單衛(wèi)國 何春蕾

（1.中國石油集團經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京100724；2.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川成都610051）

0 引言

2020年以來，新冠疫情全球蔓延致使全球天然氣需求銳減、天然氣價格大幅跳水。盡管沒有類似石油市場的聯(lián)合減產(chǎn)措施，但天然氣市場仍然出現(xiàn)了普遍嚴峻的壓產(chǎn)壓銷形勢。后市全球天然氣供需形勢和國際氣價走勢怎樣，關(guān)乎天然氣生產(chǎn)國和開發(fā)商如何進一步投資，關(guān)乎消費國和進口商如何運用市場機遇，也關(guān)乎我國“十四五”天然氣行業(yè)如何規(guī)劃，特別是市場空間、產(chǎn)能投資、資源采購、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和供需安全保障。為此，筆者分析了2020年新冠疫情以來，世界天然氣市場在國際天然氣價格、天然氣需求、天然氣供應(yīng)形勢和國際天然氣貿(mào)易合同等方面出現(xiàn)與以往不同的特點和走勢，即國際氣價探底、需求急劇下降、供應(yīng)陡然逆轉(zhuǎn)、國際貿(mào)易量逆勢增長等，以期為中國天然氣進口或生產(chǎn)企業(yè)制定國內(nèi)天然氣供應(yīng)策略，以及中國天然氣發(fā)展戰(zhàn)略提供參考。

1 國際氣價紛紛探底

2020年以來，新冠疫情蔓延、油價暴跌使得本已嚴重寬松的全球天然氣市場雪上加霜，全球三大市場氣價屢創(chuàng)新低。

1.1 現(xiàn)貨氣價大幅跳水

歐亞現(xiàn)貨氣價已先于油價在2019年初開始下跌，由8～10美元／MMBtu降至2020年初的4～5美元／MMBtu。2020年二季度新冠疫情在全球大爆發(fā)，天然氣氣價進一步腰折（圖1）。

自2020年4月20日以來，歐美亞三地現(xiàn)貨氣價均跌破2美元／MMBtu。至5月第三周，東北亞7月LNG現(xiàn)貨（到岸）報價再度跌破2美元，同比下跌61.6%；美國HH現(xiàn)貨均價1.78美元，同比下跌33.2%；英國NBP現(xiàn)貨逼近1美元，均價1.11美元，同比下跌72.5%；歐洲荷蘭TTF現(xiàn)貨一度跌破1美元，均價1.27美元，同比下跌71.6%。

隨著近期油價回升至40～45美元／桶范圍，加上前期北半球天氣炎熱、最近為冬季需求量高峰備貨，9月初歐美亞三地的現(xiàn)貨氣價逐漸恢復(fù)到3美元／MMBtu以上。

圖1全球主要市場天然氣價格走勢圖

1.2 長約氣價即將探底

由于長約定價機制具有6～9個月的滯后期，與油價掛鉤的天然氣長貿(mào)協(xié)議價格將隨油價下跌而大幅下跌，預(yù)計由8月份的6～7美元／MMBtu跌至四季度初的3美元／MMBtu左右。殼牌首席執(zhí)行官范伯登在與美國埃信華邁（IHS Markit）副總裁丹尼爾·耶金視頻對話時感慨：“過去十分看好的天然氣項目，目前已沒有什么優(yōu)勢了?！保?］

2 全球天然氣需求出現(xiàn)負增長

天然氣需求與經(jīng)濟增長密切相關(guān)。過去10年，全球天然氣需求量年均增長2.6%，對應(yīng)世界經(jīng)濟年均增長3.5%。2009年天然氣需求量下降2%，為史上第一次，主要原因是當時金融危機導(dǎo)致經(jīng)濟下滑。2020年全球性新冠疫情再次重創(chuàng)世界經(jīng)濟和天然氣需求增長。

