【LNG贸易流向转变，能源市场迎来大变革】

　21世纪能源世界的一场大转变开启了。据英国《金融时报》报道，美国开始向能源丰富的中东地区出口液化天然气。最近几个月，钱尼尔能源公司（Cheniere Energy）在路易斯安那州沙滨渡口的工厂生产的液化天然气已出口到科威特、迪拜，以及阿根廷、智利、巴西、葡萄牙等非产油大国。国际能源署（IEA）预计，到2040年，中东天然气需求将增长近一倍。能源历史学家Daniel Yergin总结说：“美国曾是中东地区最大的供油国，直到19世纪末俄罗斯石油出口崛起后。随后20世纪，从俄罗斯进口的石油又被中东地区自产的石油所代替”。这一逆转的直接成因是美国页岩油革命。

　饶有味道的是，第二次工业革命的基本标志是油气革命，美国拿回中东地区最大供油国地位是在第四次工业革命期间。也就是说，在这100多年间，即便油气资源位居全球前列，美国对油气出口也并不怎么“崇拜”，反而更多用心于科技发展。亦因此，美国连连引领了信息革命和当前智能革命（工业自动化）两轮产业革命浪潮。

　可以预计的是，一旦全球最大页岩气储藏国中国有能力大规模开采页岩气，传统产油大国在全球能源格局中的重要地位就会荡然无存。现状也是如此：卡塔尔是全球最大的液化天然气出口国，未来几年预计将被澳大利亚超过。中东产油国，缺乏产业发展所必需的技术和知识产权优势。而在发达国家，下一步，必然是伴随着自动化和智能化的大规模应用于生产实践，制造业回流本土并强力转型升级。中东、非洲、俄罗斯等过分依赖自然资源出口的国家，由于无力、无意对本国的传统产业数字化改造和跨界整合，无力、无意布局本国的新经济、新商业、新市场模式，将会迎来颇为尴尬的几十年。

　全球能源格局的改变具有深远的社会政治意义。尽管能源情报公司GEnsCApe分析师Ted Michael表示，“我们处于液化天然气流向巨大变化的时代。旧秩序已经瓦解，但一切却尚未尘埃落定”，但鉴于能源在经济发展中的基础性地位，再结合新经济、新商业和新市场的发展，仍然能够科学分析、理性预测全球经济政治演变的基本逻辑和未来大趋势。例如，伴随着中东石油大国的地位衰落，世界主要大国的战略重点亦会发生重大改变。目前中东社会矛盾已超出西方大国的控制力，页岩革命会让美国相对减少对中东石油的依存度，其外交和军事布局重点将向东北亚和东南亚转移。

　【LNG市场新特点】

　1.LNG价格大幅下跌，现货价格跌至合同价格以下

　自2014年下半年原油价格大跌以来，LNG合同价格也大幅下跌。2015年，东北亚LNG进口均价为10.3美元/百万英热单位，比上年大幅下跌36[%]。中国LNG进口均价为9.1美元/百万英热单位（折合2.00元/立方米），比上年下跌26[%]。对市场更为敏感的LNG现货价格和油价几乎同期下跌。2015年，东北亚LNG现货报价（到岸）平均为7.8美元/百万英热单位，比上年下降达48[%]。目前，东北亚市场对6月份的LNG现货报价仅为4.2美元/百万英热单位，大幅低于合同价格水平（见图1）。

　2.亚洲LNG需求放缓，欧洲、中东需求大幅上升

　近两年，在经济运行状况不佳、政府能源战略调整、国内价格机制进一步完善等因素的影响下，中、日、韩三国的天然气发展均面临来自替代能源的激烈竞争，LNG进口的增长势头大幅减弱并纷纷出现负增长的情况。受此影响，亚洲LNG进口量大幅放缓，2014年和2015年的增速分别跌至1[%]和-1[%]（见图2）。

