【石油观察家】全球LNG市场发展及其对中国的启示

文|皮礼仕¹  蒲明²  王保登³

1.“油气管道输送安全国家工程实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室”；2. 中国石油规划总院；3. 中国石油管道公司中原输油气公司

摘要：当前，全球LNG市场区域性出口现状异于往年，大西洋、中东地区出口量下滑，太平洋地区出口量增幅巨大，澳大利亚为主要增长力；亚洲LNG市场需求放缓，“新兴市场”维持全球进口量增长势头；全球LNG贸易流向变化显著，卡塔尔出口重心偏向欧洲；亚洲LNG短期合同价格低迷，“溢价空间”开始减小；LNG贸易方式趋于灵活化，非长期贸易合同备受青睐。在此变化趋势下，基于中国LNG市场发展分析，建议中国把握LNG市场下行期机遇，优化能源供应结构；理顺国内天然气市场价格，适时提速天然气价格改革；对已签署的不合理高价长贸合同进行谈判复议；加强与东北亚各国合作，谋求互利共赢。

0 引言

经过十几年的快速发展，中国已建成较完善的LNG产业链，并成为全球第三大LNG进口国，全球LNG市场的微小变化都会对中国LNG市场的发展造成重大影响。为此，笔者全面总结了全球LNG市场的最新发展动态，并结合中国的发展趋势，从中提出了几点建设性启示，以期助推中国抓住LNG市场下行期机遇，全面优化中国能源消费结构、提速天然气价格改革、完善天然气供应结构。

1 全球LNG市场新特点

1.1 全球LNG出口现状

根据2016国际天然气联盟（IGU）统计数据（见表1），2015 年全球LNG 出口量为2.45 × 10⁸ t，较2014年同比增长471 × 10⁴t。从出口区域来看，大西洋、中东地区出口量稍有下滑，但太平洋地区出口量增幅巨大，主要增长力来自澳大利亚。

1）大西洋、中东地区出口量下滑

2015 年，大西洋地区总出口量同比下降122 ×10⁴ t，其中安哥拉和埃及两国已停止了LNG 的出口。安哥拉自2013年开始出口LNG，在2014年4月由于火炬事故，LNG工厂被迫停工，至2016年6月才翻新完成，并进行首次船运LNG招标；2011年埃及LNG出口量为642 × 10⁴ t，由于该国天然气短缺状况日益严重，2014 年该国出口量陡降33 × 10⁴t，2015年埃及已经停止出口LNG正式转为LNG净进口国，Egas国有油气公司在6月29日已发布位于埃因苏赫纳港的第三个浮动存储和再气化装置（FSRU）的标书，将用于LNG的进口。

自2006年，卡塔尔超过印度尼西亚成为全球第一大LNG出口国，同时，中东地区LNG出口总量长期位于全球首位，占世界LNG 出口总量的40 %左右。近5 年来，卡塔尔出口量平稳变化，均保持7500 × 10⁴ t／a以上，远超其他国家，巩固了中东地区LNG出口量全球第一的地位。2015年，由于也门爆发内战，其出口总量减少515 × 10⁴ t，在正常情况下其年均能为全球提供约600 × 10⁴ t／a 的供量。同时，作为中东地区的新兴出口国，2015年巴布亚新几内亚出口量翻倍增长，迅速上升至700 × 10⁴ t，弥补了也门降低的出口量，加之地区中其他国家平稳发展，中东地区出口量仅减少72 × 10⁴ t。

2） 太平洋地区出口量增幅巨大，澳大利亚为主要增长力

在大西洋、中东地区出口量都下降的背景下，太平洋地区出口量剧增，带动全球出口总量反超2014年471 × 10⁴ t。除秘鲁稍下降65 × 10⁴ t外，其他诸国均有所增长。主要增长力来自澳大利亚，该国两大煤层气制LNG 项目格拉德斯通LNG 和柯蒂斯LNG分别于2月和8月投产，给澳大利亚出口量提供了614× 10⁶ t增幅，引领太平洋地区各国LNG供给增长。此外，Wood Mackenzie预测显示澳大利亚将于2019年超过卡塔尔成为全球最大LNG出口国。

