俄乌冲突及其对能源安全的影响将加速欧洲能源转型的决心，但零排放和碳中和并非短期内可实现。未来30年，天然气在全球能源供应中仍将发挥关键作用，将进一步取代煤炭，促进可再生能源整合，加速与CCUS（碳捕集、利用与封存）融合，并被作为蓝氢原料，提供低碳能源^[1-2]。国际油公司将天然气作为“低碳战略”的核心^[3]。2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会上提出中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和^[4]。建立多元化进口渠道途径，是保障中国能源安全和低碳经济发展的有效途径^[5-9]。针对全球天然气价格及供需形势的新变化，本文剖析了国际油公司LNG项目的单位建设成本、LNG交易价格和LNG贸易量等指标，明确了国际油公司实施天然气低成本一体化发展战略，并提出了中国油公司天然气业务4点发展策略及建议。

自2020年1月以来，欧洲天然气市场经历了供过于求、市场回暖及市场溢价3个阶段（图 1）^[10]。2020年1月份，由于新冠疫情和欧洲煤转气影响，东北亚市场及中国大部分接收站暂停接货，导致LNG现货闲置待售，全球天然气处于供过于求，欧洲天然气价格（TTF，即荷兰产权转让设施天然气价格指数）低于欧洲煤转气价格和欧洲原油价格指数，处于历史低位，最低仅为2.17美元/10⁶Btu^❶[11-12]。2020年10月，受东北亚和欧洲极寒天气、多个LNG项目上游故障及检修延长、欧洲天然气库存大幅下降、LNG船运费大幅上涨等多重因素影响，全球天然气出现回暖，欧洲天然气价格（TTF）超过欧洲原油价格指数，并逐步与欧洲煤转气价格趋同，达到15美元/10⁶Btu。自2021年第四季度亚洲需求下降和俄乌冲突，市场溢价达到顶峰，美国Henry Hub气价同比上涨93%，欧洲天然气价格一路飙升，其中英国NBP天然气价格同比上涨384%，荷兰TTF价格同比上涨396%，最高达到50.2美元/10⁶Btu，并远离欧洲煤转气价格和欧洲原油价格指数。

^❶1Btu=1055.06J。

图 1

图 1 2020—2022年欧洲天然气价格（TTF）变化趋势图[10] Fig. 1 Trend of European natural gas price index TTF in 2020-2022 [10]

2023—2025年，预计随着乌克兰战争的结束，与俄罗斯天然气供应中断相关的风险溢价将最终消失。2025—2027年LNG供应增长受限，将加剧亚洲和欧洲对未签约LNG项目的竞争，使LNG价格保持在平均油价之上。2028—2050年，全球LNG市场再平衡，将使价格降至LNG供应成本(尤其是来自美国的供应)。

2010年以来，全球经济持续增长，全球天然气消费一直保持稳定增长态势，增速为0.7%~2.8%；2018年增速高达5.3%；2020年由于新冠疫情的传播，经济活动水平下降，天然气需求同比增速为-2.7%；2021年天然气需求回升到4.6%，经济反弹和极端寒冷天气事件推动了天然气供应量的增加（图 2）。2021年，中国的天然气需求量在电力和工业强劲需求拉动下增长了2%。

图 2

图 2 2010—2021年全球不同地区天然气需求变化图[13-15] Fig. 2 Global natural gas demands by regions in 2010-2021 [13-15]

2021年全球LNG需求呈现增长，快于供应增长态势，市场出现结构性紧张。随着亚洲尤其是中国市场的快速复苏，LNG市场需求强劲增长4.5%，同时澳大利亚、印度尼西亚和秘鲁LNG出口收紧，导致LNG供应市场紧张。中国LNG需求增长最为显著，增速达到15%，超越日本成为世界最大的LNG进口国。为了保证足够的天然气供应量，欧洲将与其他LNG进口地区展开激烈竞争。为降低对俄罗斯天然气的依赖，欧洲还拓展其他LNG供应渠道。天然气可以在受疫情影响较小的地区被重新分配，从而适应不断变化的地理和行业需求模式。

2022年俄乌冲突爆发，导致全球供应紧张进一步加剧。预计2022年全球LNG需求量为4.12×10⁸t，同比增速6.7%，增加量达到2600×10⁴t。一方面，亚洲LNG需求增速将放缓，日本和韩国需求或将负增长。受东北亚LNG现货价格高企抑制，中国、印度和新兴市场需求增速将放缓。另一方面，欧洲LNG需求拉动作用明显。预计到2025年底，欧洲最多将增加6000×10⁴t/a的天然气液化能力，大部分来源于北美，新增供应量将被亚洲，特别是中国所吸纳。管道气供应量下降和库存补充需求将推动欧洲LNG进口需求走强，需求高速增长趋势将一直保持到2040年，2045年之后增速将逐渐放缓（图 3）。

