LNG市場正處于下行周期
——全球LNG市場最新特點及未來走勢

王新哲，單衛(wèi)國，張漢馳（ .中國石油集團經(jīng)濟技術研究院；.首都經(jīng)濟貿易大學經(jīng)濟學院 ）

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LNG市場正處于下行周期
——全球LNG市場最新特點及未來走勢

王新哲1，單衛(wèi)國1，張漢馳2
（ 1.中國石油集團經(jīng)濟技術研究院；2.首都經(jīng)濟貿易大學經(jīng)濟學院 ）

摘 要：LNG合同價格隨原油價格大幅下跌，現(xiàn)貨價格跌至合同價格以下。亞洲LNG需求放緩，歐洲、中東需求大幅上升。全球LNG液化能力快速提升，2015年達到3.05億噸/年。全球LNG貿易正在向買方傾斜，LNG貿易靈活度大幅提高。由于LNG項目的內部收益率普遍降低，未來項目投資將放緩，2020年，全球LNG液化能力為4.32億噸/年，落后于計劃32%。未來幾年全球LNG市場供應過剩的局面將持續(xù)，預計2015－2020年東北亞LNG現(xiàn)貨價格將在4～5美元/百萬英熱單位低位運行。美國LNG出口數(shù)量大、價格低、出口方式靈活，將改變全球LNG貿易格局。LNG貿易余量將流向歐洲，俄羅斯管道氣與美國LNG間的競爭不可避免。全球LNG市場將在2020－2025年實現(xiàn)再平衡，價格進入上升周期并迅速反彈。全球LNG市場疲軟為中國優(yōu)化能源消費結構和天然氣供應結構帶來了難得的機遇。

關鍵詞：LNG；液化天然氣；價格；供需；貿易

LNG行業(yè)從業(yè)人員習慣把LNG貿易比作婚姻［1］。在巨大的固定投資成本和風險面前，買賣雙方需要相互承諾（履行“照付不議”條款），且相守多年（簽訂長期貿易合同）。任何一方毀約都意味著數(shù)十億至上百億美元的損失，因此LNG“愛情”的巨輪不能“說沉就沉”。加上LNG項目前置時間①前置時間（Lead time），指項目從計劃到投運所需的時間。較長，LNG作為大宗商品其供需和價格周期波動的特點被進一步放大。國際LNG市場當前正處于下行周期，體現(xiàn)在：價格大幅下跌，傳統(tǒng)進口國需求疲軟，液化能力快速提升，貿易模式被推向變革的邊緣。從短期來看，LNG市場供過于求的現(xiàn)狀在未來5年內難以扭轉，美國LNG出口還將對全球LNG貿易造成較大的沖擊。從中期來看，LNG項目投資收縮，使全球LNG市場供需在5～10年后重獲平衡。對于天然氣利用仍處于初級階段的中國來說，全球LNG市場疲軟為中國優(yōu)化能源消費結構和天然氣供應結構帶來了難得的機遇。

1 全球LNG市場新特點

1.1 LNG價格大幅下跌，現(xiàn)貨價格跌至合同價格以下

除美國以外，LNG合同的定價目前通常與原油價格掛鉤或者參考成品油價格。自2014年下半年原油價格大跌以來，LNG合同價格也大幅下跌。2015年，東北亞LNG進口均價②東北亞LNG進口均價定義為日本、韓國、中國及中國臺灣地區(qū)的LNG進口均價的加權平均數(shù)；東北亞LNG現(xiàn)貨報價定義為日本、韓國、中國及中國臺灣地區(qū)的LNG現(xiàn)貨報價平均數(shù)。為10.3美元/百萬英熱單位，比上年大幅下跌36%。中國LNG進口均價為9.1美元/百萬英熱單位（折合2.00元/立方米），比上年下跌26%。

早在LNG合同價格對原油價格做出反應以前，對市場更為敏感的LNG現(xiàn)貨價格和油價幾乎同期下跌。2015年，東北亞LNG現(xiàn)貨報價（到岸）平均為7.8美元/百萬英熱單位，比上年下降達48%。2016年以來，LNG現(xiàn)貨價格再次被“腰斬”。目前，東北亞市場對6月份的LNG現(xiàn)貨報價僅為4.2美元/百萬英熱單位，大幅低于合同價格水平（見圖1）。

