預計國際天然氣市場將于2021年開始復蘇,諸多方面增速低于預期。未來5年,全球天然氣供需將經(jīng)歷供需過剩到收緊的過程。

　　美國能源信息署(EIA)今年9月發(fā)布的短期能源展望(STEO)報告中顯示,美國今年天然氣日產(chǎn)量將從去年創(chuàng)最高紀錄的26.1億立方米下降至25.4億立方米,天然氣日消費量將從去年的24億立方米降至23.4億立方米。這將是美國自2017年以來天然氣消費量首次出現(xiàn)年度下降,也是自2006年以來天然氣消費量首次連續(xù)兩年下降。

　　2020年年初以來,新冠肺炎疫情全球蔓延,全球經(jīng)濟遭受重創(chuàng)。大部分國家實行居家隔離、減少經(jīng)濟活動等措施抑制病毒蔓延,給全球天然氣市場帶來了較嚴重沖擊。全球天然氣市場需求下降,供需寬松加劇,國際天然氣價格全線下跌,歐洲、美國和東北亞LNG現(xiàn)貨價格創(chuàng)歷史新低。然而,2021年全球天然氣市場將逐漸復蘇,未來可期。

　　回顧：供需疲弱價格探底

　　2020年年初以來,新冠肺炎疫情全球蔓延成為沖擊全球天然氣市場的主要因素,全球天然氣供需兩側均明顯下降,但供應依然過剩。全球天然氣消費量同比降幅超過6%,為1950年以來的最大降幅。表現(xiàn)最為明顯的是北美、歐洲和亞洲的成熟市場國家的發(fā)電、工商業(yè)等用氣部門。

　　同時,疫情疊加國際油價暴跌,對全球天然氣上游生產(chǎn)造成不同程度影響,主要生產(chǎn)國油井鉆機活動減少造成伴生氣量下降,天然氣進口國需求下滑造成石油生產(chǎn)國上游減產(chǎn),受影響最大的是美國和俄羅斯。由于全球需求整體疲弱,生產(chǎn)國和消費國庫存均處于歷史高位,供應過剩有加劇趨勢。

　　受需求疲弱、供需寬松影響,全球主要市場天然氣價格紛紛創(chuàng)歷史新低。美國HentyHub(HH)現(xiàn)貨價格自1月末以來持續(xù)低于2美元/百萬英熱單位(MMBtu),最低單日價格低至1.5美元/MMBtu,為近20年來最低價,今年前9個月美國HH均價1.87美元/MMBtu,同比下跌28.4%;歐洲TTF現(xiàn)貨價格于5月創(chuàng)0.99美元/MMBtu的歷史新低,曾一度低于美國價格,今年前9個月均價2.49美元/MMBtu,同比下降45.4%。東北亞LNG現(xiàn)貨價格創(chuàng)歷史最低,4月28日,東北亞LNG現(xiàn)貨均價創(chuàng)1.75美元/MMBtu的歷史最低,今年前9個月交付的現(xiàn)貨均價3.27美元/MMBtu,同比下跌46.4%。

　　受疫情蔓延、需求疲弱、氣價低迷及國際油價暴跌等多重因素影響,今年,全球已有13個LNG液化項目宣布延遲,投產(chǎn)時間待定,受影響產(chǎn)能超過1.4億噸/年。其中,原計劃上半年投產(chǎn)1860萬噸,實際投產(chǎn)1495萬噸(均為美國項目,CameronLNGT2、ElbaIs-landLNGT2-6、FreeportLNGT2-3),上半年推遲產(chǎn)量達到365萬噸。

　　同時,全球LNG液化項目投資降溫。受國際油價暴跌、疫情影響,國際大公司石油業(yè)務收入萎縮,LNG項目投資28%的資金來源于石油收入,受此影響,多數(shù)LNG項目最終投資決定(FID)推遲。

　　2019年年底宣布將在2020達成FID的項目有9700萬噸,但截至目前,沒有FID項目。

　　展望：市場復蘇增速放緩

　　預計國際天然氣市場將于2021年開始復蘇,諸多方面增速低于預期。未來5年,全球天然氣供需將經(jīng)歷供需過剩到收緊的過程。全球天然氣需求將恢復,但增速放緩。需求方面,隨著疫情后主要國家刺激經(jīng)濟發(fā)展、環(huán)保政策推進以及相對低價期等因素影響,全球天然氣需求將于2021年開始回暖,增速較疫情前估計值將有所放緩。

　　上游生產(chǎn)供應方面,由于低油價投資萎縮,上游產(chǎn)量增速將低于過去10年平均水平。當前,全球天然氣產(chǎn)量下降的主要原因之一是全球油井被迫關閉,伴生氣產(chǎn)量下降6%。當布倫特原油價格恢復至40美元/桶以上時,伴生氣量才有望回升。特別是美國頁巖氣生產(chǎn)商投資的不確定性,造成未來中期內產(chǎn)量下降。同期,價格下跌使全球常規(guī)天然氣生產(chǎn)前景黯淡。2021年,全球天然氣產(chǎn)量有望緩慢恢復到2019年的水平,2022年后產(chǎn)量預計將緩慢增長。產(chǎn)量復蘇的部分原因是受到對未來油價的樂觀預期的推動。

