早在兩次世界石油危機之后，美國就提出了能源獨立的設想。隨后幾十年里，美國投入大量資金和時間用于非常規(guī)油氣的開發(fā)，至2000年已擁有較成熟的開發(fā)技術(shù)。目前，美國成為世界上唯一實現(xiàn)頁巖氣大規(guī)模商業(yè)性開采的國家。2016年2月24日，隨著美國首個LNG出口項目SabinePass(薩賓帕斯)投產(chǎn)，第一艘由美國本土48個州生產(chǎn)的LNG駛往巴西，標志著美國頁巖氣的出口開始。

1 美國天然氣出口潛力分析

在天然氣資源方面，自2005年開始，美國頁巖氣產(chǎn)量使美國天然氣進口依存度不斷降低，本土天然氣價格的增長使越來越多的獨立生產(chǎn)商通過水平壓裂技術(shù)開始規(guī)模化開采頁巖氣。根據(jù)BP統(tǒng)計年鑒，美國在2009年以5840億m3的產(chǎn)量首次超過俄羅斯成為世界第一天然氣生產(chǎn)國。在天然氣總產(chǎn)量中的占比由2007年8%增加至2015年47%，但美國天然氣消費增長緩慢，導致庫存水平逐年上升和對外依存度迅速減少。

2016年，美國天然氣凈進口創(chuàng)歷史新低，僅為188億m3，比2015年降低了27%。甚至在2016年11月，美國首次出現(xiàn)60年以來天然氣凈出口的情況。隨著產(chǎn)量不斷攀升，根據(jù)WoodMackenzie公司預測，2017—2035年美國本土天然氣產(chǎn)量年均增長率為2.83%，而本土需求增長僅為1.95%。居民、商業(yè)和工業(yè)用氣量基本穩(wěn)定，僅發(fā)電需求將有較緩增長，交通用氣雖為新的用氣增長點，但增量有限。預計到2024年，美國國內(nèi)天然氣供應過剩，將超過1000億m3(約7690萬t)，而LNG出口將在消化這些富余產(chǎn)量中發(fā)揮重要作用，占國內(nèi)產(chǎn)量11%左右，占產(chǎn)量增量的38.5%。預計2030年LNG出口將繼續(xù)增至1412億m3(約1.08億t)的峰值，并將一直持續(xù)至2040年，屆時天然氣產(chǎn)量將占美國能源產(chǎn)量的近40%。

美國天然氣供需預測（2017—2035年詳見圖1。

2、美國LNG出口項目現(xiàn)狀及前景

2.1美國LNG出口項目基本現(xiàn)狀

自2008以來，美國頁巖氣產(chǎn)量一路攀升，轉(zhuǎn)變了美國本土天然氣供不應求的預期，也使早在2005年左右批量建設的LNG接收站失去了用武之地。2010年以來，以美國能源公司Cheniere為首的許多能源公司開始調(diào)整戰(zhàn)略，規(guī)劃在原計劃用于LNG進口的接收站基礎上改建液化廠，并積極游說政府拿到天然氣出口審批，將本土頁巖氣資源通過液化成LNG的方式出口，積極尋求擴大市場份額。

2016年2月24日，薩賓帕斯項目成功出口美國本土48個州的第一船LNG資源。首批獲得最終投資決定(FID)的9個出口項目，包括SabinePass(薩賓帕斯)、Cameron(卡梅隆)、Freeport(自由港)、CorpusChristi(科珀斯克里斯蒂)和ElbaIsland(厄爾巴島)等，詳見表1。這些項目計劃于2017—2019年集中投產(chǎn)，名義產(chǎn)能達到6775萬t/a。

目前，SabinePass(薩賓帕斯)項目已經(jīng)向20余個國家成功出口了至少100船LNG資源，覆蓋全球60%以上的LNG需求國家和地區(qū)，包括埃及、約旦、巴基斯坦等新興買家。 SabinePass(薩賓帕斯)項目的前5條生產(chǎn)線大部分已通過簽訂長期FOB采購合同售出，買家包括BG(2016年被殼牌收購)、GNF、Kogas、GAIL、Total、Centrica等公司。預計2017年SabinePass(薩賓帕斯)正在運營及計劃投產(chǎn)的生產(chǎn)線將達到滿負荷生產(chǎn)能力(1800萬t/a)。美國LNG出口情況詳見圖2。

