低油价不能动摇中国发展天然气的信心

刘贵洲，窦立荣，周天航，张军

( 中国石油国际勘探开发有限公司）

近年来，全球液化天然气（LNG）现货价格连连下跌，中国市场LNG现货价格由2018年11月的11.48美元/百万英热单位，下降到2019年9月的4.28美元/百万英热单位，之后有所回弹；2020年1－2月LNG现货价格快速下跌至近2美元/百万英热单位，4月23日，下探到1.90美元/百万英热单位。截至2020年5月，中国自2011年7月起进口LNG现货以来的107个月里，亚洲现货价格低于非现货价格52个月，占48.6%；自2014年8月首次现货价格低于非现货价格以来的70个月里，现货价格低的月份占74.3 %；2019年初以来，现货价格全部低于非现货价格。

而2020年4月以来的低油价，使与油价挂钩的LNG长期贸易价格和管输气价格同样“跳水”大降。各大油气公司压缩投资，使得新的LNG项目最终投资决定（FID）纷纷被推迟或取消。一时间，不少人对于海外发展天然气尤其是LNG项目，充满了困惑与犹豫。在低油价市场环境下，海外天然气/LNG业务应该如何发展，值得业界认真探讨。

1 低油价不能动摇中国发展LNG的信心

1.1 LNG价格暴跌的两大主要原因

2015年以来，继澳大利亚密集投产6个LNG项目、13条生产线，共计5880万吨/年产能之后，美国又密集投产6个LNG项目、12条生产线，共计5120万吨/年产能，再加上俄罗斯1650万吨/年、马来西亚480万吨/年、印度尼西亚200万吨/年新投产能，短时间内全球共有1.333亿吨/年LNG产能密集投产。除了新投产能，部分项目超产能生产，而且超产部分均为现货销售。根据壳牌《能源展望》的数据，2019年，全球LNG贸易量猛增4000万吨，LNG市场供给更加宽松，致使现货价格更加回升无望。

当前，愈演愈烈的全球新冠肺炎疫情，在短期内较严重地抑制了LNG需求，使供给宽松局面进一步加剧，LNG价格在“跳水价”低位徘徊。另外，近期WTI油价徘徊在20美元/桶低位，对LNG现货价格下跌进一步形成叠加效应。与油价挂钩的非现货LNG和管输天然气价格也将随之暴跌，LNG现货与非现货之间的价差有可能消除，甚至出现非现货价格更低的情况。

1.2 国际大石油公司将LNG长短期贸易与现货有机组合“以丰补欠”

LNG项目完成最终投资决定前，需要对外签订较大比例的长期贸易合约量，以保证项目投产后能够达到生产畅通的低限，提供稳定生产的基础。同时保留一定比例的现货，具体比例要根据未来现货市场的需求预期来决定。国际大石油公司在进行LNG营销时，会掌握一定比例的长短期贸易合同，将长短期贸易合同与现货有机组合，达到“以丰补欠”的效果。如果预期需求旺盛、现货价格高，则保留的现货比例可以大一些；反之，则追求更高比例的长期贸易合约。面对动荡的LNG市场，尽管经营众多LNG项目，销售大量LNG产品，国际大石油公司都能做到应对自如。

1.3 中国LNG长期贸易比例和长期贸易价格均低于其他主要LNG进口国

根据IHS公司的数据，2019年全球LNG现货贸易量约1亿吨，占总贸易量3.61亿吨的28.2%，其中亚洲现货贸易量占全球总现货贸易量的65.1%，中国的现货贸易量占亚洲现货贸易量的35.7%，远高于排在第二位的日本（16.9%）和第三位的印度（16.3%）。2019年中国LNG现货进口量2130万吨，占总进口量6258万吨的34%，高于全球平均水平。中国企业LNG长短期限贸易与现货的比例要好于其他主要进口国，中国签订长期贸易协议的数量是最低的，在当下现货价格如此低水平的情况下，中国是LNG现货低价格时期的大赢家。

2018－2019年，中国LNG现货平均价格为7.923美元/百万英热单位，与中日韩印4国现货平均价格7.929美元/百万英热单位几乎持平。但是，包含长期贸易与现货在内的4国LNG均价为9.86美元/百万英热单位，中国的均价为9.32美元/百万英热单位，而日本、韩国、印度的均价分别为9.49、9.61、11.02美元/百万英热单位，各国均价差距较大。在现货平均价格几乎持平的情况下，均价最低意味着长短期贸易价格最低。由此可见，中国企业签订的LNG长期贸易协议价格并不比周边邻国高。

1.4 各企业海外发展LNG业务与所签订和执行的长期贸易合同关联并不紧密

据IHS统计，2019年，中国石油、中国石化、中国海油已签订应执行的长期贸易合同量分别为1440万、1005万、2389万吨，其中因海外发展LNG业务应执行的长期贸易合同量分别是300万、760万、1120万吨①包含澳大利亚QC LNG项目860万吨长期贸易量，由壳牌公司签署，主供中国海油。，分别占20.8%、75.6%、46.9%。三大公司实际执行长期贸易量分别为931万、1078万、2086万吨，其中自有项目分别为85.7万、797.8万、852.7万吨，分别占9.2%、74%、40.9%，其余LNG资源的价格高低、长期贸易量的多少均与公司海外发展LNG业务无关。

