核心观点

天然气涨价对于欧洲和中国的用气成本、通胀压力影响一样大吗？

先说结论：不一样。

欧洲电、气、煤、碳的高度市场化和高度联动，整个体系非常容易受到天气等外生偶发因素影响。同时，欧洲天然气定价高度挂钩TTF，容易巨幅波动，进而影响整个社会用能成本。

中国目前仍然是管道气、LNG双轨定价。与JKM挂钩的部分不到国内天然气总消费量的3%。以中石油定价体系为例，主体气源价格不受JKM等海外气价的影响。

中国能源品市场化推进到什么程度为宜？是否要形成类似欧洲的、气、煤、碳高度联动的市场结构？如何平衡市场化和保民生社会稳定？需要且行且思。

风险提示：能源品涨价过快压制下游需求的风险；天然气定价体系僵化，导致国企承担亏损的风险；天然气定价过度市场化，导致价格巨幅波动，加大国内整体用能成本和通胀压力的风险。

1. TTF和JKM都大涨了，对欧洲和对中国的影响一样吗？

今年秋天，天然气价格大涨，欧洲TTF和亚太JKM一度都出现30美金/Mmbtu以上的价格，但这对于欧洲和中国的用气成本、通胀压力影响一样大吗？

欧洲的天然气和煤炭需求具有高度外生性（总电力需求-可再生出力），也就是说需求和价格之间缺乏反馈机制。也就解释了为什么2021年欧洲能源品价格暴涨——在2021年前三季度，欧洲电力需求受宏观经济恢复、和冷冬天气拉动增长超预期；同时风电出力不好（欧洲可再生能源以风电为主、光伏较少），倒逼天然气和煤炭需求大增。而能源供给紧张时期，碳交易价格大涨是必然的，这一因素又拉开了天然气和煤炭的比价关系，使得天然气成为这一轮能源品涨价的绝对龙头。

欧洲“能源危机”给我们带来的反思：欧洲电、气、煤、碳的高度市场化和高度联动，在某种意义上相当于把定价权交给了外部因素，比如天气。我们讲的“市场化”，题中应有之义是价格和供需的良好互动，价格才能成为调节供需的信号。但是对于电力以及发电用的天然气和煤炭，需求刚性很强、且容易受到天气等外部偶发因素影响。想让价格去调节供需，结果就是价格的巨幅波动。

反观中国：中国的天然气市场化尚未形成，目前仍然是管道气、LNG双轨定价。与JKM挂钩的部分不到国内天然气总消费量的3%。以中石油定价体系为例，保供期平均涨价幅度也就在20%左右。JKM大涨造成的社会用能成本增加并不明显。国内今冬天然气保供提的最多的一个词是“压非保民”，就是压非居民比如化工、工业需求，保障民生需求。可能显得简单直接，但是不失为可以接受的手段。

2. 欧洲“电、气、煤、碳”四个市场高度联动

2.1 欧洲电力完成了市场化进程

德国、奥地利和法国是西欧最先开始进行电力市场改革的国家。在经历从独立分割的电力市场到跨国耦合后，欧洲逐渐形成了覆盖23个国家的统一电力市场。目前欧洲范围内最大的电力交易所EEX及其子公司EPEX SPOT是德法两国及周边国家的主要电力交易场所，分别负责电力期货交易和现货交易。

从欧洲一次能源结构来看，化石能源仍然是主体，其中占比最高的原油占36%，其次就是天然气占24%。

从欧洲发电能源结构来看，非化石能源（包括风、光、核、水、生物质等）已经占据一半以上；化石能源占比40%左右。这40%中，气和煤大约各一半（2017年IEA数据）。

非化石能源发电由于其高资本开支、高沉没成本、低边际成本的特征，同时具有易受天气等偶发因素影响的特征。尤其是风电、光伏的出力情况，就成了影响电价的重要外生变量。而天然气和煤炭的需求量，由电力需求和可再生能源出力情况外生决定。而两者如何切分市场，就取决于二者价格和碳价之间的关系。

