警惕。全球天然气价格已经见底

本篇文章5301字，读完约13分钟

继新型冠状病毒的毁灭性影响之后，油价下跌引发了全球市场的普遍悲观情绪。双重不利因素的综合作用已使欧洲的液化天然气价格在短期内降至每百万吨3美元左右。美国液化天然气价格接近边际价格，全球天然气价格已经触底。低油价对未来天然气市场的影响更加复杂。

国际供应下降趋势是大势所趋

从短期到中期，受低油价影响，全球天然气供应的最大下行风险来自美国非常规油田伴生气的减少，而世界其他地区天然气供应减少的风险相对较小。现有天然气生产项目的中期钻井计划和新项目投资将受到更严格的审查。

美国非常规油田伴生气的影响不是直接的，因为目前的天然气价格仍然高于井口可变操作成本。根据Wood Mackenzie的预测，到2020年底，美国天然气产量将下降近0.9bcf/d，而油价下跌前的预测值为90.5 bcf/d(每天10亿立方英尺)。随着更多的钻井计划被取消，这种情况可能会变得更加严重。据估计，到2021年底，美国天然气产量可能比油价下跌前的预测低3.1个基点/天。其中，2020年和2021年美国二叠纪盆地的伴生气产量将分别减少0.2bcf/d和0.8bcf/d。

在低油价的情况下，随着钻探接近边际价格，世界其他地区的开发商可能会推迟天然气项目和投资的钻探计划。可能受到影响的项目包括与石油价格挂钩的澳大利亚煤层气、巴西的盐下油田和相关天然气，以及尼日利亚和阿尔及利亚的天然气开发项目。

由于世界上大多数液化天然气项目主要由非伴生天然气供应，短期液化天然气供应预计不会受到油价下跌的影响。然而，2019年液化天然气供应的创纪录投资和今年液化天然气现货价格的大幅下跌，考验了开发商在2020年批准新液化天然气项目的决心。油价下跌将使这些决定进一步复杂化。

尽管目前的油价与最终投资决定(FID)前液化天然气项目的经济可行性无关，但油价下跌将产生以下后果:

首先，与油价挂钩的石油生产商和液化天然气供应商都受到油价的影响，并将限制资本投资。

其次，股东和金融家在投资与油价挂钩的液化天然气项目时将更加谨慎。

第三，与与油价挂钩的液化天然气相比，美国液化天然气的竞争力将下降。

四.投资者计划在FID犹豫交易之前出售项目资产。

因此，2020年和2021年FID液化天然气项目将减少，莫桑比克、毛里塔尼亚、塞内加尔和澳大利亚的相关项目将面临压力。因此，2024年至2027年间，全球液化天然气供应量可能会减少。然而，通过FID液化天然气项目改变投资计划的可能性和范围是有限的。预计这些项目将继续大力推进，以确保建设周期，并尽快实现正现金流，因此不必对以后的液化天然气供应过于悲观。

对于长期液化天然气供应，最大的不确定性来自卡塔尔。卡塔尔计划在2020年为其北部气田扩建项目批准6条新的大型液化天然气生产线。由于项目本身的低现金流盈亏平衡，以及卡塔尔增加其在全球液化天然气市场份额的雄心，即使在低油价的情况下，卡塔尔也不会改变其计划，而只会寻找降低成本的机会。然而，由于油价下跌和总承包行业的压力，液化天然气项目在这种环境下降低成本的范围有限。

国际需求，变化复杂

2020年，全球天然气需求将面临巨大压力。年初，新皇冠肺炎疫情的爆发大大减少了中国的天然气消耗。尽管全球都在努力控制病毒的传播，但病毒已经蔓延到全世界。受此影响，亚太及其他地区的天然气需求预计将继续下降。低油价对区域天然气市场需求的影响更加复杂，主要取决于市场结构和替代燃料的竞争力。

从2021年开始，这一轮油价下跌将影响天然气和液化天然气的长期定价，导致亚洲和欧洲液化天然气合同价格下降，这有利于推动区域市场的煤制气转换过程，但石油制气转换过程将受到一定阻碍。与此同时，在与石油价格直接挂钩的管道天然气的竞争中，液化天然气将处于劣势。

在日本和韩国等亚洲主要市场，天然气价格由加权平均天然气成本(WACOG)决定，由于油价大幅跌至每桶35美元以下，考虑到液化天然气合同的滞后，WACOG的价格将在未来6-9个月内下跌约一半。低天然气价格在经济上支持了电力行业煤向天然气的转化，但煤与天然气之间的竞争依然激烈。

