廉价天然气时代结束买家应如何规避风险？

  [中国石油新闻中心2022-08-10]
  编者按：俄乌冲突使全球天然气市场出现变局，但也为LNG供应商提供了难得的机会——填补俄罗斯供气份额，从高企的天然气价格中获利。除供需格局外，国际LNG贸易流向也有所调整，欧洲主导需求增长，现货市场也向“欧洲溢价”转变，呈现出“淡季不淡、旺季更旺”的态势。多家机构认为，廉价天然气时代已经结束，买家该如何在保障供应的同时，规避未来价格倒挂风险？
  现货价格高位震荡?美国长协备受青睐
  ——2022年上半年国际LNG贸易市场特点分析
  尚一韬?谢治国?陈文冠华?北京燃气集团LNG业务部
  自2021年下半年起，国际LNG市场受欧洲储气库注气需求、亚洲需求回升以及地缘政治不确定性影响，价格持续上升。原先短暂的买方市场已经完全转向卖方市场。俄乌冲突爆发后，国际LNG市场进一步受到冲击，不仅在价格上出现了明显上涨趋势、价格波动幅度加大，而且供需格局和供需关系均受到重大影响，LNG贸易流向、国际LNG运力分配也有所调整。
  特点一：三大市场价格高位波动
  上半年，国际天然气（LNG）现货价格呈现高位震荡态势，TTF、JKM、HH平均价格分别为32.36、29.25和6.02美元/百万英热。尽管2021年供暖季将结束时，国际LNG现货价格一度出现下行趋势。但受俄乌冲突影响，欧洲TTF价格、亚太JKM价格均快速上涨。其中TTF价格从2月23日的29.45美元/百万英热上涨至3月7日的72.26美元/百万英热，涨幅约145%；JKM价格快速从2月23日的27.85美元/百万英热上涨至3月7日的84.76美元/百万英热，涨幅约204%。7月初，因北溪1号线涡轮机事件影响俄气供应稳定性等原因，TTF涨至44美元/百万英热，JKM也达到39美元/百万英热。
  4月以后，TTF和JKM价格虽有下降，但依然围绕30美元/百万英热的水平高位波动，平均价格较2021年同期（4—6月）分别上涨约168%、264%。
  此外美国HH价格受电煤等能源价格上升影响，在供应难以快速增加的形势下，上半年价格也从年初的3.82美元/百万英热上升到最高9.29美元/百万英热（6月8日），上涨约143%。近期回落至8美元/百万英热左右。
  快速上涨的天然气/LNG价格，体现了LNG在贸易市场上的供不应求。在现货价格高位剧烈波动的情况下，不仅新的长协难以达成，而且导致中短期合同与油价挂钩的斜率明显上升，近3年的中短期合同价格斜率在18%—20%左右，明显高于等热值油价。
  特点二：LNG国际贸易跨盆地交易减少
  按运输范围分，国际LNG市场范围大致可分为大西洋盆地和太平洋盆地。两大盆地的LNG供需并不均衡。2021年，大西洋盆地供应LNG约1.47亿吨，消费LNG约9800万吨；太平洋盆地供应LNG约1.52亿吨，消费LNG约2.77吨。大西洋盆地的资源流入太平洋盆地约5000万吨，其余太平洋盆地的需求部分（约7000万吨）由中东地区的供应予以平衡。因此总体来看，国际LNG贸易的流向主要以大西洋盆地LNG流入太平洋盆地为主。
  去年下半年以来，欧洲国家为满足供暖季需要，开始增加LNG进口，俄乌冲突爆发后，欧洲为替代管道气供应，进一步增加了LNG进口量。2022年上半年，欧洲共进口LNG6400万吨，同比上升52.49%，月均进口量达到1067万吨。其中约有1800万吨LNG（占增量的81%）来自美国西海岸的LNG项目。
  欧洲需求的变化导致2022年上半年大西洋盆地对亚太地区的出口减少43%，盆地内贸易量同比上升41%。
  特点三：运输需求减少，国际LNG船吨海里数降低
