创出多个纪录的2021年世界天然气市场

天然气是2021年全球能源市场的热点,可以说2021年是全球能源市场的天然气年,欧洲的能源危机由天然气引发,天然气是俄罗斯与欧洲复杂关系的焦点,

天然气是2021年全球能源市场的热点,可以说2021年是全球能源市场的天然气年,欧洲的能源危机由天然气引发,天然气是俄罗斯与欧洲复杂关系的焦点,全球性的气候热潮与能源转型使得天然气成了香饽饽,从而使得2021年世界天然气市场创下了多项纪录。依据国际能源署2022年1月发布的《2022年第一季度天然气市场报告》,本文将对2021年的世界天然气市场,尤其是液化天然气市场进行回顾与总结,以便对2021年大热的全球天然气行业有一个基本的和较全面的了解及认识,并有助于对2022年全球天然气形势的预判,更为重要的是,从这些高度概括总结出来的特征中,我们对当下世界能源行业及天然气的认识应该更加清醒、务实和理性。

2021年世界天然气消费增长4.6%

由于2020年大封锁以后世界经济的强劲复苏和整个北半球的气温低于平均水平,2021年上半年,全球天然气消费快速增长。初步数据显示,2021年上半年全球天然气消费同比增长近7%。然而,随着供需基本面的逐步收紧以及由此导致的天然气价格上涨,对下半年的需求产生了负面影响,导致了增长放缓、燃料转换,需求受到打击。据估计,2021年全球天然气消费量同比增长4.6%。

   

2020年异常低的天然气价格,带来了发电行业大规模的煤改气转换,最明显的转变发生在美国,欧洲和几个亚洲市场天然气消费的增长也以煤炭为代价。然而,随着天然气价格的逐步回升,这一趋势在2020年下半年已经开始改变。2020年12月,美国燃煤发电量同比增长8%(相比之下,全年下降了20%),并持续了整个2021年,从1月到10月,美国用于发电的煤炭消费量每月同比净增长,估计全年增长19%,而天然气消费量几乎每月同比都在下降,2021年全年同比下降3%。由于2021年第二季度电力需求较2020年强劲反弹,煤炭和天然气双双受益,欧洲晚些时候才开始重新使用煤炭。2021年下半年,不断上涨的价格不利于天然气在发电中的使用。2021年,欧洲的燃煤发电量增长了11%以上,而燃气发电量下降了1%。随着液化天然气现货价格在第四季度达到创纪录的水平,燃料转换也有利于石油,以满足成熟市场的需求,并作为巴基斯坦和孟加拉国等发展中市场电力基本负荷的替代品。

天然气价格高企也对工业消费者的需求产生了负面影响,在2021年最后几个月,工业消费者要么转向替代燃料,要么减产。由于天然气现货价格高企,特别是在欧洲和亚洲等净进口市场,化肥、玻璃和钢铁等能源密集型企业不得不减产或停产。作为天然气消费增长的主要来源,中国工业部门的月度需求,从9月份同比出现负增长。在天然气价格受到管制的新兴市场,政府将大幅提高的关税转嫁给主要的消费者,以部分保护零售客户。削减基础原材料的生产,对包括食品在内的中间产品和最终产品的供应和成本都产生了连锁反应,2021年底,以天然气为原料的化肥价格,也达到了创纪录的高水平。

北美天然气需求在2021年仅部分恢复。据估计,2021年北美地区的天然气需求同比增长0.9%。其中,2021年美国天然气消费量与2020年持平。由于燃料价格上涨促使人们转向煤炭,发电行业的天然气使用量在2021年最初几个月大幅下降,导致2021年第一季度同比下降近10%,随后的几个季度中下降有所减缓,全年发电用气总量下降了约3%。发电用天然气的下降,被其他所有行业的消费增长所抵消。住宅和商业部门的需求是增长的主要来源,预计同比增长3%以上,原因是第一季度气温低于平均水平,以及2020年封锁后企业重新开放。不过,10月和12月的温和气温导致2021年第四季度住宅供暖需求较前一年下降。工业客户的消费估计同比小幅增长0.6%,在2021年前8个月达到1.8%的峰值,随后在最后的4个月下降,原因是宏观经济趋软和天然气价格高企。2021年,运输、天然气管网和能源部门自身使用(包括液化天然气出口设施)等其他行业的天然气消费量,同比增长约1.4%。

