2015年以来，继澳大利亚密集投产6个LNG项目13条生产线5880万吨/年产能之后，美国又密集投产6个LNG项目12条生产线5120万吨/年产能，外加俄罗斯1650、马来西亚480、印尼200万吨/年产能的“助阵”，如此短时间内1.333亿吨/年产能密集投产，尤其是美国喀麦隆（Cameron）等项目在2019年集中接踵投产，使得2019年全球LNG贸易量猛增了4000万吨，LNG供给随之出现宽松局面。与此同时，部分项目超产能生产，使得这一局面更加宽松。超产部分均为现货销售，让现货价格跌势更甚。另一方面，当前愈演愈烈的全球新冠肺炎疫情短期内较严重地抑制了LNG需求，使供给宽松局面进一步加剧，导致LNG现货价格一跌再跌，并在 “跳水价”低位徘徊。另外，近期WTI徘徊在20美元/桶低油价对LNG现货价格形成了进一步叠加。
由此，中国LNG现货到岸价格由2018年11月的11.48美元/MMBtu降到2019年9月的4.28美元/MMBtu，之后有所回弹。今年1、2月间，现货价格一个月内又快速下跌近2美元/MMBtu，之后进一步下探到4月30日的1.9美元/MMBtu（图1，广东）。
LNG现货低价无疑是消费者的福音，但对于国际贸易企业来说，却是风险重重。国际贸易企业要按契约精神履行早年签署的长贸合约，执行长贸量，在现货低价情况下，一方面要想尽一切办法降低长贸合约履行量，另一方面做套期保值来降低长贸高价风险。所幸的是，在LNG现货价格远远低于长贸价格的2019年，我国LNG贸易企业，通过种种努力，大大降低了效益风险，赢得了比周边邻国更好的贸易效益。据IHS统计，中国长贸比例低于周边LNG主要进口国。2019年全球LNG现货贸易量占总贸易量的28.2%，其中亚洲现货贸易量占全球总现货贸易量的65.1%，中国的现货贸易量占亚洲现货贸易量的35.7%，远高于排在第二位日本的16.9%和第三位印度的16.3%。。中国现货进口量占中国总进口量的34%，比例高于全球平均水平（图2）和周边国家水平。可见，在当下现货价格如此低水平情况下，中国签订长贸协议的量是最低的，是低现货价格时期的大赢家。中国企业对长短贸与现货比例的把握要好于LNG其他主要进口国。
当然，中国三大石油集团公司LNG进口情况不尽相同。2019年中石油、中石化、中海油已签订应执行的长贸合同量分别为1440、1005、2389万吨，其中因自身发展海外LNG业务而应执行的长贸合同量分别为330、760、1120万吨，分别占22.9%、75.6%、46.9%。三大集团想尽办法降低应执行长贸合同量，实际执行分别为931、1078、2086万吨，其中来自自有项目的长贸量分别为85.7、797.8、852.7万吨，分别占各自实际执行长贸合同量的9.2%、74%、40.9%。这说明：1）与预先签约比，实际执行长贸合同有一定调整余地；2）自有项目因在项目合资公司内部有一定话语权，调整执行长贸量的余地更大一些；3）三大集团中，中石油集团力度更大一些，优化得更好一些。
中国长贸价格亦低于周边LNG主要进口国。2018-2019年，中国的现货平均价格为7.923美元/MMBtu，与中日韩印四国现货平均价格7.929美元/MMBtu几乎持平，但包含长贸与现货在内的总平均价格却有较大差距，中国的总平均价格为9.32美元/MMBtu，比四国总平均价格9.86美元/MMBtu低0.54美元/MMBtu，分别比日、韩、印的9.49美元/MMBtu、9.61美元/MMBtu、11.02美元/MMBtu都低。在现货平均价格几乎持平情况下，总平均价格最低意味着长短贸价格最低。由此可见，如果站在当下LNG现货“跳水价”情境下审视若干年前签订长贸合约、似乎是“傻子”行为的话，则周边邻国都不比咱们聪明。