2.2 欧洲天然气已高度市场化

全球天然气市场经历了从“固定价格”向“挂钩油价”向“挂钩气价”转变的过程，欧洲也是类似。1996年英国率先完成天然气市场化改革，建立起了国家虚拟平衡点（NBP）并逐步发展为区域基准价格，后来陆续打造了荷兰TTF、德国GPL等十余个天然气交易枢纽。目前TTF是最主流的LNG贸易进入挂靠枢纽气价的气-气竞争时代。2019年，欧洲LNG进口中与油价挂钩占比32%，气-气竞争占比68%。随着历史合约到期，欧洲更加侧重签署气-气竞争长协，使用与油价挂钩定价的LNG合同量还将进一步下降。

2.3 欧洲四大市场高度联动——电、气、煤、碳

我们分别用EPEX、TTF、纽卡斯尔、ETS表征上述四者价格。

在欧洲碳交易市场还不成熟、碳价还比较低的时期，一度出现过气电厂受不了高气价难以生存的情况。比如2013年，EON公司决定关闭旗下一个位于德国南部巴伐利亚的天然气发电站，原因是严重亏损。当时天然气处在高位，但煤炭价格却十分低廉，严重挤压了欧洲天然气发电站的利润空间；而且当时碳交易市场十分不景气，这也令天然气发电的优势难以体现。即，煤电联动、气电脱钩。

2019年之后，欧洲碳交易市场的配额政策进行了更新，解决了配额过剩的情况。自此，碳价有效的将电、气、煤这三者紧密连接起来，形成了上面图2中四大市场的联动关系。

3. 中国天然气市场改革在中途

3.1 中国天然气一次能源占比较低，且下游结构工业多、民生少

中国和欧洲相比，天然气在整个能源体系中的地位，有两方面区别：中国和欧洲相比，天然气在整个能源体系中的地位，有两方面区别：

一是，中国天然气占一次能源比例仍然比较低，目前8%左右。煤炭仍然占一次能源比例超过50%。所以对于中国总体能源成本而言，关键因素是煤炭价格，以及煤炭价格对电价的传导能力，天然气价格的重要性有限。

二是，中国天然气下游结构中，工业+化工领域占比超过50%；城燃和发电等民生领域占比不到一半。天然气涨价会在一定程度上影响部分工业品成本，对民生领域的影响有限。

3.2 中国天然气定价方式中，挂钩JKM的并不多

我国天然气定价体系正在推进市场化过程中，目前静态来看，仍然是管道气、LNG两套相对独立的定价体系。

管道气包括国产气和进口管道气，定价以固定+浮动为主；

LNG包括进口LNG和液化工厂的LNG，以市场化为主。

中国天然气消费结构中，进口LNG占比约29%。我国进口LNG气源的定价，目前仍以挂钩油价为主。2021 年我国在执行 LNG 进口长协中，与油价挂钩占比超过90%。与气价挂钩的不到10%，且并不全是JKM，也有部分新签合同可能与HH挂钩。如此算来，直接与JKM挂钩的进口气占国内天然气消费总量不足3%。

3.3 看实际操作过程中，天然气产业链如何完成涨价传导

以中国石油为例，冬季保供期的涨价规则，合同内气量分三档：居民气上浮5%；均衡量一（常规资源为主）上浮20%；均衡量二（LNG以及页岩气等非常规资源）上浮30~47%。合同外的气量属于现货代采，定价可参照交易中心价格，即不受涨幅限制。可以简单视作保供期实际涨幅在20%左右。JKM大涨造成的社会用能成本增加并不明显。

国内今冬天然气保供提的最多的一个词是“压非保民”，就是压非居民比如化工、工业需求，保障民生需求。可能显得简单直接，但是不失为可以接受的手段。

中国能源品市场化推进到什么程度为宜？是否要形成欧洲那种电、气、煤、碳高度联动的市场结构？如何平衡市场化和保民生社会稳定？需要且行且思。

4. 风险提示

能源品涨价过快压制下游需求的风险；

天然气定价体系僵化，导致国企承担亏损的风险；

天然气定价过度市场化，导致价格巨幅波动，加大国内整体用能成本和通胀压力的风险。