2.1 世界經(jīng)濟受疫情影響出現(xiàn)嚴重衰退

2020年一季度，全球GDP下降3.1%，日韓美（1%～1.5%）下降相對微弱、中國（6.8%）和歐洲（5%～6%）下降比較嚴重；二季度，全球GDP進一步下降9%，日韓美環(huán)比萎縮8%～9%、歐元區(qū)和加拿大萎縮10%以上，下滑幅度是2008年金融危機時的3.5倍。2020年美國二季度同比萎縮9.6%，經(jīng)季度調(diào)整后的實際環(huán)比折年率則暴跌32.9%，創(chuàng)上世紀40年代以來最大降幅［2］。中國二季度增長3.2%，是全球唯一實現(xiàn)正增長的國家［3］。

針對新冠疫情，各國政府為增加流動性大肆推行量化寬松政策、低息貸款與擔(dān)保、直接財政刺激；然而，除股市一枝獨秀外，世界實體經(jīng)濟和服務(wù)經(jīng)濟基本依然處于停擺狀態(tài)，不排除以后會出現(xiàn)第二波和第三波沖擊。大部分國家依然在經(jīng)濟重啟和嚴防死守之間艱難拉鋸。世界經(jīng)濟出現(xiàn)W形和L形走勢的概率明顯大于U形和V形走勢，今年全球GDP下滑6%～8%幾成定局。

2.2 今年全球天然氣需求量將出現(xiàn)負增長

統(tǒng)計顯示，受限于經(jīng)濟活動減少及工商業(yè)等部門用氣下滑，今年上半年北美、歐洲天然氣需求量同比下降3%和7%；在亞洲，日本和韓國用氣需求量下降，中國需求量同比低速增長1.6%，印度需求量增長相對較高。國際天然氣聯(lián)盟（IGU）預(yù)測，2020年全球天然氣需求量將萎縮4.2%［4］；日本能源經(jīng)濟研究所（IEEJ）則認為2020年全球天然氣需求量將至少下降7%，退回到2017年3.68×1012m3的水平［5］。這將是繼2009年之后的第二次負增長，跌幅更甚于2019年。

2.3 LNG表現(xiàn)相對較好，但也可能出現(xiàn)首次負增長。

2020年上半年全球LNG需求量增至1.867×108t［6］，實際增速為6.5%，但大大低于2019年的12.3%和近年來連續(xù)兩位數(shù)的增長。LNG需求量增長是通過在歐亞市場擠占俄羅斯管道氣實現(xiàn)的。實際上，2020年一季度全球LNG需求量的確也增長了13.4%，主要受美國LNG新項目大量出貨、印度和韓國大量逢低購買現(xiàn)貨驅(qū)動；但是二季度的4-5月全球LNG需求量同比持平，6月則同比下降［4］（圖2）。特別是歐洲各類進口氣都出現(xiàn)下降，LNG進口環(huán)比下降32%，LNG需求量下降可能延伸至下半年。如果碰上暖冬，不排除出現(xiàn)史上第一次LNG需求量負增長的可能。日本能源經(jīng)濟研究所預(yù)計2020年全球LNG需求量將同比下降7.8%（降2 800×104t），至3.25×108t［5］。

2.4 明后兩年需求量回升取決于疫情如何發(fā)展

圖2全球LNG進口量月度年度比較圖

如果疫情時間拖長，天然氣需求完全恢復(fù)可能需要等到2022年之后。國際天然氣聯(lián)盟的長期流行情景（Enduring Pandemic）和日本能源經(jīng)濟研究所的疫情再次爆發(fā)情景（PSOS）均顯示，如果因疫情拖長，今年需求量下降將會更狠，而明年全球天然氣需求量或許只能恢復(fù)到2018年的水平。2022年以后，全球天然氣需求量可望以每年1.0%～1.5%的速度增長，但大大低于過去10年的2.6%。滿足需求增長的條件，一是充分的天然氣資源；二是更充足的基礎(chǔ)設(shè)施。在中國，國家管網(wǎng)公司成立有利于管網(wǎng)的互聯(lián)互通、統(tǒng)一規(guī)劃和投資建設(shè)［7］；“十四五”期間，中國天然氣主干管線里程需要提高60%，至16×104km。

