1、LNG 供需新动向下中国企业如何应对近年来，全球 LNG 市场的迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气对天然气流通的局限，推动天然气在全球范围内不同市场间高效流通。区域天然气“价格孤岛” 正在逐步消失， 类似原油市场的全球化天然气供需新格局正在快速形成。在这样的大背景下，中国企业该如何应对？笔者认为，在 LNG 项目投资领域，应当继续推进位于澳大利亚的 LNG 项目，但在适当的时机将工作的重心转向北美及东非地区；从 LNG 合约的签订方面来看，2015 年前需谨慎签订新的引进合同；从气价来看，尽管三大市场价差可能有所缩小，但 2020 年亚太地区 LNG 价格不会低于 15 美元/MMBtu
2、，进口 LNG 价格倒挂难以改变，当立足加快开发中国天然气资源。2012 年全球 LNG 贸易趋势回顾2012 年全球 LNG 贸易量是 2.36 亿吨，较 2011 年下降 1.9%，这是自 1980 年以来 LNG 贸易量首次下降。近年来全球 LNG 市场发展呈现新特点，具体包括：1 ）中东仍是世界 LNG 重要供给地，但出口战略东移；2）北美 LNG 发展势头迅猛，亚洲国家成为重要的潜在买方；3）东非海域天然气重大发现推高该地区LNG 发展预期 。全球 LNG 市场的迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气对天然气流通的局限，推动天然气在全球范围内不同市场间高效流通。区域天然气“价格孤岛”
3、 正在逐步消失， 类似原油市场的全球化天然气供需新格局正在快速形成。1980 年以来，全球 LNG 贸易量持续增长。供应方面，2012 年全球 LNG 出口国 17 个，共有 31 个 LNG加工厂，89 条生产线，年名义液化能力 2.82 亿吨。其中，卡塔尔、马来西亚、澳大利亚、尼日利亚、印度尼西亚排名前五，排名首位的卡塔尔提供了全球 32.3%的 LNG 供应。需求方面，2012 年全球 LNG 进口国家和地区 26 个，共有 93 个接收终端，年名义接收能力 6.68 亿吨。其中，日本、韩国、中国、西班牙、印度排名前五，亚洲 LNG 进口量占全球的 70.7%，日本进口量占全球的 37.
4、3%（如图 1 所示）。图 1. 1980 年至 2012 年全球 LNG 贸易量、进口国个数、出口国个数走势图数据来源：国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）如今，在全球 LNG 贸易大幅增加，能源消费东移，北美掀起页岩气革命的大背景下，全球 LNG 市场正显示出新的特点。凭借世界级的北方气田及波斯湾优越的海运条件，卡塔尔成为世界第一大 LNG 生产国，并拥有全球产能最大的单条生产线（780 万吨/年）。截至 2012 年，卡塔尔共有 7 个天然气液化厂、14 条生产线，名义产能为 7700 万吨 /年。2012 年 LNG 产量为 7639 万吨，同比增长 1.4%。1996 年以来，该
5、国开始出口LNG，目 标主要为美国 LNG 消费市场 。然而，在美国掀起页岩气革命之后，该国迅速调整了出口战略。2012 年，卡塔尔出口的 LNG 占全球出口总量的 36.77%，其中向亚太地区出口量占卡塔尔 LNG 总出口量的 65%，欧洲占 30%。卡塔尔 LNG 出口对象逐步多元化，数量从 2007 年的 8 个国家扩大到 2012 年的 21 个。北美作为页岩气革命成功的先例，低廉的天然气价格使美国向欧洲、亚洲等高气价地区出口 LNG 存在巨大利润空间，很大程度上激发了美国石油天然气公司生产 LNG 的积极性（如表 1 所示）。2011 年 5 月23 日，美国能源部批准 Chenie
