全球LNG价格度过黑暗期

□ 文/朱昌海 王肃宁

全球LNG价格度过黑暗期

□ 文/朱昌海 王肃宁

2016年，美国气价结束了2008年页岩气革命以来持续下降的态势，3月达到10多年来的新低1.49美元/百万英热单位。此后随着国际油价触底反弹，气价一路上升，至去年底升至3.7美元/百万英热单位，全年最大升幅150%。天然气行业最黑暗时期已过去。

综观近年来LNG市场运行状况，可以总结国际气价变化主要有两大特点，即全球LNG价格反弹仍有空间，美洲、欧洲、亚洲三地价差进一步缩小。

LNG气价触底反弹

受低油价影响，加之供应增长较快且需求不旺，国际气价2016年进一步下降，美国亨利中心气价、欧洲NPB气价、日本LNG进口月度均价分别为2.52美元/百万英热单位、4.66美元/百万英热单位和6.09美元/百万英热单位，与往年相比，降幅分别达到4%、29%和29%。

从2016年全年运行趋势来看，气价探底回升，总体呈上升趋势。亨利中心气价由2016年1月的2.28美元/百万英热单位，涨至12月的3.59美元/百万英热单位，涨幅达到57%；欧洲NPB气价由1月的4.6美元/百万英热单位，升至12月的5.9美元/百万英热单位，涨幅为28%；日本LNG现货价则由1月的3.9美元/百万英热单位，涨至12月的7.3美元/百万英热单位，涨幅高达87%。目前40%以上的亚洲LNG定价以日本进口原油现货价格（JCC）为基准，而JCC则以前3个月的布伦特油价为基准。

随着美国LNG出口全球，相对独立的北美、亚洲、欧洲天然气市场价差逐步缩小，美国亨利中心现货价与日本LNG比价由往年的1∶2.9缩至1∶2.4，与欧洲NPB的比价由1∶2.5缩至1∶1.9。

出口终端渐趋活跃

2016年，全球LNG出口量为2.64亿吨，较往年增长1370万吨，增幅为5.5%。随着美国加入LNG出口国行列，2016年全球LNG出口国家或地区有20个。卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印尼、尼日利亚分列世界前五位LNG出口国，出口量占比分别为29.5%、17.1%、9.6%、7.2%和6.7%。

全球最大LNG出口国卡塔尔2016年对韩国、日本的出口量大幅降低，但同时对印度、巴基斯坦、科威特、埃及等新兴LNG进口国的出口量则增多，出口总量较往年下降90万吨，达到7790万吨。随着2015年格莱斯顿和QCLNG项目共计1640万吨/年的生产线投用，以及2016年APLNG和高庚项目共计2560万吨/年的生产线投用，近两年澳大利亚新增LNG出口能力达到4200万吨/年。2016年澳大利亚LNG出口量增加147万吨，较往年上升47%。2016年，尼日利亚LNG出口量下降220万吨，主要是因为8~9月因国内动乱导致供气中断长达1个月。阿尔及利亚因Skikada LNG终端7~9月维修，出口量下降了100万吨。特立尼达和多巴哥LNG出口量下降了190万吨，主要因为气田供应量下降和第三条LNG生产线8~9月维修。安哥拉LNG出口设施在经历两年多的维修后重启，出口量达到80万吨。埃及2016年开始通过浮式终端出口LNG，9~10月已出口3船共计40万吨LNG，2017年还将出口8船LNG。2016年美国启用了萨宾帕斯出口终端1、2号生产线，加入出口国行列，2016年出口380万吨LNG。阿联酋目前虽是LNG进口国，但仍在出口大量LNG，主要是因为其与日本客户签订的LNG供应合同期限到2019年。

2016年有10条、共计4230万吨出口能力的LNG生产线投用，主要分布在澳大利亚、美国、马来西亚和安哥拉。其中澳大利亚有5条共计2330万吨出口能力的LNG生产线投用；2016年美国萨宾帕斯1、2号生产线先后启用，总出口能力达到900万吨；马来西亚第九条生产线和浮式LNG第一条生产线投用，共计出口能力为480万吨；安哥拉LNG生产线2014年暂停以来首次重启，使全球LNG出口能力增加520万吨。这10条LNG生产线的投用，有效抵消了传统LNG出口大国尼日利亚、特立尼达和多巴哥等国家出口量的下降，同时抑制了全球LNG价格。