圖1 2014-2016年東北亞LNG進口價格、歐洲氣價與油價

1.2 亞洲LNG需求放緩，歐洲、中東需求大幅上升

過去10年，全球LNG貿易量主要由亞洲驅動。2005－ 2014年，全球LNG進口量年均增速為5%，而亞洲年均增速達7%。截至2014年底，亞洲LNG進口量在全球的占比達到75%，其中進口量排名居前三位的中國、日本、韓國的總量占比就達到60%。

近兩年，在經(jīng)濟運行狀況不佳、政府能源戰(zhàn)略調整、國內價格機制進一步完善等因素的影響下，中、日、韓三國的天然氣發(fā)展均面臨來自替代能源的激烈競爭，LNG進口的增長勢頭大幅減弱并紛紛出現(xiàn)負增長的情況。受此影響，亞洲LNG進口量大幅放緩，2014年和2015年的增速分別跌至1%和-1%（見圖2）。

圖2 2004-2015年亞洲LNG進口量

不過，在亞洲LNG進口量出現(xiàn)負增長的情況下，2015年全球LNG貿易量比上年仍然增加3.2%，且增速比上年增長了兩個百分點，這主要是由于歐洲和中東地區(qū)的LNG需求大幅上升。在歐洲，天然氣的利用以發(fā)電為主，并且發(fā)電機組可根據(jù)氣煤比價和碳排放費水平，在燃煤和燃氣之間進行自由轉換，因此天然氣需求的價格彈性較高。加之剩余汽化能力多、LNG市場發(fā)展成熟、LNG及天然氣存儲方式靈活多樣，歐洲歷來被譽為“全球LNG市場平衡器”［2］。在上次全球LNG市場處于下行周期期間（2008－2010年），歐洲LNG進口量迅速回升，年均增速達25%。目前歐洲的市場平衡器作用已經(jīng)初顯。2015年，歐洲LNG進口量比上年大幅增加15%，貢獻了全球LNG進口增量的44%（見圖3），其余增量歸功于中東地區(qū)。2015年，中東LNG進口量增加了620萬噸，比上年大增146%，其中進口量的76%來自埃及和約旦兩個新興進口國家。

圖3 2005-2015年全球各地區(qū)LNG進口量與氣價

1.3 LNG液化能力步入快速增長期

2010年前后，以中國為首的新興經(jīng)濟體發(fā)展迅猛，推動全球經(jīng)濟復蘇，拉動全球天然氣消費大幅增長，天然氣市場由此步入上升周期。2010年，全球天然氣消費增速達到7.5%，創(chuàng)40年來的新高?？紤]到當時國際社會對碳排放表現(xiàn)出的普遍擔憂和新興經(jīng)濟體對能源的熱切渴望，主流觀點對未來天然氣市場的預期非常樂觀，甚至連一貫較為嚴肅的國際能源署（IEA）都提出了“天然氣黃金時代”的高速發(fā)展情景。許多資本投機者在這個時候將目光瞄向了LNG市場。2011年的日本大地震使得資本加速向LNG行業(yè)流入。受此影響，全球LNG液化能力在經(jīng)歷了2011 －2013年連續(xù)3年小于2%的低速增長后，于2014年開始提速。2015年，全球LNG液化能力達到3.05億噸/年，比上年增長5%（見圖4）。當前全球LNG液化能力的快速增長反映以下兩個突出特點。

1）亞太區(qū)內LNG供應能力增強。2011－2015年，全球54%的LNG液化能力增量（1400萬噸/年）來自亞太。截至2015年底，卡塔爾的LNG液化能力仍列世界首位，達到7700萬噸/年，占全球總液化能力的25%；澳大利亞、印度尼西亞和馬來西亞的LNG液化能力緊隨其后，合計占全球總液化能力的29%。