2.2美國LNG出口項目未來前景

隨著墨西哥灣原有LNG 接收站設 施改造以及東、西 海岸 擬建新 項目， 第二批仍有29 個出口 項目處于待審批以及規(guī)劃中， 預計名義液化產(chǎn)能約2.86 億t / a。審批方面， 美國LNG 出口 項目需獲得美國能源部( DOE) 和能源監(jiān)管委員會(FERC)的雙重許可。

迄今通過能源部(DOE)出口許可申請的LNG 出口商為29個(包含投產(chǎn)項目)， 其中13 個項目獲得向美國 非自由貿(mào)易國家出口的批準;能源監(jiān)管委員會(FERC)負責審批新建或改造的項目建設許可，在正在規(guī)劃的項目中，有21個項目向FERC遞交了審批申請，名義產(chǎn)能約2.34億t/a。其中有6個項目已獲得FERC頒發(fā)的工程建設許可，并通過DOE批準向Non-FTA國家出口LNG總液化能力達到8240萬t/a。

對比其他地區(qū)的LNG出口項目，美國的項目有許多顯著的優(yōu)勢：一是基礎設施成熟。由于大多數(shù)出口項目由原來已建的進口設施改造，無需重新選址征地，依托國內(nèi)發(fā)達的管網(wǎng)和成熟的設施(碼頭、儲罐、管道等)，項目建設周期更短、耗資更低，具有明顯的成本優(yōu)勢。二是氣源和氣價相對穩(wěn)定。美國天然氣價格基本由市場供需決定，不與油價掛鉤，氣價影響因素也比油價影響因素相對簡單。與全球LNG液化項目不同的是，美國LNG出口項目基本沒有特定的上游氣田為LNG液化廠提供原料氣，氣源主要來自管網(wǎng)中的天然氣。

另外，在氣價方面，從中短期來看，頁巖氣井噴式發(fā)展對天然氣價格產(chǎn)生的下行影響將持續(xù)，2030年前，美國原料氣掛鉤的HenryHub價格走勢預計將整體平穩(wěn)。三是商務模式簡單，美國LNG出口項目多數(shù)以Tolling模式為主，即運營商只收取液化服務費，不承擔供氣、管輸和船運風險，買方可自由選擇氣源供應商。利用美國成熟的天然氣市場機制，買家僅對液化服務費照付不議，沒有目的港限制，靈活性相比傳統(tǒng)LNG項目大大提升，買方不但可以在國際市場自主轉(zhuǎn)售資源，發(fā)展國際貿(mào)易，也可以將未液化的天然氣轉(zhuǎn)售至美國國內(nèi)市場，獲取最大的經(jīng)濟效益。

根據(jù)殼牌2017年LNG前景報告預測，2014年到2020年全球LNG貿(mào)易規(guī)模將增長50%。其中近1/3的新增供應將來自美國。預計從2020年開始，美國仍有大量未簽約LNG供應量，在目前遞交審批的項目中，像GoldenPass、PortArthur等項目分別由埃克森美孚、卡塔爾石油公司、Sempra、Woodside等公司投資，盡管采購協(xié)議還沒有落實，但這些公司可以通過自身的資源池來消化部分供應量，因此這些項目獲審批可能性較高。此外，包括SabinePass(薩賓帕斯)、Cameron(卡梅隆)、Freeport(自由港)、CorpusChristi(科珀斯克里斯蒂)等擴建的生產(chǎn)線由于具有更短的建設周期、更低的人工與建設成本和更多積累的運營經(jīng)驗，將比諸多新建項目更具備經(jīng)濟性，更容易通過審批。全球主要國家未簽約的LNG供應量情況見圖3。

