全球液化天然气行业发展理性调整

摘要：2015年以来，全球液化天然气（LNG）行业飞速发展，期间建成50条生产线、产能近1.56亿吨/年，过去两年LNG项目扎堆投产，开工率持续走高。过量的投产使得大量LNG密集投放市场，造成严重的供需失衡，LNG现货价格急速下跌，2019年初以来，现货价格一直低于非现货价格。价格下跌对LNG长期贸易合约的执行和管道天然气的销售带来重大冲击。当前，在新冠肺炎疫情全球蔓延和经济形势下行等多重因素影响下，全球LNG市场需求大大缩减，供需失衡在未来有可能扩大。2020年3月以来，新的LNG项目纷纷推迟最终投资决定（FID），许多在产LNG项目不断调低开工率，全球LNG市场逐步向供需平衡的方向调整。

关键词：液化天然气（LNG）；最终投资决定（FID）；产能过剩；开工率；供需失衡；理性调整

在全球经济走出2014－2015年波谷，持续向好的几年里，全球液化天然气（LNG）行业飞速发展，期间建成产能近1.56亿吨/年的50条生产线（见表1），LNG生产项目开工率居高不下，2019年开工率高达92%。全球新冠肺炎疫情和本就下行的经济形势，使LNG市场需求大大缩减，大量的LNG投放市场，造成严重的供需失衡，导致LNG现货价格一降再降。然而，市场规律这只“看不见的手”终究要起作用，2020年3月以来，新的LNG项目纷纷推迟最终投资决定（FID），许多在产LNG项目不断调低开工率，使全球LNG市场向供需平衡的方向逐步调整。

1　近年来全球LNG行业飞速发展

1.1　全球LNG产能5年增长过半

2011－2015年，全球每年有2000万吨新增产能进入最终投资决定阶段，投资热潮带动全球LNG产能持续增长，仅2015年就增长1.558亿吨，比2014年底的2.937亿吨增长53%（见表1）。2019年新增产能3860万吨/年，增长幅度达到10%；2020年1月以来新增产能1410万吨/年。截至2020年6月，全球有LNG项目44个，总产能达到4.495亿吨/年。

目前，全球有21个LNG出口国（也门LNG项目因战乱未生产）。长期以来，卡塔尔LNG产能居世界第一，但2018年其产能为7700万吨/年，被澳大利亚以8780万吨/年超越。目前，美国有7个在产LNG项目25条生产线，总产能达到6200万吨/年，在4年间LNG产能超越大多数国家，位居世界第三。2015年以来新投产的LNG项目中，仅有阿根廷和喀麦隆两国实现LNG出口。

目前，全球前四位LNG供应商分别是卡塔尔石油公司（年供5250万吨）、壳牌公司（年供4260万吨）、美国切尼尔公司（年供1830万吨）、俄罗斯诺瓦泰克公司（年供830万吨）。其中，切尼尔公司和诺瓦泰克公司近两年才成为全球LNG供应商。

1.2　近两年LNG项目密集投产

美国继萨宾帕斯LNG项目5条生产线2250万吨/年的产能密集投产后，2018年，产能为525万吨/年的科夫角LNG项目紧随投产。2019年，卡梅伦项目第1条、厄尔巴岛、自由港第1-2条、科珀斯克里斯蒂第1-2条等LNG项目共15条生产线2060万吨/年产能投产，LNG产品密集倾销到市场，导致供应过剩。2020年一季度，卡梅伦LNG项目第2、3条生产线和自由港LNG项目第3条生产线投产，新增产能1210万吨/年，供应过剩进一步加剧。

澳大利亚2018年投产的伊奇斯 LNG项目2条生产线产能达到890万吨/年，2019年投产的前奏FLNG项目产能为360万吨/年。俄罗斯2017年底到2018年中期投产的亚马尔LNG项目产能达到1650万吨/年，阿根廷2019年中期投产的坦戈FLNG项目产能为50万吨/年，均成为全球LNG产能过剩的新增力量。

1.3　LNG项目开工率居高不下

2019年，全球生产3.59亿吨LNG，全年开工率达92%，与往年水平大致持平或略高。主要是全年计划外维护、天气影响和政治动荡等因素比往年少，新建项目的平均开工率达到101%。开工率在110%以上的项目有5个，例如，巴布亚新几内亚（PNG）LNG和俄罗斯亚马尔LNG项目开工率分别达到120%、115%（见图1）。

图1　全球LNG项目开工率情况

资料来源：IHS Markit

1.4　过量投产引发的后果

供应过剩导致LNG现货价格一跌再跌。中国市场由2018年11月的11.48美元/百万英热单位降到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，现货价格又下跌了近2美元/百万英热单位，4月23日，进一步下探到1.9美元/百万英热单位。截至2020年6月底，从中国2011年7月开始进口LNG现货以来的108个月里，亚洲现货价格低于非现货（长期贸易、短期贸易）价格的月份有53个月，占49%。自2014年8月首次出现现货价格低于非现货价格以来的71个月里，现货价格偏低的月份占74.6%。2019年初以来，现货价格一直低于非现货价格。受现货价格长期低于非现货价格和当前价格暴跌影响，LNG长期贸易合约执行和管道天然气销售遭到不小冲击。