2）計劃投產(chǎn)能力大。2016－2020年，全球規(guī)劃、設計、在建的LNG液化總能力達到3.3億噸/年，其中僅在建項目的液化能力就已達到1.3億噸/年。如果計劃項目如期投產(chǎn)，未來5年全球LNG液化能力的年均增速將達到16%，2020年將達到6.39億噸/年，比2015年翻一番。

圖4 1964-2015全球LNG液化能力

1.4 LNG貿易靈活度大幅提高

在市場供大于求和各區(qū)市場連接性增強的推動下，全球LNG貿易正在向買方傾斜，買方的話語權不斷增強。目前對LNG賣家有利的僵化合同條款呈松動之勢，主要反映在以下幾個方面。

1）新簽合同期限縮短。在2015年新簽的LNG合同中，非長期（合同期限短于10年）的合同量占比上升至59%；其中，超短期（合同期限短于2年）的合同量占比增長最為顯著，占比從2014年的3%增至14%［3］。

2）現(xiàn)貨比例增加。全球LNG現(xiàn)貨價格從2015年開始普遍降至合同價格以下，東北亞LNG現(xiàn)貨報價開始向英國NBP價格靠攏，現(xiàn)貨因此備受LNG買家的青睞。對于存在違約風險的LNG長期貿易合同，為了使買賣雙方的損失降至最低，逐漸出現(xiàn)將部分長期貿易合同量以現(xiàn)貨方式結算的做法，LNG現(xiàn)貨交易量因此進一步上升。2015年，全球LNG現(xiàn)貨貿易量比上年增長20%，至3300萬噸，占全球貿易總量的比重上升至14%［4］。

3）定價方式更加靈活。亞洲市場上的LNG定價以與油價掛鉤為主。為了避免國際油價劇烈波動對LNG價格的影響，大多數(shù)合同調整了對過去油價追蹤的跨度（滯后期），并引入“S”形定價公式。目前上述定價方式的靈活性均在提高，體現(xiàn)在幾個方面：一是油價滯后期縮短。最為典型的實例是印度Petronet和卡塔爾Rasgas公司簽署的長期貿易合同。經(jīng)2015年年底的價格復議，該合同上下限價格對油價的滯后期由60個月大幅縮短至3個月，合同價格也因此從12～13美元/百萬英熱單位降至6～7美元/百萬英熱單位。二是公式形狀調整。為了讓合同價格更好地反映低油價，一些買家提出將“S”形定價公式改回直線公式。三是嘗試與油價脫鉤。從新簽訂的與油價掛鉤的LNG合同來看，公式斜率呈下降趨勢。不僅如此，基于對美國氣價和LNG現(xiàn)貨價格將長期維持低位的預期，一些買家正在嘗試將合同價格與美國交易中心價格或日韓LNG現(xiàn)貨價格掛鉤。

4）目的地條款放寬。從包括澳大利亞、美國在內的新投產(chǎn)的LNG項目情況來看，離岸（FOB）交貨模式的應用將更為普遍；對于已投運的LNG項目，賣家對目的地的限制也有松動的趨勢。以中國石化的APLNG長期貿易合同為例，中國石化在2015年先后獲得將貨船轉運至國內其他港口和轉運出國的權利［5］。目的地限制的取消將使LNG市場的流動性大幅增強，為更多的傳統(tǒng)LNG亞洲買家變身為賣家甚至資產(chǎn)組合運營商創(chuàng)造了有利條件［6］。

圖5 油價由110美元/桶跌至30美元/桶對LNG項目盈虧平衡點的影響

2 全球LNG市場未來走勢

2.1 LNG項目投資將放緩，投產(chǎn)能力將大幅落后于計劃

在低油價下，LNG項目的內部收益率普遍降低。究其原因，一方面是由于上文提到的低油價拉低了LNG合同價格；另一方面是由于部分LNG項目出售天然氣凝析液（NGL）的利潤因油價降低而縮水，項目整體的盈虧平衡點被提高。

