今年以來，LNG現貨價格和原油價格接連暴跌，人們的直接反應是，油氣雙雙供過于求。然而，天然氣供求失衡是如何造成的、失衡程度如何、失衡如何調整、油價在其中起何作用等，這些問題值得細細研究。
1、天然氣（LNG）需求出現“疊加效應”
（一）經濟增長預期遭大幅下調
新冠疫情點燃了全球經濟新的下行周期，全球經濟出現自2008-2009年金融危機以來最嚴重的問題。疫情在全球范圍內迅速蔓延又嚴重影響供應鏈、需求、國際貿易和跨國旅游等，并深度影響各行各業。同時各國股市也隨之紛紛出現大崩盤現象，進一步加劇了全球經濟問題。美國、歐洲和日本已經出現了經濟衰退現象。IHS最新的預測已經將2020年全球GDP實質增長率由原來的2.53%降至0.68%（圖1），遠低于人們普遍認為2%的經濟衰退警戒線。
圖1 全球經濟增長預測
全球經濟走勢更可能是U形：大幅驟減后需經歷緩慢的恢復過程，恢復至原有水平時間要遠長于下降時間。各家預測都認為全球經濟還有下行風險，主要取決于各國政府刺激經濟的措施。各國央行已經采取了緊急措施，但財政措施仍不明朗。
（二）疫情對天然氣需求的影響波及各行各業
（1）對發電行業，因工業和商業經濟活動減少，電力需求減少；另一方面，許多發電廠因使用低價天然氣會帶來利潤，因此需求天然氣會有所增加；因LNG長貿和現貨更多直接與油價正比例掛鉤，預計LNG會進一步取代煤炭，需求會上漲。2）對民用和商業領域，商業及社交活動減少會導致能源行業各領域需求減少；另一方面，大多數人被迫居家隔離、避免社交活動，會導致民用天然氣需求量有所上升。3）對工業領域，生產減少導致工業用氣量大幅度減少；另一方面用于取暖和以天然氣為原料的工業行業活動減少，使天然氣需求量進一步減少。4）對交通行業，生產活動和進出口減少會導致貨物運輸減少；更多交通工具使用石油化工煉化品，因此對天然氣需求的影響小于石油；低油價會減緩大貨車和船用柴油向LNG過渡。
對全球宏觀經濟和能源需求的預測不確定性很大，不同時期的預測會有所變化。
（三）疫情對天然氣需求的影響在中、歐接踵凸顯
（1）新冠疫情對中國天然氣需求影響大
一方面，經濟周期自然調整和疫情嚴重影響天然氣需求，另一方面，低油價促使中國國內天然氣價格走低，進而一定程度上促進天然氣（LNG）利用，這對天然氣需求量減少形成一定程度的彌補。例如天然氣發電行業，將從低氣價中受益，過去數年國內建成投產的數個天然氣發電廠將用足閑置產能；那些可煤可氣的發電廠，可優化燃料采購渠道，更多選擇使用天然氣發電。如果3月底經濟活動開始恢復，中國政府隨后大幅刺激經濟，全年GDP能增長4.3%的話，經濟周期、新冠疫情和低油價多重因素疊加，使中國2020年天然氣需求增長預期降至5%，需求量約為3170億方，比原預測3270億方調低100億方（圖2）。
圖2 2020年天然氣需求預測
天然氣需求增長放緩還會在不同來源上相互影響。國內天然氣產量2020年可能增長4.1%，比原預測減少2%，約37億方。管道氣、尤其是中亞天然氣管道氣需求量，受到需求增速放緩的影響較大。按定價公式，低油價區間下“管輸氣協議價格+管輸費”計算時會使用更小的斜率和更高的固定交點基準價（保證管輸氣不至于在油價出現極端情況無法正確反映氣價供需關系時價格過低）。對于中國沿海城市來說，中亞管道氣運至中國沿海城市的管輸費偏高，由于管輸氣在低油價時對油價敏感性降低，無法及時準確反映油價下跌幅度，沿海城市可能優先選擇LNG，而不選擇中亞管道氣。
盡管LNG全球貿易受各國防疫措施影響，但隨著油價進一步下跌，與油價掛鉤的LNG長貿將會有利。因此中國2020年LNG進口雖然比疫情前預測減少200萬噸，但仍將達到6400萬噸（比2019年增長約400萬噸）。另外，與油價掛鉤的管輸天然氣也將處于有利地位，以往優先使用現貨LNG而降低管輸天然氣用量的選擇傾向將會得以改變。
（2）歐洲天然氣需求出現下降信號。將今年三月歐洲六個主要國家天然氣利用量與過去三年同月利用量對比可以看出，3月13日以后各主要國家天然氣需求量開始出現下滑，意大利和法國下降幅度尤其明顯。IHS預測，歐洲4月份需求量將下降6%-12%；二季度需求量下滑幅度最大；三季度因影響用電需求進而影響天然氣用量，其經濟活動繼續受限；四季度天然氣需求將出現增長，但增幅緩慢。