图 3

图 3 2020—2050年全球不同地区LNG需求预测图[16-17] Fig. 3 Forecast of global LNG demands by regions in 2020-2050 [16-17]

新冠疫情暴发前后，天然气供给端快速反应，体现出天然气价值链高灵活性和适应性的特点^[18]。2020年石油和天然气价格低迷导致天然气投资减少，全球天然气产量下降了3.5%，美国天然气产量减少了100×10⁸m³。2021年全球天然气产量增加了4%，达到4.03×10¹²m³；全球LNG液化产能为4.63×10⁸t，新增LNG液化产能不足，传统LNG出口国产量下降，液化产能仅新增1.3%；美国LNG供应量占全球的18%，占新增供应量的68%，成为欧洲最大的LNG供应国。2022年新增LNG液化产能预计回升至2.5%（图 4），主要来自美国、印度尼西亚、莫桑比克和俄罗斯。随着新项目投产，美国将超过卡塔尔和澳大利亚，成为世界上最大的LNG出口国。未来美国和中东的天然气产量持续增加，可以满足欧洲和亚洲不断上升的需求水平。

图 4

图 4 过去10年全球不同地区新增LNG液化产能及增速统计图[17] Fig. 4 Statistics of new added LNG liquefaction capacity and growth rate by regions over the past decade [17]

2000—2021年，全球主要LNG项目平均单位建设成本为300~2700美元/t，与油价存在一定的相关性（图 5）。由于技术进步和成本优化，全球LNG项目平均单位建设成本总体在下降，2021年全球主要LNG项目单位建设成本平均为600~900美元/t。其中单位建设成本最高的为澳大利亚Prelude FLNG项目，其成本为3968美元/t；其次为安哥拉LNG项目，其单位建设成本为3380美元/t；最低为阿根廷Tango FLNG项目和塞内加尔Tortue FLNG项目，单位建设成本分别仅为560美元/t、542美元/t，比全球平均成本低7%~40%。

图 5

图 5 2000—2021年全球主要LNG项目单位建设成本与油价关系图[16] Fig. 5 Relationship between unit construction cost of global major LNG projects and oil prices in 2000-2021 [16]

2000—2021年全球主要LNG项目单位操作成本为0.3~1.0美元/10⁶Btu，最高可达2.17美元/10⁶Btu，如澳大利亚Prelude FLNG项目；最低为0.27美元/10⁶Btu，如卡塔尔扩建项目。FLNG项目的操作成本均值为1.2~2.17美元/10⁶Btu。具有价格竞争力的LNG项目主要为中游FLNG、低操作成本和低建设成本的LNG项目，包括卡塔尔扩建项目、澳大利亚Golden Pass项目、塞内加尔Tortue FLNG项目、喀麦隆GoFLNG项目、莫桑比克(Area 1) FLNG项目、亚马尔LNG项目等（图 6）。

图 6

图 6 全球主要LNG项目单位建设成本与单位操作成本关系图[16] Fig. 6 Relationship between unit construction cost and unit operating cost of global major LNG projects [16]

从国际油公司主要LNG项目船上交货价格（FOB）来看，由于海上FLNG项目成本的差异，导致海上FLNG项目交货价格差异较大。如塞内加尔Tortue FLNG项目Ⅰ期和Ⅱ期、莫桑比克(Area1) FLNG项目、喀麦隆GoFLNG项目成本较低，其交货价格为5.42~8.31美元/10⁶Btu。马来西亚PFLNG 1项目和PFLNG 2项目、澳大利亚Prelude FLNG项目成本较高，其交货价格高达17.30~22.66美元/10⁶Btu。陆地LNG项目交货价格基本稳定，卡塔尔北方气田LNG项目交货价格最低，为4.78美元/10⁶Btu，美国Corpus Christi项目交货价格最高，达7.48美元/10⁶Btu。北极2号LNG项目为重力式结构（GBS），交货价格仅为4.21美元/10⁶Btu（图 7）。

图 7

图 7 全球主要LNG项目交货价格与项目成本关系图[16] Fig. 7 Relationship between unit construction cost and project cost of global major LNG projects [16]