3 全球天然氣供應(yīng)形勢陡然逆轉(zhuǎn)

近年來，全球天然氣供過于求的形勢不斷增加，2018年富裕300×108m3、2019年富裕600×108m3。新冠疫情以來，由于需求量大幅減少，世界天然氣供給過剩的情況加劇；整個天然氣行業(yè)價格和利潤“雙低”的局面短期內(nèi)難以改變。因此，全球天然氣生產(chǎn)商和供應(yīng)商被迫壓產(chǎn)壓銷，天然氣項目負荷降低、投產(chǎn)延遲以及投資擱淺。

3.1 在上游環(huán)節(jié)，資產(chǎn)組合普遍趨于謹慎

國際大石油公司一味“求低”，只有成本低、碳排放低、技術(shù)要求低（地質(zhì)埋藏條件簡單）但競爭力強的優(yōu)勢上游項目才被考慮；而成本高于盈虧平衡點的高碳非常規(guī)氣田面臨剝離。

3.2 在貿(mào)易環(huán)節(jié)，現(xiàn)貨擠壓長約局面業(yè)已形成

歐亞部分國家大量低價進口LNG現(xiàn)貨，使上半年俄羅斯管道氣出口量大幅下降9%。正因為LNG現(xiàn)貨價格太低，大量長貿(mào)LNG和管道氣提貨集中延后到2020年四季度。

3.3 在加工環(huán)節(jié)，LNG產(chǎn)能利用率普遍降低

IHS Markit數(shù)據(jù)顯示，7月底全球LNG液化能力負荷平均水平已經(jīng)下降到原有負荷力的60%左右，俄羅斯（＜60%）、澳大利亞（＜50%）、馬來西亞（40%）、美國（＜30%）均低于平均數(shù)，埃及LNG項目和美國切尼爾公司（Cheniere）的薩賓帕斯項目幾乎停產(chǎn)［8］。2020年2-3季度，全球11個LNG項目共19條生產(chǎn)線超過6 000×104t／a的產(chǎn)能將常規(guī)1個月的維修期延長至2-3個月。由于國內(nèi)伴生氣產(chǎn)量下降、國外LNG訂單取消或減少，美國LNG現(xiàn)役液化廠出口量隨之下降，預(yù)計全年出口不及5 000×104t，原先大幅增加出口的設(shè)想破滅。

3.4 在投產(chǎn)環(huán)節(jié)，LNG產(chǎn)能增長急劇放緩

2016年以來，全球天然氣液化產(chǎn)能年均增長3 000×104t，增速接近10%，增長主要來自澳大利亞、俄羅斯和美國（圖3）。2019年，全球共有10個項目、11條生產(chǎn)線投產(chǎn)，新增LNG產(chǎn)能3 620×104t／a，導(dǎo)致全球供應(yīng)過富裕8 000×104t／a［9］。新冠疫情期間，國際大石油公司開展了自我反思：全球供應(yīng)過剩是否是因為商業(yè)模式創(chuàng)新引發(fā)了過度商業(yè)化？近年來，以股權(quán)提貨（equity lifting）和加工費（tolling fee）為特色的LNG商業(yè)開發(fā)模式開始流行，導(dǎo)致LNG產(chǎn)能增長過量、現(xiàn)貨LNG價值嚴重流失。國際大石油公司認為，有必要考慮暫時放慢LNG發(fā)展節(jié)奏，控制住LNG供應(yīng)源頭，才能促使市場重新平衡、氣價早日回升。2020年二季度，殼牌LNG銷量同比減少7.8%、液化量同比下降3%［10］。今年上半年，已投產(chǎn)天然氣液化項目集中在美國，包括卡梅倫LNG 2號線，厄爾巴島LNG 2、5、6號線，自由港LNG 2、3號線等，合計產(chǎn)能為1 500×104t／a。預(yù)計全年實際投產(chǎn)交付量為3 300×104t／a，只有原定計劃的一半。

