【矿业澳洲点评】近两年国际油价持续低位运行，对天然气市场造成了较大影响。2016年全球LNG价格持续低迷，出口增长5.5%，LNG出口终端建设活跃；全球LNG进口增长6%，由浮式终端进口的LNG数量大幅上升。低气价对LNG新项目投资、合同模式、天然气运输等领域产生较大影响：通过最终投资决策（FID）的LNG项目减少；短期合同增多，部分长期合同面临修订挑战；天然气勘探开发项目投资放缓。2017年LNG进口需求增长仍然强劲，全球LNG供给仍将宽松，LNG短贸合同量还将大幅上升。
《2016年全球LNG市场特点及前景展望》
【1 2016年全球LNG市场情况回顾】
【1.1 全球天然气价格持续低迷】
2016年国际天然气价格变化主要呈现以下3个特点：一是国际天然气价格较往年进一步下降；二是全年天然气价格运行总体呈向上趋势；三是美洲、欧洲、亚洲三地价格差进一步缩小。
2016年年初国际油价创下十几年来的新低。受低油价影响，加之供应增长较快、需求不旺等原因，国际天然气价格较往年进一步下降。2016年美国亨利中心（Henry Hub）气价、欧洲NPB气价和亚洲日本LNG进口月度均价分别为2.52、4.66和6.09美元/百万英热单位，较2015年降幅分别达到4%、29%和29%。
从全年天然气价格运行趋势来看，2016年全球天然气价格探底回升，总体呈现上升趋势。1）美国亨利中心气价由1月份的2.28美元/百万英热单位上涨至12月份的3.59美元/百万英热单位，涨幅达到57%；2）欧洲NPB月度均价由1月份的4.6美元/百万英热单位上升至12月份的5.9美元/百万英热单位，涨幅为28%；3）日本LNG现货价格月度均价则由1月份的3.9美元/百万英热单位上涨至12月份的7.3美元/百万英热单位，涨幅高达87%（见图1）。
日本LNG进口价格与布伦特油价走势呈现出较强的一致性，这反应了当前亚洲LNG定价模式的特点，目前约40%以上的亚洲LNG定价以日本进口原油现货价格（JCC）为基准，JCC则以3个月前的布伦特价格为基准。2016年，美国天然气价格结束了2008年页岩油气革命以来持续下降的态势。3月以后随着国际油价的升高，美国天然气价格从近十几年来的新低1.49美元/百万英热单位一路上升，年底升至3.7美元/百万应热单位，全年最大升幅约150%。
全球三地天然气价差进一步缩小。2016年随着美国萨宾帕斯（SabinePass）出口终端1、2线投入使用，美国实现LNG出口，随着美国LNG出口至全球各地，相对独立的北美、亚洲、欧洲三地天然气市场价差逐步缩小，美国亨利中心现货价格与日本LNG的比价由往年的1∶2.9缩小至1∶2.4，与欧洲NPB的比价由1∶2.5缩小至1∶1.9。
【1.2 全球LNG出口增长5.5%，LNG出口终端建设活跃】
2016年全球LNG出口2.64亿吨，较2015年增长1370万吨，增幅5.5%。随着美国加入LNG出口国行列，2016年全球LNG出口国家/地区达到20个（见表1）。
其中，卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚、尼日利亚分列世界排名前5位，在全球LNG出口总量中的占比分别为29.5%、17.1%、9.6%、7.2%和6.7%，合计占比70%。
2016年，全球最大的LNG出口国卡塔尔全年出口总量7790万吨，较2015年下降90万吨，向韩国、日本出口的数量大幅降低，但是向印度、巴基斯坦、科威特、埃及等新兴LNG进口国出口的数量增多。随着2015年澳大利亚的格拉德斯通（Gladstone）LNG和QCLNG合计1640万吨/年出口能力生产线的投入使用，以及2016年APLNG项目和高更（Gorgon）项目共计2560万吨/年出口能力生产线的投入使用，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2015年上升47%。
2016年，尼日利亚LNG出口量下降220万吨，主要是由于该国2016年8－9月国内武装动乱导致供气中断长达４个星期；阿尔及利亚因其Skikada LNG终端在2016年7－9月进行维修，出口量下降了100万吨；特立尼达和多巴哥的LNG出口量较2015年下降190万吨，主要是由于其气田供应量下降及其第三条LNG生产线在2016年8－9月份进行维修；安哥拉的LNG出口设施在经历了两年多的维修后重新启动，2016年出口量达到80万吨。
