以天然气为源头 引发全球能源市场的震荡 这种模式未来可能会更频繁的上演
本刊记者/霍思伊
发于2021.11.15总第1020期《中国新闻周刊》
自2021年年初以来，整个欧洲的天然气批发价格已飙升至2019年的近五倍。根据可追溯到 2010 年的记录，英国9月的平均电价达到了189.1英镑/兆瓦时，是自2010年以来的最高纪录，几乎是往年同期的三倍以上。中国的 “煤荒”进一步抬升了全球动力煤价格。布伦特原油在10月下旬突破了85美元/桶的门槛，处于七年来的最高水平，自年初算起，迄今涨幅已超过50％，高盛表示，这是石油行业多年“结构性牛市”的开始。
相对于中国以煤炭作为基础能源，欧洲对石化燃料的依赖度方面，天然气的消费占比远远高于煤炭。
面对气荒、煤荒、油荒、电荒，以及由全球能源价格飙升所加剧的全球性通货膨胀，很多专家认为，一场全球能源危机正在形成。但牛津能源研究所能源转型研究项目主任詹姆斯·亨德森对《中国新闻周刊》说，当下全球能源市场的震荡，不能算作危机，只是“市场对一系列因素的重大反应，这些因素同时出现，造成了某种短缺。”
10月13日，一艘从美国出发的LNG船抵达浙江新奥舟山LNG接收站码头。图/中新
相互交织的全球能源市场
欧洲的天然气价格从2020年6月就开始上涨，经历了2021年1月的冬季高峰后，根据天然气价格的周期规律，会在每年的5~6月间回落到低点，但在今年却一路上扬。到了6月初，作为欧洲天然气基准价格的荷兰TTF中心价格已经达到了25欧元/兆瓦时，往年只有5欧元/兆瓦时左右。
根据国际天然气协会的《第三季度国际天然气价格报告》，今年前九个月，欧洲天然气现货价格的涨幅达到了357％，在第三季度，欧洲天然气价格就增长了 2.5倍。欧洲的天然气市场成为全球能源震荡的中心。专家分析，供需失衡是直接的诱因。
从供给侧来看，2021年叠加了很多不利因素，首先是特殊的天气。埃信华迈（IHS Markit）大中华区天然气研究副总监卢潇对《中国新闻周刊》分析，去年欧洲冬季寒冷漫长，低温持续到今年5月，采暖用气比往年多，消耗了很多库存。同时，受亚洲市场的激烈竞争影响，欧洲5月中下旬才开始往储气库大规模注气，比往年晚了1个多月。中日韩等国疯狂补气，与亚洲各国的能源结构以及强劲的经济复苏需求有关。
国际天然气协会的报告指出，亚洲吸收了全球液化天然气出口总量的 70％以上，造成4、5月给欧洲的交货放缓，6月以后的进口一直在下滑。
欧盟四分之三的天然气消费依赖于从挪威与俄罗斯的进口。路孚特电力与碳首席分析师秦炎对《中国新闻周刊》指出，欧洲今年自身的产气量下降，挪威后劲不足，俄罗斯对欧洲大陆的天然气供应缩减，也不像过去那样灵活，最后欧洲只能更多地依赖进口LNG（液化天然气），欧洲的买家需要出价更高与亚洲抢货，因此，在供需紧张的情况下，亚洲LNG现货的高价进一步刺激了欧洲天然气价格，补库失败又加剧了市场的恐慌心理，进一步抬高价格。
国家能源专家咨询委员会委员、中化集团经济技术研究中心首席研究员王能全认为，在需求侧，今年有两个“预料之外”：一是欧洲夏季的风和雨水都比往年少，二是世界经济复苏的程度。
欧盟统计局的数据显示，欧洲2020年可再生能源发电量占比已经达到了38％，首次超过化石能源。但从2021年初以来，欧洲长时间海上风速大降，风力发电骤降。全球离岸风电巨头丹麦沃旭能源（Ørsted）表示,今年4至6月的风速“远低于正常值”，位列二十多年里最糟糕的三个季度之一。可再生“不给力”，欧洲大部分国家退煤步伐又很快，于是天然气在能源结构中的重要性得以凸显。目前，天然气约占欧盟总能源消耗的四分之一。