对于印度、加勒比海和中美洲等市场来说，对天然气的需求将受到石油作为替代燃料的竞争压力。液化天然气期货和现货将与燃料油、液化石油气和石脑油等燃料展开竞争，而较低的油价将减缓工业领域的油气转化进程。由于来自其他燃料的激烈竞争，需要对其他燃料实施强有力的政策或禁令，以确保天然气需求的增长。

欧洲对天然气的需求不会受到很大影响。目前，俄罗斯天然气工业股份公司投资组合中与石油价格挂钩的俄罗斯管道天然气合同比例不到25%，其目前的市场份额不太可能改变。阿尔及利亚至西班牙的管道天然气合同价格均与油价挂钩，并采用了“现收现付”条款。如果油价保持低位，西班牙买家将购买更多阿尔及利亚管道天然气。由于合同的滞后，这种情况要到2020年10月才能实现。到2021年，由于阿尔及利亚管道天然气的增加，进入西班牙的液化天然气量将减少20亿立方米，这将给原本供过于求的液化天然气市场带来更大压力。

美国天然气需求的长期增长主要来自工业部门，预计将会下降。天然气需求的增长很大一部分来自石化工厂的支持，随着下游聚乙烯市场利润率的下降，新化工厂的生产可能会推迟。

从长远来看，尽管不同的市场以不同的方式做出反应，但全球能源转型的大趋势不会改变。来自石油市场的巨大冲击波无疑将促使决策者重新考虑如何满足未来能源需求的问题。在化石能源和可再生能源的竞争过程中，油价下跌将使化石能源更具成本竞争力，但商品市场的波动可能会促使一些监管机构更快地从石油和天然气转向能源多样化。

每个市场都在考虑如何正确平衡清洁、低成本和能源供应安全之间的关系。欧洲正在推进“欧洲绿色协议”，预计不会受到大宗商品价格前景变化的影响。美国的能源转型更多是从经济角度出发。较低的油价将减少石油和天然气产量。

然而，油价下跌预计将有助于提振亚洲对天然气的需求。亚洲的煤炭价格普遍低于天然气价格，但与石油价格挂钩的天然气价格的降低将推动煤炭向天然气的转化。尽管较低的天然气价格不足以确保天然气需求的增加，但它将巩固现有的天然气政策，并促进更多相关政策。

天然气价格持续走低将加速亚洲市场天然气行业的改革。有效的改革将反过来刺激对天然气基础设施的投资和天然气长期需求的增长。然而，油价波动和对化石能源供应商地缘政治稳定性的担忧，可能会促使亚洲重新评估其能源安全，并采取更快、更强有力的措施，远离化石燃料。

国内供应，影响有限

国内天然气生产暂时受到新的皇冠肺炎疫情的影响，一线生产项目已于2月7日恢复生产。截至3月1日，整个石油石化行业的运营率已经达到95%以上。

预计本轮油价下跌对国内天然气供应的影响有限，天然气生产项目的生产计划基本不受影响。由于国内天然气定价机制与外部油价无关，在长期稳定供应保证的压力下，尚未投产的天然气生产项目延期的可能性相对较低。是否延期主要取决于各企业因油价下跌而减少的资本支出计划。以“三桶油”为主体的上游天然气开发商主导国内天然气开发，国内天然气生产成本总体相对稳定。

到2019年，中国对外国天然气的依赖将达到43%，而进口天然气的比例已经接近一半。进口天然气随原油价格波动较大，这是中国气源成本变化的主要因素。

中国现有的天然气进口管网主要包括西部地区从土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦进口天然气的中亚线(天然气产量550亿立方米/年)、西南地区的中缅线(天然气产量172亿立方米/年)和东北地区的中俄东线(天然气产量50亿立方米/年)。中亚天然气是主要进口管道天然气，占2019年管道天然气进口总量的91%。随着2019年12月中俄东线的开通，进口管道气的来源进一步多元化。

中国进口管道天然气的平均价格波动很大。2019年平均价格为1.8元/m3，其中缅甸天然气价格(2.37元/m3)最贵，土库曼斯坦天然气价格(1.72元/m3)和乌兹别克斯坦天然气价格(1.54元/m3)次之，哈萨克斯坦天然气价格(1.47元/m3)和俄罗斯天然气价格(1.44元/m3)最便宜。

中国进口管道的天然气价格主要由两国政府商定的基本天然气价格调节，并辅以石油或成品油价格的变化。其中，中缅天然气、中俄天然气与原油相连，中亚天然气与成品油相连。由于成品油是原油的下游产品，成品油价格波动与原油价格波动基本相同。因此，油价的下跌将更有利于降低中国进口管道天然气的平均价格。随着2020年管道天然气供应增加64亿BCM(10亿立方米)，这将进一步挤压中国的进口液化天然气市场。