2 世界能源清洁低碳发展，天然气大有可为

2.1 天然气仍是朝阳产业，未来发展空间较大

大力发展天然气是顺应当前世界能源低碳化发展潮流的大趋势。据BP公司预测，到2040年，全球GDP将达到235.6万亿美元，比2018年的120.8万亿美元增长95%；全球一次能源消费量将达到179亿吨油当量，比2018年的138.6亿吨油当量增长29%；全球天然气消费量将达到5.4万亿立方米，比2018年的3.85万亿立方米增长40.3%；天然气在一次能源消费结构中的占比为26%，与占比持续下降的石油接近（27%），与可再生能源一起，成为仅有的两个占比保持增长的能源种类。由此可见，与煤炭和石油相比，未来20年天然气仍将是朝阳产业。发展天然气业务往往与发展LNG项目一体化考虑，而且，具备跨境管道运输条件的天然气项目，或具备区域供给条件的天然气项目，同样值得发展。

图1 2015－2040年全球LNG现货价格走势预测

未来，在波动中缓慢上升的LNG价格将给发展天然气业务带来信心。美国在建和即将上马的LNG项目有17个，共有79条生产线，产能为1.87亿吨/年。俄罗斯、莫桑比克、加拿大、卡塔尔等国将共有8个项目、15条生产线，共计8940万吨/年产能投产，这些项目上马和按期投产比较确定。考虑到美国的17个LNG项目实施的确定性相对差一些，如果按其产能总量的70%估算，则产能为1.309亿吨/年，那么全球则有2.203亿吨/年的LNG产能将在未来5～6年内投产。

伍德麦肯兹公司预测，未来LNG现货价格变化将经历4个阶段。第一阶段为2019－2021年，LNG现货价格探底并在低位徘徊，欧洲市场已饱和，美国未确定市场的天然气产量将对全球气价产生冲击。第二阶段为2022－2025年，价格起底回升，亚洲天然气需求继续增长，亚洲LNG价格在2024年冬至2025年初达到与石油等热值价格相近。第三阶段为2026－2030年，大量LNG项目投产，亚洲不能完全消化，俄罗斯保持在欧洲市场的占有率，气价再次下跌。第四阶段为2030－2040年，能源消费结构转换加速，天然气需求仍将持续增长，助推气价再次回升（见图1）。

2.2 国际大石油公司格外重视发展天然气/LNG业务

近年来，壳牌、埃克森美孚、道达尔、雪佛龙、BP等国际大石油公司几乎都不同程度地提高了天然气业务的战略地位，其中天然气发展战略最明确的是壳牌。2009年，壳牌将油气各类业务划分为现金引擎（Cash engines）、增长优先级（Growth Priorities）和未来机会（Future Opportunities）3个层级，天然气业务属于未来机会（最低层级）。2012年，壳牌将天然气业务前移至增长优先级，2015年进一步前移至现金引擎级。2011年，壳牌的天然气产量首次超过石油产量；自2013年起，壳牌公司的天然气业务收入超过总收入的50%，如今已超过70%。壳牌天然气年均资本回报率为13%，远高于同期该公司8%的年均资本回报率，天然气业务为该公司贡献了30%以上的现金流。为了加速转型，2014年1月，壳牌收购雷普索尔公司北美地区以外的LNG资产组合，LNG产能增加420万吨/年；2015年4月，壳牌利用低油价和BG公司股价大幅缩水的机会，以700亿美元收购BG集团，获得BG公司大量天然气储量和7个国家的LNG资产。壳牌在天然气方面的投资速度未来几年将有所放缓。

道达尔公司入股俄罗斯诺瓦泰克公司，加快发展天然气的步伐；加大对可持续发展的关注度，突出产业链转移与延伸，实现从以石油为主转向油气并重，进而延伸到电力、可再生能源等整个能源产业链。天然气业务在道达尔的战略分量一路攀升。

国际大石油公司在发展天然气/LNG业务方面还有几点值得一提。一是延伸业务链，发展天然气发电、天然气化工、LNG终端及新市场开辟、可再生能源、电动汽车等。业务链延伸，从多个渠道、通过多种方式为发展天然气业务创造了条件。二是讲求多种组合，除上述LNG长短期贸易与现货组合外，还有上中下游业务链组合、项目区域布点组合、市场定位组合、石油指数与天然气中心价格指数挂钩组合以及价格高斜率与低斜率组合等。三是培植和储备未来项目，扩大天然气风险勘探。

3 对中国发展天然气产业的建议

放眼国际国内能源发展走势和未来能源需求，观察国际石油公司的全球战略，我们没有理由动摇发展天然气的信心，不应因暂时的LNG现货市场冲击、现有的LNG项目决策困难而犹豫，为此建议从以下几个方面加强中国天然气/LNG的发展。