新冠肺炎疫情等因素导致需求大幅下降是LNG价格下跌的重要影响因素，油价的急剧下跌也起到间接推动作用。尽管油价急剧下跌是由2020年3月上旬“欧佩克＋”产油国（即所谓“维也纳联盟”）谈判破裂直接引起，但油气市场供给过剩，供求关系早已失衡，LNG过剩对石油供给过剩也起到一定叠加作用。

1.5　全球LNG市场未来有供需失衡扩大风险

如果新建和拟议中的LNG项目按原计划推进，那么LNG供给过剩将更加严重。目前，全球18个在建LNG项目50条生产线的产能是1.134亿吨/年，其中10个为新建，8个为扩建。美国的在建LNG项目产能为4500万吨/年，位居全球第一，其后分别为俄罗斯2080万吨/年、莫桑比克1860万吨/年、加拿大1400万吨/年。2020年下半年，美国将要新投产的LNG项目产能为1040万吨/年，俄罗斯和马来西亚也会有新产能投产。总体上，2020年新投产LNG项目产能达到2840万吨/年，其余产能将在未来几年内陆续投产。在看不到需求较大起色的情况下，这些产能所产LNG投放国际市场，必然进一步加剧供应过剩。

2　近3个月来全球LNG项目理性调整

2.1　LNG项目纷纷推迟甚至取消最终投资决定

推迟甚至取消LNG项目最终投资决定有以下几个原因：

1）近几个月，LNG现货价格和布伦特原油价格都处于低位，各大石油公司现金流均告紧缩，LNG项目投资者更难做出长期、逆周期的最终投资决定；2）在现金流吃紧情况下，上市公司通过削减液化项目的投资来维持股东分红水平；3）液化项目融资难度加大，成本增加，参与难度增大；4）高额的投资成本和超预算可能性，使大型LNG项目延期风险加大，LNG项目更难于达成最终投资决定；5）那些受油价影响较大的投资者，即使已经签署购销协议，也难以完成最终投资决定；受低油价影响小的投资者，如果购销协议不能按期签署，最终投资决定同样不能如期达成。

2019年，进入最终投资决定阶段的LNG项目产能为7040万吨/年，2020年一系列LNG项目也将进入最终投资决定阶段。由于上述原因，本该即将完成的最终投资决定纷纷被推迟，大部分处于审批阶段的LNG项目难以做出最终投资决定。有些项目已经开始进行最终投资决定的前期准备，着手与LNG购买方谈判和进行工程设计，在当前情况下也会推迟原计划。原预计2020年有6000万吨/年的产能完成最终投资决定，现在只有墨西哥蓝海岸能源（Engergia Costa Azul）LNG项目将完成最终投资决定。该项目产能为240万吨/年，项目一期会在2020年进入最终投资决定阶段，工程总承包（EPC）合同已经签订，市场推销取得重要进展。不过，项目作业者森普拉（Sempra）公司把达成最终投资决定的时间从第一季度推迟到了第二季度，同时取消了原定于第三季度推出的1100万吨亚瑟港（Port Arthur）LNG项目最终投资决定的推介活动，该计划可能推迟到2021年。卡塔尔液化天然气公司（Qatargas）扩容的4条生产线最终投资决定由2020年推迟到2021年，届时潜在LNG购买方将重新评估成本，其余两条生产线的最终投资决定将推迟到2023年。莫桑比克的鲁伍马（Rovuma）LNG项目一期的最终投资决定被推迟至2021年。

第二批主要是美国的其他LNG项目，几乎所有未完成最终投资决定的LNG项目都尚未锁定足够销量的LNG购销协议来支撑融资。由于与油价挂钩的LNG长期贸易合同价格可能更便宜，项目投资商面临较大竞争压力。伴生气产量降低可能导致亨利中心（Henry Hub）价格上涨，从而又刺激更多成本较高的干气产量。这些将延缓签订合同的决策，潜在客户会重新评估美国LNG的竞争力，将影响气源来自美国的蓝海岸能源LNG和亚瑟港LNG项目承购协议的最终签订。目前，第二批LNG项目的最终投资决定有可能由2021年推迟到2023年。如果考虑与第一批LNG项目叠加投产的竞争风险，第二批项目的最终投资决定还可能再推迟一年。

