全球LNG市场的“供给过剩”隐忧

作者：中企碳中和服务网　　来源：能源杂志　　发布时间：2019-07-05 17:10:33

中企碳中和服务网讯：

从整体上看，在全球性环境治理日渐加强和各类新能源短期内难以实现对传统化石能源替代的大背景下，天然气利用在世界能源清洁转型中的主体地位将不断凸显，2018年全球LNG市场蓬勃发展，积极参与LNG市场依然是全球能源行业的趋势。

但从近中期的趋势上看，受需求增速可能放缓以及部分大型LNG供给项目分批投产等因素影响，全球LNG市场存在“供给过剩”的可能，未来发展机遇与挑战并存。

现阶段全球LNG市场保持蓬勃发展

根据伍德麦肯兹公司统计，2018年全球LNG出口总量增至3.26亿吨，较2017年增长9%，增量约2770万吨。国家层面，澳大利亚、俄罗斯和美国是当年LNG供给增长幅度排名前三的国家，增幅分别高达1200万吨、800万吨和770万吨；但马来西亚和阿尔及利亚等国家LNG出口量则出现下降趋势，降幅分别为260万吨和180万吨；卡塔尔、尼日利亚、印度尼西亚、特立尼达和多巴哥和阿曼等国家仍是全球LNG市场供给相对较多的国家，2018年供给与2017年相比基本稳定或略有增长。特别值得一提的是，喀麦隆2018年首次成为LNG出口国，出口总量为70万吨。

2018年全球LNG进口总量约为3.18亿吨，较2017年的2.89亿吨增长约10%，部分国家为防治环境风险而采取的“限煤增气”等措施，是推动全球LNG进口增长最重要的原因。

其中，我国进一步巩固了全球第二大LNG进口国的地位，《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等国家层面政策的出台，提升了我国LNG的消费规模，2018年进口总量5410万吨，较2017年增长41%；北方和东部沿海地区LNG进口增长达62%，南方地区LNG进口增长也达到13%；澳大利亚替代卡塔尔成为我国第一大LNG来源国。

韩国政府关停部分超过30年以上的煤炭发电机组等政策，导致该国当年LNG进口大幅增长，全年进口LNG总量4400万吨，较2017年的3760万吨增长约17%。印度2018年LNG进口总量2230万吨，较2017年提高16%，发电领域用气增长则是其LNG进口增长的主要原因。

与其他LNG进口大国不同，日本2018年LNG进口量8320万吨，较2017年出现小幅下降。主要原因是部分核电机组重启降低了该国发电领域天然气消费需求，预计这一趋势未来仍将加剧。

从交易价格的角度看，2018年全球各主要天然气和LNG基准价格整体震荡上涨。其中，作为亚太地区最重要的LNG贸易参考价格，JKM价格全年大幅波动，总体呈现“一波三折”走势，在2月达到11.9美元/百万英热单位的年内高值后，逐渐下跌至6月份的7.8美元/百万英热单位，之后在第三季度后再度攀升至11美元/百万英热单位左右后高位震荡。

而作为欧洲地区最重要的天然气贸易参考价格，NBP价格2018年同样波动较大，其年度高点则出现在9月，接近10美元/百万英热单位，并在第四季度价格保持高位震荡。

此外，受“页岩革命”成功导致国内天然气产量大幅增长等因素影响，美国Henry Hub价格2018年稳定上涨，年度波动区间为2.7-3.5美元/百万英热单位，也部分反映出未来该国LNG出口的巨大潜力。

积极参与LNG市场仍是全球能源行业的趋势

从接收能力上看，2018年全球共有9个新建LNG接收站投产，合计增加接收能力超过2500万吨/年。从类型上看，土耳其Dor tyol项目、孟加拉Moheshkhali项目和俄罗斯Kaliningrad项目属于浮式LNG接收站，其余项目均为常规LNG接收站。

