国内外LNG供需形势与价格预测

上海液化石油气经营公司　吴齐伟

国内外LNG供需形势与价格预测

上海液化石油气经营公司吴齐伟

0　前言

近年来，随着在建LNG液化项目和接收站的陆续投产，海外LNG贸易市场快速扩张、贸易关系趋向多元而紧密，全球化趋势愈发明显。在国内，随着进口扩大和小型LNG液化工厂相继建成投运，LNG应用范围日益扩大，在优化我国能源消费结构中的地位和作用与日俱增。因此，国内外LNG供需形势及未来发展受到LNG产业链上、中、下游企业的普遍关注。

1　国际LNG市场

1.1产能情况

1.1.1LNG产能持续扩大，增长迅速

出于力图摆脱石油制约的现实需要，1973年后部分石油消费国积极寻找替代能源以应对世界石油危机。在日本的积极推动下，全球LNG工业快速崛起，并以大约2.5%的年平均增长率平稳发展。到了21世纪初，出于环保考虑，美国大力推进联合循环发电，对天然气的需求大增，促使全球LNG工业进一步加速发展，年平均增长率达到4%～5%。

21世纪以来，LNG产能增长迅猛。2009年新增产能4 412万吨，2010年又新增产能2 340万吨；此后产能增速有所放缓，但仍有一定数量增加；2013年表观液化能力达29 500万吨。

1.1.2LNG生产国日渐增多

据国际液化天然气进口国组织数据，2013年安哥拉和阿尔及利亚的液化项目建成投产、双双跻身出口国行列，全球LNG出口国因此增至19个，共98条生产线。

目前，LNG供应仍然集中在中东、亚太及非洲地区的卡塔尔、马来西亚、澳大利亚、尼日利亚、印度尼西亚、阿尔及利亚等少数几个国家。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生产国和出口国。它拥有全球产能最大的单条生产线(780万吨/年)，共有7个天然气液化厂、14条生产线，表观产能达7 700万吨/年；2013年提供了全球约三分之一的LNG供应量。

近年来澳大利亚LNG项目蓬勃发展，大有后来居上气势。截至2013年，澳大利亚已投入生产的LNG项目有3个，在建LNG项目有8个，至少还有15个LNG项目正在规划中。按计划，从2017年起澳大利亚的LNG出口能力就将明显提升；全部项目建成后，总产能将会超过11 000万吨/年，届时或将取代卡塔尔成为世界第一大LNG生产国和出口国。

1.1.3北美出口天然气热情高，液化项目接踵获批

北美作为页岩气革命成功的先例，开发商们受商业利润驱动，正在积极谋划向亚洲出口天然气，其LNG发展势头相当迅猛。截至2013年底，美国和加拿大分别有7个LNG出口项目获得政府批准，合计规划产能分别达到了7 104万吨/年和10 850万吨/年。

1.1.4莫桑比克、坦桑尼亚是潜在LNG供应大国

2010年以来东非东部海域累计新增天然气探明储量3.07×1012m3。

莫桑比克的第一个液化天然气项目已经上马，先期建设两条产能500万吨/年的生产线，预计将于2018年建成投产，未来年产能将扩容到5 000万吨。

坦桑尼亚则计划在2017年建设一个液化天然气工厂，向亚洲市场出口。

东非特殊的地理位置使其天然气资源可以较为经济地穿越印度洋直接运往亚洲，运输成本可能低于3美元/MBtu(1 MBtu相当于28.3 m3天然气)。

此外，伊拉克、巴西，以及地中海东部亦将成为新的重要气源地，对现在全球已经形成的俄罗斯、里海、北非、西非及中东等地区天然气供应格局形成有益补充。这种供应来源和供应路线的多样性将有利于未来全球天然气市场供需平衡。

1.1.52013年获批新建LNG项目数创新高

2013年全球共有2 900万吨LNG液化能力获批新建，创2005年以来新高。包括年产能1 650万吨的俄罗斯亚马尔LNG项目、拥有九条液化生产线的马来西亚民都鲁LNG项目以及美国萨宾渡口二期项目等。

1.1.6小结

综上所述，全球LNG产能总体呈上升趋势，当前供需处于紧平衡，尚可满足主要LNG消费国和地区的需求。但在2015年后，全球LNG供应能力将会有较大幅度增长。主要原因是2011年全球通过最终投资决策的项目创下新纪录，总计新增产能可达2 680万吨/年，其中澳大利亚有4个项目、印度尼西亚加上1个项目，有望在2015年以后相继投运。

