油受阻來“氣”不順

文／蘇佳純

油價下跌，低位震蕩，導致國際、國內天然氣市場變數陡增。

●曙光已現，黎明不遠。 攝影/胡慶明

繼新型冠狀病毒的破壞性影響，油價下跌更加引發了全球市場的普遍悲觀情緒。雙重不利因素疊加，短期內歐洲LNG 價格降到3 美元/mmbtu 左右，美國LNG 價格接近邊際價格，全球天然氣價格已然觸底。油價低位運行對未來天然氣市場產生的影響更為復雜。

國際供應，下行是大勢

中短期內，受低油價影響，全球天然氣供應最大下行風險來自美國非常規油田伴生氣的減產，來自世界其他地區天然氣供應減少的風險較小；現有天然氣生產項目的中期鉆探計劃以及新建項目的投資將受到更嚴格的審查。

來自美國非常規油田伴生氣的影響并非立竿見影，因為當前天然氣價格仍然高于井口可變操作成本。據伍德麥肯茲的預測，到2020 年底，相比油價下跌前的預測數值90.5bcf/d（10 億立方英尺每天），美國天然氣產量將下降近0.9bcf/d。隨著更多鉆井計劃取消，這種情況可能會更加嚴重。預計2021 年底，美國天然氣產量可能比油價下跌前的預測值低3.1bcf/d。其中，2020 年和2021 年的美國二疊系盆地伴生氣產量將分別減少0.2bcf/d 和0.8bcf/d。

在低油價情形下，隨著鉆井逼近邊際價格，世界其他地區的開發商可能會推遲天然氣項目的鉆探計劃，延遲投資。可能受到影響的項目包括與油價掛鉤的澳大利亞煤層氣、巴西鹽下油田與伴生氣，以及尼日利亞、阿爾及利亞的天然氣開發項目。

由于全球大部分LNG 項目主要氣源為非伴生氣供應，預計短期LNG 供應不會受到油價下跌的影響。但2019 年創紀錄的LNG 供應端投資，以及今年LNG 現貨價格暴跌，已經考驗著開發商在2020年批準新建LNG 項目的決心。油價的下跌，將使這些決定更加復雜。

盡管當前的油價與處于最終投資決定（FID）前LNG 項目的經濟可行性無關，但油價下跌將產生如下幾個后果：一、無論是石油生產企業還是與油價掛鉤的LNG 供應商，都對石油價格存在風險敞口，將對資本投資進行限制；二、股東和融資方對與油價掛鉤的LNG 項目投資將更加審慎；三、美國LNG 相較于與油價掛鉤的LNG 競爭力將下降；四、計劃在FID 之前將項目資產出售的投資者，可能對交易產生猶豫。

因此，2020 年和2021 年進行FID 的LNG 項目將減少，莫桑比克、毛里塔尼亞、塞內加爾以及澳大利亞的相關項目將面臨壓力。2024-2027 年間，全球LNG供應可能因此減少。但是，已經通過FID的LNG 項目改變投資計劃的可能和范圍有限。預計這些項目依然會繼續大力推進，確保建設工期，盡快實現正現金流，所以對之后LNG 的供應也不必太過悲觀。

對于長期LNG 供應來說，最大的不確定性來自卡塔爾。2020 年卡塔爾計劃批準其北部氣田擴建項目新增6 條大型LNG 生產線。由于項目本身現金流盈虧平衡較低，加之卡塔爾有增加全球LNG市場份額的雄心，即便在低油價的情況下，卡塔爾可能不會改變計劃，只會尋找降低成本的機會。不過，由于油價下跌，總承包行業面臨壓力，LNG 項目在這種環境下降低成本的空間有限。

國際需求，變化復雜

2020 年全球天然氣需求已經面臨極大壓力。年初，因新冠肺炎疫情的暴發，大幅減少了中國的天然氣消費。盡管全球在努力遏制病毒的傳播，但目前病毒已在全球蔓延。受此影響，預計亞太及其他地區的天然氣需求將繼續下滑。低油價對區域天然氣市場需求的影響較為復雜，主要取決于市場結構和替代燃料的競爭力。

本輪油價的下跌將會影響從2021 年開始的天然氣及LNG 長約定價，導致亞洲、歐洲的LNG 合約價格下降，有利于推動區域市場煤改氣的進程，但油改氣進程將有所阻滯。同時，LNG 在與直接和油價掛鉤的管道氣的競爭中將處于劣勢。

在天然氣價格由加權平均天然氣成本（WACOG）確定的亞洲主要市場，如日本、韓國，隨著油價大幅下跌至35 美元/桶以下，考慮到LNG 合同的滯后性，WACOG 的價格在未來6～9 個月內將下跌約一半。低氣價在經濟性上支持電力行業煤改氣，但煤炭與天然氣的競爭仍然激烈。

