全球天然气市场将走出低谷

预计国际天然气市场将于2021年开始复苏,诸多方面增速低于预期。未来5年,全球天然气供需将经历供需过剩到收紧的过程。

美国能源信息署(EIA)今年9月发布的短期能源展望(STEO)报告中显示,美国今年天然气日产量将从去年创最高纪录的26.1亿立方米下降至25.4亿立方米,天然气日消费量将从去年的24亿立方米降至23.4亿立方米。这将是美国自2017年以来天然气消费量首次出现年度下降,也是自2006年以来天然气消费量首次连续两年下降。

2020年年初以来,新冠肺炎疫情全球蔓延,全球经济遭受重创。大部分国家实行居家隔离、减少经济活动等措施抑制病毒蔓延,给全球天然气市场带来了较严重冲击。全球天然气市场需求下降,供需宽松加剧,国际天然气价格全线下跌,欧洲、美国和东北亚LNG现货价格创历史新低。然而,2021年全球天然气市场将逐渐复苏,未来可期。

回顾：供需疲弱价格探底

2020年年初以来,新冠肺炎疫情全球蔓延成为冲击全球天然气市场的主要因素,全球天然气供需两侧均明显下降,但供应依然过剩。全球天然气消费量同比降幅超过6%,为1950年以来的最大降幅。表现最为明显的是北美、欧洲和亚洲的成熟市场国家的发电、工商业等用气部门。

同时,疫情叠加国际油价暴跌,对全球天然气上游生产造成不同程度影响,主要生产国油井钻机活动减少造成伴生气量下降,天然气进口国需求下滑造成石油生产国上游减产,受影响最大的是美国和俄罗斯。由于全球需求整体疲弱,生产国和消费国库存均处于历史高位,供应过剩有加剧趋势。

受需求疲弱、供需宽松影响,全球主要市场天然气价格纷纷创历史新低。美国HentyHub(HH)现货价格自1月末以来持续低于2美元/百万英热单位(MMBtu),最低单日价格低至1.5美元/MMBtu,为近20年来最低价,今年前9个月美国HH均价1.87美元/MMBtu,同比下跌28.4%;欧洲TTF现货价格于5月创0.99美元/MMBtu的历史新低,曾一度低于美国价格,今年前9个月均价2.49美元/MMBtu,同比下降45.4%。东北亚LNG现货价格创历史最低,4月28日,东北亚LNG现货均价创1.75美元/MMBtu的历史最低,今年前9个月交付的现货均价3.27美元/MMBtu,同比下跌46.4%。

受疫情蔓延、需求疲弱、气价低迷及国际油价暴跌等多重因素影响,今年,全球已有13个LNG液化项目宣布延迟,投产时间待定,受影响产能超过1.4亿吨/年。其中,原计划上半年投产1860万吨,实际投产1495万吨(均为美国项目,CameronLNGT2、ElbaIs-landLNGT2-6、FreeportLNGT2-3),上半年推迟产量达到365万吨。

同时,全球LNG液化项目投资降温。受国际油价暴跌、疫情影响,国际大公司石油业务收入萎缩,LNG项目投资28%的资金来源于石油收入,受此影响,多数LNG项目最终投资决定(FID)推迟。

2019年年底宣布将在2020达成FID的项目有9700万吨,但截至目前,没有FID项目。

展望：市场复苏增速放缓

预计国际天然气市场将于2021年开始复苏,诸多方面增速低于预期。未来5年,全球天然气供需将经历供需过剩到收紧的过程。全球天然气需求将恢复,但增速放缓。需求方面,随着疫情后主要国家刺激经济发展、环保政策推进以及相对低价期等因素影响,全球天然气需求将于2021年开始回暖,增速较疫情前估计值将有所放缓。

上游生产供应方面,由于低油价投资萎缩,上游产量增速将低于过去10年平均水平。当前,全球天然气产量下降的主要原因之一是全球油井被迫关闭,伴生气产量下降6%。当布伦特原油价格恢复至40美元/桶以上时,伴生气量才有望回升。特别是美国页岩气生产商投资的不确定性,造成未来中期内产量下降。同期,价格下跌使全球常规天然气生产前景黯淡。2021年,全球天然气产量有望缓慢恢复到2019年的水平,2022年后产量预计将缓慢增长。产量复苏的部分原因是受到对未来油价的乐观预期的推动。