（四）全球LNG貿易量將大幅下降
相比而言，LNG是一種相對高成本的邊際能源，盡管價格與低油價掛鉤對LNG需求下降會有所抵消，但全球經濟活動減少會嚴重影響LNG需求。需求量下降主要是亞太地區。但東亞地區尤其是中國，經濟活動預計比歐美國家從疫情中更快地恢復，因此2021-2023年LNG需求量，其他地區下降幅度將高于亞太地區。
歐洲需求瓶頸加中國增長放緩使全球LNG供需平衡難上加難。疫情爆發前預測，全球LNG市場2020年就將出現過剩現象，2019年投產的澳大利亞Ichthys LNG T2、Prelude FLNG，美國的Cameron LNG、Corpus Christi LNG、Elba Island LNG、Freeport LNG、Sabine Pass LNG T5以及俄羅斯的Yamal LNG T3，讓2020年全球LNG市場增加2700萬噸供給量，出現供過于求，使LNG價格加速下滑。疫情爆發后，全球經濟受到打擊，天然氣及其他能源的需求量都大幅減少。因此2020年全球LNG實際需求量比年初預測值要低得多，全球貿易量比2019年僅增加500-600萬噸，而且還存在很大的不確定性。
2020年全球LNG過剩產量約為1800萬噸，其中三分之一可通過控制美國LNG項目減產，三分之二需要通過埃及、澳大利亞、馬來西亞LNG項目減產，以及其他生產商減少未簽長貿合同的那部分產量來實現。另一種更加悲觀的預測，2020年全球LNG過剩產量約為2200萬噸。需要美國控制LNG產量來減少過剩產量的三分之二以上，約1500萬噸；其余過剩產量需要其他生產商減少未簽署長貿合同的那部分產量來實現。
當然，全球天然氣需求并不全是負面疊加，亞洲煤氣轉換就可對天然氣需求形成一定程度的正面疊加。亞洲非現貨LNG價格絕大多數與油價掛鉤，日本大多數公共事業所用LNG都是長貿協議，與油價掛鉤高度緊密；韓國用于發電的LNG 80%由KOGAS進口，大部分與油價緊密掛鉤。低油價自然使LNG價格大幅度走低，LNG有望加速取代煤炭發電的比例。如果煤炭價格為70-75美元/公噸，LNG到岸價只需要處于3.5-4.5美元/MMBtu，就比煤炭有價格優勢。IHS最新預測，2020年下半年日韓LNG平均到岸價就將達到甚至低于3.5-4.5美元/ MMBtu。由此，韓國2020年LNG需求量可望增長300-400萬噸，日本增長500-600萬噸。
2、天然氣（LNG）供給將出現“鐘擺效應”
油價暴跌對天然氣供給側也有不小影響，使天然氣供給出現“鐘擺效應”。
（一）北美油田伴生氣產量下降
全球石油出現了少有的供大于求現象，價格隨之暴跌。IHS預測，2020年平均布倫特油價28美元/桶，2021年36美元/桶。在如此低油價下，北美的石油（尤其是頁巖油）和石油伴生氣產量都將大幅度下降。美國能源信息署（EIA）的數據顯示，因為生產商大幅削減了鉆探量，4月美國頁巖油產量降至約870萬桶/日，預計將創紀錄下降19.4萬桶/日；5月美國頁巖油產量將降至853萬桶/日，較4月下降18.3萬桶/日，各主要盆地的頁巖油產量均出現下滑。頁巖油產量下降導致其伴生頁巖氣同樣下降。預計5月美國天然氣產量將降至832億立方英尺/日，為2019年8月以來的最低水平，并將連續六個月下降。美國最大的頁巖氣區阿巴拉契亞地區的產量將下降3億立方英尺/日至319億立方英尺/日。IHS預測，到2021年底，僅伴生氣產量就將減少105億立方英尺/天（1085億方/年），至180億立方英尺/天水平（1860億方/年），減幅達36.8%。
那么，美國伴生氣產量下降導致LNG氣源減少和全球LNG需求下降兩大因素將如何影響全球LNG供需平衡呢？IHS對美國LNG生產和出口進行了模擬，考察2021年底美國LNG產能利用率，分別設定為10%和50%兩種情境（圖3）。從圖中可看出，如果產能利用率能達到50%，則LNG氣源供應需要約50億立方英尺/天（520億方/年）；如果產能利用率只達到10%，則LNG氣源供應只需要約10億立方英尺/天（104億方/年）。