6、re 能源公司的 Sabine Pass LNG 项目，这是美国数十年来首个面向所有贸易伙伴的 LNG 出口项目。此外，美国计划在墨西哥湾和东西海岸建设 11 个天然气液化厂，预计 2017年将具有 1200 万吨的出口能力，2025 年出口能力将达到 1.27 亿吨，将成为仅次于澳大利亚的世界第二大 LNG 出口国。如果 2014 年巴拿马运河如期实现 LNG 运输船无障碍通航，将缩短通往亚洲的海运航线，综合盈亏平衡出厂气价大致为 4 美元/百万英热单位，加上成本以及合理利润，其盈亏平衡价格约为 7.17美元/百万英热单位。表 1. 2012 年日本、美国、加拿大、欧洲天然气价格比较资料来源
7、：BP、易贸研究中心整理随着美国页岩气快速发展，加拿大出口美国的天然气总量逐步减少，迫使加拿大兴建天然气液化厂将天然气出口到需求旺盛的亚洲地区。加拿大计划在西海岸建设 4 个天然气液化厂，总产能 2500 万吨/年，其中Kitimat LNG 和 BC LNG 项目已获得政府批准，预计将于 2018 建成投产。尽管到目前为止，东非南部地区并非主要的 LNG 出口区域。然而，在 20102012 年，东非东部海域累计新增原油探明储量 0.22 亿吨，新增天然气探明储量 3.07 万亿立方米。巨大的天然气资源连续被发现，加快了该地区 LNG 的发展步伐。莫桑比克 LNG 项目是该国依靠东部海域丰富
8、的天然气资源而计划修建的第一个 LNG 项目。该项目一期计划建设两条产能 500 万吨/年的生产线，未来该项目年产能将扩容到5000 万吨。目前，莫桑比克 LNG 项目已经完成了前期工程和设计工作（FEED）的招标，2013 年将完成最终投资决定（FID），预计 2018 年将建成投产。英国天然气集团（ BG）和挪威国家石油公司（Statoil）正在进行坦桑尼亚 LNG 项目的前期论证工作，随着坦桑尼亚海域天然气资源的不断发现，其LNG 项目的上游资源将更有保障。2020 年前全球 LNG 市场价格变化趋势BP，EIA、IEA、 FACTS、PFC 这 5 家机构都认为 2020 年前，全球
9、LNG 供应量将持续增长。IEA、EIA、BP 主要从国 别和地区进行了供应能力的分析，没有给出具体数据。根据 FACTAS 和 PFC 的预测数据，可以得出：2015 年前 LNG 供应相对紧张，随后将逐渐趋缓的结论。20092011 年（日本福岛核事故之前），由于卡塔尔巨型液化能力的投运以及美国 LNG 进口需求下降，全球似乎面临着 LNG 中期供应过剩。现在看来，2015 年前仅有 600 万吨/年的新增液化能力投运，LNG将显著供不应求。2015 年后，LNG 供应能力将有较大增长，主要原因是 2011 年全球通过最终投资决策（FID ）的项目创下新纪录，总计产能达 2680 万吨/年
10、。澳大利亚有 4 个项目Gladstone LNG、Prelude 浮式LNG、Australia Pacific LNG、Wheatstone LNG，印度尼西亚有一个 DonggiSenoro LNG 项目，投运时间全部在 2015 年以后。如果在建和 FID 项目能够顺利投运，则长期供需平衡问题不大。关键是澳大利亚的部分项目很可能延期，原因在于：一是项目开工时间过于集中，造成专业技能劳工和管理人员的短缺，劳动力成本不断上涨，劳动生产率大大低于全球业内同行标准；二是以煤层气为原料气的 LNG 一体化项目亟需研究盐水储蓄地点和处理方式问题；三是数量繁多的项目环评、政府合规性要求对项目按期建成
11、也带来巨大挑战。目前看来，这部分需求将可能依靠北美和东非的资源解决。美国 Sabin Pass LNG 项目已经完成了出口前的各环节审批，2015 年具备出口能力 1600 万吨/年。同时，还有 10 多个项目处于不同的审查阶段，初步估算液化能力超过 1.6 亿吨/年。加拿大有 2 个液化项目（Kitimat LNG 项目和 BC LNG 项目）已经完成向政府管理部门的申请，液化能力分别为 1000 万吨/年和 180 万吨/年，目前还有 3 个项目处于前期的不同阶段。近两年，东非的勘探结果惊人，莫桑比克初步证实发现天然气储量 2.6 万亿 3.7 万亿立方米，坦桑尼亚为0.8 万亿立方米。更
