能源情报按：此篇文章2023年发表，美国已连续成为全球第一大LNG出口国，虽然出口规模和美国LNG产量与当时预测有所偏差，但是大方向不变。在特朗普第二任期内，美国LNG产能势必继续增加，他上任伊始，就要求各国增加采购美国LNG，但经济和市场环境变化很大，全球LNG市场仍然在宽松乃至过剩的方向上狂奔，在此背景下，美国LNG项目建设和出口的情况都有很大不确定性。中国反制美国，从2月10日起对LNG加征15%的关税。在此时机，推荐这篇旧文供大家参考。

文/葛韩华 中国国际石油化工联合有限责任公司，转载自《国际石油经济》2023年第6期

页岩油气革命以来，美国天然气供应快速增长，产量位列全球第一，LNG出口不断增加。随着新增液化产能投产，美国LNG出口潜力同步增长。在乌克兰危机背景下，欧洲逐步摆脱对俄罗斯的能源依赖，进口美国LNG资源量显著增加，欧洲已成为美国LNG第一大出口目的地。亚太与欧洲对美国LNG资源的竞争将日益激烈，中国作为全球第一大LNG进口国，要在坚持推动天然气进口多元化和保障能源安全的同时，实现进口资源结构优化和降低成本。

1 美国天然气资源供给与出口情况

美国油气资源丰富，页岩油气革命后，美国油气储量呈现爆发式增长态势。根据bp最新统计年鉴，截至2020年底，美国天然气储量为12.6万亿立方米（见图1），较2010年大幅增长52%，位列全球第5，占全球储量的6.7%，储采比为14年。从资源分布来看，美国天然气资源主要集中在得克萨斯州（占比24%）、宾夕法尼亚州（占比21%）、西弗吉尼亚州（占比8%）和路易斯安那州（占比8%）。

随着页岩油气革命取得巨大成功，美国天然气产量迎来井喷式增长时期。自2009年以来，美国一直维持全球第一大天然气生产国地位。2011—2021年美国天然气产量年均增速达4.2%，远超同期全球天然气产量2.2%的年均增速。美国能源信息署（EIA）数据显示，2022年，美国天然气产量为11017亿立方米，同比增加4.3%。美国天然气产量仍有望继续增长，未来3年其产量增量将主要来自中西部Permian盆地和墨西哥湾Haynesville地区。

与此同时，美国也是全球第一大天然气消费国，美国能源信息署数据显示，2022年，美国天然气消费量为9118亿立方米，本国供应较需求高1899亿立方米（见图2），推动了天然气出口量的增加。

2022年，美国天然气总出口量为1932亿立方米，其中管道气出口量为850亿立方米，占比为44%；LNG出口量为1082亿立方米，占比56%。受制于基础设施，美国管道气出口目的地仅有墨西哥和加拿大，占比分别为68%和32%。美国LNG出口目的地则更加多元化，目标市场主要为亚洲和欧洲。

2 美国LNG市场概况和发展趋势

2.1 美国LNG基础设施建设情况

页岩油气革命后，美国天然气产量显著增加，LNG产能建设迎来高峰期，选址主要集中在墨西哥湾沿岸。2017—2022年美国LNG基础设施建设迎来新浪潮，推动美国液化产能迅速攀升至9000万吨/年，主要项目包括SabinePassLNGT1-6、Cove Point LNG、Corpus Christi LNG T1-3、Cameron LNG T1-3和Freeport LNG T1-3等（见表1）。

目前，美国在建LNG项目产能共计3860万吨/年，包括GoldenPassLNG和PlaqueminesLNG，这些项目将于2025年左右投产运营（见表2）。2025年之后，美国有望迎来另一波LNG设施建设浪潮。

2.2 美国LNG出口情况

2.2.1出口总量：美国有望成为全球最大的LNG出口国（能源情报按：美国已经是最大的LNG出口国）

由于国内供应大幅增加及出口基础设施不断完善，且美国天然气价格长期低于全球其他地区价格，推动了跨区贸易发展，美国LNG出口显著增加，2016年美国正式从LNG进口国转变为出口国。根据美国能源信息署统计，美国LNG出口量从2017年的1456万吨大幅增长至2022年的7955万吨，年均增速超40%（见图3）。