2016年美国启用了萨宾帕斯1、2两条LNG出口线，加入了LNG出口国的行列，美国LNG的主要出口方向是中东的科威特、阿联酋，以及欧洲的西班牙、土耳其等国。2016年底随着亚洲气价的升高，美国开始向日本、韩国的客户出口LNG，全年出口380万吨LNG。埃及2016年开始通过浮式终端出口LNG，2016年9－10月份已出口3船共计40万吨LNG，2017年还将出口至少8船LNG。阿联酋目前虽然是LNG进口国，但仍在出口大量LNG，主要是因为阿联酋与日本客户签订的LNG供应合同期限直到2019年才能结束。
在新的出口设施方面，2016年全年共有10条、共计4230万吨出口能力的LNG生产线投入使用。10条生产线主要分布在澳大利亚、美国、马来西亚和安哥拉，其中澳大利亚共有5条、共计2330万吨出口能力的LNG生产线投入使用，包括澳大利亚－太平洋LNG项目第一条和第二条生产线、高更项目第一条和第二条生产线，以及格拉德斯通LNG第二条生产线。美国萨宾帕斯1、2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第一条生产线投入使用，共计出口能力480万吨。此外，安哥拉LNG生产线自2014年暂停以来重新启动，使全球LNG出口能力再增加520万吨。
以上10条LNG生产线的投入使用，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出口量的下降，同时对全球LNG价格形成了有效压制。【1.3 全球LNG进口增长6%，由浮式终端进口的LNG大幅上升】
2016年，全球LNG进口量约2.63亿吨，较2015年增长1490万吨，增幅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/地区达到37个（见表2）。其中，日本、韩国、中国、印度和中国台湾地区的LNG进口量分列世界排名前五位，它们在世界LNG总进口量中的占比分别为31.7%、12.7%、9.9%、7.1%和5.7%，合计占比为67.1%。
中国是2016年LNG进口增长最多的国家，较2015年增长640万吨（增幅33%），总进口量达到2610万吨。这既与中国工业转型过程中大力推行气代煤有关，也与中国加快城镇化居民燃气消费快速增长有关。当前国内沿海地区管道气价仍然较高，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，约占全球进口总量的32%。由于2015年日本重启了川内核电站1号和2号机组，2016年重启了美滨核电站3号和4号机组，核电产量上升从而降低了对燃气发电的需求，导致日本LNG进口量下降了170万吨。印度在2016年抓住低气价的有利时机，加速LNG进口，全年进口量较2015年增长了360万吨。
2016年，英国关闭其埃文茅斯港LNG储存设施，LNG进口能力减少，全年LNG进口量较2015年下降200万吨。随着法国关闭部分核电站政策的实施，燃气发电需求上涨，导致LNG进口量较2015年增多190万吨。巴西2016年雨水较多，水力发电量上升，加之可再生能源发电增多，致使LNG进口量大幅下降，全年进口量下降290万吨，较2015年下降62%。埃及、约旦、巴基斯坦、波兰2015年加入LNG进口国行列，2016年哥伦比亚、牙买加和马耳他也启动LNG进口，这些都是全球LNG进口增长的主要贡献者。
2016年全球投入使用LNG进口终端共17个，存储能力约320万立方米（见表3）。其中，印度是投入使用LNG进口终端最多的国家，投用进口终端4个，存储能力约110万立方米。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存储和再汽化装置（FSRU）接收来自美国的LNG，法国敦刻尔克（Dunkirk）进口终端于2017年1月份开始进口卡塔尔的LNG。
浮式进口终端成为市场新宠。伍德麦肯兹统计，2016年全球采用FSRU进口2900万吨LNG，较2015年2200万吨上升了32%，占当年全球LNG进口量的比例达到了11%。相比传统陆地终端，浮式进口终端（包括FSU和FSRU）以其投资周期短、一次性投入少、移动灵活便捷等特点获得客户青睐，尤其是新兴LNG进口国家，大部分采用浮式终端进口LNG。新加入LNG进口国家行列的埃及、巴基斯坦、约旦、哥伦比亚、牙买加和马耳他，都采用浮式终端FSU和FSRU进口LNG。