  美国LNG到东北亚航程约为1万—1.5万海里（视不同航线），而到欧洲航程只有约5000海里，二者相差约5000—1万海里。由于跨盆地贸易量下降，对LNG运输船的需求也明显降低。今年上半年，全球LNG贸易吨海里数约为8464亿吨海里，同比下降约2.3%。美国由于LNG出口由亚洲转向欧洲，第二季度累计数为1157亿吨海里，环比下降16.23%，同比下降15.62%。虽然对运力的需求有所下降，但在大西洋盆地，由于需求增加，其船租不降反升，甚至超过了太平洋盆地的运输价格，而在3月之前，太平洋盆地的LNG运输价格略高于大西洋盆地。
  特点四：亚洲市场现货交易价格低于欧洲市场
  亚太盆地为引进大西洋盆地内的LNG供应量，除运费相对较高外，还要支付一些额外的设施空置费用，导致长期存在“亚洲溢价”，东北亚天然气价格指数JKM长期略高于欧洲天然气价格指数TTF（NBP）。
  2021年12月开始，由于欧洲低库存和较冷天气等原因导致JKM价格与TTF价格倒挂。俄乌冲突后，两者倒挂幅度有所扩大。
  2022年一季度TTF平均价格较JKM高1.57美元/百万英热，约4.7%；二季度TTF平均价格较JKM高4.66美元/百万英热，约14.8%，差价幅度扩大了10个百分点。
  特点五：国际LNG长期合同执行困难
  由于国际LNG现货价格居高不下，相对而言，与油价挂钩的长协和与美国HH价格挂钩的长协LNG资源就显得“物美价廉”。部分国际资源商面对现货市场转运能带来的巨大套利，放弃了部分长协的承诺，而追逐高额利润。
  例如意大利国际油气公司Eni和国际资源商Gunvor原先与巴基斯坦签订有长期供应协议，但是面对高涨的LNG现货价格以及较低的违约成本，两家供应商从去年10月至今年6月已经取消了超过12船LNG，导致巴基斯坦只能通过高价去采购现货来弥补国内供应缺口。
  我国买家也不同程度地遭遇合同减量，或被卖方根据市场行情进行“安排”。不仅卖方行使合同下浮量，而且买方的增量权，包括合同量渐增机制与买方上浮量都遭到拒绝。同时卖方还以设施维修为借口减少供应量，并尽可能减少单船供货量和卸载量。特别是掌握运输的卖方在船期安排中利用窗口期选择最合适的卸货时间，提高利润。
  特点六：欧洲公司开始寻求长期合约
  受欧盟反垄断法的限制，欧洲燃气公司无论是在购气合同还是基础设施加工处理协议方面，通常不倾向于签署长期合同。但受管道气供应不确定的影响，欧洲也开始寻求长期购气合同。2022年3月25日，欧盟委员会和美国发表关于欧洲能源安全的联合声明，支持签署长期购气合同，并通过长期合同支持美国的液化设施和欧洲接收站等基础设施进行最终投资决策。2022年上半年，欧洲买家签署的15年以上LNG长期合同总量达到1644万吨/年，其中来自美国长期合同总量为1425万吨/年。但受美国项目建设时间限制，这些合同的供气时间均要到2026年才能开始供应。（谢治国为北京燃气集团LNG业务部高级经济师，尚一韬?陈文冠华为该部门员工）
  平衡采购?签订多元化组合合约最为安全
  伍德麦肯兹能源咨询公司
  LNG价格不会永远居高不下。我们认为，当2026/2027年新LNG供应“上线”时，现货价格会松动。不确定因素包括俄罗斯的应对方式以及时间问题。LNG高价持续时间越长，出现泡沫的可能性就越大——一次性释放太多的新供应。如果现货价格暴跌，与亨利中心天然气价格挂钩的LNG合同，以及与油价挂钩的合同将失去竞争优势。归根结底，这才是买家担忧的问题——今日减少对昂贵现货的敞口，他日就会在市场行情逆转时受到重创。
  买家需要建立一个有价格竞争力的低风险LNG合约组合。但在当前能源价格全面上涨、并且巨大价差存在于与亨利中心天然气价格指数挂钩的合同价、与油价挂钩的合同价以及现货价格三者之间时，货源组合是一个艰巨问题。
  由于欧洲的能源政策是在未来中期摆脱对天然气的使用，所以，要签订卖方要求的期限较长的合同，可能必须由各国政府介入和支持。如果欧洲各国玩家不打算建立一个全球化的LNG业务来创造新的消纳渠道，那么，另一种选择是让资源池玩家来承担风险。