南美和中美洲的天然气需求强劲,在一定程度上弥补了2020年的缺口。预计,2021年南美洲和中美洲地区的天然气需求预计整体增长7.5%,接近2020年8%的降幅。其中,整个南半球冬季,巴西用于发电的天然气消费量是该地区的主要增长动力,原因是其水库水位异常的低。2021年前9个月,该国天然气需求同比增长约23%,其中发电部门的需求增长了93%,工业部门的消费增长了15%。尽管电力需求有所下降,但由于水力发电量持续低于平均水平,10月份(同比增长43%)和11月份(同比增长11%)的燃气发电量均高于2020年水平。

尽管天然气价格创历史新高,但欧洲天然气需求在2021年第四季度仍保持弹性。继2021年上半年的强劲增长(同比增长13%)之后,由于价格上涨,欧洲第三季度天然气需求下降了近5%,这导致电力行业改天然气为煤炭。尽管天然气价格创历史新高,但欧洲天然气需求在第四季度仍保持弹性,初步数据显示天然气消费量与去年持平。2021年全年,欧洲天然气消费量估计增长了5.5%(或300亿立方米)。

2021年亚洲需求继续复苏,但地区存在差异。2021年,亚洲天然气需求强劲增长了7%。不过,该地区全年的天然气消费分布存在很大的地理和时间差异。受寒冷的冬季和炎热的夏季天气、零星干旱和疫情后强劲复苏经济的共同推动,东北亚占亚洲净增长的82%以上,仅中国就贡献了亚洲总消费增长的69%,韩国贡献了11%。与此同时,南亚和东南亚的增长相对温和,因为液化天然气的高价格和新冠肺炎疫情的再起抑制了需求。2021年下半年,整个亚洲的经济增长速度明显放缓,1月到7月间亚洲五大天然气市场(中国、日本、印度、韩国和泰国)的总需求同比增长了14%,8月至12月相应的同比增长率估计接近于零,原因是高价格、经济增长放缓和天气正常化减缓了消费。

2021年世界天然气的供应高度不稳定

2021年,世界天然气供应一直受到中断、延期和缓慢的新项目投资决策等多方面的压力。由液化天然气产能中断和上游表现不佳引起的供应不足,导致了2021年全球天然气市场的供应紧张,其中的部分原因是,临时的计划外维护和2020年新冠疫情造成的维护计划中断所致。2020-2021年新增液化天然气项目最终投资决定数量相对较少,以及自2010年初以来上游支出出现结构性下降,加上部分液化天然气项目建设的延期,未来一段时间的全球天然气供应将持续紧张。

   

供应表现不佳最明显的迹象,是高比例的液化天然气生产能力的中断。液化天然气生产能力中断在2020年飙升,并在2021年上升到更高的水平。2021年,因计划或计划外中断而损失的液化天然气总产量为530亿立方米,相当于设计能力的近9%,比2015-2020年的平均水平增长了44%。2021年损失的液化天然气产量中,约有一半是意外中断(不包括也门的长期停产),原因是上游生产提供不了充足的原料气供应,最严重的事故发生在尼日利亚、特立尼达和多巴哥、马来西亚。

项目的延期,可能会进一步限制未来几年液化天然气的供应。截至2021年初,在建的近1900亿立方米设计液化能力中,约20%的液化能力提前(平均8个月),35%的液化能力准时,45%的液化能力延期(平均14个月)。对于那些最初计划在2024年实现全部生产能力投产的项目来说,延期尤为明显,这些项目包括加拿大、莫桑比克的液化天然气项目和美国高登帕斯液化天然气项目。

2019年创下纪录之后,2020-2021年新的液化天然气项目投资增速明显放缓,过去两年中,只有两个小型单生产线项目(墨西哥的Energía Costa Azul项目和澳大利亚的普罗托液化项目二号生产线)和一个大型扩建项目(卡塔尔的北方气田东部项目)获得批准。2021年至2024年间,有1500亿立方米的液化天然气合同到期,预计这一期间未签署销售合同的投资组合液化项目产能将增加14%,可能会削弱下一个投资周期中合同与新项目之间的联系。2021年,新合同量(900亿立方米/年)比2020年的总合同量高出50%以上,然而在2021年新的液化天然气合同中,只有三分之一是在项目投资决策前签订的(主要是在美国),其余部分来自现有或在建项目或投资组合。