低油價對亞太新增LNG項目的盈虧平衡點以及投產(chǎn)時間的影響要大于其他地區(qū)。如圖5所示，當油價從110美元/桶下降至30美元/桶時，包括PNG LNG三期在內的10條亞洲LNG生產(chǎn)線的盈虧平衡點均不同程度（0.3～4.1美元/百萬英熱單位）有所提升。與此同時，低油價對北美LNG項目的盈虧平衡點的影響微乎其微，這主要是由于美國LNG出口模式較為獨特：購買美國LNG的買家可自行選擇天然氣供應商，并且可以隨時將已購買而未液化的天然氣賣回美國國內市場。由于美國市場存在這樣的靈活性，LNG買家通常只就液化成本部分同LNG供應商簽訂“照付不議”合同，而供氣、船運成本能否收回取決于當時的市場價格，也就是說，美國上游領域的NGL利潤不會計入LNG項目的盈虧平衡點核算中。

除了利潤率受低油價影響而降低外，LNG需求不及預期以及長期貿易合同量過剩等原因也將導致部分LNG項目被迫推遲。目前2020－2025年未能獲得訂單的LNG液化能力已經(jīng)超過1億噸［7］。在這樣的市場環(huán)境下，即便是資本支出相對較小的部分美國LNG項目③美國LNG出口項目多由LNG接收終端改建而成。也恐將難以按時上線。2016年3月，美國Jordan Cove LNG出口項目在獲得能源部批準后，遭聯(lián)邦能源委員會否決，其中市場需求不實是重要原因。

在低油價和LNG市場疲軟的雙重影響下，那些資本支出較大、內部收益率較低的LNG項目極有可能被推遲或取消。目前計劃在2016－2020年投產(chǎn)但還沒有達成最終投資決定（FID）的項目能力達到1.98億噸/年，這些項目按時投產(chǎn)的可能性較小。綜合考慮，預計2016－2020年全球LNG液化能力年均增速為7%。2020年，全球LNG液化能力將達到4.32億噸/年，落后于計劃32%。

2.2 未來幾年全球LNG市場供應過剩局面將持續(xù)，東北亞LNG現(xiàn)貨價格有望維持低位

一方面，受電力需求下降、核電重啟、與煤電競爭激烈等因素影響，進口量居世界前兩位的日、韓兩國的LNG需求有望持續(xù)下降。另一方面，低氣價給歐洲、中東及亞洲其他國家的LNG進口量提升帶來了可能。預計2016－2020年全球LNG進口量的年均增速約為7%，較2013－2014年大幅回升。然而，LNG進口需求仍將落后于LNG液化能力的提升，全球LNG液化剩余能力④定義為LNG液化能力減去LNG進口需求。有望從2015年的5500萬噸/年提高到2020年的7700萬噸/年（見圖6）。

考慮到亞太區(qū)內LNG液化能力的提升和中、日、韓合同供應量充裕，未來幾年東北亞LNG現(xiàn)貨市場的疲軟將難以扭轉，價格持續(xù)承壓。預計2015－2020年東北亞LNG現(xiàn)貨價格將在4～5美元/百萬英熱單位低位運行。

圖6 2015-2020全球LNG液化能力與進口需求

2.3 美國LNG出口將改變全球LNG貿易格局

美國LNG對全球LNG貿易的沖擊主要體現(xiàn)在以下三個方面。

1）LNG出口規(guī)模大。美國LNG出口項目需獲得美國能源部（DOE）和能源監(jiān)管委員會（FERC）的雙重許可。截至2015年底，美國獲DOE批準向自由貿易協(xié)定（FTA）國家出口的項目33個⑤與美國簽訂FTA的國家有加拿大、以色列、約旦、澳大利亞、智利、新加坡、巴林、摩洛哥、阿曼、秘魯、巴拿馬、哥倫比亞、韓國和中美洲等國。，能力達到3.84億噸/年，其中10個項目還獲批向非自由貿易協(xié)定（NFTA）國家出口，能力為1.12億噸/年。