  在定价方面，各公司的签约策略需要回归到根本。电力公司和燃气公司以及天然气贸易商在签订组合合约方面，需重新在与亨利中心天然气价格挂钩的合同和与油价挂钩的合同之间取得平衡，减少签订现货价格合同。难以预估哪种合约将占赢面时，签订多元化组合合约最安全。
  供应紧张?我国能源公司应如何未雨绸缪？
  谢治国?尚一韬?北京燃气集团LNG业务部
  目前国际LNG市场整体处于供需紧平衡态势，供应相对紧张。从供应侧看，目前国际LNG液化项目增量有限，美国的新增液化项目除自由港项目外，各项目均已达产，基本以设计产能运行。而到2026年之前，新增投产项目有限，总体供应相对稳定。需求影响因素的偶然性较大，相对较难以预测。大部分咨询公司估计2022年下半年国际LNG市场还将维持高位。
  在国际LNG价格高企情况下，我国企业应采取以下几方面措施，保障天然气供应，同时避免价格倒挂风险。
  首先，要合理搭配长协与现货比例。在国际LNG现货价格大幅波动的情况下，LNG长协价格相对稳定，原因一是大部分长协价格与油价挂钩，而此轮价格波动，LNG现货作为能源市场的调剂者，波动幅度和范围远大于原油；二是因为还有部分长协与美国HH价格挂钩，而美国天然气储量丰富，产能可调余地大，因此也相对稳定。建议国内LNG进口企业要注意控制长协与现货的比例，在长协内部还应合理配置油价、气价挂钩合同比例。
  其次，应争取有利合同条款，保障天然气供应,?通过长期合同商务条款控制价格风险。在国际天然气市场存在较大波动性和不确定性的情况下，买家应尽量在买方责任、供气灵活性、临时转运等方面，争取相对较好的合同条款，如争取卖方短供时整船货值100%甚至更高的赔偿。LNG进口企业仍应谨慎签署与现货价格指数挂钩的长期合同，适当控制合同量，同时通过目的地条款等努力提高合同执行的灵活性，当出现国际、国内价格倒挂时，可以转售资源。
  再次，还需进一步发展国际LNG运输业务，通过FOB合同增强灵活性，控制风险。在目的港船上交货（DES）模式下，年度计划、船期安排甚至气量安排的主动权均在卖方手中，而发展离岸国际贸易（FOB）模式的首要条件就是发展LNG运输。对于贸易商或资源组合商而言，通过掌握运输，就拥有了对货物的分配权，可以主动将LNG运输至高价市场，获取额外收益。对国内LNG需求公司而言，通过掌握运输，既可以确保货物运到国内，提高保供能力，也可以灵活转运。
  最后，要估计国内需求、整体衡量LNG与其他能源关系，避免过度竞争。在普遍看好LNG产业发展前景的背景下，国内油气公司、城市燃气公司，甚至电力供应公司纷纷在沿海建设LNG接收站，准备引进国际LNG资源。但目前国内已建、在建和规划建设LNG项目已经超过了国际LNG所能新增供应资源总量，未来各公司仍需要客观估计各自市场需求，将资源采购与市场开发的实际需求有效结合。
  欧洲扩大接收站建设?冬季供应不容乐观
  熊维?睿咨得能源天然气研究高级分析师
  2022年，受地缘局势影响，欧洲管道气供应出现大幅下降，区域能源安全风险增加。为了降低对俄罗斯天然气的依赖，欧洲加大了LNG进口力度，吸收较多原本运往亚太地区的LNG。今年以来，欧洲再气化能力利用率一直在70%以上的高位，而去年大部分时候利用率不到60%。同时，为了增加LNG进口能力，欧洲掀起接收站建设的热潮，其中一些是新建项目，另外一些是重启早前搁置的项目。但从长期来看，欧洲LNG需求存在较大不确定性，大型固定装置可能会出现资产搁置。短期来看，由于北溪1号输送量的暴跌，让欧洲的注气计划以及今冬供应不容乐观，也使欧洲面临的天然气供应困境雪上加霜。
  欧洲LNG接收站建设迎来热潮