未来5年,全球天然气产量增速将放缓,或将对全球天然气价格产生深远影响。项目方面,新一轮投资周期将延至2023年左右,新一轮投产周期将于2025年后出现。未来5年,供需形势将由松收紧。分阶段看,2020年至2021年供应过剩:疫情对需求的冲击较大,预计市场供需仍将是供大于求。2022年至2025年紧平衡:由于市场在2016年至2018年缺乏LNG项目FID,造成供应增速放缓,预计市场供应收紧,2023年至2025年左右将出现短暂的供不应求。

随着投资的推迟,全球天然气价格上行风险加大。全球天然气价格将于2021年触底回升。北美天然气需求和生产将逐渐恢复,整体供应仍然宽松,价格小幅回升。预计“十四五”期间,美国HH年均价为2.8美元/MMBtu至3.4美元/MMBtu。欧洲由于区域内气田产量下降,需要进口LNG弥补天然气供应不足,但俄罗斯中亚地区的管道气充裕、替代能源发展快速等因素将限制价格上涨空间,预计“十四五”期间TTF年均价3.9美元至5.3美元/MMBtu。亚洲市场方面,非冬季需求低迷为亚洲LNG现货带来压力,预计“十四五”期间年均价4.8美元/MMBtu至8美元/MMBtu。我国天然气产业持续稳步发展的总基调不变

2020年以来,新冠疫情暴发对中国经济社会和能源发展带来阶段性较大影响。

2020年是“十三五”收官之年,也是“十四五”谋划之年。天然气产业要按照“四个革命、一个合作”能源安全新战略,继续推进行业高质量发展。从2020年上半年看,能源保供在疫情中经受考验,天然气消费仍保持正增长,消费量同比增长1.2%左右,但消费结构化差异走势明显。工业用气从负增长逐步恢复至2019年同期水平,城镇燃气保持稳定增长,发电用气和化工用气受疫情影响相对明显,上半年有所下降。2020年上半年中国天然气产量同比增长10.3%。

从2020年下半年看,面对新冠疫情冲击,中国天然气产业发展面临挑战,但推动天然气产业协调稳定发展的基础条件和支撑因素未变,天然气产业持续稳步发展的总基调不变。要继续稳步推进天然气勘探开发,切实抓好天然气稳定供应;加快管网和储气设施建设,努力补齐天然气互联互通和重点地区输送能力短板:科学编制“十四五”规划,持续推进体制机制改革和天然气行业高质量发展。

贸易形式灵活促进天然气定价机制不断创新

长期以来,全球不同地区的天然气价格都存在差异。近年来,LNG供应激增,而需求相对疲软,市场供需基本面持续宽松,全球各区域天然气价格逐渐趋同,且天然气定价机制正在变得愈发多样化。

传统上,天然气主要由管道运输并被少数区域性供应商垄断,石油价格是天然气价格的主要参考,由此形成与油价挂钩的天然气定价模式。随着LNG供应能力的过剩和贸易形式的灵活多样,买方有了多样化的挂钩指数选择。2019年以来,全球LNG市场先后诞生多种新的LNG定价方式。

据统计,2019年,约有45%的新签订LNG购销合同挂钩油价,25%挂钩了美国HenryHub价格指数,20%选择了混合定价,挂钩亚洲JKM现货价格指数或欧洲NBP价格指数的协议分别占5%左右。

HenryHub天然气期货逐渐成为很多贸易商的定价新选择。HenryHub天然气期货允许市场参与者进行大量的套期保值活动,以管理在波动高的天然气价格中的风险。HenryHub期货合约在2020年一季度的平均每日成交量(ADV)达到了最高水平,并且非美国交易时间(美国中部时间17时至次日7时)呈明显上升趋势。

(文章来源：能源情报)