部分国家在加速布局FSRU。Golar公司的Tundra FSRU于2016年5月抵达加纳；6月El Salvador公司授标壳牌公司，未来12年将采用FSU进口50万吨LNG；12月，阿根廷ENARSA公司招标一个大型FSRU，准备于2018年在布兰卡港（Bahia Blanca）投入运营；同月Quntum电力公司宣布租用Höegh公司的FSRU设施20年，准备于2018年投入使用；道达尔计划在科特迪瓦建设FSRU，预计2018年中期启用。
【1.4 低气价对LNG新项目投资、合同模式、天然气运输等领域产生较大影响】
国际油价已持续低位运行近3年，由于当前全球大部分地区的LNG价格都与国际油价挂钩，低迷的国际油价反映到了LNG市场，加上全球天然气供应仍然充足，需求不旺等因素，近两年国际天然气价格持续低位运行。低气价对天然气项目投资、LNG销售合同以及LNG运输等行业都产生了较大影响，这些影响在2016年进一步显现。
【1.4.1 通过最终投资决策的LNG项目减少】
伍德麦肯兹统计显示，2016年仅有2个共计约600万吨出口能力的LNG出口终端项目通过了最终投资决策（FID），而在2016年之前的5年，年均约有2500万吨出口能力的出口终端项目通过最终投资决策。大部分原先计划于2016年通过最终投资决策的项目，因国际气价进一步下降，项目预期收益变差而被推迟。Gas Strategies公司曾预计，2016年全球共有15个合计出口能力约9250万吨的LNG出口终端项目将通过最终投资决策，其中，美国和加拿大的项目就有11个（见表4）。但实际上仅有美国埃尔巴岛（ElbaIsland）和印度尼西亚的东固（Tangguh）项目第三条生产线通过了最终投资决策，合计产能约630万吨/年。
【1.4.2 短期合同增多，部分长期合同面临被修订】
近两年，全球LNG市场出现现货价格低于长期合同价格的特点，价差有时扩大至1美元/百万英热单位以上。这种情况导致LNG采购商倾向于签订低于20年的中、短期采购合同，部分已签订的长贸合同被迫进行修改。例如，Petronet因现货价格低于长贸合同价格，减少了长贸合同的提货量，致使卖方Ras Gas不得不放弃原来的提货条款，与Petronet达成新的价格条款。
同时，由于全球LNG供应过剩状态加剧，部分长贸合同采购商不得不将超过自身需求所提的货转卖至其他采购商。例如，2016年4月以来，日本LNG价格急速下跌，达到自2005年以来的最低水平，导致日本购买商转售LNG至欧洲的现象出现。世界最大的LNG买家之一的东京电力公司，将合约期内（2018年6月－2020年10月）150万吨LNG转售给法国电力公司。中国石化将部分来自澳大利亚APLANG项目的船货转卖至墨西哥、新加坡、韩国等国。
【1.4.3 天然气勘探开发项目投资放缓】
据BMI统计，2016年全球共有11个投资额超过5亿美元的油气勘探开发项目通过了最终投资决策，其中纯天然气项目仅有4个，两个项目位于埃及，包括埃尼公司投资140亿美元的Zohr气田项目和BP投资12亿美元的Atoll气田项目，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（见表5）。
美国的页岩气开发同样面临困境，以当前价格估算，大部分美国页岩气区块无法实现效益开发。几乎占美国页岩气总供应量25%的明星气田马塞勒斯，盈亏平衡价为4美元/百万英热单位；海尼斯威尔气田虽然储量大，但天然气价格需达到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商业价格为4～5美元/百万英热单位，高产区以外天然气的盈亏平衡价需达到6美元/百万英热单位。
低气价还导致了LNG运费持续降低。2016年年初LNG短期海运费率大约在3万美元/日，3月份海运费率下降到2.9万美元/日，而2015年1月LNG短期海运费率为6.25万美元/日，一年时间LNG海运费率下降了一半多。
【2 2017年全球LNG市场展望】
【2.1 LNG进口需求增长仍然强劲】
据壳牌最新发布的《2017年壳牌LNG展望》，2015－2030年，全球LNG年均增长率大约在4%～5%。在亚洲市场，随着核电站的重启，日本对LNG的需求有所下降；中国城镇化速度加快和绿色低碳发展要求提高，将拉动中国对LNG的需求稳步上升，未来两年有望超越韩国成为全球第二大LNG进口国。