在低油价时期，如果投资者都选择降低现金流等财务紧缩策略，处于最终投资决定延期的项目将进一步后延，2020、2021年，将不会有新的最终投资决定申请提交审批，2022年油价回升后，最终投资决定的申请才可能恢复。例如卡塔尔液化天然气公司扩建这样的大型项目，最终投资决定还有可能进一步后延。LNG购买方不会期待2022年以前有新的LNG项目完成最终投资决定，过剩产能可望在本世纪整个20年代得以消化。

如果石油需求长期下降，主要产油国限产无效，油价有可能出现更为极端的情况。如果布伦特原油价格在2020年为21美元/桶，2021年为20美元/桶，那么所有油气公司将受到灾难性打击，未来两年，原有的大部分甚至全部LNG投资计划有可能被取消。

2.2　LNG项目开工率速降

当前，在LNG市场供需失衡的情况下，美国LNG供给弹性和市场平衡角色显露无遗，多数美国LNG项目的产能得不到充分利用，LNG项目开工率下降。随着LNG现货和欧洲天然气枢纽价格持续徘徊在历史最低位，美国LNG原料气量价齐跌。2020年6月25日，7月期货的亨利中心天然气价格低至1.52美元/百万英热单位，8月期货价为1.612美元/百万英热单位，为近25年来最低。持续不振的远期定价表明，未来美国LNG出口可能进一步下滑。

美国LNG原料气管输量从2020年3月1日的95亿立方英尺/日，降至5月中旬的60亿立方英尺/日，LNG的产能利用率已下降到65％。为萨宾帕斯LNG输送的原料气，2020年4月中旬开始呈下降趋势，5月中旬已下降至约20亿立方英尺/日，产能利用率约为55％。科珀斯克里斯蒂LNG情况类似，从2020年4月下旬开始下降，5月初稳定在8亿立方英尺/日左右，产能利用率也相当于55％左右。近几个月，通往自由港LNG的管输气流量变化很大，主要源于该项目第三条生产线投产，但原料气输送一直没有跟上产能正常步伐。由于制冷剂压缩机起火和个别装置维修，厄尔巴岛小型LNG设施基本停产。

由于LNG货运批次取消，东北亚、西北欧同美国的价差不断扩大，美国LNG项目减产加剧。“货运取消量”是供给状态反应的早期指标，据最近报道，由于该指标持续增加，美国LNG很可能会加速减产。2020年二季度装船的美国LNG的短期经济性变得更差，到美国墨西哥湾沿岸的LNG净回价与美国LNG短期边际成本之差，对4月份的装船几乎无利可言，对5月份的装船利润为零，对6月份的装船亏损明显。据媒体报道，2020年4、5月份的装船分别有3个批次和12个批次被取消。5月份取消装船的批次，意味着美国LNG产能利用率只有85％，最近原料气管输量所反应的利用率更是低至约75％，连切尼尔销售（Cheniere Marketing）公司都从第三方购买了几批现货LNG，运往西北欧。2020年6月份的装船有22～33批次被取消，意味着美国LNG产能利用率进一步下降，低至50％。可能7月份的LNG货运已取消多达45批次，产能利用率下降更甚。

2020年4月以来，生产下调的美国LNG主要集中在萨宾帕斯、科珀斯克里斯蒂和自由港LNG三个项目。另有市场信息表明，卡梅伦LNG的客户也可能拒绝接货。夏季供需平衡仍然令人堪忧，2020年7－9月份的装船，到美国墨西哥湾沿岸的LNG离岸价净回值与美国LNG短期边际成本之差仍然处于负数区间（见图2）。承销7月份LNG的装船有25～45批次已被拒收，这意味着产能利用率降至40％以下。

注：美国墨西哥湾LNG的离岸价（FOB）净回值是根据日韩市场（JKM）和荷兰产权转让设施指数（TTF）中较高的净值计算得出的，JKM价格和TTF价格都是美国LNG装船日前一个月的平均价。假设从美国墨西哥湾沿岸到东北亚和西北欧的可变运输成本分别为1.3美元/百万英热单位和0.7美元/百万英热单位（包括汽化和输入成本），实际成本将因客户而异，并取决于其运输组合和汽化通道情况

图2　2020年1－5月美国墨西哥湾LNG离岸价净回值与美国LNG短期边际成本之差

资料来源：CME Group，IHS Markit

综上所述，在当前的新冠肺炎疫情影响和油气价格低迷的宏观环境下，分析全球LNG行业前几年的投资发展情况和近期的LNG项目投资延后、开工率下降现象，明显可见全球LNG市场供应过剩，未来供需失衡的状况还可能会扩大。2020年第二季度，LNG供应方已经做出了反应，采取了行动，重新评估LNG项目投资和生产。

未来相当长一段时间，在全球LNG需求持续不振的状况下，新上项目延迟最终投资决定、延后投产，在产项目降低产能利用率、下调LNG产量，都将促进LNG市场恢复平衡。无论是主动还是被动，投资者和生产者行为正在并继续趋于理性。

（注：文中数据和信息除特别注明的外，均参考自IHS Markit网站信息。）