1.2 亚洲LNG市场需求放缓，“新兴市场”维持全球增长势头

亚洲市场在全球LNG贸易中起着中流砥柱的作用，自2012年中国LNG进口量超过西班牙，日本、韩国、中国3国LNG进口量依次位列全球前三（见图1）。截至2015 年，亚洲传统LNG 市场需求持续疲软，日本、韩国、中国的LNG产业发展均受到替代能源的挑战。2014年，日本LNG进口量高达8890 ×10⁴t，2015年启动九州电力公司川内核电站1、2号机组后，核力发电占用了天然气发电市场分额，这一年进口量较上年下滑4 %；2015年，韩国在发电上增加了煤炭和核能的使用，再加上经济衰退的影响，LNG的进口量在2014年3 800 × 10⁴t的基础上降低约15 %；与此同时，中国也结束了数年来连续两位数的增长，较2014年下降1 %。但据JBC能源公司统计，2015年11月份中国政府下调民用天然气价格近30 %后，2016年第一季度中国LNG需求同比增长了19 %。可见，在未来数年中国天然气需求依然能维持强劲上升势头。

在亚洲LNG市场需求持续低迷的情况下，全球LNG 进口量同比去年仍增加3.2 %。4个“新兴市场”LNG进口国的加入消化了约2.5 %的进口量，并使2015年进口国由29位上升至33位。其中埃及虽有较为丰富储气量，但受国内政治动荡和新老气田更替过快的影响，今年埃及由LNG 出口国转为进口国，进口LNG 302 × 10⁴ t；约旦也是由于地区政治不稳定，便利用浮式储存再气化船进口LNG 181 ×10⁶ t；同样巴基斯坦在经历严重天然气短缺后，在卡西姆港建造了LNG进口终端，从3月份开始投入使用，进口LNG 111 × 10⁴ t；波兰在同年7月也启动了首个LNG接收终端，改变了受俄气垄断的格局，进口LNG 8 × 10⁴ t。2015年，这4个进口国为全球提供了1.2%的进口增量。

1.3 全球LNG贸易流向变化显著，卡塔尔出口重心偏向欧洲

2015年，全球最大LNG贸易流域仍在太平洋地区间（见图2）。早在1995年该流域LNG贸易总量就占全球70 %左右。截至目前，在全球LNG市场仍起着统治地位。在中东和大西洋地区的出口国陆续进入市场后，太平洋地区间的贸易分额不断被削弱，2012年减到仅为34 %。由于巴布几内亚的LNG项目于2014年投入运营，澳大利亚的西北大陆架LNG项目、达尔文LNG项目、冥王星LNG项目及2015年两大煤层气LNG项目的投产，太平洋地区间的贸易量已实现连续3年大幅增长。此外，澳大利亚还有12个在建的项目未投产，可见未来数年，太平洋地区间贸易量将呈持续增长趋势，这也标志着太平洋贸易区的强势回归。

另外，中东地区到太平洋地区的出口量在2014年和2015年分别出现了400 × 10⁴t和910 × 10⁴ t的下滑。一方面原因是太平洋地区市场需求停滞不前，另一方面其内部新项目的投产能实现部分自给自足。受欧洲LNG 贸易合同灵活性更强和“亚洲溢价”空间减小的影响，卡塔尔更愿意将LNG从中东出口至欧洲，对亚洲国家的供应总量由5510 × 10⁴ t下降至5080 × 10⁴ t。中东对太平洋地区的贸易量已实现连续3年的递减。与此同时，中东对大西洋和中东内部地区的贸易量分别实现了300 × 10⁴ t和250 ×10⁴ t的增长。

1.4 亚洲LNG短期合同价格低迷，“溢价空间”开始减小

长期以来，亚太地区LNG进口是以长贸合同为主，合同价格采用与日本原油清关价格（JCC）挂钩定价方式，该定价方式下的合同价随原油价格上下波动约±35 %，而且变化趋势会随国际油价的上涨和下跌滞后3～5个月。北美大量天然气合同通过多方买家和卖方的竞争形成短期合同交易，价格变化与市场交易中心Henry Hub 的现货价格变化趋势相同；欧洲天然气价格以英国NBP现货价为基础，这两者受油价影响波动较大，导致亚太地区LNG进口价格长期高于欧洲和北美LNG进口价格，出现较大的“溢价空间”，2011至2014年间，在亚洲一直存在较高的套利空间。然而，国际油价从2014 年末到2015年始终处于低迷状态，2014年前8个月平均价格还超过100美元／bbl，在2015年1月迅速降为50美元／bbl。亚洲LNG进口价受滞后期影响，在2015年初，长期合同价格才大幅下跌，12月亚洲现货价格为7.25 美元／MMBtu， 亚洲价格走向低迷。此外，随太平洋地区需求的疲软和新的供源实现自我供应，大西洋和中东地区有大量LNG 涌入欧洲市场，2015 年12 月欧洲市场LNG 现货价格急剧降到5.14美元／MMBtu，创下5年来的新低，亚洲“溢价空间”开始减小（见图3）。