圖3全球新增天然氣液化產(chǎn)能變化圖

3.5 在后備產(chǎn)能環(huán)節(jié)，投資迅速降溫

2019年完成最終投資決定（FID）的產(chǎn)能為9 000×104t／a，主要包括美國的Golden Pass和俄羅斯的北極2等項目。原計劃2020年5月以前進入FID的項目有10個產(chǎn)能共7 900×104t／a，但截至目前尚無FID項目得到落實。預(yù)計2020年僅一個液化項目或?qū)⑦_成FID，就是墨西哥Energia Costa Azul LNG T1。明后兩年投資的產(chǎn)能估計不會超過1 500×104t／a。新一輪投資周期恐怕會推遲到2022年之后，而完工交付投產(chǎn)則要等到2027年以后。

4 天然氣貿(mào)易合同簽訂量逆市增長

曾幾何時，LNG與油價脫鉤成為天然氣貿(mào)易界的時尚。國際天然氣聯(lián)盟報告顯示，與天然氣氣價掛鉤的現(xiàn)貨交易量和長約合同量占比不斷增加，而與油價掛鉤的LNG合同比例由15年前的80%以上降至2019年的60%［11］（圖4）。

圖4全球LNG貿(mào)易定價掛靠情況

2020年新冠疫情爆發(fā)以來，LNG現(xiàn)貨價格曾數(shù)月處于2美元／MMBtu以下；而與油價掛鉤的LNG長約價格上半年依然處于8美元／MMBtu以上水平，已經(jīng)引發(fā)系列貿(mào)易違約現(xiàn)象，最低合同提取量DQT（downward quantity tolerance）［12］得以下調(diào)，拖延執(zhí)行合同情況比較嚴重。由于長約氣價隨后也將降至4美元／MMBtu之內(nèi)，因而重燃了亞太天然氣購買商簽訂與油價掛鉤的LNG長約合同的熱情。諸多機構(gòu)曾分析認為：在目前油價水平下新簽長約合同，供應(yīng)商可能不太情愿，會極力避免采用低于12%的斜率和低于40美元／桶的S曲線地板價。因此得出結(jié)論：“今年不會有太多與油價掛鉤的新合同簽訂”［13］。然而，最新數(shù)據(jù)讓這些機構(gòu)大跌眼鏡。盡管新冠疫情蔓延，2020年上半年合同簽訂量出現(xiàn)逆市上揚，與油價掛鉤的合同反而再次主導(dǎo)市場。上半年呈現(xiàn)出以下特點［14］：

1）合同簽訂增量驚人。至少簽署了24個合同，涉及LNG貿(mào)易量達2 400×104t／a；相比去年同期簽署的14個合同和LNG貿(mào)易量1 310×104t／a分別增加71%和83%。

2）大多數(shù)合同賣家屬于非項目經(jīng)營者。由于國際貿(mào)易的資產(chǎn)比較輕量化，國際大石油公司加大了銷售力量，殼牌和道達爾公司的LNG貿(mào)易量均大于自身液化能力一倍之多。

3）半數(shù)以上的LNG合同資源來自“歷史遺產(chǎn)項目”（legacy project）。16個合同共1 223×104t／a LNG貿(mào)易量之所以能簽訂，是因為這些項目過去的長期合約已經(jīng)到期。所簽訂的合同基本是中短期小合同，平均年限6年、平均貿(mào)易量為75×104t／a。

4）新開發(fā)項目的LNG合同量接近一半。新開發(fā)項目涉及8個國家，貿(mào)易量為1 175×104t／a，主要來自美國、墨西哥、尼日利亞、毛里塔尼亞和塞內(nèi)加爾等國。其合同年限15年、合同涉及平均貿(mào)易量為150×104t／a。

