作者：白樺 嚴曦

作者單位：中國石油集團經濟技術研究院，中國石油西南油氣田公司物資分公司

2020年在遭受新冠肺炎疫情和油價暴跌的雙重打擊下，全球主要天然氣市場需求出現不同程度下降，上游產量下降，液化項目投資遇冷，價格創歷史新低。預計全球市場將于2021年逐步復蘇，LNG（液化天然氣）市場供應和接受能力增長將成為推動貿易發展基礎設施保障因素，未來五年市場價格逐步上升，均價仍低于過去五年。

2020年天然氣市場需求和供應均呈現歷史罕見負增長

受疫情影響，全球天然氣需求明顯下降，疊加國際油價暴跌影響，上游生產一定程度下滑，總體供應過剩加劇，價格維持低位。其中，冬季需求回升為年末價格上升的主要拉動力，各地區價格不同幅度回升，甚至超過疫情前水平。

全球天然氣市場在2020年經歷較大沖擊，需求和供應均呈現歷史罕見的負增長。全球天然氣消費量約3.81萬億立方米，比2019年下降3%。由于疫情影響，各國出臺政策實施封鎖或隔離，工商業等各部門用氣需求疲弱，但由于價格走低，天然氣與替代能源競爭力顯現，減少了消費量降幅。從主要地區看，亞太天然氣消費仍是全球最強的地區，但增速下降，同比增速約0.5%，較過去五年平均4%的增速大幅下降。北美天然氣消費小幅下降1.7%，主要由于美國需求仍保持小幅增長態勢，抵消了加拿大和墨西哥10%以上的降幅。歐洲天然氣消費量下降最為明顯，主要國家采取居家隔離、停工停產應對疫情，造成各部門天然氣消費量下降，同時競爭性能源使天然氣需求再度承壓。歐洲天然氣消費量降幅約7%。

從用氣部門看，盡管由于全球經濟活動減少導致全球消費下降，但低氣價支持了電力部門的天然氣需求。從國家看，美國和中國這全球前兩位天然氣消費國的需求依然特別強勁，彌補了歐洲等地區的較大跌幅。

2020年 ，由于低油價和天然氣價格走低，導致主要生產國上游氣田的勘探和生產減少，全球天然氣產量降幅約1.3%，至4萬億立方米。其中，天然氣最大產區北美的產量同比下降470億立方米。第二大天然氣生產國俄羅斯由于歐洲需求疲弱被迫減產，產量降幅約7%。消費和生產同比均呈現下降走勢，供應過剩由上年的500億立方米擴大至900億立方米，供應過剩進一步加劇。

疫情給LNG市場帶來不確定性

液化項目投產方面，雖然市場需求偏弱，但美國LNG液化產能仍然逆市增長。2020年，新投產LNG液化產能全部來自美國，共計2095萬噸/年，年均增長5%。

液化項目投資方面，2000年代末和2010年代初，澳大利亞批準了總共6700萬噸/年的LNG液化能力，推動了全球LNG產能增長浪潮。美國頁巖氣產業迅速擴張，美國原有的LNG接收站基礎設施從再氣化終端轉變為LNG液化項目。2014年，美國將全球LNG項目投資產能推高至4600萬噸/年的新紀錄。然而，2015~2017年，全球LNG供應過剩、需求疲軟使得投資者和銀行不愿投資新的LNG液化產能。在這一期間，批準的產能降至500萬噸/年到700萬噸/年之間。隨著2018年全球天然氣價格回升，市場景氣度明顯提升。2019年，以莫桑比克（1區液化天然氣)、俄羅斯（北極液化天然氣）、尼日利亞（NLNG T7）和美國（Calcasieu Pass、Sabine Pass T6、Golden Pass）等為代表的大批項目作出最終投資決定，創7000萬噸/年的歷史新紀錄。2020年，新液化項目最終投資決策遭受較大沖擊，原計劃在2020年作出最終投資決定（FID）的大批項目幾乎全部擱淺，運營商們努力為其項目尋找贊助商以獲得投資資金，但僅墨西哥的Energia Costa Azul LNG在接近年終的時候進入FID，項目產能300萬噸/年，計劃于2024年投產。