據(jù)國際能源署(IEA)發(fā)布的天然氣市場年報預測，美國將于2022年底之前成為世界第二大LNG出口國，超過卡塔爾，位列澳大利亞之后。這無疑會擴大美國在全球天然氣市場中的影響力，更會改變?nèi)騆NG貿(mào)易格局。隨著美國LNG出口規(guī)模不斷擴大，美國、亞太、歐洲的LNG市場聯(lián)動性也將加強，加速LNG市場的流動性和全球化。據(jù)美國能源信息署(EIA)預測，美國將于2026年前成為天然氣凈出口國，隨著完成在國際天然氣市場上的角色轉(zhuǎn)變，美國也將在通往能源獨立的道路上邁出重要的一步。

3 低油價下美國LNG項目的競爭力

3.1美國LNG項目的成本優(yōu)勢

美國LNG出口項目的成本是與全球其他供應資源競爭的主要影響因素。自2008年起，基于業(yè)界對全球LNG市場供不應求的形勢判斷，一大批澳大利亞的出口項目陸續(xù)完成投資決定，也使得澳大利亞成為近兩年最主要的新增LNG出口國，2016年其出口規(guī)模為4430萬t，同比增長47%。預計2025年左右，其供應能力將達到1億t/a，但屆時美國LNG出口供應能力將幾乎達到澳大利亞的近兩倍。同期的加拿大出口項目因為建設成本高、環(huán)境限制和原住民等諸多問題基本已經(jīng)放緩或者取消。

緊隨美國LNG出口項目之后，東非和西非興建的LNG新項目，包括Mozam-bique、Tanzania、CameroonGoFLNG和TortueFLNG等預計將于2022年前后投產(chǎn)，這些項目的總供應能力在2025年將達到近3000萬t/a。對比不同項目液化廠建設的盈虧點(FOB)發(fā)現(xiàn)，近些年陸續(xù)投產(chǎn)和即將投產(chǎn)的澳大利亞項目成本最高，均在13美元/MMBtu以上，其中PreludeFLNG浮式項目達到20美元/MMBtu以上，非洲的項目需至少達到7.0美元/MMBtu才能達到收支平衡，坦桑尼亞的項目甚至高于9.0美元/MMBtu;相比之下，美國的LNG液化項目盈虧成本均在6.0~7.0美元/MMBtu，具有很大的成本優(yōu)勢。

3.2 美國LNG項目的競爭力

自2011年日本福島事件之后，全球LNG市場開始不斷加大對市場供不應求的預期，每年做FID的項目液化能力平均達到2500萬t，并于2014年達到峰值。其中2009—2012年高油價時期FID的項目主要集中在澳大利亞，但在當時，與澳大利亞出口項目掛鉤傳統(tǒng)油價的計價方式相比，美國LNG項目憑借較低的天然氣成本價加液化費用和運輸成本的計價方式顯得頗具吸引力。

自2012年起，美國LNG項目也開始陸續(xù)FID，尤其在2014年后，全球新增FID的項目幾乎全部集中在美國。但隨著2014年下半年國際原油價格暴跌，使得很多傳統(tǒng)LNG項目的經(jīng)濟性評估同高油價時期相比大幅下降。與此同時，受大批LNG出口項目集中投產(chǎn)的影響，亞洲LNG現(xiàn)貨價格也開始大幅下跌，從美國到亞洲的LNG套利空間大大縮小，可以說在目前低油價、低氣價的市場形勢下，美國天然氣對原油的價格優(yōu)勢有所削弱。

據(jù)統(tǒng)計，自2008年以來，2016年是為全球LNG項目FID最少的一年，出口能力僅為630萬t/a，只有美國ElbaIsland(厄爾巴島)(250萬t/a)和印尼TangguhTrain3(唐固第3條線)(380萬t/a)兩個項目完成了FID。下面將以到亞洲為例，從Tolling模式、掛鉤油價和固定價的三種計價銷售，對美國LNG出口項目的競爭性進行分析。詳見圖4。