從已獲批的出口項目看，美國LNG出口能力將于2019年開始集中上線（見圖7）。2019－2022年，美國向NFTA 和FTA國家出口LNG的總能力分別達到9800萬噸/年和2.81億噸/年，分別占已批準能力的73.2%和85.7%。目前，包括Sabine Pass在內的6個LNG項目獲美國能源部和能源監(jiān)管委員會的批準并已開工，合計產(chǎn)能為8595萬噸/年。

圖7 2016-2025年美國新增LNG出口能力（獲美能源部批準）

2）LNG出口與交易中心價格直接掛鉤，價格具有競爭力。與目前占主導的與油價掛鉤的LNG定價方式不同，美國出口的LNG價格與亨利天然氣交易中心（Henry Hub）價格掛鉤，未來亨利中心的價格有望持續(xù)維持低位。

低油價對美國頁巖氣生產(chǎn)的影響較為有限。美國頁巖氣生產(chǎn)商大多采取了與買家簽訂長期合同等規(guī)避風險的手段，對低油價和低氣價的耐受性非常強。不僅如此，由于油井數(shù)目大幅減少，富余鉆機和從業(yè)人員大多轉入天然氣行業(yè)，進一步降低了天然氣生產(chǎn)成本，加之天然氣開采技術的進步和管輸能力的不斷提高，Marcellus、Utica等主產(chǎn)區(qū)的產(chǎn)量甚至還有上升空間。這也解釋了為何美國天然氣鉆機數(shù)量在2016年3月份跌破100臺，降至自1989年以來的最低水平，而美國的天然氣生產(chǎn)能力和產(chǎn)量仍然保持了正增長的勢頭。受當前低氣價的影響，預計未來兩年美國天然氣產(chǎn)量增速將有所放緩。但是，隨著管輸能力增強和油價回升，美國天然氣產(chǎn)量將從2018年開始快速回彈?？紤]到美國有825萬億立方英尺（約23萬億立方米）的天然氣能夠在3美元/百萬英熱單位甚至更低價格水平下保本開采，預計美國亨利中心價格將長期保持在約3美元/百萬英熱單位的低位，有效地保障了美國LNG出口價格的競爭力。

3）LNG出口方式靈活。一是對購氣沒有“照付不議”量的限制，如上文所述，美國LNG合同中的“照付不議”通常原則上只限于液化成本部分，買家即便違約，也只需向賣家支付相對較少的液化成本；二是氣源供應靈活，且買家可自行選擇氣源商和LNG供應商進行匹配；三是無目的地限制，美國LNG出口均采取離岸價模式，買方不僅可以自主轉賣所購船貨，還可將已購買而未液化的天然氣賣回美國國內市場，此做法被形象地稱之為“回旋鏢”模式。

2.4 全球LNG貿易余量將流向歐洲，俄羅斯管道氣與美國LNG的競爭將不可避免

在低氣價下，歐洲燃氣發(fā)電的經(jīng)濟性不斷增強，部分燃煤機組將被替代。目前，在碳排放費用較高的英國、意大利等國家，天然氣需求正在大幅上升。如果氣價持續(xù)低迷，歐洲天然氣需求將進一步回暖，有效吸收全球LNG貿易余量。與此同時，從目前美國LNG合同簽訂情況看，6個在建項目的簽約量共計7325萬噸/年，其中僅有39%目標市場為亞洲，54%未確定目的地，最有可能銷往歐洲和拉美。

歐洲天然氣進口的另一個重要來源是管道氣。由于油價下跌，與油價掛鉤的俄羅斯天然氣對歐洲的出口量在2015年比上年大增32%。以目前的俄羅斯天然氣出口公式計算，油價在40～60美元/桶時管道氣價格為4～6美元/百萬英熱單位。但是，如果不考慮固定投資成本，預計俄出口至歐洲的管道氣成本在3美元/百萬英熱單位以下。結合上述亨利中心價格，預計2020年前美國LNG出口至歐洲的成本將在4～5美元/百萬英熱單位，略高于俄管道氣的出口成本。由此，俄天然氣將力爭且有實力維護其在歐洲的市場份額，并引發(fā)與美國LNG在歐洲市場的競爭。