2020年，受經濟發展、需求提升及氣價走低等因素影響，全球LNG進口能力不斷增強。規模較小的再氣化項目正蓬勃興起，小項目紛紛涌現。小型天然氣項目或將成為未來電力組合脫碳的重要推動力。2020年，全球LNG再氣化接受能力計劃新增5100萬噸/年，較2019年的2750萬噸大幅增加。但新冠肺炎疫情為天然氣市場帶來了較大不確定性，導致2020年的大多數項目推遲至2021年第一季度或之后，且未確定啟動形式。截至2020年末，共新增1635萬噸/年接收能力，另有600萬噸/年產能在建。新增接收能力主要來自中國、印度、巴西、墨西哥、菲律賓和中國臺灣。此外，較多小型項目逐步推進。巴西為傳統的LNG進口國，但Pará LNG公司是巴西首個天然氣進口公司，目前正推動新基礎設施建設。緬甸是LNG進口市場的新興進入者，于2020年6月進口首批貨物，且計劃持續增加進口。尼加拉瓜近期通過了首個LNG接收站的提案，接收能力130萬噸/年，計劃于2021年中期啟動。

雖然東亞和歐洲已有的LNG進口國繼續依賴陸上LNG接收站，但南亞、東南亞、中東和南美洲的買家更青睞浮式儲存再氣化裝置（FSRUs），主要由于其具有靈活、低風險、低資本支出等特點，與傳統的陸上接收站相比，交貨期較短。截至2020年末，全球共有1.02億噸/年FSRUs接收能力，其中大部分位于中東，南美洲和南亞。

2020年，全球LNG貿易量約3.66億噸，增速由上年的9.6%下降至2%，主要由亞洲驅動，中國進口需求增加和印度發電等用氣企業需求為主要拉動力。孟加拉國、巴基斯坦和印度尼西亞等新興LNG進口國在2020年表現疲弱，LNG進口增速不同程度下滑。歐洲LNG進口需求由上年的79%大幅下降至-2.2%。

盡管市場低迷， 2020年LNG合約量共簽署2200萬噸/年。新合約的簽署主要反映了氣候變化、項目融資和市場參與者結構方面不斷變化的市場需求。2020年，Qatargas LNG公司銷售了680萬噸/年產能的合約量。其中，與科威特石油公司簽署300萬噸/年LNG銷售量，與殼牌公司簽署100萬噸/年的合約，與中國石化簽署100萬噸/年合約，與Pavilion能源公司簽署180萬噸/年協議。值得注意的是，卡塔爾石油公司（Qatar Petroleum）與Pavilion Energy簽署的10年協議中包括LNG運輸和井口到卸貨港的溫室氣體排放量。運送將得到去年卡塔爾Ras Laffan投入使用的每年可捕獲并儲存210萬噸二氧化碳的工廠的支持。2020年5月，Sempra LNG公司與道達爾（Total）和三井（Mitsui）達成了兩筆交易，為墨西哥Energia Costa Azul T1公司提供長達20年總計250萬噸/年的LNG供應。此外，天然氣價格低迷使得LNG貿易對規模較小的公司頗具吸引力。這些小公司通常不擁有資本密集型的LNG接收設施，也不會簽訂長期的LNG采購合同。例如，中國民企聯合簽署了200萬噸/年LNG進口協議。

2020年新簽合同主要為期限10年以上，與油價掛鉤斜率低于11%。盡管全球LNG市場正朝著更具流動性和活力的方向發展，但LNG長期合約在2020年仍占主導。在過去10年期間簽署的3.83億噸/年長貿合同中，75%為期10年以上，以確保需求地區LNG項目的批準提供支持，并確保天然氣供應安全。然而，自2016年以來，市場中確實簽訂了更多期限在11~20年之間的合約。2020年簽訂的2200萬噸協議中，11~19年期限的占57%。2015年之前簽署LNG合約斜率平均為14%。2015年的石油價格暴跌使得2016年的相關度下跌至12%。從2018年末開始，美國和澳大利亞新液化天然氣項目的大量供應，進一步將石油指數降至11%的水平。新冠疫情加上寬松的市場環境導致2020年現貨市場的天然氣價格創下歷史新低，使相關度下滑至10%~11%的水平。據報道，中國石化2020年9月與Qatargas達成的為期10年的協議中，與Brent原油指數掛鉤斜率為10.19%。

過去10年，LNG合約趨勢為與歐洲天然氣定價、日韓標桿指數及其它涉及多種大宗商品的混合定價模式掛鉤。Brent和JCC指數定價合同仍占主導。特別是2020年，隨著石油價格的暴跌，通過談判協商出斜率的情況下，與石油掛鉤的LNG合約為買家提供了較有保障的長期供應。