根据英国剑桥能源研究中心相关研究预测数据，加上澳大利亚和北美的产能，以及其他地区有5 500万吨左右的增加量，全球LNG的供应规模将增加22 000万吨/年左右(因相关数据均为预估，存在较大出入)。过去两年，全球的LNG供应量维持在24 000万吨左右，也就是说，从大数来看，到2020年，全球的LNG供应规模有望翻翻。届时市场需求将增加到41 000万吨；开工率大体上仍可维持在90%以上的正常水平。

1.2需求情况

1.2.1LNG国际贸易量持续快速增长

天然气需求增长与各国目前的天然气发展战略、政策及相关替代能源的经济性密切相关。从世界范围看，一些能源消费大国为了保证能源供应多元化和改善能源消费结构、降低对原油的依赖以及减少大气污染，越来越重视LNG的引进，促使LNG需求持续高涨。国际大石油公司则纷纷将其新的利润增长点转向LNG业务，导致LNG国际贸易量持续快速增长。2002～2012年间全球天然气贸易量见表1。

表1　2002～2012年全球天然气贸易量

由表1可以看出，2002～2012年间世界LNG贸易量持续增长，10年期间贸易量翻了一倍多，年均增长率达到8%，远超过同期管道气贸易量3.8%的年均增长率。2011年LNG全球贸易量更是创下LNG贸易开市以来最高纪录，达到3 308亿m3。不过2012年由于天然气生产国国内消费增长，出口量减少，供应偏紧，造成以油价为参照的LNG长协价居高不下，现货价格亦相应维持高位，抑制了进口国的高涨需求，导致近两年年LNG贸易量低落不振；2013年虽然略有反弹，也不过是恢复到2011年水平。行家分析认为，世界LNG贸易量连续两年不振的深层次原因，或是进口国与资源国围绕价格以及定价机制展开角力的结果。

世界LNG净进口集中在亚太、欧洲及北美3个地区，此外拉丁美洲的巴西、智利、阿根廷和中东地区的科威特、迪拜等国家近年来的LNG进口量也都有明显增加，成为新兴的LNG市场。亚洲和拉美成为推动国际LNG市场的主要动力。

据国际液化天然气进口国组织数据，2012年全球LNG进口国家和地区达26个，共有93个接收终端，接收能力达66 800万吨/年，其中日本的LNG接收能力约占全球总接收能力的40%。2013年新增加新加坡、马来西亚两个进口国；接收终端也增加7个，其中中国3个，意大利、日本、新加坡、马来西亚各1个。进口量方面，日本、韩国、中国、西班牙、印度的排名靠前。亚洲国家出于节能减排的目的，刻意降低煤炭消费，用于发电的LNG需求不断增长，天然气消费量快速增加，进口量持续高涨。2013年亚洲进口总量约17 500万吨，占世界LNG贸易总量的72.1%，叠创新高；当之无愧成为全球最大、最具潜力的LNG消费市场和推动全球LNG产业发展的引擎。未来5年，亚洲地区的进口占比或会超过75%。美国PFC能源公司预测，2020年前90%以上的LNG产量增长可能会用于满足亚洲的需求。

1.2.2全球LNG的需求持续升温

在天然气需求方面，国际能源署(IEA)在2012年11月12日发布的《2013年世界能源展望》中指出：到2035年，天然气在世界一次能源消费中的比重将从2011年的21%上升至24%，全球天然气需求量将保持1.6%的年增长率，增长到近5万亿m3，其中82%集中在非经合组织国家。“中国是天然气需求绝对增长量最大的国家，随后是中东及北美地区”。IEA预计，2035年中国天然气年需求量达到5 300亿m3。

具有高度灵活性的LNG贸易已成为解决天然气区域供需不平衡的主要方式。随着新建的天然气液化站和接收站陆续投入营运，全球范围内贸易网络节点增多，可供交易的液化站和接收站的连线呈几何级数增加，LNG生产和需求联系多元化，全球LNG贸易绝对量和消费占比均呈稳定上升趋势，LNG已成为世界油气工业新的热点，成为当前世界增长最快的一次能源。虽然目前在全球范围内，管道气进口量要显著超过LNG海运进口量，但随着LNG海运设施的不断增加，以及亚洲LNG需求快速增长、特别是中国的经济实力不断增强，对能源的需求急剧增加，可以预见未来LNG海运进口量将逐渐赶超管道天然气进口量。