较低的支出水平可能在中期对上游的表现构成挑战,关键天然气生产区的上游供应低于预期。2021年前9个月,由于长期维护,估计北海的天然气产量损失了110亿立方米。尽管欧洲天然气价格创历史新高,国内需求强劲,占俄罗斯天然气供应量三分之二的俄罗斯天然气工业股份公司,2021年产量比该公司宣称的低350亿立方米。此外,虽然亨利中心的价格较2020年水平上涨了近一倍,但2021年美国的天然气产量增长了不到2%。

从上一个10年以来,天然气行业的上游支出一直处于下降趋势,由于新冠疫情导致的需求和价格崩溃,使得资本支出大幅度缩减,2020年上游支出下降到历史低点(仅超过1000亿美元)。2021年,天然气行业的上游支出出现温和复苏,但也仅比前一年增长10%。天然气上游支出的水平,不到国际能源署政策情景每年预期所需投资的一半,比2050年净零排放情景中2021-2030年预期的投资支出少12%。目前的高气价为生产商在短期内增加上游投资提供了强大的动力,然而,与新冠疫情全球大流行和能源转型相关的需求不确定性,以及投资者迫于资本的压力(对美国生产商而言)和从化石燃料转向多样化(对主要国际石油公司而言)的需要,可能导致天然气上游生产商对高气价的反应较为保守。

2021年全球天然气贸易增长创纪录

受亚太、欧洲、中南美洲等关键天然气进口地区需求强劲复苏的推动,初步估计显示,2021年全球天然气贸易(液化天然气和长输管道总和)增长9%以上,或超过850亿立方米,是有纪录以来最大的同比增幅。

    

长输管道天然气贸易量同比增长12%(或550亿立方米),占2021年全球天然气贸易增量的近三分之二。这一强劲增长主要是由欧洲推动的,在天然气需求上升、国内产量暴跌和液化天然气进口下降的综合影响下,欧洲管道天然气进口量同比增长了近11%(或超过300亿立方米)。2021年,欧洲从北非进口的管道天然气数量同比增长超过50%,从阿塞拜疆进口的天然气同比激增20%。俄罗斯对欧洲的管道天然气出口同比增长4%,主要得益于对土耳其管道出口量的强劲增长,而通过白俄罗斯和乌克兰的管道流量较低,从而使得对欧盟的管道天然气出口低于2020年的水平。据估计,中国从中亚进口的管道天然气同比增长10%,而通过西伯利亚力量管道从俄罗斯进口的管道天然气数量增加了一倍多,2021年达到100亿立方米。受美国对墨西哥出口增加和加拿大对美国进口激增的推动,北美管道净贸易量同比增长11%。

2021年,全球液化天然气贸易增长6%,较2020年的1%增速大幅度加快。2021年的增长,主要由亚太地区引领,受2021年初东北亚寒流和强劲经济复苏等因素的推动,亚太地区2021年液化天然气的进口同比增长8%,其中中国的液化天然气进口量强劲增长17%,在2021年首次超过日本,成为全球最大的液化天然气进口国。韩国的液化天然气进口量增长了14%,印度的液化天然气进口量下降了11%,但在很大程度上被孟加拉国(增长31%)、巴基斯坦(增长16%)和泰国(增长16%)的增长所抵消,这主要是由于强劲的电力需求和经济活动。由于巴西的严重干旱,中美洲和南美洲的液化天然气进口量增加了三倍多,也是增长的主要推动力(增长了69%)。由于亚洲强劲的需求吸引了大量货物流出,欧洲的进口量下降了5%。

北美继续引领全球液化天然气出口的增长,2021年增长51%,来自澳大利亚的出口增长了3%,卡塔尔和俄罗斯大体保持了稳定,埃及液化天然气出口增加了四倍多,出口降幅最大的是特立尼达和多巴哥、尼日利亚和挪威。

2021年第四季度,全球液化天然气贸易同比增长8%,明显高于2021年前三个季度的5%。与前三个季度(当时亚洲是主要驱动力)不同,第四季度的增长是由欧洲推动的,由于管道进口和国内生产的减少,欧洲液化天然气进口同比增长40%,与2021年第一季度至第三季度欧洲同比下降17%形成了鲜明对比。亚洲液化天然气进口在第四季度同比持平,原因是液化天然气现货价格飙升,以及冬季前东北亚地区比往常更多的库存增加。第一季度至第三季度,中国、日本和韩国的进口总量同比增长14%,但第四季度同比下降0.4%。在供应方面,由于之前受到中断困扰的国家(如澳大利亚、秘鲁)产量恢复,以及美国和俄罗斯的产量持续增加,液化天然气贸易量增加。