从规模上看，土耳其Dor tyol项目接收能力高达570万吨/年，是当年建成规模最大的接收站项目；我国的深圳、舟山和天津三大LNG接收站接收能力分别达400万吨/年、300万吨/年和300万吨/年，也规模较大。

此外，2018年全球还有8个LNG接收站项目通过了最终投资决定，包括产能规模为500万吨/年的印度Dhamra接收站，以及我国嘉兴、温州、阳江和江阴四大LNG接收站建设项目等，未来将为全球市场再增加超过1800万吨/年的LNG接收能力。

从液化能力上看，在美国，湾点LNG项目、科珀斯-克里斯蒂LNG项目第1列生产装置和萨宾港项目第5列生产装置等分别于2018年内投产，已将该国在产LNG项目产能提升至3300万吨；在俄罗斯，亚马尔LNG项目第3列生产装置于11月初投产，标志着总产能1650万吨的亚马尔LNG项目整体投入运营，也开启了我国通过北极航道进口天然气的新篇章；在喀麦隆，产能规模为120万吨/年的Golar浮式LNG项目在3月份正式投产，是全球第二座浮式LNG生产平台，已于5月份出口了首船LNG。

此外，估测造价225亿美元的加拿大LNG项目已于10月获得最终投资决定，1400万吨的规划产能将使其成为继亚马尔LNG后全球又一重大LNG新建项目。

从船运市场上看，2018年共有53艘新建成LNG运输船舶交付参与全球LNG贸易市场，创历史新高；全年船运现货市场租金价格波动巨大，年度最低租金出现在4月份，仅为3.5万美元/日，但在11月份的最高租金则高达20万美金/日。

从整体上看，2019年LNG船运市场呈现两大特点：一是远东地区需求强劲，市场交易价格明显高于西方地区；二是船东普遍看好未来两年的LNG船运市场前景，不愿意以低于现货市场的价格长期出租船舶。

部分船东表示，预计下一波LNG运输船交付高峰要到2020年才会来临，而在此期间，LNG运输量仍将大幅增加，且目的地将较为灵活，因此不希望过早将运力固定。

从合约签署上，首先，现货和短期合约LNG贸易量占比提升，2018年现货贸易量接近9000万吨，同比上升23.7%，占LNG贸易总量的28%。

其次，目的地条款限制进一步放宽，2018年新签署LNG贸易合同中接近一半没有目的地限制，使得全球LNG转出口贸易量同比上升38%至413万吨。

最后，2018年部分亚洲客户对与国际油价挂钩的合约模式较为偏好，但美洲等其他地区客户则更倾向于签署与美国Henry Hub价格挂钩的合约；而目前与油价挂钩的合约斜率已逐步下降，新签LNG合约与油价挂钩的斜率已由14%以上降低到11-12%左右。

全球LNG市场近中期存在“供给过剩”的隐忧

尽管2018年全球LNG市场“供需两旺”，但随着亚洲地区部分消费国市场需求出现“阶段性”放缓，以及今后数年内有关资源国一批重大LNG建设项目的开工投产，全球LNG市场近中期存在出现调整的可能，或将呈现“供给宽松”格局。

从市场需求的角度看，我国消费增长已成为国际LNG市场的“风向标”，近三年来合计超过2000万吨/年的接收能力提升以及逐年提高的接收站利用率，都对全球LNG需求的“量价齐升”起到较大的推动作用。

但从现阶段的发展态势看，我国LNG消费需求增长幅度近中期将有所放缓。一方面，依据2018年初北方地区冬季清洁取暖的实践经验，国家有关部门已提出，“坚持以气定改，宜气则气、宜电则电、宜煤则煤”，从政策层面稳定了国内天然气市场，同样也将推动LNG需求市场的平稳发展；另一方面，部分进口管道气项目也计划于2019-2020年间投产，特别是中俄东线天然气管道和中亚D线天然气管道分别计划于2019年底和2020年建成投产，在近中期将对国内LNG市场需求产生一定规模的替代作用。