2022年全球新增液化出口能力为1490万吨，2/3来自美国VentureGlobal的CalcasieuPass一期项目，但当年Freeport出口终端发生火灾，导致美国的LNG出口增量不及预期。根据路透社和美国能源信息署数据，2022年美国LNG出口量（7955万吨）已十分接近排名第一的澳大利亚（8007万吨）。

2.2.2出口流向：美国LNG大量出口至欧洲、亚太和中南美

从出口流向来看，美国LNG出口主要去往欧洲、亚太及中南美洲（见图4）。近年来，亚太基本是美国LNG出口第一大区域。但乌克兰危机爆发后，随着欧美对俄制裁政策的实施，叠加北溪1号管道爆炸等因素，欧洲大幅减少进口俄罗斯天然气，增加美国LNG进口资源替代量。2022年，欧洲成为美国LNG出口量第一大区域，出口量为5452万吨，同比增加119%，出口份额达69%；美国出口至亚太地区LNG数量为1832万吨，同比减少46%，占美国出口份额从2021年的47%降至23%；出口至中南美洲数量为505万吨，同比减少60%，占比降至6%。

从国家来看，美国LNG出口已达到35个国家和地区，2021年韩国、中国、日本、巴西和西班牙为美国LNG出口前5大目的地国家（见图5）。乌克兰危机爆发后，欧洲国家进口美国LNG数量显著增加。2022年，法国、英国、西班牙、荷兰和韩国成为美国LNG前5大出口目的地国，美国对这5个国家的LNG出口量分别为1173万吨、953万吨、876万吨、776万吨、601万吨，对该5国的出口总量占美国LNG出口总量的55%；而其他国家例如印度、日本等亚洲国家进口美国LNG降幅也在50%左右。

2.2.3美国LNG出口展望

2022年6月美国Freeport终端发生火灾后，出口一直处于中断状态；2023年4月，Freeport供应恢复到上年同期的80%，7月有望恢复至正常水平。随着Sabine Pass和Calcasieu Pass终端陆续投产，美国LNG出口资源有望维持稳定增长。据埃信华迈（IHSMarkit）预计，2023年美国LNG出口将达到9090万吨，同比增长11%；2024年出口量有望再增加400万吨。美国能源信息署预测，到2025年美国将成为全球首个LNG出口量超过1亿吨的国家。在此情况下，2020—2025年美国LNG出口年均增长率有望超17%。

欧洲和亚太市场将继续成为美国LNG资源的主要流向地。当前，乌克兰危机局势仍在持续，北溪1号天然气管道短期内难以恢复运营，欧洲与俄罗斯关系持续紧张加剧，且欧洲已逐步摆脱对俄的能源依赖，进口美国LNG资源将大幅增加，在全球天然气需求稳步增长的背景下，后市欧洲和亚洲对于美国LNG资源的争夺将更加激烈。

3 美国LNG资源计价及经济性测算

2022年全球LNG贸易量在4亿吨左右，其中长约占65%，现货及中短约占35%。从国际贸易惯例来看，国际LNG现货市场价格通常以到岸价为主。从买家角度来看，现货市场不同资源的经济性主要是由于不同资源基于亚洲现货价格JKM与荷兰TTF天然气期货价格计价的价差及贴水差异，而这些往往是由市场供需水平和买卖双方的议价能力决定的。从美国的情况来看，美国LNG出口长协占比在80%以上，因此本文主要聚焦于LNG长协的价格测算。

3.1 美国LNG出口计价方式

美国LNG出口合同主要条款如下。

基本条款：长协通常以卖方的合同条件为基础，买方照付不议。

计价基准：美国LNG出口计价通常以美国路易斯安那州亨利港的期货合约月结算价格（Henry Hub，以下简称HH）为基准加减贴水。

计价公式：美国LNG出口多采取船上交货（FOB）形式，计价公式一般为“系数×HH+固定常数”，其中“系数×HH”体现美国天然气原料气采购成本以及管输、液化、船运环节的损耗成本，“固定常数”主要体现液化服务费和运输费用。