欧洲液化天然气进口量在2021年第四季度强劲复苏。2021年,欧洲液化天然气进口量同比下降4%。第三季度同比下降17%之后,2021年第四季度欧洲液化天然气进口同比增长了40%。液化天然气供应增加,主要是由于从美国进口的增加,仅美国就贡献了欧洲2021年第四季度液化天然气供应净增长的近40%,是该地区最大的液化天然气供应国,其次是埃及和卡塔尔。南欧地区的液化天然气进口增长超过60%,主要是供应土耳其和西班牙。

2021年第四季度,俄罗斯管道天然气出口同比下降近25%,原因是通过白俄罗斯和乌克兰的管道出口量的减少。尽管如此,2021年总体而言,俄罗斯对欧洲的管道出口仍同比增长4%,主要是流向土耳其(同比增长60%以上),而对欧盟的管道出口同比下降3%。俄罗斯天然气工业股份公司还减少了对短期销售的敞口,第四季度该公司的电子销售平台上没有进行过提前一天的拍卖。

欧洲地区非挪威的本地区天然气产量继续下降,2021年7 – 11月同比下降10%,主要是受荷兰和英国产量下降的影响。相比之下,挪威对欧洲大陆其他地区的管道天然气供应强劲增长,第四季度同比增长7%,这在很大程度上是由输往德国的天然气流量增加所支撑的(同比增长超过45%),而与此同时,从俄罗斯经白俄罗斯到德国的管道天然气出口同比下降了80%。2021年,挪威输往欧洲其他国家的天然气管道总量同比增长5%。2021年第四季度,来自北非的管道天然气供应与上一年同期持平,但在11月1日通过马格里布-欧洲管道的供应结束后,第四季度流向伊比利亚地区的管道供应同比下降了20%。阿塞拜疆向欧盟的管道天然气供应,2021年增加到80亿立方米以上。

液化天然气贸易增长部分,是由现货和短期采购推动的,这占了增量贸易额的67%,使得现货和短期液化天然气合同在全球液化天然气贸易中的份额,从2020年的36%上升到38%,其中中国占短期液化天然气进口总增量的25%,并仍是现货和短期液化天然气的最大买家。2021年,美国继续保持其最大现货和短期液化天然气供应商的地位,全球份额为29%,占短期销售总增长的近一半。

2021年世界天然气价格飙升至历史水平

由于市场基本面吃紧,亚洲和欧洲的现货价格在2021年飙升至创纪录高位。2021年,所有主要地区的天然气价格都强劲反弹,北美天然气价格攀升至10年来的高点,亚洲和欧洲天然气价格也在第四季度创下历史新高。

   

在美国,亨利中心的价格从2020年的水平上几乎翻了一番,达到3.9美元/百万英热单位,是自2014年以来的最高水平。国内消费和出口的总和,比国内生产的增长更强劲,导致美国天然气市场趋紧。美国天然气总需求同比增长5%以上,主要是由于居民和商业消费的增长,以及液化天然气和通过管道向墨西哥输送天然气的出口强劲增长。相比之下,由于上游公司的资本约束和意外中断对天然气产量造成了压力,国内产量仅同比增长约2%。第四季度亨利中心的平均价格为4.8美元/百万英热单位,这是自2008年以来的最高季度水平。来自加拿大的管道进口同比增长17%,在平衡美国天然气市场方面发挥了关键作用,反过来又给加拿大西部地区的天然气价格带来了上行压力,在第四季度达到了2009年以来的最高平均水平,为3.7美元/百万英热单位。

在欧洲,TTF价格从2020年的低点上涨了近5倍,达到了15.8美元/百万英热单位的年均水平,这是有史以来的最高价格。强劲的需求复苏(上升5.5%)、国内产量暴跌(下降10%)、液化天然进口的减少(下降4%)和俄罗斯向欧盟输送的管道气下降(同比下降3%),导致欧洲天然气市场紧张。在供暖季节开始时,天然气库存比五年平均水平低15%,这给天然气价格带来了额外的上行压力,天然气价格在第四季度飙升至历史新高,平均接近31.5美元/百万英热单位。

