2020年在遭受新冠肺炎疫情和油价暴跌的双重打击下，全球主要天然气市场需求出现不同程度下降，上游产量下降，液化项目投资遇冷，价格创历史新低。预计全球市场将于2021年逐步复苏，LNG（液化天然气）市场供应和接受能力增长将成为推动贸易发展基础设施保障因素，未来五年市场价格逐步上升，均价仍低于过去五年。

2020年天然气市场需求和供应均呈现历史罕见负增长

受疫情影响，全球天然气需求明显下降，叠加国际油价暴跌影响，上游生产一定程度下滑，总体供应过剩加剧，价格维持低位。其中，冬季需求回升为年末价格上升的主要拉动力，各地区价格不同幅度回升，甚至超过疫情前水平。

全球天然气市场在2020年经历较大冲击，需求和供应均呈现历史罕见的负增长。全球天然气消费量约3.81万亿立方米，比2019年下降3%。由于疫情影响，各国出台政策实施封锁或隔离，工商业等各部门用气需求疲弱，但由于价格走低，天然气与替代能源竞争力显现，减少了消费量降幅。从主要地区看，亚太天然气消费仍是全球最强的地区，但增速下降，同比增速约0.5%，较过去五年平均4%的增速大幅下降。北美天然气消费小幅下降1.7%，主要由于美国需求仍保持小幅增长态势，抵消了加拿大和墨西哥10%以上的降幅。欧洲天然气消费量下降最为明显，主要国家采取居家隔离、停工停产应对疫情，造成各部门天然气消费量下降，同时竞争性能源使天然气需求再度承压。欧洲天然气消费量降幅约7%。

从用气部门看，尽管由于全球经济活动减少导致全球消费下降，但低气价支持了电力部门的天然气需求。从国家看，美国和中国这全球前两位天然气消费国的需求依然特别强劲，弥补了欧洲等地区的较大跌幅。

2020年 ，由于低油价和天然气价格走低，导致主要生产国上游气田的勘探和生产减少，全球天然气产量降幅约1.3%，至4万亿立方米。其中，天然气最大产区北美的产量同比下降470亿立方米。第二大天然气生产国俄罗斯由于欧洲需求疲弱被迫减产，产量降幅约7%。消费和生产同比均呈现下降走势，供应过剩由上年的500亿立方米扩大至900亿立方米，供应过剩进一步加剧。

疫情给LNG市场带来不确定性

液化项目投产方面，虽然市场需求偏弱，但美国LNG液化产能仍然逆市增长。2020年，新投产LNG液化产能全部来自美国，共计2095万吨/年，年均增长5%。

液化项目投资方面，2000年代末和2010年代初，澳大利亚批准了总共6700万吨/年的LNG液化能力，推动了全球LNG产能增长浪潮。美国页岩气产业迅速扩张，美国原有的LNG接收站基础设施从再气化终端转变为LNG液化项目。2014年，美国将全球LNG项目投资产能推高至4600万吨/年的新纪录。然而，2015~2017年，全球LNG供应过剩、需求疲软使得投资者和银行不愿投资新的LNG液化产能。在这一期间，批准的产能降至500万吨/年到700万吨/年之间。随着2018年全球天然气价格回升，市场景气度明显提升。2019年，以莫桑比克（1区液化天然气)、俄罗斯（北极液化天然气）、尼日利亚（NLNG T7）和美国（Calcasieu Pass、Sabine Pass T6、Golden Pass）等为代表的大批项目作出最终投资决定，创7000万吨/年的历史新纪录。2020年，新液化项目最终投资决策遭受较大冲击，原计划在2020年作出最终投资决定（FID）的大批项目几乎全部搁浅，运营商们努力为其项目寻找赞助商以获得投资资金，但仅墨西哥的Energia Costa Azul LNG在接近年终的时候进入FID，项目产能300万吨/年，计划于2024年投产。