在2018—2020年间，低迷的LNG价格导致上游投资逐年降低，天然气市场变得更加紧张。2021年，LNG市场波动性加剧，现货价格水平更高和价格波动性变大，天然气交易进一步增加，交易额占油气总交易额的比例由2020年的44%增加至2021年的56%，单位储量的交易价格呈现明显上升趋势。

国际油公司积极巩固上游气源，做大下游业务，谋求资源价值最大化，积极拓展LNG上下游业务链，增强液化、船运以及销售能力，以获取稳定的供应和价格，将现货和短期贸易占比从2020年的40%下降到2021年的37%，更加青睐于10~15年长期合同和更加灵活的贸易方式，2021年签署了超过45份约7000×10⁴t/a的LNG长期合同。天然气长期协议的平均合同时间也从2020年的13年增加到2021年的15.4年（图 8，按规模加权平均计算）。

图 8

图 8 近年来天然气供需协议平均合同时间对比图[13] Fig. 8 Average contract periods of natural gas supply and demand agreements in recent years [13]

在全球天然气价格剧烈变化、LNG项目成本总体下降、长期贸易协议需求上升的背景下，国际油公司将天然气作为能源转型的核心要素^[19]，通过双碳和降本增效双轮驱动，持续强化和提升天然气与LNG的战略地位，加大天然气低成本一体化发展战略实施力度，取得明显成效。

近年来，国际油公司通过实施积极的扩张战略，逐步剥离高碳资产，聚焦天然气领域，进一步提升未来天然气和LNG产量占比。如壳牌公司高度重视LNG业务，于2015年并购英国天然气公司，并积极剥离高碳资产，如加拿大油砂、二叠盆地非常规资产等（图 9），逐步提高天然气占比，计划到2030年，天然气产量占油气产量55%。埃尼公司计划到2030年，天然气产量占比提高至60%，2050年提高至85%。bp将天然气作为业务转型的核心业务，到2025年天然气业务占油气业务比例将超过60%；道达尔能源公司计划到2035年将天然气产量比例提高至60%。与天然气相比，LNG业务更具灵活性，市场价值更大。为此国际油公司将进一步提升LNG产量在天然气产量的占比，其中壳牌公司、埃克森美孚公司、雪佛龙公司、道达尔能源公司表现得更为明显，预计到2030年，这4家公司的LNG产量占天然气总产量的比例将达到25%~35%。

图 9

图 9 壳牌公司天然气资产交易额变化图[20] Fig. 9 Trading volume of gas assets of Shell Company[20]

七大国际油公司宣布在2050年实现碳中和，欧美公司低碳发展策略呈现明显差异，但低碳支出在整体资本支出中所占的比例也将不断上升，可再生能源支出成为低碳支出的大部分。国际油公司的主要策略是通过建立多种弹性组合，瞄准天然气制油（GTL）产品提升价值，如2021年雪佛龙公司GTL产量为33000bbl/d，壳牌公司GTL产量为150584bbl/d。同时进一步加大低碳LNG投资，通过多元化供应实现更大价值规模，将低碳LNG占天然气产量比例从2025年的68.6%提升到2035年的69.5%，其中bp、埃尼公司、壳牌公司在2035年低碳LNG占天然气比例略有减低，道达尔能源公司、艾奎诺公司、埃克森美孚公司、雪佛龙公司低碳LNG占比大幅提升（图 10）。

图 10

图 10 国际油公司低碳LNG占比变化趋势图 Fig. 10 Trend of low-carbon LNG proportion of IOCs

欧洲油公司以天然气作为过渡能源，发展天然气、可再生能源发电一体化，实现低碳转型。美国油公司则选择天然气和CCUS技术实现能源低碳化。2020年bp、雪佛龙、埃尼、艾奎诺、埃克森美孚、高浦能源、奥地利油气、雷普索尔、壳牌、道达尔能源等10家公司在低碳领域投资71亿美元，2021年增长到115亿美元，2022年进一步扩大到152亿美元，2026年将达到349亿美元，年均增长17.5%，2030年将达到442亿美元。欧洲油公司将可再生能源发电作为主要增长目标，2021年壳牌公司天然气发电为4.53GW，道达尔能源公司为3.6GW。预计到2025年国际油公司天然气发电平均占比达到10.5%（图 11）。

图 11

图 11 2025年国际油公司天然气发电占低碳支出比例图 Fig. 11 Predicted proportion of natural gas power generation in low-carbon expenditure of IOCs in 2025