由于对液化天然气的强劲需求,亚洲液化天然气现货价格年均上涨了4倍多,达到18美元/百万英热单位,再次创下了新的纪录水平。紧张的市场基本面,推动亚洲现货液化天然气价格在第四季度创下历史新高,飙升至平均超过35美元/百万英热单位。2021年,用石油价格指数作价的液化天然气价格,同比仅上涨25%,年平均价格预计为10美元/百万英热单位。自2009年日韩液化天然气价格指数(JKM)推出以来,与现货液化天然气价格相比,石油指数价格首次出现明显的折让。

亚洲液化天然气现货价格和欧洲液化天然气枢纽价格出现前所未有的飙升,与其相伴随发生的,是液化天然气价格空前剧烈的波动、较窄的远期季节性价差,以及区域天然气基准价格之间日益重要的相关性。

在欧洲和亚洲现货液化天然气市场,天然气价格的历史波动率达到了最高水平。在欧洲,2021年TTF前月合同的波动性平均超过85%,是荷兰天然气枢纽十年平均水平的两倍多,下半年的波动尤其剧烈,12月达到了近200%的历史高点。绝对可变性的强劲增长,支撑了液化天然气价格的波动,前者达到了220以上的历史最高水平,是10年平均水平的8倍。天然气市场基本面日益紧张、管道供应波动、基础设施不确定性、对地下库储气储量过低的担忧以及供应商的行为,推动了天然气价格的大幅波动。亚洲液化天然气现货价格也表现出类似的走势,平均历史波动率接近90%,绝对价格波动率飙升至200以上,是五年平均水平的8倍多。欧洲天然气市场的紧张,在一定程度上加剧了亚洲液化天然气现货价格的波动。液化天然气供应中断的增加,加上燃煤和燃气发电厂的中断以及极端天气事件,进一步加剧了价格的波动。在美国,亨利中心前月合同价格的波动非常平静,波动率仅比10年平均水平高16%,绝对价格波动率为25,是2009年以来的最高水平。

夏季市场状况吃紧,令夏季-冬季远期价差(冬季前合约减去夏季现货价格)受压。在欧洲,季节性价差从2020年的接近1.8美元/百万英热单位,降至2021年夏季的0.15美元/百万英热单位;在美国,亨利中心的天然气价格从0.9美元/百万英热单位降至2021年的0.13美元以下。相比之下,第四季度的天然气价格表明,两个市场的季节性价差(冬季现货价格减去夏季现货价格)明显更高。

2021年,亚洲和欧洲的天然气价格基准继续显示出很强的相关性。TTF和亚洲现货液化天然气两个月价格之间的相关性,达到创纪录的0.93(2019年低于0.8)。两个地区价格更高的关联度,是由目的地灵活液化天然气和现货液化天然气合同数量的增长,以及市场营销策略朝着更大的可选择性发展所驱动。当前两地价格的高相关性,在未来可能会被意想不到的、不对称的区域供需冲击所削弱。亨利中心与亚洲现货液化天然气价格的关联度,从两年前的0.4以下升至0.68。由于TTF在年底的价格剧烈波动,亨利中心和TTF之间的相关性在2021年下降,这反映了欧洲特殊的供应情况。

亚洲和欧洲的现货天然气价格在2021年第四季度飙升至历史新高。供需基本面紧张、欧洲地下库储存水平低、液化天然气供应中断和基础设施不确定性,推动亚洲和欧洲的天然气现货价格在2021年第四季度创下历史新高,而美国亨利中心的天然气现货价格也升至10年来的最高水平。

在欧洲,2021年第四季度TTF价格平均为31.5美元/百万英热单位,比2020年同期增长了6倍以上。来自俄罗斯的管道输送量下降(同比下降25%)和国内产量的下降使欧洲天然气供应紧张,再加上库存不足,导致天然气价格面临上行压力。2021年12月21日,当该地区面临第一次冬季寒冷天气时,天然气价格飙升至历史新高,接近60美元/百万英热单位。自那以来,价格有所回落,2022年1月上半月的平均价格低于30美元/百万英热单位,但仍高度波动。