2　国内情况

2.1生产能力

我国LNG工业从上个世纪末开始起步，经历了一个从无到有、从小到大、艰难曲折的发展过程。进入21世纪以来，国内与天然气管网互补的“小型液化—LNG运输—卫星气化站”的生产、运输方式蓬勃兴起，发展迅速。但我国至今还没有大型LNG生产工厂，总体上仍处于起步阶段。2012年国内已有70个中小规模的天然气液化工厂建成投产，总产能达到2 900万m3/d。另外有62个总产能达到5 300万m3/d的项目在建，还有29个总产能为4 030万m3/d的项目正在审批。据安迅思统计数据，截至2013年，中国已投产的国产LNG项目设计总产能已达到3 835万m3/d，较2012年大幅增长51.16%。与此同时，处于在建状态、计划于2014年年内建成投产的国产LNG项目多达55个左右；因此2014年国产LNG产能呈现爆发式增长。据今年6月底最新统计，国产液化天然气项目已投入运营产能达到5 130万m3/d，较2013年底大幅增加1 285万m3/d，接近2013年全年的增长量。保守估计2015年国产液化天然气产能或会达到1 317万吨，产量虽然可观，作为应急补充足够，但作为常用气源供应则不能满足需求，因此未来国内LNG产业的主力还是在进口。

然而令人始料不及的是，自2013年7月天然气价改后，价格上涨很快，液化天然气的经济优势相较其他能源已经不明显，液化天然气与柴油之间的价格差正在不断缩小，打击了下游客户的使用热情，下游投资速度随之放缓。尽管天然气是治理环境污染的优质能源，但是下游用户仍然以价格作为选用能源的主要判据，造成当前我国液化天然气下游发展速度滞缓于工厂投建速度，供求关系发生逆转。实际上，从2013年开始，国内天然气液化市场逐步迈入一病理怪圈：上游产能的爆发式增长和下游需求发展的逐渐放缓，使得整个市场产能出现严重过剩，供大于求的情况相当严峻。这种发展过程中出现的暂时现象，相信随着环境保护法规的严格执行、监管加强和有关节能减排鼓励政策相继出台，政策导向将促使更多的企业、单位乐于使用LNG优质、低碳绿色能源，从而有效化解矛盾。此外，加快发展液化天然气储存技术设备，扩大天然气战略储备也是解决途径之一。

2.2进口情况

随着我国LNG接收站陆续建成投运，LNG年进口量逐年大幅增加。2006～2013年我国LNG年进口量从68.7万吨增加到1 864万吨，进口的年均增长率为78.7%。据天然气供应网报道，截至2013年，我国已投产的进口LNG接收站共计9个，合计年接转能力为3 230万吨/年，另外有五个在建项目。据计划安排，预计2014年进口LNG接收站有望增至12个，总接转能力达到3 730万吨/年。至2015年底总接收能力将进一步提高到3 980万吨/年。此外还有更多的项目处于不同阶段的报批和规划之中。目前三大石油公司及地方国企和民营企业仍在积极筹划新的LNG接收站，保守估计2020年我国LNG进口能力或可达到4 400万吨/年。

在页岩气的开采技术仍无突破性进展和煤层气开发尚未得到进一步协调的情况下，国内天然气的产量大概仍将以一位数的速度逐年增长，预计年均增长量约100亿m3。国家发展和改革委员会最新发布的统计数据显示，2013年我国天然气消费量已达1 692亿m3，比2012年增长12.9%；其中国内生产天然气1 210亿m3，进口天然气达534亿m3，对外依存度达到31.5%。预计2015及2020年国内天然气产量将分别达到1 600亿m3和2 000亿m3，供需缺口将分别达到1 000亿m3和2 000亿m3，2030年缺口或将会高达2 500亿m3，巨大缺口需要用进口的管道气和LNG来填补。

显而易见，进口管道气不仅要受到地理条件限制，且是单一卖方对单一买方之间的交易，受地缘政治及其社会稳定影响，存在着一些不可确定的制约因素；而LNG进口面对的是多卖方的竞争，并可以及时地在国际市场上购到现货，灵活性强。从保障天然气进口的安全及稳定来看，多进口一些LNG不失为一个较好的选择。

我国在利用海外天然气过程中，LNG的进口量将继续扩大，不断攀升。据统计2013年我国LNG进口量达到250亿m3，占天然气进口总量的47%。海关数据显示，2014年前5个月液化天然气进口量较2013年同期增长21%左右。业内人士预计，2015年我国LNG进口量将达到3 119万吨(437亿m3)，2020年达到5 614万吨(786亿m3)。

