产的进口管道气门站价由政府管制；海上气、页岩气、LNG、直供用户、2015年投产的进口管道气等门站价由市场形成
在城市燃气终端销售环节，非居民用气和居民用气价格“双轨制”特征也比较明显
《中国天然气发展报告2021》显示，截至2020年，80%的消费气量门站价格由供需双方协商和市场主导形成。完全市场化定价的资源占比，从2015年的不到10%提高到2020年的45%。
2011年，发改委试点推行天然气“市场净回值”定价机制。市场净回值法是以商品的市场价值为基础确定上游供货价格，而商品的市场价值是以其替代品的价格为基础而得出的。对天然气而言，即将其销售价格与由市场竞争形成的可替代能源（如石油、燃料油、清洁能源等）的价格挂钩，在此基础上倒扣管网的运营成本和相关税费后，回推确定天然气各环节价格。该法已在欧洲多国广泛采用。目前，在天然气定价是以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源品种，并按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格。
城市燃气价格分为非居民和居民气价，均受地方政府监管。
非居民用气以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格；居民用气，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。在实际操作中，非居民和居民用气则很难真正联动起来，前者的调价幅度往往高于后者，形成交叉补贴。

天然气产业未能全面市场化，而是处于从政府管制向市场化过渡阶段。因为气价疏导不畅，国产气价格常远低于进口气。目前天然气产业全面市场化已经具备了基础和条件，LNG期货上市将成为全面市场化的标志性事件。
四、相关期货品种联系
原油：EIA 数据显示，2003 年至 2008 年原油和天然气之间存在很强的相关性，但 2009 年至 2020 年之间几乎没有相关性。美国页岩产量的增加为原油和天然气价格脱钩提供了可能的解释，因为天然气是一种区域化产品。然而，由于石油和天然气是彼此的密切替代品，因此可能会再次出现更强的相关性时期。（中阳国际期货）美国是少数几个似乎拥有平衡的基础设施和成熟的石油和天然气市场的国家之一。由于世界其他市场更加依赖石油，石油和天然气之间的真正关系仍然没有定论，有迹象表明石油是驱动因素。
甲醇：我国生产甲醇主要依靠煤制甲醇、焦炉气制甲醇、天然气制甲醇三种工艺。天然气是甲醇的原材之一，天然气制甲醇占比较小（2020年国产甲醇中，天然气制甲醇仅占11.58%），煤炭仍是甲醇主要生产来源。我国天然气价格与国外天然气价格定价机制不同，我国工业天然气偏刚性价格，不易受到国际市场波动影响
玻璃：天然气在玻璃生产中作为燃料之一使用。目前，玻璃产线中有一半使用天然气，以天然气为代表的生产线，其中天然气成本占比达到28%。天然气（燃料）价格上涨推动玻璃生产成本线上移
尿素：我国尿素行业以煤制尿素为主。外盘天然气的大涨，对于国际尿素市场的影响最直接，主要体现在成本端。全球天然气供应紧张的情况下，因国内天然气依赖进口，对于尿素的影响主要体现在为保证民用造成工业用气减少，气头装置停车，日供应量降低。气头尿素产量的季节性波动对国内尿素市场价格影响较大
五、焦点解读：暴涨暴跌的欧天然气价格
事实上，欧洲天然气产能已进入衰竭状态，2021年本土供应大幅减少。2021 年欧洲天然气价的持续上涨主要受到极端天气、可再生能源（风力、水力）发电量下滑以及俄罗斯向欧洲输气量下滑等方面影响。2021 年欧洲天然气库存呈现去库快而补库慢的情况。

挪威、荷兰及英国为欧洲最主要的产气国。IEA 数据显示，2020 年三国天然气产量占OECD欧洲成员国天然气总产量的近90%，其中挪威产量占比近半，英国、荷兰合计占比近 40%。
欧洲能源消费主要依赖进口，一次能源自给率不足40%，对俄罗斯天然气进口依赖程度大，能源结构：欧洲石油和天然气消费占比接近60%。
消费结构：欧盟的天然气需求集中在住宅和工业，二者占比达70%以上。由于住宅消费占比较高，与美国类似，欧盟的天然气消费呈现出显著的季节性特征，冬季的需求最大。

欧洲天然气价格和基准电价呈现出明显的涨跌一致性。
我们可以将它从21年以来的价格变化分成5个阶段。第一阶段是从2021年2月到7月，这个阶段主要是受极端天气的影响。正常来说，4月份起欧洲地区的天然气库已陆续进入补库期，但2021年4月欧洲地区遭遇一波寒潮，对天然气需求造成较大刺激，加上北海地区风力发电的不足，进一步促进了天然气消费。这是第一波上涨，相对来说还算平缓。第二阶段，从21年8月到10月。这个时候俄罗斯就开始对西北欧减少天然气供应了，可以在左上角这张图看到供应量有明显的下滑。同时可再生能源风力、水力的发电量又一次下滑。供需两端共同作用下，欧洲天然气掀起了第一波暴涨的高潮。直到10月份，俄罗斯方面表示拟向欧洲增供天然气，价格压力才得到缓解回落。但是，没过多久，到了11月俄罗斯就又对亚马尔-欧洲输气管道停止输气。叠加天气变冷，取暖需求旺盛。天然气价格掀起了第2波暴涨的狂潮。今年1月到2月下旬是第四阶段。这个时间段俄气的供应量有少量恢复。此外，美国对欧洲LNG出口短暂增加，一定程度上缓解了紧张局面。价格在这个阶段基本上是处于回落的状态。一直到2月末进入第5阶段，北溪2项目被冻结，俄乌又发生地区战争。天然气供应充满了不确定性，价格发生第三次暴涨暴跌。直到现在，这些问题还没有解决。
欧洲天然气困境俨然已经成为了一个政治博弈，俄乌局势将继续给欧洲天然气市场带来持续的不确定性。欧洲短期定会增加进口液化天然气（LNG）以保证欧盟地区的天然气供应量，但是受限于基础建设以及产业链剩余产能的影响，短期部分国家将仍然依赖俄罗斯的进口管道天然气。欧洲现已掀起LNG接收站建设的热潮。
2022年欧洲天然气仍然面临紧缺现状，价格将继续处于高位。而俄罗斯也将改变本国天然气销售策略。将销售中心“向东”倾斜。
六、天然气价格影响因素概述
供给端：
1. 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。
2. LNG贸易将发挥长期调节作用。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。未来美国将为全球提供最大的LNG出口增量。
3. 俄罗斯供应是缓解欧洲气荒的关键。
4. 一般而言，日韩JKM对欧TTF存在溢价。亚洲市场对LNG的依高于欧洲市场，受库存能力以及煤气转化灵活性限制，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，将欧洲赖程度的船货转运至亚洲将会变得有利可图。但俄罗斯减少欧洲市场供给（叠加复杂的俄乌局势影响）改变了这一增量流动局面。
5. 基础设施瓶颈。如果管道和LNG接收站等基础设施建设速度慢于国内天然气需求增速，将直接导致供应不稳定和下游市场价格暴涨的问题。
需求端：
1. 经济复苏叠加全球碳减排，对需求端形成支撑。
2. 极端天气影响：会导致短期供需错配，也可能成为干扰天然气需求的中长期变量。极端天气频发会增加取暖降温等用能需求，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。
政策端：
1. 碳中和背景下，“煤改气”加速能源结构变化，碳交易成本持续上涨，也将助长天然气需求。
2. 更加严格的环保政策。如未来船舶燃料排放标准趋严，船舶用气量增速加快。
国际局势：
1. 俄乌局势影响。对全球能源市场带来很大变数。