2016年法国总统奥朗德称，将在2030年前逐步关停国内25～30座核电站，并在2016年关闭了1座核电站，随着该政策的进一步实施，法国燃气发电需求将上升，这将刺激其LNG需求的增长。
2016年国际海事组织通过决议，决定从2020年起将海运燃料含硫量控制在0.5%以内，未来大量海运船只燃料将不得不由石油转向天然气，这将进一步推升全球LNG需求量。
【2.2 全球LNG供给仍将宽松】
伍德麦肯兹预测，2017年全球LNG供应将增长10%，LNG市场仍将呈现供应宽松格局，这种状况将对LNG价格上升形成一定压力。目前，全球LNG出口终端使用率仅为50%左右，还有大量剩余出口能力。从LNG出口终端建设情况来看，2017年随着气价的逐渐升高，通过最终决策的LNG出口项目和新启用的LNG出口终端将增多。
在表5列出的15个项目中，除2016年已通过最终投资决策的两个项目外，其余10多个项目有望在2017年通过最终投资决策，包括美国的萨宾帕斯6线、Magnolia第一至第四条生产线、加拿大的Woodfibre、莫桑比克的Coral FLNG、赤道几内亚的Fortuna LNG，以及印度尼西亚的东固第三条生产线，但通过最终决策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，包括美国两条共900万吨/年出口能力的萨宾帕斯第三条和第四条生产线、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PLNG项目，以及出口能力为50万吨/年的印度尼西亚森康（Sengkang）项目生产线。
【2.3 LNG短贸合同量还将大幅上升】
预计2017年国际油价难有较大涨幅，全球LNG供应仍以宽松为主，全球LNG价格仍将不会有较大起色，现货价格与长贸合同价格差异有所减小但仍将存在，将导致短贸合同量继续增多。伍德麦肯兹预计，2017年全球大型LNG需求商签订的短期合同量将上升31%，达到4200万吨；同时，更多长期合同将面临重新修订，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，提货方式将更加灵活，价格与原油挂钩的比例将进一步降低，
2016年中国和东南亚买方签订的合同价格约是国际油价的11.5%，2017年这一比例或将降低至11%以下。2.4全球LNG市场自由化、一体化步伐将加快2016年，中国天然气行业市场化改革有了实质性进展。11月，中国石油管道公司改革，将天然气销售与管道业务分离，实现了天然气管网独立运营，这为更多不同市场主体无歧视进入天然气贸易市场奠定了基础。部分民营企业也抓住机遇积极布局天然气销售业务，2016年中国华电与中国石化，广汇能源与中国石油分别签订了“第三方准入协议”，2017年将有更多民营企业获得燃气管网的准入权，更多的民营企业从事天然气和LNG贸易，中国的LNG市场将更加开放。
日本于2015年通过《电气事业法》修正案，规定3家城市燃气企业在2022年剥离输气管网部门，并逐步放开城市燃气和家庭燃气市场，2017年日本燃气市场自由化将进一步推进。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加开放、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。2017年随着美国更多LNG出口终端的建成以及亚洲气价的升高，亚洲市场将成为美国LNG出口的重要目的地。实际上，自2016年第四季度开始，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。
当前的低气价时期正是我国大力进口LNG的有利机遇期，我国应该通过进一步深化天然气行业体制机制改革，充分释放行业发展活力，吸引更多社会资本参与LNG进口产业链中，加速LNG进口，从而满足我国经济结构转型中快速增长的天然气需求。
——张爱国，郑德鹏
——(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院；2.中国石化胜利油田经济开发研究院）
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