另一方面，全球经济复苏的速度超过预期，尤其是在亚洲，带来对能源需求的强劲增长。国际货币基金组织预计，2021 年全球经济将增长 6％，足以弥补 2020 年 3.5％ 的下降。但即便如此，如果仅从供需来看，实际缺口还不足以解释当下“史无前例”的天然气高价。
周大地是国家发改委能源研究所原所长、中国能源研究会副理事长，他对《中国新闻周刊》分析，新冠疫情发生两年以来，美国等国带头大规模发行货币，但生产活动没有跟上，全球范围内的通货膨胀，首先就表现在大宗商品价格上涨，从粮食、钢铁到石油、天然气等领域都受到影响，能源领域尤甚。
他还指出，天然气、石油等能源价格的定价机制是期货引导现货，市场投机行为很多，实际上变成了一个金融市场。在这轮暴涨中，对未来市场的恐慌性“预期”明显放大了供需之间趋势性变化的幅度。比如，对天然气的需求增长2％，但体现在价格上可能会上涨20％~30％。总之，天然气高价在部分程度上是被“炒”起来的。
秦炎也观察到，这一轮全球天然气价格涨幅的1/3都和期货期权这种金融衍生品的交易有关。她所在的路孚特在伦敦证券交易所集团旗下，是全球最大的金融市场数据提供商。秦炎发现，10月初，欧洲TTF（荷兰天然气虚拟交易中心）价格“一下子”涨到100欧元/兆瓦时以上，就是因为大型投资机构的投机仓位多，动辄上亿，这些期货期权的投资组合放大了市场的波动。
以全球天然气价格暴涨为开端，引发了一系列能源价格和电价的上涨，这一切不是单线的，而是相互交织的。首先是欧洲风电的减少引起的电荒与电价高企。同时，拥有世界上最大碳排放交易体系（ETS）的欧盟今年收紧了许可证的交易，从而推高碳排放的价格。发电厂因此倾向于选择碳排放相对少的天然气，而不是煤炭，随之抬升天然气价格。而随着天然气价格的暴涨，发电厂又退而选择烧煤，这又进一步加剧了碳价的上涨。
在欧洲碳价与天然气价格同步飙升之际，全球煤炭和石油的价格也在上涨。
10月上旬，中国动力煤期货每吨最高至约1700元，创历史新高。而太平洋另一侧的美国今年来的煤炭价格涨幅达到400％。由于天然气价格过高，美国已经重启煤炭发电厂。彭博社数据显示，美国电力生产商今年的煤炭消耗量预计将增加19％，而美国煤炭供应在冬季来临前将处于20年低点，2022年生产的全部煤炭几乎已经被预定售出。此外，欧洲ARA三港动力煤价格也从年初的67美元/吨涨到10月中旬的268.5 美元/吨。
天然气的全球化
西班牙副总理兼生态转型部长特蕾莎·里贝拉将当下比作1970 年代的石油危机。但和历史上的几次能源危机相比，这一轮全球能源价格暴涨首先发生在天然气市场，而非石油市场。在9月时，媒体更喜欢用“天然气危机”来形容正在发生的一切。
大卫·法伊夫曾是国际能源署的石油市场部门负责人，目前是国际能源及大宗商品价格评估机构阿格斯的首席经济学家。他对《中国新闻周刊》分析，过去，石油市场的波动比天然气和煤炭市场更明显，后两者对本地或区域供应的依赖程度更高。然而，随着液化天然气贸易份额的上升，天然气市场也逐渐全球化。在卢潇看来，天然气市场的全球化，主要是因为2017年以来LNG贸易量的上涨，其中最大的增量来自中国。
中国2017年开始实行“煤改气”政策后，迅速开启了疯狂LNG进口之路。当年LNG进口量就达到了3800万吨左右，占全国天然气总进口量的一半，比上年增长了50％以上。2017年9月，中国超过韩国成为世界第二大液化天然气进口国，排在第一位的是日本。此后，中国LNG进口增速连续夺得全球第一，到2021年第二季度，中国超越日本，成为全球最大的LNG进口国。
