2020年3月开始，疫情造成的全球需求危机成了压倒国际油价的最后一根稻草。国际基准布伦特油价从2019年的约60美元/桶跌至目前的平均24美元/桶，这不仅会影响国际天然气市场，也不可避免地影响中国天然气的生产、进口、销售价格和需求。
先来说说国际液化天然气（LNG）市场。2019年LNG项目获批投资总额达到约700亿美元，创历史新高。然而，疫情暴发和油价暴跌对原油需求的冲击将波及LNG市场，影响好坏参半。
首先，全球在建的十多个陆上LNG项目面临推迟。从长期来看，可能会推高LNG价格，并推动更多项目在今后几年获批。
目前处于早期开发阶段的LNG项目最有可能受到影响，部分LNG项目将面临延期和成本上升。以加拿大的项目为例，在疫情暴发之前，壳牌位于加拿大不列颠哥伦比亚省海岸的LNG项目（项目成本为140亿美元）就由于当地民众反对修建天然气管道而造成建设推迟，而环保组织和加拿大环境监管机构有可能会使该项目更难向前推进。鉴于目前市场状况，投资者会将该项目被迫中断的潜在风险考虑进去，这会导致项目进一步推迟和资本成本提高。此外，沃伦·巴菲特旗下的伯克希尔·哈撒韦公司已决定从位于加拿大魁北克省Saguenay LNG项目撤资，这意味着加拿大雄心勃勃的LNG计划前景更加艰难。
笔者分析了将于2020-2021年获批的LNG项目（这些项目集中在澳大利亚、莫桑比克、俄罗斯和卡塔尔等国），发现72%的项目承诺投资额来自石油为主业的企业。油价低于30美元/每桶后，以石油生产为主的企业将没有更多资金支持新LNG开发项目。埃克森美孚已宣布近期大幅削减资本和运营支出。3月初，埃克森美孚撤回向美国进出口银行申请的20亿美元贷款，这笔贷款原计划为位于莫桑比克的Rovuma LNG项目提供资金。
但对已开发项目而言，受目前低油价影响不大，它们大都以长期合同方式出售了大部分LNG产量。
根据挪威咨询机构Rystad Energy的相关数据，至少到2021年底前，LNG价格仍将保持在目前的低水平。但是由于以上部分项目的延期将使产量增长放缓，从而使LNG价格有可能在2023年之前回升，并提高今后几年LNG项目获批的可能性。
说完了国际市场，再来看看国内市场。
首先，低油价对国内天然气勘探开发有利有弊。不利之处是，根据有关机构数据，中石油的原油勘探开发全周期成本为40-50美元/桶，中石化为60-70美元/桶，而持续的低油价肯定会导致上游板块的财务情况恶化和投资能力减弱，并将影响国内天然气产量的增长。积极的一面是，油价下跌恰好是部分国内油气田提高天然气产量的较好时机——实施“以气养油”。以目前上游价格水平而言，国产气的上游勘探开发和中游销售是盈利的。此外，尽管非常规气藏勘探开发成本高，但销售价格原则上放开且有补贴奖励，亦将鼓励非常规气的勘探开发。
所以，国内石油公司虽然理论上有动力加大进口LNG的比例，尤其是便宜的LNG现货比例，但考虑到其上游板块的利益，实质性调整的可能性不大。
其次，油气进口的惯例是签署“照付不议”的长期协议合同，如何有效降低因此产生的巨额成本，是未来的关键问题。
2005年以来，三大石油央企与国外卖家签订了一批LNG长协合同。据不完全统计，上述合同下的LNG年进口量达到4500万吨左右。这部分“长协气”大多是在2014年之前的高油价背景下签订的，按照气价与油价挂钩的机制，属于“高价气”。
如今，全球油气市场已是“买方市场”，“资源为王”时代一去不复返。而中国正是国际油气市场最大的买家，不仅有资金、技术和市场，还拥有日益提升的全球影响力。因此，我们应该抓住时机，通过价格复议等综合手段重谈合作，彻底扭转中国进口LNG的“高价模式”，进而扭转我们在能源安全保障上的被动局面。
再次，未来我们是选择与路易斯安那州亨利港天然气期货价格挂钩的美国资源，还是与油价挂钩的其他供应来源，这一问题也需要考量。
官方材料显示，2020-2025年，国内将迎来LNG接收站的新一轮投资建设高峰，千万吨级的长协合同将于近两三年内签署。原本美国LNG项目由于具有“优势”的计价方式和商务模式而受到重视。根据思亚能源的预测，进口美国LNG在最乐观的情境下可达到1045万吨/年。然而疫情导致的需求锐减将使这一目标难以企及，油价走低更是让潜在的国内买家担忧美国LNG的竞争力。
最后，对于国内终端天然气消费市场而言，油价下跌的影响不大，影响主要来自疫情导致需求下降。今年2月，全国实际天然气消费的同比降幅约15%。东部和南部沿海城市燃气的同比降幅多在20%-25%区间。相比较之下，北方因用气结构中居民供暖比例较大，受到的冲击较小。进入3月份后，随着华东和华南地区加速复工，用气量应有较大的恢复。
预计在国产气充足供应和照付不议长协合同的压力下，在国际LNG现货低至2-3美元的环境下，在各级政府的价格监管措施下，国内终端需求有可能在三、四季度好转。