2.5 全球LNG市場再平衡將在2020－2025年到來

在天然氣市場疲軟下，大批LNG項目推遲上線或取消，將在一定程度上緩解市場供應過剩的局面，但也為未來全球尤其是亞太LNG市場再度陷入供不應求局面埋下了伏筆。與此同時，低氣價有望持續(xù)刺激需求的增長，推動新興市場和用氣行業(yè)用氣量的增長。目前市場主流觀點認為，全球LNG市場將在2020－2025年實現(xiàn)再平衡，價格進入上升周期并迅速反彈。2025年前后，東北亞LNG現(xiàn)貨、NBP和亨利中心價格分別有望逐步回升至10美元/百萬英熱單位、8美元/百萬英熱單位和4美元/百萬英熱單位。

3 中國能源消費結構和天然氣供應結構優(yōu)化面臨難得機遇

3.1 抓住低氣價機遇，優(yōu)化中國能源利用結構

作為化石能源，天然氣具有清潔、能效高等優(yōu)勢，但因為起步較晚、成本較高等原因，目前天然氣在中國一次能源消費中的占比僅為6%，遠落后于世界24%的平均水平。隨著國際氣價和進口天然氣成本降低，中國的天然氣價格面臨下行壓力。氣價回升前的未來幾年將是中國提高天然氣利用比重、優(yōu)化能源利用結構的黃金時期。

1）加快氣代煤進程。自2013年9月國務院印發(fā)《大氣污染防治計劃》以來，十余個省份針對減少散煤利用出臺了相應方案。在可再生能源技術取得突破性進展以前，天然氣是工業(yè)、供熱、發(fā)電等領域最理想的替代煤炭的能源。綜合考慮各省大氣污染防治形勢，未來五年國家氣代煤需求量在1000億立方米以上。建議國家在制定政策的同時，更要加強政策的落實與監(jiān)督。建議企業(yè)根據(jù)自身市場開發(fā)和效益的需要，積極參與發(fā)電、供熱、工業(yè)燃料等領域的氣代煤進程。

2）加快天然氣價格改革。目前中國的天然氣價格仍然受政府管制，價格無法及時反映國內供需情況和國際市場環(huán)境，造成不必要的資源浪費。近兩年，受經(jīng)濟放緩、工業(yè)產(chǎn)能過剩、替代能源發(fā)展較快等影響，中國天然氣需求、產(chǎn)量及天然氣進口增速均大幅下降。2015年以來國際氣價大幅下跌為改變這一現(xiàn)狀創(chuàng)造了非常有利的條件，然而中國的氣價沒能及時進行調整，在2015年4月存量氣和增量氣價格并軌后，存量氣最高門站價格反而提高了0.04 元/立方米。更讓市場措手不及的是，國家在2015年底天然氣進入全年用氣高峰時期大幅下調了非居民用氣的門站價格。由此，三大國有石油公司在2015年夏季難以消化長期貿易合同量，被迫在國際市場上低價出售現(xiàn)貨，冬季卻供不應求，出現(xiàn)“保供危機”。中國天然氣價格改革進程有待加快，建議在推進天然氣價格與燃料油掛鉤的同時，更加注意實現(xiàn)季節(jié)性峰谷氣價。

3）有序放開市場準入。目前中國的LNG進口呈現(xiàn)“圍城之困”：一方面三大國有石油公司的長期貿易合同量季節(jié)性過剩，難以消化，有意向國際市場轉出資源；另一方面，包括燃氣分銷商、城市燃氣和國有電力企業(yè)等在內的LNG市場新進入者急于利用國際LNG，低價轉入資源。迫于自身沒有LNG接收設施，LNG新進入者對擴大LNG接收站第三方準入的要求不斷增強。從國際經(jīng)驗看，美國、日本、韓國均視LNG接收站為上游天然氣開發(fā)設施的一部分，不必向第三方開放，歐洲則是強制要求部分接收站對第三方開放。不過，歐洲在LNG接收站開放前，管網(wǎng)和儲氣設施均已開放，且天然氣市場運行已十分成熟，確保LNG可以迅速汽化并注入管道輸送［8］。綜合來看，中國天然氣市場改革和基礎設施的利用模式需要結合中國能源安全、現(xiàn)有管網(wǎng)成熟度和市場運行機制等的實際情況。建議相關部門在確保國有資產(chǎn)不顯著流失的前提下，按上游－管網(wǎng)－儲氣庫－接收站的順序，制定一套目的性和原則性明確的市場化改革方案。