2020年，中国天然气消费量接近3300亿立方米，相当于欧洲消费总量的六成以上，仅次于天然气管网高度发达的美国和天然气资源大国俄罗斯，位居世界第三位。卢潇指出，中国天然气的需求快速增长，对整个天然气市场的供应体系和价格都形成压力。
中国的天然气需求有很强的的季节性，近年的新增主要来自其华北地区“煤改气”后的冬季采暖供气需求，有两个因素会影响可能的缺口：一是中俄天然气管道东线未来在多大程度上可以满足华北需求，2018年中俄签署的30年合同规定输气量是逐年增加的，经过数年才能达到每年380亿立方米。二是中国的储气能力。
中国当下的储气能力和发达国家相比仍有很大差距。卢潇介绍，中国今年的天然气需求量大约在3700亿立方米，但地下储气库的调峰能力目前只有约160亿立方米，占总需求的4％~5％，而欧洲的地下储气工作气量能占20％以上，美国也有16％，因此“中国的调峰能力远低于发达市场，因此冬季保供很被动，被迫大量季节性采购LNG”。
2018年以来，中国进入储气库建设高峰，“三桶油”纷纷加大布局，就在2021年10月18日，中石化建设的卫11储气库开始注气，标志着华北最大地下储气库群建成投产，总库容可以达到100.3亿立方米。中石油计划到 2030 年新建 23 座地下储气库。
不过，卢潇也强调，中国未来会增加储气的布局，但短期对于减少对全球天然气市场价格波动的影响，起到的作用也是有限的，因为国内天然气的需求也在不断增加，“二者是不断追赶的状态。”他说。
王能全分析，目前，天然气市场的全球化还处于第一阶段，全球LNG交易量刚超过管道气。随着全球化趋势的加剧，未来，天然气市场、石油市场和煤炭市场之间的联动，可能会出现一些新的情况。“比如以天然气为源头，引发全球能源市场的震荡，这种模式未来可能会更频繁地上演。”王能全说。
能源系统“房间里的大象”
随着全球天然气产量的激增，到了2019年，IEA（国际能源署）执行董事法提赫·比罗尔公开称，天然气和液化天然气已提前进入黄金时代。但两年以后，IEA却在2021年5月发布的《2050年净零排放路线图》中写道，为了在2050年实现净零排放并确保全球气候变化控制在1.5℃之内，除了截至 2021 年已经承诺的项目之外，不应再批准开任何新的油气田。
IEA对天然气态度的巨大转向，揭示出近两年全球能源转型背后的理念变化：对可再生能源的信心和对气候变化的恐惧。
2019年以来，各国的能源转型进入深水区。目前，全球已有40多个国家政府承诺到2050年实现净零目标，欧盟2020年更新了自己的减排目标，要求到2030年将温室气体排放量与1990年相比至少减少55％，上调了此前设定的目标是40％，且计划到2030年将可再生能源份额提至40％。
这种政策导致各国将天然气、煤炭与石油共同列为可再生能源的对立面，成为加速退出的对象。在气候变化的总目标下，人们渐渐忽视了天然气。
10月7日，在英国芬斯坦顿的一处油库，政府部门部署了一支应急油罐车队，以缓解燃料危机。图/视觉中国
卓尔德环境研究（北京）中心主任兼德国能源转型智库高级顾问张树伟对《中国新闻周刊》说，未来，天然气的重要性会不断上升。从短期来看，电力部门中，只有天然气可以更好地与风光匹配，欧洲等国退煤之后，风光缺乏时，天然气必须跟上，没有其他替代品。
燃气机组启停灵活，冷启动时间仅为燃煤电厂的几十分之一，可以实现分钟级的响应，更适合电网短时间内的负荷变化，且成本较低，因而是电网调峰的更优选择。
