变？变？变？后疫情时代国内外天然气市场怎么变？
来源： 更新：2020-11-11 08:07:41 作者： 浏览：1606次
中国石油经济技术研究院天然气市场研究所所长
后疫情时代，天然气市场还将面临深刻调整，也亟需回答天然气在能源转型中的地位、全球市场格局变化以及我国市场发展等重要问题。
世界能源发展经历了主体能源由高碳向低碳的演变过程，煤炭消费占比大幅下降，全球已经处于“油气时代”。2019年，全球一次能源消费结构中，天然气占比达到24%。预计“十四五”期间，这一占比将超过25%。同时，我国提出构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源体系，按照2030碳排放达峰和2060碳中和的长期目标，天然气在我国能源转型中地位也将进一步提升。
国际天然气市场供应趋紧，贸易灵活性增强，价格有望回升
（1）液化项目投资延缓，“十四五”LNG供应将趋紧
受新冠肺炎疫情、国际油价暴跌等因素影响，全球天然气供需两侧均受到较大冲击，预计全年全球消费量将同比下降超过3%。受此影响，LNG资源输出明显受阻。美国上百艘船货被取消，卡塔尔推迟北方气田新LNG生产线招标，俄罗斯上游气田被迫压产。
同时，约有13个液化项目延迟投产，10个项目推迟最终投资决定。按照项目进度推算，全球新一轮液化项目投资将延至2023年左右，新一轮投产周期将在2025年后出现。预计2025年，全球LNG供需形势将从2020年的供应过剩2100万吨逐渐收窄至供应缺口2500万吨，LNG资源供应将由宽松转为紧张。
国际LNG市场周期性特征明显，疫情下的全球贸易依然十分活跃。今年1-9月，全球LNG贸易量2.73亿吨，同比增长3%。亚洲和欧洲仍然是消费主力，贸易占比分别超过69%和25%。随着冬季来临，亚洲地区积极备货，LNG需求恢复至去年同期水平，现货需求增长明显。9月，亚洲LNG进口总量2149万吨，同比增长8.2%；现货进口741万吨，同比增长44.6%。
LNG贸易合同灵活性增强，与油价挂钩斜率下滑。全球LNG合同出现缩短期限和降低合同量、放宽限制性条款的趋势，近90%新签合同已经取消目的地限制，出现了以煤炭指数定价的LNG供应协议，与油价挂钩斜率已经跌破11%。LNG贸易量在全球消费和贸易中的比例不断提升，现货贸易量和转出口量也将持续增加。
另外，大型国际石油公司将天然气业务作为重要发展战略，着力建设一体化、多元化的LNG产业链，获取低成本优质资产是优化LNG资产配置结构的重要途径，资源组合供应将促进LNG贸易增速提升。
2020年，三大市场价格创历史新低。1-9月，HH、NBP、TTF、东北亚LNG现货均价分别为1.87美元/MMBtu、2.51美元/MMBtu、2.52美元/MMBtu和3.29美元/MMBtu，同比下跌28.7%、45%、44.8%和46.4%。预计2021年，随着疫情缓解、油价回升，各国采取措施刺激经济复苏，全球天然气需求将显著回升，但供需仍显宽松。部分买家将寻求相对低价的长贸合同，合同斜率将维持10%-11%。主要市场天然气价格有望触底反弹，东北亚LNG现货报价略有回升，预计2021年一季度约4.8美元/MMBtu，2021全年均价4.5-5美元/MMBtu。
全球天然气供应来源和需求市场相对集中，特别在欧亚核心消费地区，美国与俄罗斯、美国与中东、俄罗斯与中亚形成了三大竞争关系。美国在页岩气革命和第一轮液化项目投资后，成为全球第三大LNG出口国，也开始在欧洲与俄罗斯管道气抢夺市场份额。但是，欧洲天然气需求已经进入平台期，进口气增量有限，美国LNG与欧洲最大进口来源-俄罗斯管道气之间竞争必然十分激烈。同样地，卡塔尔等中东国家是亚洲稳定的LNG进口来源，美国作为新兴市场代表，也势必会与传统供应商抢占亚太市场份额，争夺定价话语权。
对于中国市场，中亚是最主要的管道气供应来源，随着中俄东线北段投产通气，俄罗斯成为我国的又一管道气进口来源。管道设施的路径依赖特点抑制了俄罗斯和中亚的出口多元性，双方需要提高在中国的市场份额，以增加各自的管道气出口。这三大竞争关系，将会对全球供应、贸易方式和市场价格产生重要影响。
目前，我国天然气市场正处快速发展阶段，碳中和将加快能源转型进程，给天然气发展带来更大机遇。受疫情影响，今年1-9月，全国天然气消费量同比增长2.5%，低于去年的10.1%。预计“十四五”期间，全国天然气需求在环保、市场化改革等因素推动下恢复较快增长，2021年需求预计同比增长4.8%；2025年天然气预计需求增至4200-4300亿立方米，年均增速由“十三五”的11.1%降至6.0%。
供应方面，国产天然气和进口气双双稳步提升。随着油价回升、天然气上游业务利润较好，各油气企业仍将继续加大国内勘探开发力度。进口天然气供应能力整体也将快速增长，中俄东线逐步增至380亿方，中亚气逐步增至管输容量550亿方，再考虑中俄东线增供量，2025年进口管道气供应能力近1000亿方，LNG进口量也将超过1000亿立方米。
随着天然气市场化改革的推进和国家管网公司的独立运营，越来越多的企业开始从事LNG进口业务和上游天然气勘探开发业务，东部沿海地区的市场竞争将更为激烈。2025年，全国LNG接收能力将达到1.8亿吨/年，接收站运营企业将由现在的8家增至19家，三桶油以外企业LNG接收能力占比由目前14%快速增长至近40%。国际石油公司也以进口LNG资源为砝码进入中国天然气市场，与国内公司开展战略合作，逐渐形成新的购销模式。
不论是能源央企还是民企，都在通过一体化、低成本、竞合、外延四大策略全面提升竞争力。中国石化实现上下游一体化改革，通过成立合资企业、参股等方式加强与燃气企业等战略合作，拓宽资源渠道，完善网络布局，进军终端市场。中国海油整合气电LNG贸易和上游勘探，布局氢能加注站，增加现货进口量，降低资源成本。燃气公司参与煤层气开采，布局LNG接收站、海外上游业务。各进口商积极把握低价时机，燃气公司签署相对低价LNG购销合同，大力发展分布式能源、开展综合能源业务、进入售电领域。
我国可再生能源发展迅速，天然气市场面临重大挑战。在发电领域，我国风电和光伏发电成本大幅下降，部分项目已接近燃煤发电成本，比天然气发电更具经济性优势。同时，国家政策大力支持可再生能源的发展，通过的《新能源汽车产业发展规划》中要求，2021年起国家生态文明试验区、大气污染防治重点区域新增或更新公交、出租、物流配送等公共领域车辆，新能源汽车比例不低于80%，涉及19个省、自治区、直辖市。新增电源结构以可再生能源为主，将会挤压天然气发电市场，给气电技术和气源成本提出更高要求。