2020年，受经济发展、需求提升及气价走低等因素影响，全球LNG进口能力不断增强。规模较小的再气化项目正蓬勃兴起，小项目纷纷涌现。小型天然气项目或将成为未来电力组合脱碳的重要推动力。2020年，全球LNG再气化接受能力计划新增5100万吨/年，较2019年的2750万吨大幅增加。但新冠肺炎疫情为天然气市场带来了较大不确定性，导致2020年的大多数项目推迟至2021年第一季度或之后，且未确定启动形式。截至2020年末，共新增1635万吨/年接收能力，另有600万吨/年产能在建。新增接收能力主要来自中国、印度、巴西、墨西哥、菲律宾和中国台湾。此外，较多小型项目逐步推进。巴西为传统的LNG进口国，但Pará LNG公司是巴西首个天然气进口公司，目前正推动新基础设施建设。缅甸是LNG进口市场的新兴进入者，于2020年6月进口首批货物，且计划持续增加进口。尼加拉瓜近期通过了首个LNG接收站的提案，接收能力130万吨/年，计划于2021年中期启动。

虽然东亚和欧洲已有的LNG进口国继续依赖陆上LNG接收站，但南亚、东南亚、中东和南美洲的买家更青睐浮式储存再气化装置（FSRUs），主要由于其具有灵活、低风险、低资本支出等特点，与传统的陆上接收站相比，交货期较短。截至2020年末，全球共有1.02亿吨/年FSRUs接收能力，其中大部分位于中东，南美洲和南亚。

2020年，全球LNG贸易量约3.66亿吨，增速由上年的9.6%下降至2%，主要由亚洲驱动，中国进口需求增加和印度发电等用气企业需求为主要拉动力。孟加拉国、巴基斯坦和印度尼西亚等新兴LNG进口国在2020年表现疲弱，LNG进口增速不同程度下滑。欧洲LNG进口需求由上年的79%大幅下降至-2.2%。

尽管市场低迷， 2020年LNG合约量共签署2200万吨/年。新合约的签署主要反映了气候变化、项目融资和市场参与者结构方面不断变化的市场需求。2020年，Qatargas LNG公司销售了680万吨/年产能的合约量。其中，与科威特石油公司签署300万吨/年LNG销售量，与壳牌公司签署100万吨/年的合约，与中国石化签署100万吨/年合约，与Pavilion能源公司签署180万吨/年协议。值得注意的是，卡塔尔石油公司（Qatar Petroleum）与Pavilion Energy签署的10年协议中包括LNG运输和井口到卸货港的温室气体排放量。运送将得到去年卡塔尔Ras Laffan投入使用的每年可捕获并储存210万吨二氧化碳的工厂的支持。2020年5月，Sempra LNG公司与道达尔（Total）和三井（Mitsui）达成了两笔交易，为墨西哥Energia Costa Azul T1公司提供长达20年总计250万吨/年的LNG供应。此外，天然气价格低迷使得LNG贸易对规模较小的公司颇具吸引力。这些小公司通常不拥有资本密集型的LNG接收设施，也不会签订长期的LNG采购合同。例如，中国民企联合签署了200万吨/年LNG进口协议。

2020年新签合同主要为期限10年以上，与油价挂钩斜率低于11%。尽管全球LNG市场正朝着更具流动性和活力的方向发展，但LNG长期合约在2020年仍占主导。在过去10年期间签署的3.83亿吨/年长贸合同中，75%为期10年以上，以确保需求地区LNG项目的批准提供支持，并确保天然气供应安全。然而，自2016年以来，市场中确实签订了更多期限在11~20年之间的合约。2020年签订的2200万吨协议中，11~19年期限的占57%。2015年之前签署LNG合约斜率平均为14%。2015年的石油价格暴跌使得2016年的相关度下跌至12%。从2018年末开始，美国和澳大利亚新液化天然气项目的大量供应，进一步将石油指数降至11%的水平。新冠疫情加上宽松的市场环境导致2020年现货市场的天然气价格创下历史新低，使相关度下滑至10%~11%的水平。据报道，中国石化2020年9月与Qatargas达成的为期10年的协议中，与Brent原油指数挂钩斜率为10.19%。

过去10年，LNG合约趋势为与欧洲天然气定价、日韩标杆指数及其它涉及多种大宗商品的混合定价模式挂钩。Brent和JCC指数定价合同仍占主导。特别是2020年，随着石油价格的暴跌，通过谈判协商出斜率的情况下，与石油挂钩的LNG合约为买家提供了较有保障的长期供应。