圖3 不同情境下美國本土非伴生氣產量預測
也就是說，到2021年底，與疫情前預測比，北美伴生氣產量將下降105億立方英尺/天（1085億方/年）；全球LNG需求下降導致美國LNG生產線只能以50%和10%產能生產，減少的氣源量分別為46億立方英尺/天（475億方/年）和95億立方英尺/天（980億方/年）。
美國兩種不同的LNG產能利用率情境假設：
情境一：如果全球LNG 2020年需求量與疫情前預測需求量3.75億噸相比下降10%至3.4億噸左右，美國LNG生產商作為平衡市場主要減產方降低產能利用率，則其產能利用率可能降至50%， LNG出口在3100萬噸左右。
情境二：如果全球LNG 2020年需求量下降20%至3億噸左右，則美國LNG產能利用率可能降至10%，LNG出口在600萬噸左右。
北美非伴生氣產量變化取決于全球LNG需求量。
（1）以美國LNG產能利用率10%推算，2021年底前不需要額外非伴生氣新增產量。由于儲存能力限制，LNG出口急劇減少將使得2020年天然氣市場供過于求，導致天然氣HH（Henry Hub）價格下降。低氣價又將進一步助推發電行業煤氣轉換，由此新增天然氣用量預計在20-40億立方英尺/天，由24億立方英尺/天增長到333億立方英尺/天的歷史新高。部分天然氣生產商停產，共將減產15億立方英尺/天。IHS預測今年10月底美國本土天然氣庫存量將達到4.2萬億立方英尺的歷史新高。不過一旦冬季用氣高峰到來，北美天然氣供過于求的狀況將有所好轉。
（2）以美國LNG產能利用率50%推算，2021年需要大量增產北美非伴生氣產量。一旦產能利用率達到50%，再加上發電行業煤氣轉換帶來的額外天然氣需求量，2020年上半年北美天然氣市場仍將供過于求，但情況將明顯好于10%產能利用率情況。這種情境下2020年10月底美國本土天然氣庫存量將達到3.9萬億立方英尺。這又將導致發電行業重新回到以煤炭作燃料，使天然氣需求量減少約39億立方英尺/天，至283億立方英尺/天水平。北美非伴生氣產量2021年將有所增加，全年平均凈增約70億立方英尺/天。
（二）LNG項目FID受重大影響
能源企業面臨的資本壓力比以往任何時候都要大，其財務實力近年有所下降，總市值僅占標普500的4%，遠低于2014年的11%和2008年的16%，主要因為其投資策略很難像以往一樣為股東創造同等價值。近年來全球七大國際石油公司多數一直在通過增加股息以取悅投資者。以42美元/桶油價計算，當前股息占全球七大石油公司營業現金流近50%的水平。目前這些公司的信用等級仍為投資級別，但降級風險越來越大。因此，它們不可避免地大幅度削減投資，首當其沖的就是LNG項目。
不少LNG項目的FID有很大的暫停和推遲風險。2020-2021年面臨FID的項目包括莫桑比克魯伍馬LNG（產能1520萬噸/年），卡塔爾Qatargas（產能3120萬噸/年），美國Port Arthur LNG（產能1100萬噸/年）、Energia Costa Azul LNG（產能240萬噸/年）、Woodfibre LNG（產能210萬噸/年）等等，都在面臨這一風險，有些已經宣布推遲。
從目前情況看，2020-2021年油價可能會分別低于30、40美元/桶，則包括近期的和后續的在內，全球所有的LNG項目FID都將推遲兩年以上。美國的LNG項目風險更大，其FID還得多推遲一年。
大量LNG項目FID推遲將導致LNG行業發生結構性變化，有助于LNG供需逐步達到平衡，之后將出現新一輪供給過剩。
3、價格“稱量”著天然氣（LNG）供需失衡的程度
（一）兩種成本情境下的變動成本預測
盡管各家可變成本各不相同，美國LNG出口到歐洲的可變成本大約在下述兩種情境區間內變動：
（1）高成本情境，完全成本約為3.27美元/MMBtu。氣源價格2020年夏天約為1.8美元/MMBtu，附加額外premium費用為氣源價格的15%，運輸的綜合費用約為0.6美元/MMBtu（含5萬美元/天租船費、運輸過程中閃蒸汽費用、520美元/噸船用燃料費、港口裝卸費），LNG再氣化費用0.6美元/MMBtu。