3.2 抓住LNG市場疲軟的機遇，優(yōu)化中國天然氣供應結構

受價格下調和環(huán)保政策利好等影響，未來幾年中國的天然氣需求及進口有望恢復較快增長。預計2016－2020年中國天然氣消費量年均增速在10%～11%，2020年消費量將達到3100億～3200億立方米。為了更好地滿足需求增長和更好地利用未來幾年LNG市場供應過剩的有利時機，有必要對中國目前的天然氣供應結構進行優(yōu)化。

1）國產(chǎn)氣與進口氣——擴大天然氣進口。2015年，中國進口天然氣616億立方米，占天然氣供應總量的31%。中國計劃的天然氣進口規(guī)模較大：管道氣方面，如果項目按期投產(chǎn)，預計2020年的進口能力將達到1350億立方米/年；LNG方面，目前全國簽署的LNG購銷協(xié)議量超過5000萬噸/年（695億立方米/年）。從進口氣和國產(chǎn)氣的成本看，2015年中國天然氣進口的平均成本為2.13元/立方米，經(jīng)汽化后運輸至中東部省份的平均成本為2.7元/立方米，與涪陵LNG供應成本比，相差不到0.5元/立方米。從短期來看，中國國產(chǎn)氣（包含常規(guī)氣和非常規(guī)氣）難以出現(xiàn)極大增長，而LNG進口成本有望進一步下跌，出現(xiàn)供應成本低于部分國產(chǎn)氣項目成本的可能性較大。建議中國在對外合作開發(fā)非常規(guī)天然氣資源的同時，更加注重利用天然氣進口資源。

2）LNG與管道氣——擴大LNG進口比例。目前，中國的LNG進口成本高于管道氣的情況正在發(fā)生改變。2015年，中國的LNG進口平均成本為2.3元/立方米（9.95美元/百萬英熱單位），供應至中東部省份的成本為2.6 元/立方米，低于管道氣的供應成本2.8元/立方米。結合油價走勢和LNG市場熊市，未來5年LNG長期貿易合同進口價格有望在2.0～2.7元/立方米（進口成本7～10美元/百萬英熱單位），現(xiàn)貨進口的供應成本僅為1.6元/立方米（進口成本5美元/百萬英熱單位），且占進口的比重將擴大。與LNG相比，中國管道氣進口的成本優(yōu)勢有可能繼續(xù)減弱。按照計劃，中俄東線天然氣管道項目將于2018－2019年開始供氣［9］，年供氣量為380億立方米。中俄雙方對該合同的估價高達4000億元人民幣，按照全周期供氣量折算，價格平均為2.3元/立方米，高于2015年中國天然氣進口均價。不僅如此，未來幾年俄天然氣與美國LNG在歐洲市場的份額爭奪將愈發(fā)激烈，俄出口至歐洲的管道氣價格將難以維持，其與中國東、西線的天然氣合同價格讓步空間將進一步縮小。因此，未來幾年擴大LNG在中國進口氣中的比例不僅可以直接降低進口成本，也有助于提升中國同俄在天然氣價格談判時的博弈能力。

