2020年3月開始，疫情造成的全球需求危機成了壓倒國際油價的最后一根稻草。國際基準布倫特油價從2019年的約60美元/桶跌至目前的平均24美元/桶，這不僅會影響國際天然氣市場，也不可避免地影響中國天然氣的生產、進口、銷售價格和需求。

先來說說國際液化天然氣（LNG）市場。2019年LNG項目獲批投資總額達到約700億美元，創歷史新高。然而，疫情暴發和油價暴跌對原油需求的沖擊將波及LNG市場，影響好壞參半。

首先，全球在建的十多個陸上LNG項目面臨推遲。從長期來看，可能會推高LNG價格，并推動更多項目在今后幾年獲批。

目前處于早期開發階段的LNG項目最有可能受到影響，部分LNG項目將面臨延期和成本上升。以加拿大的項目為例，在疫情暴發之前，殼牌位于加拿大不列顛哥倫比亞省海岸的LNG項目（項目成本為140億美元）就由于當地民眾反對修建天然氣管道而造成建設推遲，而環保組織和加拿大環境監管機構有可能會使該項目更難向前推進。鑒于目前市場狀況，投資者會將該項目被迫中斷的潛在風險考慮進去，這會導致項目進一步推遲和資本成本提高。此外，沃倫·巴菲特旗下的伯克希爾·哈撒韋公司已決定從位于加拿大魁北克省SaguenayLNG項目撤資，這意味著加拿大雄心勃勃的LNG計劃前景更加艱難。

筆者分析了將于2020-2021年獲批的LNG項目（這些項目集中在澳大利亞、莫桑比克、俄羅斯和卡塔爾等國），發現72%的項目承諾投資額來自石油為主業的企業。油價低于30美元/每桶后，以石油生產為主的企業將沒有更多資金支持新LNG開發項目。埃克森美孚已宣布近期大幅削減資本和運營支出。3月初，埃克森美孚撤回向美國進出口銀行申請的20億美元貸款，這筆貸款原計劃為位于莫桑比克的RovumaLNG項目提供資金。

但對已開發項目而言，受目前低油價影響不大，它們大都以長期合同方式出售了大部分LNG產量。

根據挪威咨詢機構RystadEnergy的相關數據，至少到2021年底前，LNG價格仍將保持在目前的低水平。但是由于以上部分項目的延期將使產量增長放緩，從而使LNG價格有可能在2023年之前回升，并提高今后幾年LNG項目獲批的可能性。

說完了國際市場，再來看看國內市場。

首先，低油價對國內天然氣勘探開發有利有弊。不利之處是，根據有關機構數據，中石油的原油勘探開發全周期成本為40-50美元/桶，中石化為60-70美元/桶，而持續的低油價肯定會導致上游板塊的財務情況惡化和投資能力減弱，并將影響國內天然氣產量的增長。積極的一面是，油價下跌恰好是部分國內油氣田提高天然氣產量的較好時機——實施“以氣養油”。以目前上游價格水平而言，國產氣的上游勘探開發和中游銷售是盈利的。此外，盡管非常規氣藏勘探開發成本高，但銷售價格原則上放開且有補貼獎勵，亦將鼓勵非常規氣的勘探開發。

所以，國內石油公司雖然理論上有動力加大進口LNG的比例，尤其是便宜的LNG現貨比例，但考慮到其上游板塊的利益，實質性調整的可能性不大。

其次，油氣進口的慣例是簽署“照付不議”的長期協議合同，如何有效降低因此產生的巨額成本，是未來的關鍵問題。

2005年以來，三大石油央企與國外賣家簽訂了一批LNG長協合同。據不完全統計，上述合同下的LNG年進口量達到4500萬噸左右。這部分“長協氣”大多是在2014年之前的高油價背景下簽訂的，按照氣價與油價掛鉤的機制，屬于“高價氣”。

如今，全球油氣市場已是“買方市場”，“資源為王”時代一去不復返。而中國正是國際油氣市場最大的買家，不僅有資金、技術和市場，還擁有日益提升的全球影響力。因此，我們應該抓住時機，通過價格復議等綜合手段重談合作，徹底扭轉中國進口LNG的“高價模式”，進而扭轉我們在能源安全保障上的被動局面。

再次，未來我們是選擇與路易斯安那州亨利港天然氣期貨價格掛鉤的美國資源，還是與油價掛鉤的其他供應來源，這一問題也需要考量。

官方材料顯示，2020-2025年，國內將迎來LNG接收站的新一輪投資建設高峰，千萬噸級的長協合同將于近兩三年內簽署。原本美國LNG項目由于具有“優勢”的計價方式和商務模式而受到重視。根據思亞能源的預測，進口美國LNG在最樂觀的情境下可達到1045萬噸/年。然而疫情導致的需求銳減將使這一目標難以企及，油價走低更是讓潛在的國內買家擔憂美國LNG的競爭力。

最后，對于國內終端天然氣消費市場而言，油價下跌的影響不大，影響主要來自疫情導致需求下降。今年2月，全國實際天然氣消費的同比降幅約15%。東部和南部沿海城市燃氣的同比降幅多在20%-25%區間。相比較之下，北方因用氣結構中居民供暖比例較大，受到的沖擊較小。進入3月份后，隨著華東和華南地區加速復工，用氣量應有較大的恢復。

預計在國產氣充足供應和照付不議長協合同的壓力下，在國際LNG現貨低至2-3美元的環境下，在各級政府的價格監管措施下，國內終端需求有可能在三、四季度好轉。