單衛(wèi)國 何春蕾
(1.中國石油集團經(jīng)濟技術研究院,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)
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,關乎天然氣生產(chǎn)國和開發(fā)商如何進一步投資,關乎消費國和進口商如何運用市場機遇,也關乎我國“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、基礎設施建設和供需安全保障。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、供應陡然逆轉、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)天然氣供應策略,以及中國天然氣發(fā)展戰(zhàn)略提供參考。
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。
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)貨氣價逐漸恢復到3美元/MMBtu以上。
圖1全球主要市場天然氣價格走勢圖
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?]
天然氣需求與經(jīng)濟增長密切相關。過去10年,全球天然氣需求量年均增長2.6%,對應世界經(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。
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。
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。
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]。
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;二是更充足的基礎設施。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[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。
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。
國際大石油公司一味“求低”,只有成本低、碳排放低、技術要求低(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。
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。
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,預計全年出口不及5 000×104t,原先大幅增加出口的設想破滅。
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,導致全球供應過富裕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
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。預計2020年僅一個液化項目或將達成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。
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。諸多機構曾分析認為:在目前油價水平下新簽長約合同,供應商可能不太情愿,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。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年對應氣價為5美元/MMBtu,而雙邊類合同對應的氣價則高達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來源,避免因產(chǎn)量產(chǎn)能收縮帶來的供應風險。在供應方看來,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。
國際天然氣價格影響因素比油價更為復雜。既要關注短中長期天然氣供需關系,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)能投資見效后將導致氣價回調(diào)。
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。
隨著全球天然氣需求回升而供應刻意控制,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。
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
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。
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。