值得注意的是，擴大LNG進口的必要條件是理順進口氣價和國內氣價之間的關系。盡管當前國際LNG進口成本一跌再跌，但LNG進口成本和國內氣價倒掛的情況仍然存在。根據(jù)2016年3月份財政部、海關總署和國家稅務總局發(fā)布的《關于調整進口天然氣稅收優(yōu)惠政策有關問題的通知》，目前國內LNG銷售定價調整為28.34元/GJ（約1.06元/立方米）。根據(jù)海關總署公布的最新數(shù)據(jù)，3月份中國進口LNG的到岸均價為1.62元/立方米?？紤]到汽化和運輸成本，中國每銷售1立方米進口LNG就虧損近1元。建議國家在制定進口LNG銷售定價時充分考慮LNG的環(huán)保和調峰優(yōu)勢，在保障天然氣能源供應安全與放開對LNG進口管制之間做好平衡：對于有“保供”義務的企業(yè)可提高進口退稅等政策補償，以保障長期貿易合同提貨量和國內供應的穩(wěn)定性。對于LNG市場新進入者可適當放寬LNG銷售定價，允許價格在區(qū)間內浮動，以提升其LNG進口的積極性。同時，建議企業(yè)通過充分發(fā)揮LNG的資源優(yōu)勢來提升內部收益率，將LNG產(chǎn)業(yè)做大做強，例如加強對LNG的冷能利用，積極開拓LNG在交通領域的液態(tài)直銷市場等［10］。

3）LNG合同與現(xiàn)貨——擴大LNG現(xiàn)貨與短期合同的比例。未來幾年，LNG現(xiàn)貨價格將會持續(xù)低于與油價掛鉤的LNG合同價格，適時增加LNG現(xiàn)貨進口可以有效降低進口成本。對于長貿供應出現(xiàn)季節(jié)性過剩的三大國有石油公司，建議一是加強與現(xiàn)有LNG供應商的溝通，積極提出放寬購買量上下限、目的地限制、增加現(xiàn)貨購買等要求；二是加強與LNG進口商的協(xié)作，發(fā)揮大型買家優(yōu)勢，提升在談判中的話語權；三是加強儲運設施建設，提高儲氣調峰能力。與長期貿易合同相比，短期合同靈活度高，更有利于LNG買家規(guī)避未來市場周期性變化所帶來的風險。對于中國LNG市場新進入者來說，建議簽署多個中短期LNG進口合同而不是長期貿易合同。

參考文獻：

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［8］謝治國， 鄭洪弢， 林潔， 李雅坤. 歐洲LNG接收站開放的經(jīng)驗與啟示［J］. 國際石油經(jīng)濟， 2016 （04）.

［9］俄氣：中俄“東線”天然氣管道2019年前供氣［EB/OL］. 21世紀經(jīng)濟報道. http://m.21jingji.com/article/20160601/herald/3a88a 10988a9589d831ae1d3181df3b.html.

［10］韓廣忠. 中國新建LNG接收站的經(jīng)營困境及其對策［J］. 天然氣工業(yè)， 2014， 34 （5）: 168-173.

編 輯：夏麗洪

編 審：張一馳

收稿日期：2016-06-03

LNG market is in the down cycle — The latest features and outlook of global LNG market

WANG Xinzhe1， SHAN Weiguo1， ZHANG Hanchi2
（1. CNPC Economics and Technology Research Institute； 2. School of Economics， Capital University of Economics and Business）

Abstract：LNG contract prices have signifcantly decreased since oil price plummeted， with LNG spot prices falling behind contract prices. Asian LNG demand is slowing down， while Europe and Middle East see the drastic growth. Global LNG liquefaction capacity is steadily ramping up to 305 million Mtpa in 2015. The global LNG trade is inclined to the buyer side， while LNG trade is gaining fexibility. Because of the internal rate of return generally lowered， project investment will slow down in the future and global LNG liquefaction capacity is expected to reach 432 million Mtpa by 2020， 32% behind total planned number. The LNG market is seeing oversupplied situation in the next few years， with Northeast Asia LNG spot price remaining in $4-5/MMBtu. The global LNG trade will be changed since the large number， the low price and fexible trade terms of U.S. LNG export. Global surplus LNG will keep fowing towards Europe and triggering the competition between Russian pipeline gas and U.S. LNG. Global LNG market is expected to rebalance in 2020-2025， with prices entering the rising cycle and bouncing back. The global bearish LNG market brings great opportunities to China with regards to optimize energy consumption structure and the natural gas supply structure.

Key words：LNG； liquefed natural gas； price； supply and demand； trade