运费：从实际到岸价来看，美国LNG出口价格还需加上运费，如果走巴拿马运河，到中国单向航程需要25～30天；但巴拿马运河经常发生拥堵，如果绕航苏伊士运河或者好望角，单向航程需要30～40天。根据航线不同，美国LNG出口到中国运费通常在2～4美元/百万英热单位。

3.2 LNG长协资源价格比较    

过去几年，亚太LNG长协进口价格通常与“日本原油采购一揽子价格”（JCC）挂钩，近年来区域内多数新签长协转为以布伦特（Brent）计价，计价基准为“斜率×Brent”。例如，M月到货LNG价格为M-1月Brent首行合约的月均价。由于长协履约时间较长，在油价波动剧烈的情况下，部分合同项下买家可享有价格复议的权利，但结合贸易经验来看，更改斜率的可能性很小。

以过去6年布伦特油价和美国HH气价均价为基础，测算2016年至今的在运费、斜率、液化管输等费用相对稳定的前提下，不同计价模式下亚太地区进口LNG长协资源的经济性差异（见表3）。

测算结果显示，在低油价（布伦特均价在40～70美元/桶）下，美国天然气在亚太市场的竞争力并不突出，例如在2016—2021年的多数年份下，进口LNG与油价挂钩的经济性更加突出；但在高油价情况下（布伦特均价高于70美元/桶，例如2018年、2022年），美国LNG具有一定的经济性，2022年与气价挂钩的进口资源比与油价挂钩的资源平均便宜0.86美元/桶。油价越高，北美LNG资源的经济性就越加显著。当然，如果斜率、运费等发生变化，以上结果也相应微调，但主要结论变化不大。

3.3 当前美国LNG经济性凸显

截至2023年4月中旬，亚太进口LNG长协资源按到岸价测算，进口美国LNG资源较进口与油价挂钩的长协资源相比，价格平均低2美元/百万英热单位左右。2023年以来，由于天然气需求不及预期，欧洲天然气库存维持高位，国际天然气价格高位回落，HH价格较年初下跌50%，但国际油价表现相对强势，油气价格走势出现背离。与油价挂钩的长协资源相比，今年以来亚太地区美国LNG资源经济性非常显著。

需要注意，虽然一直以来美国LNG资源价格主要由北美区域内的供需结构主导，定价机制相对稳定独立，但2022年以来欧洲加大美国LNG进口，既有的资源平衡已被打破，美国HH与其他国际市场天然气价格的联动性加强（见图6）。

欧洲买家不断加大对美国LNG资源的采购力度，欧洲和亚洲买家对美国LNG资源的竞争愈加激烈，进而导致HH价格面临攀升的风险。总体而言，在乌克兰危机长期且持续的影响下，美国LNG长协资源与以油价挂钩的长协资源相比，仍具有显著的经济性。

4 中国进口美国LNG情况

近年来，中国经济持续复苏，拉动天然气需求快速增长，天然气进口随之增加，2021年我国超越日本成为全球第一大LNG进口国。但2022年，受疫情影响，中国天然气需求整体回落，LNG进口为6344万吨，同比下降20%，出现2015年以来的首次负增长。从中美天然气合作来看，近年来中国从美国进口LNG一度大幅增加，从2016年的20万吨增至2021年的898万吨（见图7），在中国全部进口量中的份额占比从1%大幅提升至11%。2021年，在油价回升和LNG现货价格飙升的情况下，美国LNG资源在亚太区域的吸引力凸显，中国买家对美国LNG的兴趣显著上升。2021年中国进口美国LNG同比增加181%，实现了跨越式增长。

但2022年，中国LNG进口总量大幅下降，且美国对亚太出口量部分转移至欧洲市场，中国进口美国LNG数量下降至209万吨，同比减少77%，占LNG进口份额为3%，同比下降8个百分点。