全球主要市场价格均创历史记录

全球三大天然气市场价格在上半年纷纷创历史新低，之后受冬季需求增长等因素影响，又于年终回升并超过疫情前水平。

2020年，需求持续疲弱、气温温和等综合影响，欧洲TTF现货价格由年初的4.2美元/百万英热单位降至最低单日价格0.99美元/百万英热单位，一度低于美国HH价格。冬季需求受低温影响回升，价格于年末最高升至6.8美元百万英热单位，较上年同期上涨60%。TTF全年均价3.18美元/百万英热单位，同比下跌30%。

亚洲市场LNG现货价格降幅超过欧洲，达36%，全年均价3.82美元/百万英热单位。东北亚LNG现货估价在4月创新1.75美元/百万英热单位的历史最低，但由于冬季寒冷气温、补充库存、长约集中提货造成现货供应趋紧、液化项目检修期延长以及供应商推价等综合原因，现货价格在年末开始飙升，并于2021年1月创32美元/百万英热单位的历史新高。

美国输往欧洲和亚洲的LNG短期边际成本(SRMC)通常被视为这两个地区基准的价格下限。但欧亚价格均在2020年夏季出现低于美国LNG边际成本的情况。这意味着，美国LNG出口商在疫情和油价影响的特殊时期内，曾一度无法承担原料气的成本。夏季需求大幅下降，供应则需要一段时间才能调低，直到6月底美国LNG出口大幅下调前，LNG市场仍然供过于求。6月，由于疫情封锁和季节性因素导致国内需求下降，以及国际买家取消大批美国LNG货船订单，HH价格创下了1.5美元/百万英热单位的历史新低。全年美国HH均价2美元/百万英热单位，同比下跌21%，为三大市场中跌幅最小的地区。

全球天然气市场仍将逐步提升

“十四五”全球天然气市场将逐步走出低谷，价格逐步升高。

随着疫情缓解，全球主要经济体或将持续推动经济发展。同时，业界对环保、气候问题的关注度日渐提升，在可再生能力大规模发展前，天然气需求仍将持续提升。

价格方面，全球天然气价格将触底回升。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。预计未来五年，美国HH年均价为2.7～3.4美元/百万英热单位，较过去五年均价上涨20%。欧洲由于区域内气田产量下降，需求进口LNG弥补天然气供应，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，TTF年均价3.5~5.3美元/百万英热单位，较过去五年下跌7%。亚洲市场方面，需求仍将强劲，非冬季需求低迷为亚洲LNG现货带来压力，冬季需求促进价格上升，季节性峰谷差仍将持续，年均价5～7.5美元/百万英热单位，均价较“十三五”下跌2%。

随着市场基本面逐步改善，LNG液化项目最终投资决定将在2021-2022年明显回升。主要受卡塔尔LNG项目推动，Qatargas计划扩建的前四条生产线预计将在2021年完成最终投资决定，并从2020年代中期开始向市场注入3120万吨/年的新产能。由于2020年代中LNG市场或将趋紧，预计2022年左右美国将基于对市场的预估，批准7400万吨/年的LNG液化产能。乐观估计，以上的大部分项目有望在2021年获得支撑。

全球LNG接收能力将持续增长。预计，全球LNG接收能力将由目前2020年的8.9亿吨/年增长到2025年超过10亿吨/年。其中，FSRUs的产能将显著增加，至2025年，产能将达2.53亿吨/年。LNG接收能力提升将推动全球LNG贸易持续增长。亚太LNG接收能力有望将增至6.8亿吨/年。区域内天然气产量下降和从非洲到欧洲的管道进口减少，将推动欧洲LNG接收能力从2020年的1.56亿吨增加到接近2亿吨/年。

综合分析，2021年天然气市场需求将明显复苏，上游产量或将提升。但供需增加均较疫情前估计值下降。由于低油价期、投资萎缩，上游产量增速将低于过去十年平均水平。分阶段看，2021~2022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。2023~2025年紧平衡：由于市场在2016~2018年缺乏LNG项目FID，造成供应增速放缓，预计市场供应收紧，2023~2025年左右将出现短暂的供不应求。