亚洲现货液化天然气价格也遵循了类似的轨迹,2021年第四季度达到了历史最高的季度平均价格35美元/百万英热单位,与2020年同期相比增长了近5倍,一定程度上是由于与欧洲市场对现货液化天然气货物的激烈竞争。马来西亚和印度尼西亚的液化天然气原料气供应问题,加上澳大利亚的计划外中断和维修,进一步收紧了对东北亚市场的冬季天然气供应。日本和韩国2021年10月和11月的液化天然气进口价格平均为14美元/百万英热单位,为2014年以来同期的最高水平。

在美国,亨利中心第四季度的平均价格为4.8美元/百万英热单位,这是自2008年以来的最高季度平均价格。10月份,天然气价格飙升至6美元/百万英热单位以上,但在12月份,由于反常的温和气温和天然气产量的恢复,价格回落至4美元/百万英热单位以下。

由于液化天然气贸易的强劲复苏,推高了对液化天然气船的需求,推升了液化天然气船现货租赁费,这样与价格飙升相一致的是,液化天然气船平均租赁费上升至10万美元/天,创下最高的年平均租赁费。2021年第四季度,液化天然气船现货租赁价格同比上涨超过50%,平均价格达到创纪录的17万美元/天。

2021年供需基本面紧张令天然气市场流动性承压

供需基本面紧张,影响了2021年所有主要天然气市场的枢纽流动性。枢纽的流动性,保证了市场参与者的需求与供应以一种时间和成本高效的方式匹配,而不会对价格造成重大影响。用来评估流动性的一个指标是换手率,它表明一单位天然气在交付给终端消费者之前,被换手了多少次。换手率计算公式是,总交易量除以给定天然气市场和时间段内的交易量。较高的换手率,意味着较高的流动性。换手率在10以上的市场,通常被认为是具有流动性的。换手率通常具有季节性特征,夏季小幅上升,而在供暖季节由于市场基本面紧张而下降。

   

在美国,2020年亨利中心的交易量同比增长15%,达到至少2014年以来的最高水平。在国内需求下降之际,市场的不确定性和宽松的供需基本面支撑了交易活动,这使得合同的换手率从2019年的45上升到2020年的50以上。与此形成对比的是,2021年亨利中心的天然气交易量同比下降了近20%,比5年平均水平低了10%,原因是市场供应紧张,持有合同的成本更高,令纸面交易承压,从而使得合同的换手率降至45%,比5年平均水平低10%。

在欧盟和英国,受该地区主要天然气枢纽荷兰TTF交易量增长20%的推动,2020年天然气贸易同比增长近15%。与前一年相比,2021年同一市场总的交易量略有下降,但需求有所增加,合同换手率从12.5小幅下降到12。2021年,TTF交易量同比增长5%,其占欧洲天然气贸易总额的份额,从2020年的70%增加到2021年的近80%。在欧洲市场上寻求机会的欧洲和全球市场参与者,越来越多地选择TTF作为对冲工具。相比之下,欧洲第二大天然气枢纽,英国的NBP交易量暴跌了30%以上。欧洲的交易之所以吸引力越来越大,交易量增长了30%以上,其代价是中间商作用的下降,中间商的交易量下降了20%以上。这样,交易所占总交易量的份额从2020年的38%,上升到2021年的略高于50%。

在亚洲,伦敦洲际交易所的日韩指数(ICEJKM)衍生品交易量持续增长,同比增长近20%,这反映出随着市场参与者增加现货和短期液化天然气的采购,对风险管理和对冲策略多元化的兴趣日益浓厚。日韩指数地区的合同换手率仍然很低,徘徊在略高于3。

需要特别指出的是,由于时间的原因,除价格等实时数据外,本文所引用的国际能源署报告中有关消费和产量等数字,可能会存在一定的偏差,未来只能有待于有关国家和国际组织的官方统计数字,但这些并不会影响我们对2021年和当下世界天然气市场的认识及大势的判断。

正如在本文开篇所指出的那样,2021年天然气在全球能源市场大热。过去的一年里,发生了大量与天然气相关的重大事件,媒体中时常出现有关天然气的新闻,本文以较大的幅度,对其进行较为详细和系统,也许有些繁琐并枯燥的更多以数字方式进行了回顾与总结。今天,天然气在全球能源市场的热度依然不减,预计未来相当长时间还将会继续热下去,因此,除回顾和记录历史之外,本文更大的目的,还是希望过去的2021年世界天然气市场这些枯燥的数字,能对当下和未来认识、分析并研判世界天然气市场以及全球能源形势有所帮助。

(图片来源:veer图库)

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