3.2.1Tolling模式

在Tolling的商務模式下，其采購價格公式為美國天然氣原料氣價格加上損耗及管輸、液化服務費和運輸費用的成本加成法得出。美國天然氣的價格通常以位于 路易斯安那州的亨利中心(HenryHub)氣價為標桿， 損耗及管輸通常按15%*HenryHub氣價測算。

液化服務費水平在2.25~3.5美元/MMBtu之間，假設美國至亞洲的運輸成本按1.5~2.0美元/MMBtu測算。原料氣價格方面，受頁巖氣等非常規(guī)氣大力開發(fā)和生產(chǎn)的影響，HenryHub氣價自2008年以來開始暴跌。雖然2010年和2012年稍有回彈，但2014年起繼續(xù)下跌，2016年3月一度跌至歷史最低水平(1.73美元/MMBtu)，目前仍維持在3美元/MMBtu左右。據(jù)統(tǒng)計，美國有超過22萬億m3的天然氣資源成本低于3美元/MMBtu。因此，長期來看，得益于美國豐富的天然氣儲量和不斷發(fā)展的開采技術(shù)，天然氣價格將進入緩慢增長通道。EIA預測了基本情形、高經(jīng)濟增長和低經(jīng)濟增長三種背景下HenryHub氣價的未來走勢，詳見圖5。從圖5可以看出，HenryHub氣價預計在未來30年左右將在4~6美元/MMBtu之間。

運輸成本方面，美國與亞洲航距相對較遠。由于買家需要自行安排運力，將更多受到LNG航運市場影響。根據(jù)通常航線測算，美國墨西哥灣至亞洲的運費平均水平在1.5~2.0美元/MMBtu，均高于澳大利亞(0.5~0.6)、東非(0.8~1.0)和加拿大西岸(0.6~0.8)的運費水平。2016年6月26日巴拿馬擴建后允許全球90%的LNG船(除Q-max、Q-flex)正式通行。2016年7月25日，殼牌成功運載美國LNG通過巴拿馬運河交付至中海油，成為首個擴建后的LNG貨船。新巴拿馬運河拓寬后，往返墨西哥灣至亞洲運費將減少12.5%~30%。美國LNG出口至亞洲的成本情況詳見表2。

3.2.2油價掛鉤和固定價模式

美國只有很少數(shù)LNG出口項目與澳大利亞、加拿大、俄羅斯等其他國家的項目一樣，通過一個專門的上游油氣田為LNG液化廠提供氣源，傳統(tǒng)LNG出口項目的計價普遍與原油價格掛鉤。根據(jù)WoodMackenzie消息，目前美國也有供應商提出可以采用送至亞洲8美元/MMBtu的固定價進行銷售，但期限較短。從近兩年的歷史價格來看，2015—2016年，亞洲現(xiàn)貨價格JKM均價分別為7.45美元/MMBtu和5.72美元/MMBtu，該價格不具有競爭力，但WoodMackenzie預測2023年后亞洲現(xiàn)貨價格將上漲至8美元/MMBtu以上。此外，現(xiàn)貨貿(mào)易的比重較低，應著重考慮固定價與長期合同作價對比的競爭力。

根據(jù)目前市場水平，假設送到亞洲LNG價格為(11%~13%)*原油價格，在油價位于不同水平時，我們初步測算三種模式價格的競爭力，當油價位于55~65美元/bbl以下，掛鉤油價的計價模式比固定價有競爭力。當油價至少在75~85美元/bbl以上，Tolling商務模式下的計價比較有競爭力。

3.3 美國LNG項目競爭力的影響因素

（1）HenryHub氣價具有明顯的季節(jié)波動。

歷史上HenryHub冬夏季價格差值最高相差5美元/MMBtu。此外，受特殊天氣影響，HenryHub價格也多次出現(xiàn)短期內(nèi)較大幅度的波動，如2005年和2008年颶風天氣導致氣價飆漲。長期來看，LNG出口有望逐漸提振HenryHub氣價，買家需要充分考慮對該價格波動的承受能力。