更糟糕的是，如果没有足够的天然气，只能转向煤炭。英国的一家大型煤电厂今年已经连续60多天为电网供电，2020年同期，只活跃了四天。大宗商品信息服务商ICIS在近期的一份报告中指出，“昂贵的天然气+不稳定的可再生能源”的组合正在加剧欧洲对高排放煤电的依赖。
那么，未来是否是下一个天然气“黄金十年”？
专家普遍认为，从全球来看，天然气作为重要的“过渡能源”还会存在很长一段时间，这个阶段是能源结构转型中难以跨越的。但对其在能源结构中的占比趋势，还很难预测。
在谈论天然气的未来时，早在2018年，能源研究所（EI）主席Malcolm Brinded就说过一句颇具意味的话：“全球能源系统的房间里有一头大象，它叫天然气。”
能源转型过于激进？
全球能源市场震荡已经引发了一场更为广泛的讨论：当下的供需失衡是否可以归咎于此前的能源转型过于激进？
阿格斯首席经济学家大卫·法伊夫对《中国新闻周刊》说，“这里有多个驱动因素在起作用，其中一些可能是暂时的，由意外的极端天气和全球新冠大流行造成；另一些突出了能源供应链中更长期和更持久的结构性瓶颈，部分原因是对传统能源和基础设施的投资不足。”
埃信华迈能源上游研究总监朱坤锋对《中国新闻周刊》指出，2014年油价暴跌之后，整个石油行业对上游的投资开始减少。2020年，全球几大主要石油公司都制定了自己的能源转型策略，并调整了资产组合。无论是国际组织、行业协会，还是石油行业的投资者在这一年“突然”都形成共识：可再生能源必须成为公司战略的更重要组成，这种共识促使传统石油企业的转型加速。
长期研究大型石油公司战略的朱坤锋分析，全球石油公司目前可以分为三类，第一类是“激进派”，比如英国石油公司（BP），明确提出上游产能未来要削减40％，不再进入新的国家投资上游项目。第二类是埃克森美孚、雪佛龙这种转型相对慢的美国公司。这类企业对转型的基本判断是未来油气的需求还会持续，因此目前在转型的投资主要集中于CCUS（碳捕获、利用和封存技术）技术的研发。
第三类则是更为多数的“中间派”，以壳牌和道达尔能源为代表，没有贸然大举进入新能源，而是“两手抓”，主要通过对上游资产组合的优化来支撑转型，比如增加天然气的投资比重，向利润率更高的资产组分倾斜投资，或卖掉部分排放“大户”资产。壳牌此前就称自己不再是一个石油公司，而是天然气公司。“但即使资产组合中传统能源的利润很好，也不可能完全回到以前的运营模式，未来，能源转型的战略性方向是不会变的。”朱坤锋说。
当下，全球能源结构仍以化石能源为主。2020年，煤炭、石油和天然气在全球能源供应中占80％，欧盟约四成的电力消费来自于天然气和煤炭。伍德麦肯兹的数据显示，全球对化石能源上游投资，从2014年近1万亿美元的峰值，到2021年已降至不到4000亿美元。2021年，全球油气勘探开发低迷，投资仅为约3100亿美元，较2019年水平下降30％。国际评级机构穆迪认为，这一数字须达到5400亿美元，才足以应对未来几年可能出现的能源不足。
美国哥伦比亚大学全球能源政策中心高级研究员、欧洲能源智库Agora能源转型论坛高级顾问涂建军说，“实事求是地说，无论欧洲还是中国，前几年在去化石能源问题上，步子确实迈得比较快，有些手段可能比较生硬。实际上，如果能源转型做得好，天然气就不会那么重要，协调工作做得不好，反而强化了天然气在能源转型中的重要性。”他说。
