鲁达 财联社10月6日讯，天然气价格再度暴涨，荷兰TTF天然气期货收涨22%，报117.945欧元。去年此时，该品种价格还在15欧元附近震荡。
与此同时，美国天然气期货隔夜收涨近10%，也再次刷新了高点。
国际供应链所出现的紧张局面，已经给全球多个国家和地区带来严重的威胁。尤其是欧洲，除了要面对国际商品供应链的严峻考验外，还将面临能源危机的威胁。据欧洲天然气基础设施组织（GIE）数据，今年9月底，欧洲天然气库存仅为总储存能力的75%，远不及近5年的同期平均值（89%），库存量比平时下降16%。
欧洲当地时间4日，“北溪2号”管线开始注气。但是远水难解近渴，从注气到填满之后还要经历多个方面的技术测试。法兴银行认为，在其正式投入使用之前，监管部门的审批过程可能会很漫长，预计需要四个月。
更为重要的是，美国在旁虎视眈眈。在“北溪2号”天然气管道项目营运商宣布开始注气的同时，美国国务院发言人普莱斯表示：“我们仍然反对这条油管，我们依旧认为这是俄罗斯地缘政治的计划，我们会继续定期评估，并援引与评估结果一致的法律应对。”
这意味着，天然气在2021年的冬季会掀起一把热议的“火”，但是全球将面临着气候和天然气价格的双重“严冬”。
中国天然气对外依存度高，供需缺口不断扩大
随着世界各国的经济开始复苏，天然气供应缺口也一直在扩大，许多国家的天然气库存“告急”。据了解，欧亚多国目前进入LNG争夺战，但是俄罗斯天然气工业股份公司没有增加出口。
从供应角度来看，全球天然气产能并未因需求骤增而显著扩大。一方面，天然气领域长期投资不足，对企业扩大天然气产能形成制约。另一方面，一些有扩产潜力的出口方由于某些原因不愿增加供应。自2020年初以来，除了卡塔尔的大规模扩张外，几乎没有新的液化天然气出口项目得到批准
2020年，中国天然气对外依存度高达43%。在今年全球天然气价格攀升期间，中国液化气价格也从年初的3000飙升至近期的6000附近。
根据海关数据显示，2020年我国天然气进口量达到了10166.1万吨，进口金额达到了2314.9亿元，液化天然气的主要进口国为澳大利亚、卡塔尔，进口管道气主要来源于土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、俄罗斯。
据天风证券研究报告，2021年上半年，国内天然气需求在“碳中和”和“煤改气”背景下快速增长，总表观消费量达到1851亿方，同比增幅16%。2011—2020年，在天然气市场需求复合增速达10.6%的情形下，国内天然气产量的复合增速仅为7.0%，导致国内天然气供需缺口不断扩大。侧面印证我国天然气的对外依存度高，也意味着国内扩产迫在眉睫。
国际气价高涨抬升中国进口成本，上游盈利弹性较大
国际天然气的走高持续抬升，会提高中国LNG进口成本，进而将价格传导至国内整个天然气行业。国际气价对中国LNG进口成本，具体可拆分为现货价格和长协价格。
以2020年为例，全年我国LNG现货进口量2717万吨，约计380亿方，占LNG进口量的 40.5%，剩余气量以长协形式进口。价格层面， 现货价格可参考JKM，长协价格与油价挂钩，可参考JCC。2021年上半年中国LNG现货价及长协挂钩的JCC均呈持续增长的趋势，带动综合进口成本持续抬升。根据海关数据，6月我国LNG平均进口价格为446美元/吨，换算后约为2899元/吨，同比增长37%。
机构称，本轮LNG涨价较为特殊，淡季涨价、全球共振、涨幅较大，中短期供暖季及前期补库阶段价格仍存支撑，中长期LNG市场价中枢或将上移。由于商业模式存在巨大差异，LNG涨价对于产业链的不同环节而言，影响具有一定的差异性。
1）对于上游气源标的而言，LNG大幅涨价或将带动售价端平均价格走高，但成本端相对固定。以煤层气开采商亚美能源为例， 收入端来看，在LNG价格上涨的驱动下，上半年潘庄区块单位售价同比增加15.5%，下半年在价格持续走高的驱动下，公司平均售价有望继续抬升。而 成本端，随着气量规模的持续扩大，单位经营成本不断优化，上半年潘庄、马必区块单位成本相较20年全年分别下降0.05和0.24元/方。因此，气源标的盈利能力有望在涨价大背景下持续走高，
2）对于中游贸易商而言，销售端价格或受LNG价格走高带动而持续走高，但由于此次涨价海内外共振，成本端进气价格也受到了一定程度的影响。就上半年来看，LNG贸易商的盈利能力受到一定的压制。但下半年看，售价端价格锚定LNG市场价持续上涨，成本端长协占比提升，涨幅较为温和，因此边际上看毛差有望改善。
3）对于下游城市燃气标的而言，LNG涨价或抬升进气成本，从而对售气毛差产生压制。以新奥能源及深圳燃气为例，新奥能源上半年毛差同比下滑了0.05元，深圳燃气售气业务毛利率同比下滑近10个百分点。因此，中短期LNG涨价对于下游城燃而言压力较大，中长期看，在LNG中枢上移趋势下，一体化、需求规模大的城燃标的具备长期毛差稳定的优势。