2.3需求情况

发展天然气是我国优化能源结构的现实选择。受推进能源消费结构多元化、治理雾霾和应对气候变化的政策影响，我国天然气需求将持续快速增加，虽然由于天然气价改的涨价影响，消费需求受到一定抑制，但消费量仍将以每年两位数的速度增长(不过增速因底数较大及价格上涨影响将有所趋缓)，供需缺口将持续扩大。

中国石油经济技术研究院在综合分析经济发展、人口增长、工业化和城镇化率、产业结构、国家政策等多种因素的基础上，对2030年前我国天然气需求量及用气结构进行了预测，经测算，至2030年我国天然气年消费量将超过5 000亿m3。LNG作为对管道天然气的有益补充，经过近10年的加速发展，已经形成一定的消费规模。2013年我国LNG表观消费量约370亿m3，约占当年天然气消费总量的21.8%。

随着我国人口增长和城镇化进程不断加快、LNG应用领域扩大，特别是LNG汽车产业的快速发展以及水运行业推广应用LNG、交通用气快速增长，工业燃料“煤改气”及“油改气”的旺盛需求，国内LNG需求将会持续增长。显然，国内小型液化工厂根本无法担当如此重任。因此市场普遍预期，中国的液化天然气进口规模会在未来数十年中飙升。有分析报告提到，到2040年，中国将依赖进口的LNG满足约五分之一的需求，远高于目前的13%水平。业内专家估计，2030年国内LNG需求就将达到6 000万吨(818亿m3)。

3　价格预测

3.1海外天然气贸易价格体系

世界天然气市场贸易价格通常以MBtu(1 MBtu相当于28.3 m3天然气)单位热值计价。管输天然气和液化天然气的贸易价格通常与竞争性燃料价格挂钩，并通过定价公式定期调整。供求决定价格，LNG价格受到当前和未来供需关系的制约，同时，运输和成本问题也是重要的考量因素；此外，天然气定价机制的演进方向和方式在很大程度上还取决于地区天然气市场化发展水平。

受制于天然气具有不易储存，也不易运输的特质，天然气至今还是一个区域性市场，没有国际天然气价格；这与石油是一个全球性市场的现状明显不同。全球天然气市场主要分为北美、欧洲和亚太三大市场，每个市场都有自己独特的定价方法和特点。北美采取竞争性的市场定价，主要参考特定管道气的长期合约价格及Henry Hub的现货、期货短期价格；欧洲大陆则混合采取与石油挂钩的长协价和枢纽定价两种机制；而在亚太市场，则是与石油挂钩的长协价占据主导地位。中国的天然气进口主要来自内陆的管道气和来自海外的LNG，基本上采用与石油挂钩的长协价定价机制。

不同的定价机制导致天然气贸易价格差别悬殊。2000～2012年间全球市场天然气市场价格变化情况见表2。

表2　2000～2012年全球市场天然气市场价格美元/MBtu

3.2海外天然气价格走势

从表2可以看出，进入21世纪后，天然气价格进入上涨周期，且自2004年起涨幅明显加大，至2011年亚洲天然气价格已涨升2倍多。其主要原因是所签订的长期合同的天然气合约价格是与原油价格联动的，而石油价格由于地缘政治，需求高涨和金融投机基金炒作，造成国际油价在震荡中不断攀高，其结果是紧紧“挂钩原油”的LNG贸易价格不断上涨。

由于资源国的垄断地位和消费国采购需求旺盛，日本、韩国、台湾(地区)都有极强的能源依赖性且缺乏替代能源，导致谈判地位弱化。加上合计占世界人口40%的中国(大陆)和印度两国经济快速发展，又需要巨量的天然气支持，导致亚洲LNG贸易价格存在“亚洲溢价”，为全球最高，且易涨难跌，居高不下。从长期合同的价格看，2013年全球LNG长期合同在定价上仍与国际油价挂钩，且定价公式的斜率基本都保持在0.145以上，较以往变化不大。但现货价格波动较大。普氏能源推出的LNG基准价日韩指标(JapanKoreaMaker，简称JKM)是衡量全球特别是亚太地区LNG现货价格走势的权威指标之一。根据JKM价格数据，2013年全球LNG现货价格波动较大，最高价格接近20美元/MBtu，最低价格接近14美元/MBtu，呈现“年初、年末两头走高，年中宽幅震荡”走势。分析认为，LNG现货这种波动走势，一方面是受季节因素的影响，冬季LNG需求量明显高于其他季节；另一方面受环保减排压力和“去核化”压力的影响，亚洲和南美洲新兴国家2013年用气量明显增长，整体推高了年度LNG现货价格。