12、为重要是，东非国家国内天然气基础设施落后，消费量有限，LNG 出口潜力巨大。而且其特殊的地理位置使其天然气资源可以较经济地向大西洋盆地和苏伊士以东市场出口，运输成本均低于3 美元 /MMBtu（百万英 热单位）。因此，诸如雪佛龙（Chevron）、壳牌（Shell）等国际大石油公司正在考虑延迟在澳大利亚的液化项目投资，转向投资东非。价格方面。近年来全球三大市场，北美、西欧以及亚太地区的天然气价差不断扩大。北美廉价的天然气使价格下跌，而亚洲则由于与原油价格挂钩，不断上升。2011 年与 2012 年的数据显示，亚太地区与北美地区的价差已经有 1：3.8 ，上升至 1：6.0。图 2.全球三大市场
13、天然气价格比数据来源：BP、易贸研究中心整理正如本文一开始所提到的，全球 LNG 市场的迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气对天然气流通的局限，推动天然气在全球范围内不同市场间高效流通。区域天然气“价格孤岛” 正在逐步消失。因此，预计未来中期西欧、亚太地区天然气定价的灵活性会有所增强。以下三个方面将导致定价机制的改变。一是西欧天然气价格将更多地与天然气枢纽现货价格联系，目前俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）已经就与现货价格挂钩的定价机制分别与德国、意大利达成了协议。二是亚太地区的 LNG 进口开始采用以现金为基础的即期交易，同时续签的长期合同期限大为缩短，有些合同已经可以称之为中期合
14、同（24 年）。三是全球 LNG 现货和短期贸易发展迅速，从 2010 年的占全球 LNG 贸易量的 40%迅速上升到 2011 年的 50%，绝对量达到 830 亿立方米，占全球 LNG 贸易量的1/4。未来现货和短期贸易还有很大的增长空间，例如安哥拉 700 亿立方米/年的产能可能全部投向现货市场，美国的 Sabine Pass 产能的很大部分也属于现货，没有“ 目的地条款”限制。虽然西欧、亚太地区与现货市场、短期合同挂钩的天然气定价机制肯定会压低天然气进口价格，但是难以避免短期供应不足造成的价格上升，尤其是受到亚洲需求旺盛的影响，西欧、亚太地区与油价挂钩的天然气定价机制短期难以变更。20
15、20 年前，在全球 LNG 供应将先趋紧后缓和，三地天然气定价弹性增加的前提下，可以做出以下的价格预计。日本进口原油 JCC 等热值价格将在 20132021 年小幅上扬，最高价约 20 美元/MMBtu（相应的布伦特油价在 120 美元/桶左右），其后下降，至 2024 年约为 15 美元/MMBtu（相应的布伦特油价在 90 美元/桶左右）。亚洲进口 LNG 长期合同价格遵循相同趋势，20132021 年最高价约 15 美元/MMBtu，其后下降，2024 年约为 11 美元/MMBtu。2024 年前，NBP 的天然气价格仍然处于目前的 10 美元/MMBtu 左右，HH 的天然气价格持
16、续缓慢上涨至 6 美元/MMBtu。中国企业当如何应对综上前文所述，可以得知在供需方面，2020 年前全球 LNG 需求将持续增长。2015 年前，除非澳大利亚LNG 项目顺利投运或北美 LNG 大量出口， 则全球 LNG 供给可能吃紧；2015 年后，全球 LNG 供应将大幅增长。即使澳大利亚部分 LNG 项目推迟，北美及东非资源可弥补供需缺口。在价格方面，亚太地区LNG 进口价格仍将长期维持较高水平。在此背景下，中国企业应当继续推进位于澳大利亚的 LNG 项目，并适时将工作重心转向北美及东非地区。由于国内非常规气和管道气的快速发展，2015 年中国天然气供过于求可能达到 600 亿立方米，并将进一步扩大。因此在 LNG 市场供应紧张的情况下不宜签订引进合同。2020 年亚太地区 LNG 进口价格不会低于 15 美元/MMBtu，约为 3.75 元/立方米，远高于 2012 年中国 LNG 平均到岸价的 2.55 元/立方米，价格倒挂短期内难以改变，当立足国内天然气开发。