具体来看，中国从美国进口的LNG资源多是长协。2021年以来，中国买家签约长协数量大幅增加，2021—2022年，中国买家新签5年及以上长协数量接近4700万吨，其中美国LNG长协数量达1820万吨，买方既包括三大石油公司，也包括新奥、广东能源、中国燃气等第二梯队买家，定价方式均与HH挂钩。

从后市来看，由于美国LNG现货具有一定的经济性优势，对于拓宽中国进口天然气资源来源具有重要意义，中国买家近年来陆续增加了美国LNG现货资源和中长协资源，预计未来从美国进口LNG数量将进一步增加。

5 相关建议

5.1 推动天然气进口多元化

中国正处于能源结构调整的关键时期，天然气市场将迎来黄金10年。目前看来，国内页岩气仍处于开发阶段，产量短期内难以实现跨越式突破，进口天然气可作为能源保供和清洁转型的有力保障。美国页岩油气革命后，美国以天然气生产和出口大国身份加入国际天然气地缘政治博弈，特别是乌克兰危机爆发后，西方对俄制裁不断加码，国际天然气格局将迎来深刻变革。当前LNG跨区贸易规模不断增加，打破了国际天然气各区域市场原有的平衡。中国作为全球第一大LNG进口国，应抓住全球天然气贸易格局调整的机遇，大力推动天然气进口来源多元化，保障我国能源安全。

5.2 提升天然气市场议价能力 

中国在天然气进口贸易中长期处于弱势地位，国际议价能力相对较弱。2025年以后，随着新增液化产能相继投产，国际天然气供需格局将逐步宽松化，中国有望获得更大的战略主动权和战略契机。在美国LNG供给持续增加的背景下，中国应抓住机遇，对美国天然气资源获取进行前瞻性战略布局，加大美国LNG进口资源获取力度，探讨通过参股上游、产量分成等方式增加进口量，并加大LNG长约与现货进口配比关系研究，做好LNG长期合同签订相关工作，保持长约资源的合理占比，加强进口气源的长期性和稳定性。与此同时，鼓励国内天然气进口企业适度通过现货交易或短期合同贸易等更灵活的方式进口更具价格优势的LNG资源，缓解天然气“亚洲溢价”问题，努力增强中国天然气企业在国际天然气贸易中的主动权和话语权，实现进口资源降本增效。

5.3 推动国内天然气定价机制改革

目前中国天然气门站价格呈现出政府管控与市场化定价的“双轨制”特征。2020年《中央定价目录》显示，国产陆上气和2014年底投产的进口管道气门站价由政府管制；海上气、页岩气、LNG、直供用户、2015年之后投产的进口管道天然气等门站价由市场形成。这样的价格“双轨制”特征导致大量的天然气进口价格无法顺价销售，特别是当前国际天然气价格高企，涨价带来的成本负担只能由供气企业自己承担，造成天然气销售企业巨额亏损，极大影响了企业积极性。建议大企业集团积极向政府部门献言献策，推动国内天然气定价机制市场化改革，将进口气纳入天然气门站价的价格联动机制中，并仿照成品油定价机制，确立天然气价格调整周期，形成国内外联动的天然气市场价格机制。

5.4 充分利用好金融衍生品工具，分散计价风险

国际天然气贸易发展至今，贸易条款的灵活性与合理性有待提高。计价方式上，目前北美HH期货合约月结算价格为最后一个交易日最后半小时的加权平均价，这与石油市场按整月计算平均价格的计价方式存在极大不同，过于集中的计价存在较高的资金踩踏风险和价格挤兑风险，计价方式的合理性与灵活度有待大幅提升。2023年以来，在动荡的地缘政治局势下，油气价格波动剧烈，天然气上中下游企业应提高站位、放眼全球，充分把握市场趋势，做到长期和短期、宏观和微观、整体和局部的有机结合，加强金融衍生品协同方案的研究力度，探索混合计价采购方案，研究利用不同价格指数、采购模式优势，在分散风险的基础上进一步挖潜增效。