2013年亚洲LNG进口价格(一般都以日本进口价格为指标)相当昂贵，与油价挂钩的长协价在15.02～16.8美元/MBtu之间，平均价15.81美元/MBtu；同期欧洲天然气价格在9.0～11.0美元/MBtu之间波动，平均价格为10.56美元/MBtu；美国(亨利中心)天然气价格在3.4～4.4美元/MBtu之间波动，平均价格仅为3.71美元/MBtu，三者相较价格最低。与2012年相比，亚洲LNG进口价格从高位回落约4.7个百分点，欧洲天然气价格出现了上涨、同比增长12%左右；北美天然气价格大幅反弹，劲升33.9%。从而将美国(亨利中心)、英国(NBP)和日本LNG进口价格的平均价格比从2012年的1∶3.3∶6.0缩小至1∶2.9∶4.3。

2014年，全球天然气消费量和生产量仍将平稳增长，但增幅料将回落，降至2%左右；其中LNG生产基本稳定，但供给依然偏紧。有报告分析认为：北美受经济回暖影响，天然气供应将不再宽松，价格可能继续反弹：欧洲经济复苏不确定因素较多，需求有所回落；乌克兰危机引致的“经济制裁”风波是否会激怒俄罗斯断供天然气，更难预料；好在欧洲天然气来源多元结局，估计价格会基本稳定，微幅调整；亚洲方面，中国和印度等新兴经济体需求高涨，热度不减；日本恢复核电呼声日高，天然气需求趋降，这在2013年就已初见端倪，当年进口量只微涨0.2%；韩国经济向好，尚有扩大进口要求；可见亚洲需求保持增长，但增幅进一步降低；估计与油价挂钩的长协价在油价基本持平的情况下仍将维持高位，稳中有降；与北美、欧洲的价格差异，有望进一步缩小。

3　国内天然气价改

十八届三中全会通过的《决定》提出要“推动能源价格改革”。国内天然气价格体系在目前政府限价的定价机制之下严重扭曲，进口气价与国内市场价格倒挂，无论是LNG还是管道气的进口目前都处于亏损局面，因此，天然气价格改革势在必行，不改革没有出路。不改革生产者没有积极性，进口商没有竞争力，最终导致供给不可持续。不改革，不能体现能源资源优质优价的市场规律，造成资源浪费，能源利用效率受到压制，结果是单位GDP能耗成本高企，影响国家竞争力，发展不可持续。

2013年，国家发改委出台了天然气价格改革方案，天然气定价机制市场化改革取得了重大突破。我国天然气价格调整的基本思路是，按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。天然气价格改革的最终目标是要实现天然气价格的市场化，天然气市场的充分竞争，实现企业自主定价。诚然，我国还需经过较长的一段时间才能实现最终目标。

当前，天然气价格市场化改革正按统筹兼顾，顶层设计，稳定和谐，分步实施的原则，平稳有序全面推进。

2013年6月，国家发改委要求非居民用气区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与可替代能源保持合理比价水平；存量气分步调整，2015年调整到位。

国家发改委近日发布《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，规定自2014年9月1日起将非居民用存量气最高门站价格每千立方米提高400元，这是自去年7月天然气价改后的后继措施。由此看来，明年天然气存量气价与增量气价并轨的改革措施必然实施。国内天然气价格开始进入上涨通道，与国际市场价格接轨只是时间问题。从供求关系上看，旺盛的需求将会使天然气的价格在相当长的一段时间内居高不下。

居民生活用气价格改革，主要是推行阶梯价格制度。通过阶梯气价制度以及小步慢跑的调整方式，避免民用燃气的零售价格有大幅上调的情况出现，有利于和缓民情，稳定和谐。当然，最终目的还是要逐渐实现居民用气与工业用气并轨，让价格在天然气市场调节中发挥作用。国家发展和改革委员会2014年2月21日宣布，2015年底前在全国所有已通气城市建立居民生活用气阶梯价格制度。长沙、株洲、湘潭、南京、常州、上海等地已相继实施阶梯气价，反应平和。浙江、山东、江苏、广东、陕西和河北等10余省份均在制定相关方案。落实阶梯气价已进入落实阶段。