全球主要市場價格均創歷史記錄

全球三大天然氣市場價格在上半年紛紛創歷史新低，之后受冬季需求增長等因素影響，又于年終回升并超過疫情前水平。

2020年，需求持續疲弱、氣溫溫和等綜合影響，歐洲TTF現貨價格由年初的4.2美元/百萬英熱單位降至最低單日價格0.99美元/百萬英熱單位，一度低于美國HH價格。冬季需求受低溫影響回升，價格于年末最高升至6.8美元百萬英熱單位，較上年同期上漲60%。TTF全年均價3.18美元/百萬英熱單位，同比下跌30%。

亞洲市場LNG現貨價格降幅超過歐洲，達36%，全年均價3.82美元/百萬英熱單位。東北亞LNG現貨估價在4月創新1.75美元/百萬英熱單位的歷史最低，但由于冬季寒冷氣溫、補充庫存、長約集中提貨造成現貨供應趨緊、液化項目檢修期延長以及供應商推價等綜合原因，現貨價格在年末開始飆升，并于2021年1月創32美元/百萬英熱單位的歷史新高。

美國輸往歐洲和亞洲的LNG短期邊際成本(SRMC)通常被視為這兩個地區基準的價格下限。但歐亞價格均在2020年夏季出現低于美國LNG邊際成本的情況。這意味著，美國LNG出口商在疫情和油價影響的特殊時期內，曾一度無法承擔原料氣的成本。夏季需求大幅下降，供應則需要一段時間才能調低，直到6月底美國LNG出口大幅下調前，LNG市場仍然供過于求。6月，由于疫情封鎖和季節性因素導致國內需求下降，以及國際買家取消大批美國LNG貨船訂單，HH價格創下了1.5美元/百萬英熱單位的歷史新低。全年美國HH均價2美元/百萬英熱單位，同比下跌21%，為三大市場中跌幅最小的地區。

全球天然氣市場仍將逐步提升

“十四五”全球天然氣市場將逐步走出低谷，價格逐步升高。

隨著疫情緩解，全球主要經濟體或將持續推動經濟發展。同時，業界對環保、氣候問題的關注度日漸提升，在可再生能力大規模發展前，天然氣需求仍將持續提升。

價格方面，全球天然氣價格將觸底回升。北美天然氣需求和生產將逐漸恢復，整體供應仍然寬松，價格小幅回升。預計未來五年，美國HH年均價為2.7～3.4美元/百萬英熱單位，較過去五年均價上漲20%。歐洲由于區域內氣田產量下降，需求進口LNG彌補天然氣供應，但俄羅斯中亞地區的管道氣充裕、替代能源發展快速等因素將限制價格上漲空間，TTF年均價3.5~5.3美元/百萬英熱單位，較過去五年下跌7%。亞洲市場方面，需求仍將強勁，非冬季需求低迷為亞洲LNG現貨帶來壓力，冬季需求促進價格上升，季節性峰谷差仍將持續，年均價5～7.5美元/百萬英熱單位，均價較“十三五”下跌2%。

隨著市場基本面逐步改善，LNG液化項目最終投資決定將在2021-2022年明顯回升。主要受卡塔爾LNG項目推動，Qatargas計劃擴建的前四條生產線預計將在2021年完成最終投資決定，并從2020年代中期開始向市場注入3120萬噸/年的新產能。由于2020年代中LNG市場或將趨緊，預計2022年左右美國將基于對市場的預估，批準7400萬噸/年的LNG液化產能。樂觀估計，以上的大部分項目有望在2021年獲得支撐。

全球LNG接收能力將持續增長。預計，全球LNG接收能力將由目前2020年的8.9億噸/年增長到2025年超過10億噸/年。其中，FSRUs的產能將顯著增加，至2025年，產能將達2.53億噸/年。LNG接收能力提升將推動全球LNG貿易持續增長。亞太LNG接收能力有望將增至6.8億噸/年。區域內天然氣產量下降和從非洲到歐洲的管道進口減少，將推動歐洲LNG接收能力從2020年的1.56億噸增加到接近2億噸/年。

綜合分析，2021年天然氣市場需求將明顯復蘇，上游產量或將提升。但供需增加均較疫情前估計值下降。由于低油價期、投資萎縮，上游產量增速將低于過去十年平均水平。分階段看，2021~2022年供應過剩：疫情對需求的沖擊較大，預計市場供需仍將是供大于求。2023~2025年緊平衡：由于市場在2016~2018年缺乏LNG項目FID，造成供應增速放緩，預計市場供應收緊，2023~2025年左右將出現短暫的供不應求。