5）新簽LNG合同量80%面向亞洲市場。亞洲購買方直接簽訂了13個合同，共計LNG貿(mào)易量為830×104t／a。盡管表面上只占新簽合同總量的35%，但是另外8個合同所涉及的貿(mào)易量1 075×104t／a（占新簽合同量的45%）沒有標明“目的地”，屬于大公司“資源池”（Portfolio），最終也會賣給亞洲。

6）合同氣源分布以大西洋盆地為主。大西洋盆地盡管只涉及7個合同，但貿(mào)易量達1 125×104t／a，占比近47%；太平洋盆地也涉及7個合同，但貿(mào)易量只有425×104t／a，只占17.7%。中東卡塔爾和阿布扎比涉及5個合同，貿(mào)易量僅550×104t／a，只占23%。其他5個合同沒有特定供應(yīng)地，貿(mào)易量僅300×104t／a，只占12.5%。

7）與油價掛鉤的LNG長期合約再次占據(jù)主導(dǎo)。16個合同與油價掛鉤，合同量為1 700×104t／a，占70.8%；剩下的7個合同則與不同氣價掛鉤，美國LNG出口與亨利港價格（HH）掛鉤、歐洲進口商與TTF掛鉤、亞太進口商選擇JKM掛鉤。與油價掛鉤的合同所采用的掛鉤斜率平均為10.6%，比去年年底的11%稍低，但是遠低于2014年普遍的13.4%。

8）合同簽訂大多通過招標而非雙邊形式簽訂。據(jù)測算，招標類合同2022年對應(yīng)氣價為5美元／MMBtu，而雙邊類合同對應(yīng)的氣價則高達5.92美元／MMBtu。

2020年上半年，LNG合同簽訂量之所以大幅上升，主要是LNG市場供需價尚存在極大的不確定性。在購買方看來，目前簽約可以鎖定供應(yīng)來源，避免因產(chǎn)量產(chǎn)能收縮帶來的供應(yīng)風(fēng)險。在供應(yīng)方看來，盡快簽訂合同可以鎖定需求，使新項目盡快推進，避免項目擱淺和投資沉沒的風(fēng)險?！皻v史遺產(chǎn)項目”的前期資金已經(jīng)完全回收，新合同可以價格優(yōu)惠、賺取更多利潤，以解開發(fā)商因新冠疫情沖擊造成的現(xiàn)金流緊張之急。

總體上，在“買方市場”環(huán)境下，潛在的大買家數(shù)量有限，在低氣價時簽約比高氣價時更容易達成交易。為應(yīng)對市場不確定性，合同雙方傾向于把熟悉的價格參照作為安全選項。2／3的LNG合同量選擇與布倫特油價掛鉤，其它油種還不為貿(mào)易商認可。歐洲消費者選擇TTF，是因為它代表了與替代能源或替代氣源的價值比較。有跡象顯示，盡管與油價掛鉤的合同數(shù)額回升到70%以上，相對去年有大幅倒退；然而，合同年限和規(guī)模小型化趨勢依舊延續(xù)，廣大貿(mào)易商對氣價掛靠方案和合同靈活性的創(chuàng)新追求卻依然不減。

5 未來10年全球天然氣氣價將呈“拋物線”走勢

國際天然氣價格影響因素比油價更為復(fù)雜。既要關(guān)注短中長期天然氣供需關(guān)系，也要考慮近期季節(jié)性因素和遠期投資見效情況；既要參照油價未來趨勢，又得瞄準突發(fā)性重大事件概率。近期看，今冬可能出現(xiàn)現(xiàn)貨與長期合約雙低局面；中期看，市場再平衡決定氣價持續(xù)反彈；長期看，產(chǎn)能投資見效后將導(dǎo)致氣價回調(diào)。

5.1 目前天然氣氣價尚未走出低迷狀態(tài)