3.1 密切关注未来LNG投产项目发展动向

据BP公司预测，2040年全球LNG贸易量将接近9000亿立方米（约5.94亿吨），比2018年的4310亿立方米（约3.138亿吨）增长89.3%。北美将引领LNG出口增长，从2016年起步阶段，快速增长到2040年的2070亿立方米（约1.37亿吨）；中东、非洲和俄罗斯紧随其后。美国和卡塔尔将成为全球两大LNG出口中心，到2040年，它们的LNG出口量占全球的40%。预期未来几年投产的LNG项目总产能达2.203亿吨/年，与预测的需求相比，仍有6000万吨/年的发展空间，值得中国企业关注。在LNG上产项目方面，中国企业也有参与机会，例如卡塔尔的LNG项目。另外，现有LNG项目的产量会出现一定程度递减，也将造成供给缺口。面对全球LNG产业广大的发展空间，中国企业不能止步不前。

今后几年，以美国为首的LNG生产国将陆续投产众多LNG项目，由于不少项目的气源是伴生气，价格具有竞争优势，尤其是美国。伍德麦肯兹公司认为，未来几年美国未确定市场的天然气产量将继续对全球气价产生冲击。我们在进行LNG项目论证时，应与美国同类项目相比，在竞争优势和经济性方面需要格外关注。

3.2 要立足于全球市场发展海外LNG项目

中国工程院预测，到2030、2035、2040年，中国天然气需求量将分别达到6200亿、6800亿、7000亿立方米，国内自产天然气分别达到3400亿、3740亿、3850亿立方米，分别需要进口天然气2800亿、3060亿、3150亿立方米。预计，陆上管道在2030、2035、2040年分别进口天然气1680亿、1730亿、1730亿立方米；分别进口LNG量1120亿、1330亿、1420亿立方米（分别为8060万、9570万、1.022亿吨）。

新上LNG项目需要慎之又慎。2019年，中国天然气消费量为3040亿立方米，LNG进口量为859亿立方米（约6185万吨）。与2030、2040年预测的LNG进口量相比，进口LNG虽有较大空间，但未来将要投产的俄罗斯北极-2、莫桑比克鲁伍马和珊瑚LNG项目、印度尼西亚东固（Tangguh） T4 LNG项目以及加拿大、澳大利亚的LNG项目，其权益销售量大部分定向中国国内市场，而国内市场容纳新增LNG项目权益销售量的空间有限。因此，未来中国企业海外发展LNG项目的目标市场要更多地考虑国际市场，而非局限于国内市场。

3.3 选好国外天然气业务优先发展方向

“一带一路”是天然气富集带，全球天然气储量四大国家——俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦全部位于“一带一路”上。对“一带一路”沿线国家予以政策倾斜，“深耕细作”，有利于中国企业海外天然气业务的发展。具体而言，发展海外天然气业务要考虑几个优先方向。

一是中东－北非地区，包括卡塔尔、阿联酋、阿曼、伊朗（解禁后）、埃及和塞浦路斯。中东地区天然气开采成本低、地域适中、市场定位可东可西、营商环境好，为最优先发展的方向，重点是参与现有气田的开发。塞浦路斯和埃及接壤海域勘探前景好，应积极参与勘探项目。

二是东部和南部非洲海上，包括坦桑尼亚、莫桑比克、南非、索马里。该区域面积大、资源雄厚，亟待勘探开发，应积极布点风险勘探项目，但是需要考虑未来的价格竞争力及市场定位问题。

三是中亚地区，包括土库曼斯坦、乌兹别克斯坦。该区域可为中亚天然气管道提供气源，未来价格的竞争力问题需要关注。

四是俄罗斯，包括远东、北极、萨哈林地区。该区域可为中俄天然气管道、远东管道提供气源，或向中国运送LNG，需要关注北极LNG项目价格的竞争力、管道沿线项目的经济性。在经济可行条件下，重点参与开发项目，可适度参与勘探项目。

五是西非地区，包括安哥拉、尼日利亚。该区域资源丰富、频繁招标，机会较多，勘探开发项目均可适度参与，但是需要关注项目经济性、天然气利用方式与市场、海上风险、社会安全风险等。

3.4 发展国外天然气项目的主要注意事项

一是以灵活的合作方式规避风险。对于深海天然气项目，应与经验丰富的国际大石油公司合作，不争当作业者；对陆上和浅海开发项目，应努力扩大股权，争当作业者。慎重选择合作伙伴，对于投资环境较差的资源国，应携手国际大石油公司，寻求与该国国家石油公司或公共关系能力强的独立公司合作。

二是提升天然气/LNG全球运营能力。发展新的LNG项目不可仅依赖国内市场，而应立足于全球布局、全球组合、全球营销。应充分发挥贸易和销售公司的作用，自主销售，同时利用套期保值等手段规避价格大幅变动风险。

三是延伸天然气业务链。要克服发展天然气业务的瓶颈，就要拓宽天然气利用的途径和方式，资源地周边天然气发电、天然气化工是值得选择发展的业务，可以独自发展，也可以协同国内电力企业、石化企业一起“走出去”。

四是加强LNG能力建设。既要大力研发拥有自主知识产权的大型LNG配套技术，又要大力培养LNG人才，提升海外大型LNG项目的独立作业能力。