1.5 LNG贸易方式趋于灵活化，非长期贸易合同备受青睐

LNG交易方式起初是以长期、固定目的地的合同为主。近年来，灵活性更强的供销合同与证券投资组合贸易者的出现，共同推动了非长期贸易合同（合同期限短于5年）的增长。非长期贸易合同包括短期贸易合同（合同期限短于2年）和中期贸易合同（合同期限2～5年之间），2015年以短期贸易合同方式的交易量高达6590 × 10⁴ t，占这一年非长期合同贸易量7190 × 10⁶ t的92 %。这一贸易总量占2015年LNG总贸易量的29 %，而在2005年其占比仅为8 %。非长期合同贸易方式在过去10多年的快速发展由多个关键因素导致：①非长期合同贸易周期短，为供销目的地提供了更灵活的选择，出口国更愿意向更高的价格市场进行LNG的供应；② 进、出口国数量剧增扩大了整个LNG产业链的复杂性，LNG贸易市场呈现买方多元化趋势，2015年出现了巴基斯坦、埃及、约旦、波兰等一批非传统买家，进口规模小及不确定因素多导致LNG供应商与之签署长期贸易合同的可能性低；③ LNG进口大国能源结构进行突发性调整。如日本、韩国等这类国内自产气和管道进口气匮乏，严重依赖LNG进口的国家，在出现类似福岛核电突发危机时，合同就需要突变性的调整，非长期贸易合同会倍受青睐。

2 中国LNG市场发展现状

2.1 LNG市场需求增速创新低

过去10 年中，中国LNG 市场需求增长迅猛。2012年中国LNG进口总量为1477 × 10⁴ t，2013年增长率仍高达26 %。2014年6月以来，国际原油价格暴跌，宏观经济持续疲软，中国LNG需求出现低迷现象。主要由3个因素导致：一是天然气管道设施日益完善，进口管道气与进口LNG形成竞争格局；二是全球大环境经济疲软，使用天然气发电经济性差；三是亚洲LNG市场整体需求放缓，中国也难独善其身，相比日本和韩国，中国受其波动影响相对较小。由于亚洲LNG进口价受国际油价影响存在滞后期3～5个月，这个矛盾在2015年也完全爆发，中国总进口量首现1 %的负增长。受安哥拉、埃及停止出口LNG 和文莱增大亚太地区出口量影响，中国LNG进口国从16个减少为13个。

2.2 澳大利亚成为中国LNG最大出口国

2006年，中国海油从澳大利亚西北大陆架进口中国首批船运LNG，2009年陆续与卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚等国合作，卡塔尔一跃成为中国最大LNG出口国。但受亚洲LNG市场持续疲软导致亚洲“溢价空间”开始减小，卡塔尔在将出口重心转向欧洲后，对中国市场的LNG出口总量同比下降26 %，2015年澳大利亚以573 × 10⁶ t的出口量超过了卡塔尔（493 × 10⁶ t），成为中国最大LNG进口国。

2.3 LNG购销价格亏损缺口缩减，进口合同长贸为主

2006年中国以0.96元／m³的价格进口了第一批LNG，中国海油广东大鹏公司与澳大利亚签订长达25 年的购销协议。随后数年国际油价大幅上涨，LNG进口价格一路飙涨，像广东大鹏公司这样类似的低价合约再未出现过。国内LNG主要进口商是中国海油和中国石油，分别占国内总进口分额的71 %和26 %，中国石化和九丰集团占据分额较少。2013 年前投产的中石油旗下的江苏如东、辽宁大连、河北唐山LNG接收站，中国海油旗下的深圳大鹏二期、福建莆田、浙江宁波、上海洋山、海南杨浦LNG接收站与卡塔尔、澳大利亚、印尼、马来西亚等国签订的均是长期贸易合同。除中国海油在2006年签定的大鹏一期和2008年签定的福建莆田一期长贸合约价格较低外，其他LNG接收站进口价都较高。由图4可知我国进口的大部分LNG产品都处于高进低售的亏损状态，虽然国内销售价格一直不断调整，但增速依然缓慢，在亚洲气价随油价的飙升之下，中国LNG购销价格亏损缺口在2013年达到最大，购销价格相差1.13元／m³。2014年国际油价达到顶峰后，6月份国际原油价格暴跌，亚洲LNG现货价格在延迟半年后的2015年跌至1.98元／m³，购销价格亏损缺口缩减到0.5元／m³。