　　未來5年,全球天然氣產(chǎn)量增速將放緩,或將對全球天然氣價格產(chǎn)生深遠影響。項目方面,新一輪投資周期將延至2023年左右,新一輪投產(chǎn)周期將于2025年后出現(xiàn)。未來5年,供需形勢將由松收緊。分階段看,2020年至2021年供應過剩:疫情對需求的沖擊較大,預計市場供需仍將是供大于求。2022年至2025年緊平衡:由于市場在2016年至2018年缺乏LNG項目FID,造成供應增速放緩,預計市場供應收緊,2023年至2025年左右將出現(xiàn)短暫的供不應求。

　　隨著投資的推遲,全球天然氣價格上行風險加大。全球天然氣價格將于2021年觸底回升。北美天然氣需求和生產(chǎn)將逐漸恢復,整體供應仍然寬松,價格小幅回升。預計“十四五”期間,美國HH年均價為2.8美元/MMBtu至3.4美元/MMBtu。歐洲由于區(qū)域內氣田產(chǎn)量下降,需要進口LNG彌補天然氣供應不足,但俄羅斯中亞地區(qū)的管道氣充裕、替代能源發(fā)展快速等因素將限制價格上漲空間,預計“十四五”期間TTF年均價3.9美元至5.3美元/MMBtu。亞洲市場方面,非冬季需求低迷為亞洲LNG現(xiàn)貨帶來壓力,預計“十四五”期間年均價4.8美元/MMBtu至8美元/MMBtu。我國天然氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)穩(wěn)步發(fā)展的總基調不變

　　2020年以來,新冠疫情暴發(fā)對中國經(jīng)濟社會和能源發(fā)展帶來階段性較大影響。

　　2020年是“十三五”收官之年,也是“十四五”謀劃之年。天然氣產(chǎn)業(yè)要按照“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略,繼續(xù)推進行業(yè)高質量發(fā)展。從2020年上半年看,能源保供在疫情中經(jīng)受考驗,天然氣消費仍保持正增長,消費量同比增長1.2%左右,但消費結構化差異走勢明顯。工業(yè)用氣從負增長逐步恢復至2019年同期水平,城鎮(zhèn)燃氣保持穩(wěn)定增長,發(fā)電用氣和化工用氣受疫情影響相對明顯,上半年有所下降。2020年上半年中國天然氣產(chǎn)量同比增長10.3%。

　　從2020年下半年看,面對新冠疫情沖擊,中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨挑戰(zhàn),但推動天然氣產(chǎn)業(yè)協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的基礎條件和支撐因素未變,天然氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)穩(wěn)步發(fā)展的總基調不變。要繼續(xù)穩(wěn)步推進天然氣勘探開發(fā),切實抓好天然氣穩(wěn)定供應;加快管網(wǎng)和儲氣設施建設,努力補齊天然氣互聯(lián)互通和重點地區(qū)輸送能力短板:科學編制“十四五”規(guī)劃,持續(xù)推進體制機制改革和天然氣行業(yè)高質量發(fā)展。

　　貿(mào)易形式靈活促進天然氣定價機制不斷創(chuàng)新

　　長期以來,全球不同地區(qū)的天然氣價格都存在差異。近年來,LNG供應激增,而需求相對疲軟,市場供需基本面持續(xù)寬松,全球各區(qū)域天然氣價格逐漸趨同,且天然氣定價機制正在變得愈發(fā)多樣化。

　　傳統(tǒng)上,天然氣主要由管道運輸并被少數(shù)區(qū)域性供應商壟斷,石油價格是天然氣價格的主要參考,由此形成與油價掛鉤的天然氣定價模式。隨著LNG供應能力的過剩和貿(mào)易形式的靈活多樣,買方有了多樣化的掛鉤指數(shù)選擇。2019年以來,全球LNG市場先后誕生多種新的LNG定價方式。

　　據(jù)統(tǒng)計,2019年,約有45%的新簽訂LNG購銷合同掛鉤油價,25%掛鉤了美國HenryHub價格指數(shù),20%選擇了混合定價,掛鉤亞洲JKM現(xiàn)貨價格指數(shù)或歐洲NBP價格指數(shù)的協(xié)議分別占5%左右。

　　HenryHub天然氣期貨逐漸成為很多貿(mào)易商的定價新選擇。HenryHub天然氣期貨允許市場參與者進行大量的套期保值活動,以管理在波動高的天然氣價格中的風險。HenryHub期貨合約在2020年一季度的平均每日成交量(ADV)達到了最高水平,并且非美國交易時間(美國中部時間17時至次日7時)呈明顯上升趨勢。

　　(文章來源：能源情報)