除我国外，亚洲部分LNG消费国近中期需求增长也出现放缓迹象。在日本，随着2015年该国重启核电设施以来，核电对天然气发电的替代规模逐渐加大，根据日本各大电力公司统计，2018-2019年间将有约5GW的新增核电装机能力上线，最大能够替代LNG需求约800万吨/年。

在印度，一是尽管2018年国内LNG消费需求较2 017年有一定增长，但国内接收站利用率不足60%；二是国内运输管网建设较慢，限制了天然气及LNG需求市场快速增长。

在巴基斯坦，尽管该国计划大力发展LNG资源利用，但国内天然气运输管道、LNG接收站以及燃气电厂等基础设施不足已对其进口LNG形成明显制约，近中期难以支撑国内需求较大幅度增长。

从市场供给的角度看，尽管本轮低油价期间，部分资源国前期规划的一批重大LNG项目建设出现了延缓甚至停滞，但过去三年内全球范围内LNG资源供给增长仍超过6000万吨/年。

其中，澳大利亚和美国在2015-2017年间LNG供给分别增长约60%和30%。而全球LNG进口国联盟组织等机构数据披露，2018-2020年间，全球LNG市场供给仍将出现较大幅度增长，至2019年底将新增供给约5500万吨/年，至2020年底将再新增供给约1500万吨。

预计美国、澳大利亚、俄罗斯、加拿大和卡塔尔等国家依然是全球LNG市场供给增长的主要来源。此外，埃及由于天然气需求的持续增长以及国内老气田产量不断下降，自2013年起由LNG出口国变成为净进口国。

但随着Zohr等一批新气田建成投产，其国内LNG资源供给能力大幅提高，预计将自2019-2020年间重新成为LNG净出口国，进一步丰富全球LNG市场供给。

而在供给增长可能快于需求增长的预期下，部分机构也预测全球特别是亚太地区LNG市场价格可能出现阶段性下行。美林银行表示，预计亚洲JKM价格将2019年和2020年均价将分别降至8.3美元/百万英热单位和7.8美元/百万英热单位。

我国石油企业该如何拥抱全球LNG市场发展

对我国石油企业而言，首先，必须加强LNG市场相关研究工作。一是要通过加强战略研究确定发展定位，明确企业在全球LNG市场供需两端的位置，包括国内外LNG相关上游资产经营、贸易和终端消费等；二是要加强对全球LNG市场短、中、长期供需形势的动态研判，为促进我国LNG市场稳定发展明确外部发展环境，也为企业经营决策提供科学有效的依据；三是要加强LNG价格波动研究，服务海外经营和具体贸易行为等。

其次，要学习国际领先国家及企业的发展经验，充分把握近中期全球LNG市场供需相对宽松的有利时机，优化我国LNG进口合约签署，节约企业贸易成本。

譬如，可以参照“日本经验”，积极与供应商展开协商，对合约中的定价挂钩方式、目的地规定及合同期限等进行修改，增加合约的经济性和灵活性；再如，通过全球性LNG转销，获取地区间利润溢价等。

第三，要从“源”和“量”两个层面进一步提高我国LNG进口的多元化，更好地发挥“买方优势”争取议价权。

联合石化曲博等专家认为，尽管近年来我国LNG进口来源国有接近20个，但主要来量集中在澳大利亚及卡塔尔等几个国家，既没有体现国内巨大需求市场可以换取的议价权，也没有完全实现LNG进口的分散化。

第四，从长远看，国内LNG未来市场发展仍有具有较大潜力，我国石油企业在供给层面须加强LNG接收站、储气库和配套管线等设施建设，持续提升供给保障能力。

一是要优化接收站布局，在系统论证的基础上，增加围绕京津冀等相关需求重点区域站点建设；二是要完善沿海LNG接收站与主干管网间的互联互通建设，进一步增强应急调峰能力。

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