（2）運輸費用普遍偏高。

美國西海岸至亞洲的運費相對較低，但目前西海岸僅有兩個出口項目(JordonCove和OregonLNG)，大多數(shù)項目均集中在墨西哥灣，雖然經(jīng)巴拿馬運河后運費能一定程度降低。但拓寬后巴拿馬運河的日通行船次也十分有限，在巴拿馬運河拓寬運行一年的時間里，共有139艘LNG船成功通行。在未來幾年美國LNG項目集中出口的情形下，大量LNG船只需要和其他船舶競爭運河的通行能力。根據(jù)目前運轉(zhuǎn)情況來看，運河通行費率已經(jīng)開始上漲，不排除在極端情形下，墨西哥經(jīng)太平洋航線的航運成本優(yōu)勢不再。

（3）建設成本將進一步增加。

LNG液化廠將隨著土地、原材料價格、人工成本等上漲，未來新建項目的液化成本大多比第一批FID項目的液化成本平均高，影響項目的競爭性。

（4）政治因素影響較大。

美國LNG項目出口受能源政策影響很大，從奧巴馬政府到特朗普政府，兩屆政府的能源政策差異也較大，新一屆特朗普政府否定了奧巴馬政府的 “氣候行動計劃”，主張開發(fā)本土頁巖油氣，降低國內(nèi)能源使用價格，提倡能源自給自足。

雖然對于振興本土化石能源是利好消息，但對于如何解決LNG出口與國內(nèi)制造業(yè)之間的沖突，以及如何平衡國內(nèi)和出口氣價、維持氣價穩(wěn)定還不得而知。因此，從長期資源采購的角度，未來也可能面臨諸多政策不確定因素。這些不確定因素對于買家來說，仍需進一步評估，包括LNG項目商如何最大程度控制項目成本、 買賣雙方探討合理的計價機制和如何降低航運成本，等等。

4 對中國的啟示

2014年以來，全球油氣市場發(fā)生了巨大變化，LNG市場從之前的供不應求轉(zhuǎn)為供過于求的局面，亞洲傳統(tǒng)與油價掛鉤的LNG長期合同斜率隨之降低，近幾年美國LNG出口項目價格優(yōu)勢減弱。然而，憑借更大的貿(mào)易靈活性、沒有目的港限制、氣源穩(wěn)定等特點，美國LNG出口無疑為中國天然氣資源引進戰(zhàn)略提供了一個新的選擇，有助于中國實現(xiàn)進口資源多樣化。相比日本、韓國等全球主要LNG進口國未來需求增速有所放緩甚至下降，中國將在全球LNG消費市場中扮演越來越重要的角色。在中美兩國加強能源合作的大背景下，中國也需要加快國內(nèi)市場與國際市場的接軌，在合作中雙方達到互惠互利的雙贏效果。

第一，提高天然氣在一次能源消費中的比重是我國能源戰(zhàn)略和改善能源消費結(jié)構(gòu)的重要組成部分。根據(jù)我國發(fā)展改革委發(fā)布的天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃，2020年天然氣占一次能源消費比重力爭提高到8.3%~10%。美國政局相對穩(wěn)定、油氣資源儲量豐富，LNG資源可以作為我國未來長期獲取的優(yōu)質(zhì)資源之一。

第二，美國LNG出口價格市場化和透明性較高，但與其他地區(qū)定價方式有所不同。中國需要加快國內(nèi)天然氣價格改革，建立完善上中下游天然氣價格聯(lián)動機制，合理確定、消化進口LNG價格是中國天然氣價格改革中亟待解決的重要方面。

第三，近期，美國政府表示，在LNG出口許可上美國將給予中國不低于其他非FTA國家的待遇，并允許我國企業(yè)在任何時候與美國LNG出口商進行談判、商談進出口事宜，這也成為中美經(jīng)濟合作百日計劃的一項重要成果，更意味著中美兩國在能源領域合作方面邁出了重要的一步。中美加強LNG貿(mào)易符合雙方各自國家的利益，不僅能保障能源安全，還能減少中美貿(mào)易逆差，兩國政府和企業(yè)需要著眼能源領域互惠合作大局，拓展“一帶一路”合作空間，共同尋找和建立新的合作領域。