3 推动中国LNG市场发展的建议

3.1 把握LNG市场下行期机遇，优化能源供应结构

未来几年亚洲LNG市场供应仍将保持供应过剩局面，LNG现货价格有望保持低位。天然气在我国一次能源消费中的比例仍然偏低， 2015 年只有5.9 %，远低于世界23.8%平均水平，气价回升前数年是中国提高天然气比重、优化能源供应结构的黄金时期。为此，要抓住这个下行期的机遇，优化中国能源供应结构。第一，务必加快气代煤的进程。在可再生能源取得突破之前，增加天然气在发电、供热能源结构的比例；第二，加强LNG接收站等基础设施的建设。鉴于中国石油、中国海油等国有石油公司和民营企业之间存在明显的竞争关系，LNG接收站第三方租赁的执行存在很大的困难，建议国家基于已出台的《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》相关政策，尽快出台LNG接收站第三方准入细则，以落实鼓励民营企业参与LNG 市场竞争的政策，多渠道进口LNG。第三，加快LNG用作车船燃料的新领域的研究，借助中央出台政策普及推广LNG 汽车的东风，积极推进城市公交LNG利用发展。

3.2 理顺天然气价格，适时提速天然气价格改革

中国天然气价格长期采用政府宏观调控下的供应推动型顺价政策，该定价机制适合以单一气源为基础的产业链。21世纪以来，中国已呈现中亚气、中缅气、LNG等进口气与国产气共同竞争的多元化天然气供应格局，导致现行天然气价格体制无法有效运行而出现市场价格多轨。针对进口气长期保持亏损状态这个问题，在现今低气价机遇之下，理顺国内市场天然气价格，改革原有定价体制刻不容缓。追根溯源，中国国产气供应一直被国有石油公司垄断性经营，通过进口气与国际接轨时旧的价格机制才出现无所适从，现在正是提速天然气价格改革的时机。建议通过建立天然气门站价与可替代能源挂钩机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现价格完全市场化奠定基础，以实现放开天然气出厂价格的最终目标，由市场竞争形成，政府只在具有自然垄断性的天然气管道运输价格上进行监管。

3.3 对已签署的高价长贸合同进行谈判复议

在现今较低的LNG现货价格国际形势下，2013年以前，中国3大国有石油公司签订的大部分高价长贸合同确实会出现“消化不良”的症状。在此可借鉴印度Petronet公司的经验，由国家发改委牵头，3大国有石油公司积极成立合同项目评估专家组与谈判组，在政府层面上与相关LNG供应商进行和平谈判。对于存在价格复议可能性的合同，建议可通过延长合作年限表达诚意，经双方协商后调整价格至合理价位；对于没有回旋余地的合同，建议通过专家组经济性评估后选择单方面终止合同或进行抛售，以求损失将至最低。与此同时，趁目前LNG现货价格较低，可开展灵活的LNG采购方式，选择改签目前备受青睐的非长期贸易合同。

3.4 加强与东北亚各国合作，谋求互利共赢

日本和韩国是东北亚地区两大LNG 进口大国，中国长期与他们共同参与亚太市场天然气国际贸易，亚太市场LNG 价格一直与原油价格指数挂钩，且价格水平高居世界首位，价格安全是整个东北亚地区无法规避的问题。其一，中国、日本、韩国应利用大消费者优势，在采购货源方面形成东北亚联合体，势必在争取LNG采购价上将提升话语权，获取相对有利进口价格；其二，充分重视俄气资源，加快构建东北亚跨国天然气管网系统，不仅能保障东北亚各国的能源安全，也能有效提高区域内的能源利用效率；其三，以建立东北亚天然气交易中心为目标，形成区域天然气价格基准，最终形成能反映市场供需的区域天然气定价机制。东北亚国家应联合起来，抓住美国页岩气革命正动摇世界天然气市场格局这个关键机遇，努力缩小亚洲溢价空间，争取构建东北亚天然气消费市场，与北美、欧洲两大天然气消费市场形成“三足鼎立”的格局。

4 结束语

中国LNG产业历经十几年快速发展，一定程度上增加了天然气在我国能源结构中的占比，但距世界平均水平还有较大差距。对全球LNG市场现状和中国LNG市场现状对比分析，发现受全球LNG市场下行期影响，中国LNG市场需求整体放缓。在全球LNG市场长期保持供应过剩的局面下，LNG现货价格有望持续保持低位，这对提高天然气在中国能源结构占比，进一步优化能源结构，改革天然气定价机制机遇难得。在“十三五”力推大力发展清洁能源的背景下，应当利用现有政策、提速气价改革、加强国际合作，以期完善中国天然气供应体系。（来源：《天然气技术与经济》，2017年第1期）