（2）低成本情境，完全成本約為2.27美元/MMBtu。氣源價格美元1.7/MMBtu（LNG買方獲不低于0.1美元/MMBtu折扣），附加額外premium費用為氣源價格的10%，運輸的綜合費用約為0.3美元/MMBtu（含運輸過程中閃蒸汽費用、520美元/噸船用燃料費、港口裝卸費），LNG再氣化費用0.1美元/MMBtu。
（二）兩種產能利用率情境下HH價格預測
（1）如果美國LNG產能利用率僅有10%，2020下半年開始到2020年冬季前HH氣價將低至約1.25美元/MMBtu，2021年將達到2.62美元/MMBtu。（2）如果美國LNG產能利用率達到50%，HH氣價將從2020年2.01美元/MMBtu增至2021年的3.45美元 /MMBtu（圖4）。（3）無論是10%還是50%產能利用率，HH氣價預計都將在2020年冬季回升，2021年趨于正常。
圖4 美國HH價格預測
（三）亞洲LNG現貨與非現貨價差縮張變幻
預計2020年油價大跌將使亞洲非現貨LNG與現貨LNG長期存在的價差基本消除（圖5）。從圖中可看出，從2019年初到2020年1月，全球LNG市場供大于求，導致LNG現貨價格不斷走低，比非現貨價格低得多，2019年四季度均價價差達3.5美元/MMBtu。但是，油價大跌直接導致JCC油價下調，使亞洲LNG非現貨價格下跌至十年來的新低，甚至跌至低于現貨價格，這樣，LNG非現貨和現貨之間的價差就基本消除。預計今年第四季度LNG非現貨價格可能比現貨要低0.5美元/ MMBtu。2021年初開始，LNG非現貨和現貨之間的價差將再次出現；但到2021年冬季，對現貨LNG需求增高，價差將再次縮小。
圖5 全球LNG價格預測
（四）低油價導致亞洲LNG長貿價格跌破長期、甚至短期邊際成本。
低油價導致與油價掛鉤的亞洲LNG長貿價格下跌，甚至低于美國LNG生產商短期邊際成本，給美國墨西哥灣沿岸LNG出口商帶來極大壓力（圖6）。從圖中可看出，疫情爆發后，預計2020年6月到2021年底，與油價掛鉤的LNG長貿價格將低于美國LNG長期邊際成本；2020年下半年、尤其是第三季度，甚至將低于美國LNG短期邊際成本。在此期間美國LNG出口商所承受的壓力將取決于油價復蘇的速度和程度。
圖6 亞洲LNG價格與美國短期和長期邊際成本比較
注：美國LNG短期邊際成本（SRMC）=115%*HH + 0.55美元/MMBtu (2018-2021年液化、運輸和再氣化成本的平均值)；
美國LNG長期邊際成本（LRMC）=115%*HH + 4.8美元/MMBtu (2018-2021年液化、運輸和再氣化成本的平均值)。
4、策略建議
（一）推遲海外LNG項目FID已不可避免。全球待決策的LNG項目FID大部分已宣布推遲，其中就包括中國企業參與的項目，雖然中國企業尚未公開表態，但反應迅速的合作伙伴已經“替”中國企業作出了決策。推遲一年、兩年還是更長時間，需視國際市場供需調整和價格回歸情況而定。
（二）認清低油氣價格周期規律，堅定發展天然氣信心。從上述分析中可以看出，低油氣價格周期存在如下規律：（1）無論表面誘因是什么，無可置疑地，影響油氣價格驟跌的基本面永遠是油氣供求關系失衡，供過于求。表面誘因畢竟只是表面。（2）導致需求下降的誘因往往不只一個，常常出現 “疊加”，這是油氣市場的“禍不單行”現象。（3）一旦需求下降，供給側必然出現“鐘擺效應”，既有自然的，如北美頁巖油氣自然減產；也有人為的，如OPEC+出手減產。這也幾乎是鐵律。“鐘擺”的力度和幅度決定著未來平衡價格的高低。（4）需求下降與供給“鐘擺”之間存在時間差，時間差的長短決定著油氣企業需要忍受低價時間的長短。（5）管輸天然氣和非現貨LNG的價格是油、氣價格互動的結合點，這一結合點使得在當前LNG供需嚴重失衡、LNG現貨價格超低情況下，非現貨價格和管道氣價格仍有可能更低。受益于較長時期LNG現貨超低價格的人們，千萬不可“溫水煮青蛙”、迷信這一低價會長期持續。
因此，應堅信天然氣（LNG）低價只是周期性短期現象，堅持簽訂一定比例的長貿協議、堅定發展天然氣方向，仍是可行的選擇。