根据国际能源署（IEA）测算，要实现联合国设定的2050年减排目标，CCUS捕集的二氧化碳需从2020年的约4000×10⁴t/a增至2050年的至少56×10⁸t/a，全球累计支出将超过500亿美元。国际油公司高度重视CCUS在应对气候变化时的商业机遇，将CCUS作为油气行业的战略发展方向，瞄准脱碳目标，布局全产业链CCUS捕获^[21]。工业领域从固定碳源中捕获二氧化碳技术的成本因二氧化碳浓度的不同而有很大差异，因此国际油公司致力于低碳低成本CCUS技术研发。通过对比分析，天然气处理的二氧化碳捕集与封存（CCS）成本较低，二氧化碳经天然气处理厂净化出来（2.5%CO₂），加工产生的高浓度二氧化碳（98%CO₂）非常适合CCS的应用，也能进一步减少气体压缩成本（图 12）。例如挪威Sleipner CCS项目为海上气田，采用二氧化碳回注海底盐水层，处理成本为63美元/t。澳大利亚Moomba CCS项目为陆上气田，经管道运输封存至枯竭油藏，其成本为23美元/t。印度尼西亚Tangguh CCUS项目是一个LNG海上气田，通过二氧化碳回注提高采收率，其成本为75美元/t。

图 12

图 12 二氧化碳封存成本和减排潜力分布图 Fig. 12 Relationship between carbon dioxide sequestration costs and emission reduction potential

随着国际油气市场需求的变动、竞争激烈程度的增加、消费者需求品质的提升等综合影响，天然气一体化的内涵也逐渐发生转变，由原有的上下游一体化，逐步发展演变为以业务链为主体的业务一体化^[21-22]。近年来国际油公司逐步加大天然气业务链、电力业务链及绿电一体化等业务链的发展，以上游+LNG短链为主，化工、再气化与发电为辅，持续加强天然气价值链，通过一体化平抑市场波动，提升公司经营韧性。在一体化统筹开发战略下，国际油公司通过提升天然气产量、LNG液化能力、LNG船运能力、LNG销量，推进天然气发电和天然气液化等，构建全产业链综合发展模式。2021年，6家主要国际油公司天然气产量为4711×10⁸m³，LNG液化产能为1.15×10⁸t/a，LNG船运容量为1624.87×10⁴m³，LNG销售量达到1687×10⁸m³，通过一体化战略实现了可观的协同效益，2021年天然气一体化净现金流合计为331亿美元，占全部主营业务的34.5%（表 1）。

表 1

表 1 2021年国际油公司天然气一体化产业链运营情况表 Table 1 Operation summary of integrated natural gas industrial chain of IOCs in 2021 公司名称 天然气产量/108m3 LNG液化产能/(104t·a-1） LNG船运容量/104m3 LNG销售量/108m3 天然气一体化净现金流*/亿美元 天然气一体化净现金流占总现金流比例/% bp 840 1322 287.92 248 34 26.6 雪佛龙 799 1780 96.24 — 47 30.1 埃克森美孚 833 2165 34.40 — 64 28.0 壳牌 940 4281 830.63 860 52 27.1 道达尔能源 741 1830 344.90 579 99 54.9 埃尼 558 150 30.78 — 34 48.0 合计 4711 11528 1624.87 1687 331 34.5   *根据各油公司天然气上下游利润加和后综合确定。

表 1 2021年国际油公司天然气一体化产业链运营情况表 Table 1 Operation summary of integrated natural gas industrial chain of IOCs in 2021

通过对标中国油公司和国际油公司天然气发展战略，提出中国油公司发展的4点策略及建议。

（1）继续突出中国油公司在天然气产业中的龙头地位，加大国内天然气勘探开发和海外“一带一路”天然气新项目获取力度，主动布局全球重要的天然气勘探领域，例如东地中海、西北非海域、东非海域、俄罗斯北极等领域，积极储备上游优质天然气资产。

（2）紧抓天然气高速发展的战略机遇期，利用天然气低碳属性和较之于新能源的显著经济优势，不断加大天然气/LNG业务的投资；构建强大的LNG项目储备，以多样化的供应地点形成不同合同定价机制，控制气源成本和液化成本，大幅提升天然气业务的价值贡献。

（3）从传统的上下游一体化向业务链一体化转变。将天然气主产区布局于富气地区，注重天然气与可再生能源在电力价值链的协同效应，推进国内外天然气和LNG业务一体化的融合发展，实施业务链一体化，为油公司稳定创效。

（4）坚持实施“压油、增气、拓绿”和“赋能进步”战略，通过增气减碳和推动低碳转型，采用CCUS技术降低传统天然气业务碳排放，剥离高碳资产来降低整个公司碳排放，建立有韧性和可持续性的资产组合。