  德国是第一个作出反应的国家，在俄乌冲突开始后，迅速重启了两个LNG浮式接收站Wilhelmshaven和Brunsbuttel设施的建设计划。德国是欧洲天然气需求最大的国家，但境内仍未有接收站运营，在天然气供应风险较大的情况下，再气化设施建设尤为迫切。德国承诺投入30亿美元用于浮式储存及再气化船（FSRU）的租用。7月，德国能源公司Uniper在Wilhelmshaven正式启动了首个接收站的建设工作。除了Wilhelmshaven和Brunsbuttel两个设施，另外三个接收站的计划也陆续提出。这五个设施若顺利投产，将在未来几年给德国带来接近3000万吨/年的再气化能力。
  其他10个欧洲国家也陆续表明有新建或重启接收站建设的计划，包括意大利、荷兰、法国、希腊、爱沙尼亚等等。例如，在另外一个天然气需求大国意大利，Snam公司购买了两个再气化能力均为370万吨每年的FSRU，将分别安装在撒丁岛海域和亚德里亚海附近。荷兰Gasunie公司已签下两个FSRU的租用合同，用于Eemshaven接收站，接受能力接近600万吨/年。
  睿咨得能源预计，2021年到2030年之间，东北亚和欧洲将成为全球再气化设施建设的主要推动力，接收能力增量将分别超过2亿吨/年和1亿吨/年。俄乌冲突后欧洲计划的接收站项目在2030年底之前将带来超过7000万吨/年的再气化能力，届时欧洲LNG接收能力将接近2.6亿吨/年，可以满足远期LNG进口需求。但对于短期需求，欧洲可能存在再气化能力缺口的风险。近期北溪1号因检修以及设备故障相关原因，输送量已下降至额定输送能力的20%左右，接下来该管道能否恢复到正常运行的满负荷状态，以及能不能恢复，还有存在很大的不确定性，这将使得欧洲天然气的供应情况更加严峻，欧洲对LNG进口的需求也会更加迫切。如果北溪1号出现完全断气的情况而且完全用LNG去取代这一部分降量，今年晚些时候欧洲可能将没有足够的再气化能力去接收足量的LNG。如果北溪1号低输气量情况持续到明年，那么计划今明两年投产的接收站需要全部投产，LNG才能完全填补俄罗斯天然气供应的降量。
  长期需求前景不明
  尽管多国陆续表示新建或重启接收站建设计划，但从长期来看，欧洲LNG需求存在较大不确定性，在欧洲推进大型LNG项目前景仍不容乐观。
  欧洲的LNG接收站建设计划以浮式设施为主，2021年到2030年之间，欧洲超过七成的再气化能力增量将来自于浮式设施FSRU，因为建设时间较短，而且在欧洲需求前景不明朗的情况下，相较于固定装置，浮式装置也更为灵活，固定装置长期看可能会出现资产搁置的情况。欧洲加大LNG接收站建设力度主要是为了确保未来几年的能源安全，但从长期来看，由于能源转型，LNG接收能力富余的情况或将出现。预计到2024—2030年，接收站的利用率将回落至50%以下。欧洲不太愿意签署大规模长协这一点上也反映出欧洲LNG长期需求有较大的不确定性。
  欧洲LNG需求的本质是在能源转型加速的情况下确保能源安全，预计欧洲各国政府将在一定程度上愿意支付较高的价格，并为天然气基础设施项目提供更多的支持。虽然政府的大力支持会使项目更容易进行，但仍然需要克服其他方面的障碍，包括天然气在欧洲能源结构中不太清晰的定位、投资者对欧洲天然气需求前景缺乏信心，以及环保组织的反对声音。之前正是因为这些原因，在欧洲推进LNG项目困难重重。德国近期重启的Wilhelmshaven浮式接收站项目在2021年4月被取消，据报道原因是对需求不足的担忧。由于类似的原因，荷兰公司Vopak在去年11月宣布退出另一个在德国重启的Brunsbuttel浮式接收站项目。
  今年夏季，欧洲能应对天然气供应紧张局面，但随着时间推移，就需要库存充足来满足冬季需求，想要实现这个目标，北溪1号输送量必不可少，这条管道曾在大部分时候为欧洲管道气进口提供坚实支撑。得益于最近几个月LNG进口大幅增加，欧洲注气程度接近库容的70%。但北溪1号输送量暴跌，让欧洲的注气计划以及冬季供应不容乐观，也使欧洲面临的天然气供应困境雪上加霜。去年，由于年初的低温天气，欧洲天然气库存消耗较多，而且去年下半年冬储准备不足，可再生能源发电量降低，欧洲出现了大范围的天然气供应短缺现象。这些因素也加深了对今冬欧洲天然气供应的担忧。