一、天然气价格为何忽高忽低？
过去三年，欧洲TTF现货价从每兆瓦时20欧元飙升至最高340欧元，又迅速回落至40欧元区间。驱动因素可以拆成三条主线：
- 地缘冲突：俄乌战争导致俄气对欧管道流量骤降九成，欧洲被迫转向现货LNG，推高了全球溢价。
- 极端天气：2022年北半球酷暑与2023年暖冬交替出现，库存提前拉满或紧急补库，放大价格波动。
- 金融溢价：对冲基金在2022年三季度集中做多TTF，持仓量一度占未平仓合约的38%，投机盘放大了基本面缺口。
二、未来五年全球供需缺口到底有多大？
IEA与Rystad给出两套数据，看似矛盾，实则口径不同。
2.1 IEA基线：2028年过剩400亿立方米
IEA假设全球GDP年均增长2.6%，中国天然气需求年增3%，欧洲年降1.5%，则2028年全球LNG液化能力较需求多出一条年产1400万吨的生产线。
2.2 Rystad激进：2027年缺口900亿立方米
Rystad把亚洲新兴经济体煤改气进度提前一年，并下调美国新增液化项目投产率至65%，结论截然不同。
谁更可信？取决于美国项目FID（最终投资决定）能否按期落地。目前美国待建液化产能中，只有Calcasieu Pass二期与Plaquemines一期已拿到EPC合同，其余仍卡在环保诉讼。
三、中国需求还会爆发式增长吗？
2023年中国表观消费量3640亿立方米，同比反弹7.6%，但较2019—2021年均速放缓一半。
3.1 工业燃料：边际增量有限
钢铁、陶瓷、玻璃三大用气行业开工率已接近85%，继续以气代煤受制于成本。按照当前4500元/吨的焦煤与3.5元/方的管道气比价，只有当气价跌破2.8元/方，经济性才重新占优。
3.2 发电领域：调峰角色明确
到2025年，全国燃气发电装机将突破1.4亿千瓦，但年利用小时数被新能源压缩至2500小时以下，用气量仅比2023年增加120亿立方米。
3.3 城市燃气：人口与价格双约束
城镇化率已接近66%，新增居民接驳数逐年递减；同时居民阶梯气价改革进入深水区，若第三档价格上调20%，可抑制5%的季节峰谷差。
四、欧洲摆脱俄气后，全球贸易流向如何重塑？
2021年欧洲进口俄气1550亿立方米，2023年降至140亿立方米，缺口由三大来源填补：
- 美国LNG：2023年对欧出口量首次突破600亿立方米，占美总出口量67%。
- 卡塔尔长约重启：2024—2027年将有合计2200万吨/年的新长约启动，其中70%目的地为欧洲。
- 中国转售：2023年中国买家转售LNG现货140船，约100亿立方米，主要流向欧洲与南亚。
贸易路径平均运距因此拉长2300海里，直接推高运费。2024年一艘17.4万方LNG船日租金已升至18万美元，较疫情前翻倍。
五、美国LNG真能无限增产吗？
美国本土48州干气产量在2023年11月首次突破1050亿立方英尺/日，但瓶颈在液化端而非井口。
5.1 环保诉讼
Calcasieu Pass二期因湿地保护问题被地方法院叫停，项目方已上诉至第五巡回法院，若败诉将推迟至2027年后投产。
5.2 劳动力短缺
美国海湾地区熟练焊工缺口约1.2万人，导致模块化建造周期从24个月拉长至30个月。
5.3 融资收紧
2023年四季度，美国银行对未签约LNG项目的开发贷利率已升至SOFR+450bp，较2022年初上浮200个基点。
六、价格中枢会回到“便宜气”时代吗？
答案是否定的。即使2025年后全球供应宽松，边际成本已结构性抬升：
- 美国二叠纪盆地盈亏平衡井口气价从2020年的1.8美元/MMBtu升至2024年的2.9美元/MMBtu。
- 卡塔尔North Field East扩建项目完全成本约4.2美元/MMBtu，较2010年RasGas项目高出一倍。
- 欧洲碳价若维持70欧元/吨以上，将为气电提供长期溢价。
综合多家投行模型，2025—2029年TTF远期曲线中枢落在55—65欧元/MWh，对应亚洲JKM约12—14美元/MMBtu，比2016—2020年均值高40%—60%。
七、企业如何对冲未来五年的价格波动？
对于年用气量超过1亿立方米的大型工业用户，可采取“三锁”策略：
- 锁量：与上游签订“照付不议”长约，覆盖基础负荷70%。
- 锁价：通过JKM/TTF掉期将浮动价转为固定价，期限不超过三年，避免远期曲线失真。
- 锁汇：若采购美元计价LNG，同步买入美元兑人民币远期合约，对冲汇率敞口。
中小用户则可借助交易所推出的“天然气价差期权”，以较低权利金锁定极端行情下的采购成本。
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