對于印度、加勒比海和中美洲等市場，天然氣需求將受到石油作為替代燃料的競爭壓力。LNG 期貨與現貨將與燃油、液化石油氣、石腦油等燃料競爭，較低的油價將放緩工業領域油改氣的進程。由于受到來自其他燃料的有力競爭，需要強有力的政策推動或是對其他燃料的禁令，才能保障天然氣需求的增長。

歐洲的天然氣需求不會受到太大影響。目前與油價掛鉤的俄羅斯管道氣合同在俄羅斯天然氣工業股份公司投資組合中所占比例不到25%，而且其目前的市場份額占比不太可能改變。阿爾及利亞送往西班牙的管道氣合同價格全部與油價掛鉤，采用照付不議條款。若油價保持低位，西班牙買家將購買更多的阿爾及利亞管道氣。由于合同的滯后性，這種情況在2020 年10 月之后才會實現。至2021 年，由于阿爾及利亞管道氣的增加，進入西班牙的LNG 將減少20 億立方米，這給原本供應過剩的LNG 市場帶來更大的壓力。

美國天然氣長期需求增長主要來自于工業領域，預計需求將會下滑。天然氣需求增長的很大一部分來自石化廠的支撐，而隨著下游聚乙烯市場利潤率的下降，新化工廠的投產可能會推遲。

從長期來看，雖然不同的市場在以不同的方式做出反應，但全球能源轉型的大趨勢并不會改變。來自石油市場的巨大沖擊波，無疑會讓決策者重新審視如何滿足未來能源需求這一議題。在化石能源與可再生能源競爭過程中，油價下跌將使化石能源更具成本競爭力，但大宗商品市場的波動可能會鼓勵一些監管機構從石油和天然氣更快地轉向能源多元化。

每個市場都在考慮如何正確地平衡能源供應清潔性、低成本和安全性之間的關系。歐洲在推進“歐洲綠色協議”，預計大宗商品價格前景的變化并不會對這一進程產生影響。美國能源轉型更多的是從經濟角度進行引導，油價走低將使石油和天然氣產量減少。

然而，較低的油價預計將有利于提升亞洲天然氣的需求。亞洲煤炭價格一般比天然氣便宜，但是與油價掛鉤的天然氣價格降低將會促進煤改氣的推進。盡管天然氣價格走低不足以確保天然氣需求提升，但將鞏固現有天然氣政策并促使更多的相關政策出臺。

持續走低的天然氣價格會加快推進亞洲市場天然氣行業的改革，有效的改革將反過來刺激天然氣基礎設施投資和天然氣長期需求的增長。但油價的波動以及對化石能源供應國地緣政治穩定性的擔憂，可能促使亞洲重新評估能源安全，從而采取更迅速、更大力度的措施遠離化石燃料。

國內供應，影響有限

國內天然氣生產受到新冠肺炎疫情的短暫影響后，一線生產項目2 月7 日起已陸續復工復產。截至3 月1 日，石油石化全行業開工率已達95%以上。

預計此輪油價下跌對國內天然氣供應的影響有限，在產天然氣項目生產計劃基本不受影響。由于國內天然氣價格定價機制不與外部油價掛鉤，在長期穩定保供的壓力下，未投產天然氣生產項目延遲的可能性相對較低。是否延期主要取決于各企業受油價下跌影響而縮減的資本支出計劃。以“三桶油”為主體的上游天然氣開發商主導國內天然氣開發，國產氣生產成本總體相對穩定。

2019 年，我國天然氣對外依存度達43%，進口氣量占比已經接近一半。進口氣隨著原油價格波動較大，是我國氣源成本變化的主要因素。

中國現存的天然氣進口管網主要包括西部進口土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦三國天然氣的中亞線（已投產輸氣量550 億立方米/年），西南的中緬線（輸氣量172 億立方米/年）和東北的中俄東線（已投產輸氣量50 億立方米/年）。進口管道氣以中亞氣為主力，2019 年中亞氣占管道氣整體進口量的91%。隨著2019 年12 月中俄東線開通，進口管道氣來源進一步多元化。

中國進口管道氣的平均價格波動較大。2019 年平均價格為1.8 元/立方米，其中緬甸氣價（2.37 元/立方米）最貴，土庫曼斯坦（1.72 元/立方米）、烏茲別克斯坦（1.54 元/立方米）氣價居其次，最便宜的是哈薩克斯坦（1.47 元/立方米）和俄羅斯（1.44 元/立方米）氣價。

中國進口管道氣價格主要由政府雙方協定基期氣價，輔以石油或成品油價格變化進行調節。其中，中緬氣、中俄氣與原油掛鉤，中亞氣與成品油掛鉤。由于成品油為原油下游產品，成品油價格波動與原油價格變動基本一致。因此，此次油價下跌將更有利于降低我國進口管道氣平均價格。隨著2020 年管道氣供應增加6.4bcm（10 億立方米），將進一步擠壓我國的進口LNG 市場。