浮式终端受市场热捧

2016年全球天然气进口量2.63亿吨，较往年增长1490万吨，增幅为6%。随着哥伦比亚、牙买加和马耳他加入LNG进口国行列，2016年全球LNG进口国和地区达到37个。日本、韩国、中国大陆、印度和中国台湾地区分列世界前五位进口国家和地区，进口量占比为31.7%、12.7%、9.9%、7.1%和5.7%。

中国大陆是2016年LNG进口量增长最多的国家，总进口量达到2610万吨，较往年增长640万吨，增幅为33%。这与中国工业转型过程中大力推行气代煤有关，也与中国城镇化速度加快过程中居民燃气消费快速增长有关。此外，当前沿海管道气价仍然较高，LNG进口具有较强竞争力，也是中国LNG进口量快速增长的重要原因。日本是全球LNG进口需求最大的国家，2016年LNG进口量达到8330万吨，约占全球总量的32%，但由于2015年重启了川内核电站1号和2号机组、2016年重启了美浜核电站3号和4号机组，核电产量上升降低了燃气发电需求，导致LNG进口量下降了170万吨。印度则抓住低气价的有利时机，加速LNG进口，2016年进口量较往年增长了360万吨。由于英国关闭了埃文茅斯港的LNG储存设施，2016年LNG进口量下降200万吨。随着法国关闭部分核电站政策的实施，燃气发电需求增加，导致2016年LNG进口量增加190万吨。由于2016年雨水较多，巴西水力发电量增加，LNG进口下降了290万吨，降幅为62%。此外，埃及、约旦、巴基斯坦、波兰也加入LNG进口国行列，其中埃及进口量增长了410万吨，约旦进口量增长了110万吨。

2016年，全球共17个、约320万立方米存储能力的LNG进口终端投入使用。其中印度是LNG进口终端投用最多的国家，共计4个、存储能力约109.5万立方米。哥伦比亚、牙买加、马耳他都是首次使用LNG进口终端，土耳其采用首个浮式储存气化装置（FSRU）接收来自美国的LNG，法国Dunkirk进口终端1月已开始进口卡塔尔的LNG。

与传统终端相比，浮式终端以投资周期短、一次性投入少、移动灵活便捷等特点备受青睐，尤其是新兴LNG进口国家大部分采用浮式终端进口LNG，如2015年新加入LNG进口国家行列的埃及、巴基斯坦、约旦，以及2016年成为LNG进口国的哥伦比亚、牙买加和马耳他，都采用浮式终端进口LNG。2016年，哥伦比亚已启用Grace浮式储存气化装置进口LNG。此外，部分国家正加速布局浮式储存气化装置。去年12月阿根廷国家能源公司招标建大型浮式储存气化装置，准备2018年投入运营。Golar公司的浮式储存气化装置去年5月已抵达加纳，做好了进口准备。2016年12月，Quntum电力公司宣布，已租用浮式储存气化装置20年，并准备2018年投用。道达尔计划在科特迪瓦建浮式储存气化装置，预计2018年中期启用。咨询公司伍德麦肯锡统计显示，2016年采用浮式储存气化装置进口2900万吨LNG，较往年增加了40%，占全球进口量的11%。

低气价影响油气产业链

国际油价已持续低位运行两年多，由于当前全球大部分气价与国际油价挂钩，因此天然气市场也受到波及，再加上全球天然气供应充足且需求不旺，近两年气价也持续低位运行。低气价对天然气项目投资、LNG销售合同和LNG运输等行业都产生了较大影响。

伍德麦肯锡统计显示，2016年仅两个出口能力共600万吨的LNG出口项目通过最终投资决定，而过去5年，每年平均有出口能力共2500万吨的项目通过最终投资决定。其中大部分之前计划2016年通过最终投资决定的项目，因气价进一步降低，致使预期收益下降而被推迟。Gas Strategy公司曾预计，2016年全球有15个出口能力共4230万吨的LNG出口项目通过最终投资决定，其中美国有6个项目，加拿大有5个项目，但实际来看，仅美国的Elba Island和印尼的Tangguh项目3号生产线通过最终投资决定，合计产能仅630万吨/年。