盡管天然氣現(xiàn)貨氣價已開始持續(xù)反彈，但合同氣價尚未觸底。截至2020年9月4日，全球天然氣現(xiàn)貨期貨氣價出現(xiàn)連續(xù)數(shù)周普漲。主要原因在于：一是天然氣項目檢修、降負或停產(chǎn)，LNG現(xiàn)貨供應(yīng)大幅減少；二是為冬季備貨，各地庫存補充和實際需求有所增加。美國HH期貨、英國NBP現(xiàn)貨、歐洲TTF現(xiàn)貨已經(jīng)分別上漲到2.54、3.81和3.78美元／MMBtu，比5月中下旬最低價已經(jīng)分別上浮58%、256%和282%。東北亞10月LNG現(xiàn)貨（到岸）報價均價為4.35美元／MMBtu，已經(jīng)上浮131%，接近去年同期水平［15］。然而，如果2020年碰上暖冬，而長貿(mào)協(xié)議LNG又集中于冬季提取，那么LNG現(xiàn)貨需求將受到壓制，現(xiàn)貨市場可能出現(xiàn)有價無市的局面。

5.2 2021年起全球天然氣氣價會觸底反彈

隨著全球天然氣需求回升而供應(yīng)刻意控制，市場再平衡尚十分艱難，2021年供需仍顯寬松。歐美亞等三地主要氣價將隨季節(jié)波動，全年均價有望高于今年。預(yù)計今年東北亞LNG現(xiàn)貨年均價格4～5美元／MMBtu，2021年則接近6美元／MMBtu。

5.3 2024年起全球天然氣氣價將見頂回調(diào)

由于天然氣項目投產(chǎn)和FID的大量延遲，2024年全球天然氣供需趨于緊張，東北亞LNG現(xiàn)貨價格可望回升到8美元／MMBtu。之后的氣價將再度回調(diào)，主要得益于新的LNG項目供應(yīng)逐漸陸續(xù)集中上線；但是新的最終投資決定FID仍略顯不足，2027年東北亞LNG現(xiàn)貨價格抑或掉至6美元／MMBtu［16］。2030-2040年間，各種氣價走勢和水平將出現(xiàn)歷史少有的趨同性，即維持8～9美元／MMBtu（圖5）。

數(shù)據(jù)來源：Rystad

5.4 美國LNG長約吸引力開始銳減

特別值得一提的是，美國LNG長約與亨利港HH氣價掛鉤，屬于成本加成定價；如果沒有意外可望一直維持在7～8美元／MMBtu的水平（美國LNG現(xiàn)貨和“資源池”售價除外）。目前低油價水平下，相對于與油價掛鉤的長約，美國LNG已經(jīng)沒有經(jīng)濟性可言。由于美國頁巖油減產(chǎn)，其伴生的天然氣產(chǎn)量急劇下降。美國今冬天然氣供需平衡勢必需要增加成本較高的非伴生氣產(chǎn)量。而目前看，非伴生氣田的管道聯(lián)通設(shè)施缺乏，“遠水解不了近渴”［17］。這意味著，亨利港HH氣價不久可能突破4美元／MMB?tu，這樣進口美國長約LNG可能要花費10美元／MMBtu，將更不經(jīng)濟。加上疫情影響中國國內(nèi)天然氣需求增長，以上因素給我國執(zhí)行“中美第一階段經(jīng)貿(mào)協(xié)議”中524億美元的能源貿(mào)易帶來現(xiàn)實的困難。

6 結(jié)束語

新冠疫情是最大的“黑天鵝”，已經(jīng)完全改變了全球天然氣市場的面貌，需要所有“天然氣人”改變傳統(tǒng)思維定勢。盡管市場再平衡十分艱難，但是天然氣在低碳轉(zhuǎn)型中將發(fā)揮更大作用。因此，天然氣行業(yè)前途依然光明。為了有效應(yīng)對疫情影響并考慮長遠發(fā)展，天然氣開發(fā)商既需要保持投資彈性，也需要保持戰(zhàn)略定力；天然氣貿(mào)易商更需把握市場機遇，充分造就“買方市場”靈活性；天然氣消費國也需審時度勢做好規(guī)劃、落實資源、加強基建，迎接天然氣“黃金時代”的真正到來。