我國進口LNG 以中長協為主，輔以短協及現貨貿易。進口LNG 中長協由“三桶油”主導，近五年來買方逐漸多元化。新晉參與LNG 進口的主要為國有發電集團、區域性能源企業和城市燃氣企業。進口來源相對集中，其中澳大利亞、卡塔爾占比近70%，此外的主要來源地為馬來西亞、印度尼西亞。

我國進口LNG 中長協合同價格主要掛鉤日本原油清關價格（JCC），其中僅有3 個中長協合同采用S 曲線定價，其余合同均采用直線定價，且大部分不含重談條款。澳大利亞LNG 直線型中長協掛鉤系數為14%，常數為1.2 美元/mmbtu；卡塔爾LNG 直線型中長協掛鉤系數為17%，常數為0.3 美元/mmbtu。油價為LNG 中長協核心變量。由于澳大利亞、卡塔爾的中長協合同占比近70%，這兩國LNG 中長協價格基本決定了我國LNG 中長協價格中樞。此次油價下降非常有利于降低我國進口LNG 的平均成本，但總體來說，進口LNG 在成本上仍然難以與進口管道氣進行競爭。

油價的變化也將影響買家對短期和長期LNG 采購的意向。油價探底后，買家傾向于將LNG 價格從與Henry Hub 掛鉤變回與油價掛鉤，但是合同期限較短。長期的低油價將使與油價掛鉤的合同價格與現貨價格趨于一致。盡管油價在35美元/桶時，傳統的與油價掛鉤的亞洲天然氣合約價格仍為5.6 美元/mmbtu（掛鉤系數14.5%+常數為0.5 美元/mmbtu），仍明顯高于目前的亞洲LNG現貨價格（3.1美元/mmbtu）。現貨價格和合同價格的趨同，將減少對現有合同重新定價的壓力。這可能會鼓勵一些買家重新關注與油價掛鉤的LNG 交易。但是考慮到目前市場的不確定性和新冠肺炎疫情的影響，LNG新合同的談判將會延長。

●特殊時期凸顯保供擔當。 攝影/仝 江

國內需求，量利雙降

國內天然氣需求主要是受到了新冠肺炎疫情的影響。2020 年2 月，國內工業生產總值同比下降13.5%，銷售額同比下降20.5%，工業燃氣消費量同比下降37%。

根據IHS 在2 月時的預測，受疫情影響，2020 年國內天然氣需求將從疫情前的預測值327bcm 下降至321bcm，天然氣需求增量將從24bcm 下降至18bcm，其中下降較多的是工業燃氣及與工業相關的發電和供熱領域。

進入3 月，我國疫情已得到控制，全國各地普遍復工復產。然而新冠肺炎疫情在全球廣泛暴發，形勢日益嚴峻，歐美等主要發達國家陸續封國停擺，將會對我國出口產業造成重大影響，使得天然氣需求量進一步下降。

對中國來說，此輪油價下跌，顯著降低了進口天然氣的采購成本。以35 美元/桶的油價計算，LNG 的到岸成本低于國內批發價格基準。在消費終端，為了幫助受新冠肺炎疫情影響的企業復工復產，各地政府陸續推出了一系列降低天然氣價格的政策。因此，進口天然氣由于油價下跌而降低的成本將會大部分傳遞到下游，使終端用戶獲利，進口商留存的利潤較少。

喜憂參半，擇機出手

此輪油價下跌與新冠肺炎疫情全球蔓延同期疊加，而且持續時間難以預測。從近期來看，疫情重挫了全球天然氣需求，但對已投產天然氣生產項目的影響相對較小；油價大幅下跌降低了天然氣使用成本，在一定程度上有利于鞏固和提高天然氣使用需求，但同時嚴重削減了上游天然氣生產的利潤，將把美國、澳大利亞等國的非常規天然氣逐步擠出供應市場，同時會造成新建項目的延遲投資。短期內，國際、國內天然氣市場供大于求的形勢不會變化，天然氣生產利潤及使用成本均大幅下降。

國內油氣企業在油價大幅下跌的情況下，面臨著嚴峻的生產經營形勢，營業收入和利潤均大幅下滑，現金流減少，資本支出需謹慎。然而在國內天然氣保供的壓力下，上游勘探開發的進程仍需繼續推進，延遲的可能性不大。

天然氣下游市場需求受疫情影響有所萎縮，會出現供應寬松的情況。在與低價管道氣的競爭中，成本較高的海氣、非常規天然氣和進口LNG 不占優勢，銷售會面臨困難。

從國家能源安全和企業長期利益的角度考慮，建議要利用好國際LNG 市場現貨低價窗口期以及現有的支持政策，擴大LNG 采購，積極進行LNG 資源池的調配及優化，降低我國LNG 平均進口成本。同時，在國際油氣資產普遍被低估的情況下，擇機果斷出手進行收并購，進一步優化公司資產組合，降低桶油成本，為增儲上產做好準備。

雖然油價下跌導致天然氣相對于煤炭的價格競爭力有所提升，但新一輪煤改氣的實施依然需要進一步的政策支持。