近两年，全球LNG价格呈现出现货价低于长期合同价的特点，价差有时扩大至1美元/百万英热单位以上，导致LNG采购商更倾向于签订低于20年的中短期采购合同，甚至部分已签订的长期合同也被迫修改。如Petronet公司因现货价低于长期合同价，减少了长期合同的提货量，致使卖方拉斯拉凡LNG公司放弃原来的提货条款，与Petronet公司达成新的价格条款。同时，由于全球LNG供应过剩状态加剧，部分长期合同采购商将超过自身需求所提的货转卖至其他采购商，如今年4月由于日本LNG价格急速下跌，创下2005年以来的最低水平，导致日本采购商转售LNG至欧洲的现象出现。东京电力公司将合约期内（从2018年6月~2020年10月）150万吨LNG转售给法国电力集团。

受低油气价格影响，2016年全球通过最终投资决定的项目大幅减少。BMI研究公司统计显示，2016年全球有11个投资额超过5亿美元的油气勘探开发项目通过最终投资决定，但天然气项目仅4个，其中两个位于埃及，包括埃尼公司投资140亿美元的Zohr气田和BP投资12亿美元的Atoll气田，另外两个项目位于挪威，即挪威国家石油公司投资5亿美元的Utgard气田和DEA公司投资13亿美元的Dvalin气田。同样的困境也出现在美国页岩气开发领域，以当前价格估算，大部分美国页岩区无法实现效益开发。几乎占美国页岩气供应总量25%的明星气田马塞勒斯的盈亏平衡价为4美元/百万英热单位；海内斯维尔气田虽然储量大，但气价需达到6美元/百万英热单位或更高才能实现商业开采；伍德福德气田也需要6美元/百万英热单位的盈亏平衡价；尤蒂卡气田高产区的天然气盈亏平衡价为4美元—5美元/百万英热单位，高产区以外的天然气盈亏平衡价需达到6美元/百万英热单位。

此外，低气价还导致LNG运费持续降低，2016年初LNG短期海运费约在3万美元/日，而2015年1月LNG短期海运费还在6.25万美元/日，一年内LNG海运费率下降了50%多。

未来LNG气价稳中有升

虽然随着核电站重启，日本LNG需求有所下降。但中国LNG需求将稳步上升，未来两年有望超越韩国成为全球第二大LNG进口国。

从出口情况来看，目前全球LNG出口终端使用率仅50%，仍有大量剩余出口能力。咨询公司伍德麦肯锡预测，2017年全球LNG供应将增长10%，LNG市场仍将呈现供应宽松格局，这种状况将给LNG价格上涨造成压力。从LNG出口终端建设情况来看，2017年随着气价的逐渐上升，通过最终投资决定的LNG出口项目和新启用的LNG出口终端将增加，包括美国的萨宾帕斯6号生产线、加拿大的Woodfibre和印尼的Tangguh3号生产线在内的10多个项目有望在2017年通过最终投资决定，且通过最终决定的项目以投资总额较小、出口能力低于400万吨/年的小项目为主。

从预计投入使用的LNG出口终端来看，2017年有5条生产线共计1430万吨/年出口能力的LNG项目将投入运营，包括美国出口能力共900万吨/年的萨宾帕斯3、4号生产线、出口能力为360万吨/年的澳大利亚Prelude项目生产线、出口能力为120万吨/年的马来西亚LNG项目生产线，以及出口能力为50万吨/年的印尼Sengkang项目生产线。

由于2017年国际油价预期难有大涨幅，全球LNG供应仍以宽松为主，价格也将不会有太大涨幅，现货价与长期合同价差距缩小但仍将存在，将导致短期合同数量增加。伍德麦肯锡预计，2017年全球大型LNG采购商签订的短期合同数量将上升31%，达到4200万吨。同时，更多长期合同将面临重新修订的局面，合同条款将更有利于买方。价格与提货方式将是合同修改的重点，提货方式将更灵活，价格与原油挂钩的比例将进一步降低。2016年，在中国和东南亚买家签订的合同中，价格约是国际油价的11.5%，2017年这一比例或将降至11%以下。

随着中国、日本燃气市场的放开，韩国也准备放开国内燃气市场。2016年中国、日本、新加坡与韩国共同宣布，支持建立更开放、自由的亚洲LNG市场。2017年，各国将采取具体措施推动该宣言的落实。随着美国更多LNG出口终端的建成，以及亚洲气价的上涨，亚洲市场将成为美国LNG出口的重要目的地。实际上，从2016年四季度起，随着亚洲气价升至7美元/百万英热单位以上，日本、韩国已成为美国LNG出口的重要方向。