中国液化天然气进口主要以中加合作为基础，辅以短期合作和现货贸易。液化天然气进口协会以“三桶石油”为主，买家在过去五年中逐渐多元化。液化天然气进口的新进入者主要是国有发电集团、地方能源企业和城市燃气企业。进口来源相对集中，澳大利亚和卡塔尔占近70%，马来西亚和印度尼西亚是主要来源。

中国液化天然气进口合同价格主要与日本原油通关价格(JCC)挂钩，其中只有3份合同采用S曲线定价，其余合同采用直线定价，且大部分合同不包含再谈判条款。澳大利亚液化天然气直线中长协整系数为14%，常数为1.2美元/百万分位数；卡塔尔液化天然气直线中长连接系数为17%，常数为0.3美元/百万分位数。油价是液化天然气的长期共同核心变量。由于澳大利亚和卡塔尔拥有近70%的中加液化天然气合同，这两个国家的价格基本上决定了中加液化天然气的价格中心。油价的下跌有助于降低中国进口液化天然气的平均成本，但总的来说，进口液化天然气在成本上仍难以与进口管道天然气竞争。

油价的变化也将影响买家购买短期和长期液化天然气的意图。油价见底后，买家倾向于将液化天然气价格从亨利枢纽港改为油价，但合同期很短。长期低油价将使合同价格与油价和现货价格趋于一致。尽管油价为35美元/桶，但与油价挂钩的传统亚洲天然气合同价格仍为5.6美元/百万吨/桶(挂钩系数为14.5%+常数为0.5美元/百万吨/桶)，仍明显高于当前亚洲液化天然气现货价格(3.1美元/百万吨/桶)。现货价格和合同价格的趋同将减少现有合同重新定价的压力。这可能会鼓励一些买家重新关注与油价挂钩的液化天然气交易。然而，考虑到当前市场的不确定性和新的冠状肺炎疫情的影响，新液化天然气合同的谈判将会延长。

国内需求，包括数量和利润

国内对天然气的需求主要受到新的冠状肺炎疫情的影响。2020年2月，国内工业总产值同比下降13.5%，销售额下降20.5%，工业用气消费量下降37%。

根据国际卫生研究院2月份的预测，受疫情影响，2020年国内天然气需求将从327亿立方米下降到321亿立方米，天然气需求增量将从240亿立方米下降到180亿立方米，工业用气及工业相关发电和供热领域下降幅度更大。

今年3月，我国疫情得到控制，全国各地恢复了工作和生产。然而，新的皇冠肺炎疫情在世界范围内广泛爆发，形势日益严峻。欧美等主要发达国家相继关闭，这将对中国出口行业产生重大影响，并进一步降低天然气需求。

对中国来说，这一轮油价下跌大大降低了进口天然气的购买成本。以每桶35美元的价格计算，液化天然气的上岸成本低于国内批发价格基准。在消费终端，为了帮助受新皇冠肺炎疫情影响的企业恢复生产，地方政府相继出台了一系列降低天然气价格的政策。因此，由于油价下跌而降低的进口天然气成本将主要转移到下游，使最终用户获利，而进口商留存的利润较少。

我百感交集，所以我选择了正确的时间。

这一轮油价下跌恰逢新流行的肺炎在全球蔓延，其持续时间难以预测。在不久的将来，疫情严重抑制了全球天然气需求，但对已投产的天然气生产项目影响相对较小。油价的大幅下跌降低了天然气的使用成本，在一定程度上有利于巩固和增加天然气的使用需求，但同时也严重降低了上游天然气生产的利润，这将逐步把美国、澳大利亚等国的非常规天然气挤出供应市场，也将导致新项目投资的延迟。短期内，国际国内天然气市场供大于求的局面不会改变，天然气生产利润和运营成本都将大幅下降。

随着油价大幅下跌，国内油气企业面临严峻的生产经营形势。营业收入和利润都在急剧下降，现金流在减少，资本支出需要谨慎。然而，在国内天然气供应保障的压力下，上游勘探开发进程仍需进一步推进，延迟的可能性很小。

由于疫情蔓延，下游市场对天然气的需求已经萎缩，供应将会变得宽松。在与低成本管道天然气、高成本海洋天然气、非常规天然气和进口液化天然气的竞争中，不具备优势，将面临销售困难。

从国家能源安全和企业长远利益的角度出发，建议充分利用国际液化天然气市场现货低价窗口和现有支持政策，扩大液化天然气采购，积极配置和优化液化天然气资源池，降低我国液化天然气平均进口成本。同时，在国际油气资产普遍被低估的情况下，公司决定借此机会进行收购，进一步优化公司的资产组合，降低桶油成本，为增加储存和生产做准备。

尽管由于油价下跌，天然气相对于煤炭的价格竞争力有所提高，但实施新一轮煤改气仍需要进一步的政策支持。

来源：BBC新闻网