牛津能源研究所（OIES）能源转型研究项目主任詹姆斯·亨德森对《中国新闻周刊》说：许多政府只是在谈论尽快从能源结构中去除化石能源，并尽可能多投资于可再生能源。“他们忘记的是，这不是一个开关，你按一下就行，这将是一个持续数十年的过程。”亨德森说。
涂建军指出，经过这一次教训，未来各国的能源政策应该会更平衡一些。
更加韧性的能源系统
“能源贫困”成为近几个月欧洲的最“热”话题。从8月开始，西班牙马德里的抗议者们每个月都要走上街头控诉无法支付的账单。
法国已承诺设置价格上限，并计划向贫困家庭提供每人100欧元的电费补贴。西班牙削减了电税，并将超过26亿欧元的能源公司利润转移给消费者。欧洲大多数国家正使用减税、补贴等紧急措施以保护被电费账单困扰的“最脆弱的人群”。但这些都是短期措施。
英国和西班牙这一轮的电价涨幅最大，前者的供电有接近四成来自天然气，后者可再生发电比例非常高，2020年已经达到了53％。所以西班牙近年来一直在抨击欧洲电力市场的设计，或者说，以边际成本为基础的定价机制。
关于定价问题，秦炎解释，一般认为，可再生能源的度电成本接近于零，但可再生能源的波动性大于化石能源，随着它大规模并网后，为了满足系统对灵活性的更高要求，就需要额外的资源投入，比如火电备用机组、电池储能能力、调峰和电网灵活性改造等设施，这些都属于可再生能源发电的“系统成本”，但现有的定价机制无法反映。
实际上，早在今年年初，欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）就发布了《2030年欧洲电力市场设计方案》，指出当前的欧洲电力市场需要重新设计，否则不足以适应2030年及之后的能源转型。
秦炎表示，这一次的天然气价格暴涨带动电价的飙升，让各国开始反思，当达到这个临界点的时候，整个电力系统的设计、边际成本定价机制是否需要重新调整，以更好地适应可再生能源为主导的电力系统。
在涂建军看来，间歇性可再生能源的大规模并网需要系统性的中长期解决方案。换句话说，短期内如果没有一个前瞻性的新型电力系统建设的理论框架和行动方案，可能会给经济、政治还有系统稳定性方面带来一些挑战。
稳定而灵活的电力系统，是大的能源系统的一部分。张树伟把最近的价格暴涨，视为“对能源系统与社会弹性的一次压力测试”。
进入11月，世界离冬天越来越近。但10月底以来，全球能源价格开始有缓慢的跌势，因为近期的预测显示，欧美可能迎来一个“比正常温度略高一些”的暖冬，这是拉尼娜带来的，在中国，它却带来了今年的第一场全国性寒潮和第一场雪。
秦炎分析，10月中旬以来的整体看跌趋势，主要是由于气象预报认为今年冬季会“偏暖”，缓解了市场的紧张情绪。市场也逐渐趋于理性，因为“一些炒家没了”。
但还存在一些不确定性。比如，俄罗斯的任何表态都会造成欧洲天然气市场的短期波动。10月底的最大下跌源于普京承诺在11月8日前为欧洲额外增加天然气供应，但几天前俄罗斯输入欧洲的天然气“倒流”，转而从德国向东流向波兰，让TTF期货价格再次反弹。
专家指出，关键还是要“看天”，如果今年是冷冬，天然气价格会继续上涨，上涨到何种程度很难预测，如果是暖冬，可能会维持小幅下跌，但由于供需偏紧，预计整个冬天仍会在高位，转折点会出现2022年4月，也就是供暖季结束以后。
分析机构普遍认为，由于长期的结构性供需矛盾，至少到 2022 年中期之前，当下的“能源牛市”仍有更大的运行空间，高盛仍预测油价可能突破每桶100美元。法伊夫指出，在某种程度上，市场波动是必然会发生的，而且无法避免。在能源转型期间，这将是一个长期的过程。