　不过，2015年全球LNG贸易量比上年仍然增加3.2[%]，且增速比上年增长了两个百分点，这主要是由于欧洲和中东地区的LNG需求大幅上升。在欧洲，天然气的利用以发电为主，并且发电机组可根据气煤比价和碳排放费水平，在燃煤和燃气之间进行自由转换，因此天然气需求的价格弹性较高。加之剩余汽化能力多、LNG市场发展成熟、LNG及天然气存储方式灵活多样，欧洲历来被誉为“全球LNG市场平衡器”。在上次全球LNG市场处于下行周期期间（2008－2010年），欧洲LNG进口量迅速回升，年均增速达25[%]。目前欧洲的市场平衡器作用已经初显。2015年，欧洲LNG进口量比上年大幅增加15[%]，贡献了全球LNG进口增量的44[%]，其余增量归功于中东地区。2015年，中东LNG进口量增加了620万吨，比上年大增146[%]，其中进口量的76[%]来自埃及和约旦两个新兴进口国家。

　3.LNG液化能力步入快速增长期

　2010年前后，以中国为首的新兴经济体发展迅猛，推动全球经济复苏，拉动全球天然气消费大幅增长，天然气市场由此步入上升周期。2010年，全球天然气消费增速达到7.5[%]，创40年来的新高。考虑到当时国际社会对碳排放表现出的普遍担忧和新兴经济体对能源的热切渴望，主流观点对未来天然气市场的预期非常乐观，甚至连一贯较为严肃的国际能源署（IEA）都提出了“天然气黄金时代”的高速发展情景。许多资本投机者在这个时候将目光瞄向了LNG市场。2011年的日本大地震使得资本加速向LNG行业流入。受此影响，全球LNG液化能力在经历了2011－2013年连续3年小于2[%]的低速增长后，于2014年开始提速。2015年，全球LNG液化能力达到3.05亿吨/年，比上年增长5[%]。

　4.LNG贸易灵活度大幅提高

　在市场供大于求和各区市场连接性增强的推动下，全球LNG贸易正在向买方倾斜，买方的话语权不断增强。目前对LNG卖家有利的僵化合同条款呈松动之势，主要反映在以下几个方面。

　1）新签合同期限缩短。在2015年新签的LNG合同中，非长期（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）的合同量占比增长最为显著，占比从2014年的3[%]增至14[%]。

　2）现货比例增加。全球LNG现货价格从2015年开始普遍降至合同价格以下，东北亚LNG现货报价开始向英国NBP价格靠拢，现货因此备受LNG买家的青睐。对于存在违约风险的LNG长期贸易合同，为了使买卖双方的损失降至最低，逐渐出现将部分长期贸易合同量以现货方式结算的做法，LNG现货交易量因此进一步上升。2015年，全球LNG现货贸易量比上年增长20[%]，至3300万吨，占全球贸易总量的比重上升至14[%]。

　3）定价方式更加灵活。亚洲市场上的LNG定价以与油价挂钩为主。为了避免国际油价剧烈波动对LNG价格的影响，大多数合同调整了对过去油价追踪的跨度（滞后期），并引入“S”形定价公式。目前上述定价方式的灵活性均在提高，体现在几个方面：一是油价滞后期缩短。最为典型的实例是印度Petronet和卡塔尔Rasgas公司签署的长期贸易合同。经2015年年底的价格复议，该合同上下限价格对油价的滞后期由60个月大幅缩短至3个月，合同价格也因此从12～13美元/百万英热单位降至6～7美元/百万英热单位。二是公式形状调整。为了让合同价格更好地反映低油价，一些买家提出将“S”形定价公式改回直线公式。三是尝试与油价脱钩。从新签订的与油价挂钩的LNG合同来看，公式斜率呈下降趋势。不仅如此，基于对美国气价和LNG现货价格将长期维持低位的预期，一些买家正在尝试将合同价格与美国交易中心价格或日韩LNG现货价格挂钩。

　4）目的地条款放宽。从包括澳大利亚、美国在内的新投产的LNG项目情况来看，离岸（FOB）交货模式的应用将更为普遍；对于已投运的LNG项目，卖家对目的地的限制也有松动的趋势。以中国石化的APLNG长期贸易合同为例，中国石化在2015年先后获得将货船转运至国内其他港口和转运出国的权利。目的地限制的取消将使LNG市场的流动性大幅增强，为更多的传统LNG亚洲买家变身为卖家甚至资产组合运营商创造了有利条件。

　【全球LNG市场未来走势】

　1.LNG项目投资将放缓，投产能力将大幅落后于计划

　在低油价下，LNG项目的内部收益率普遍降低。究其原因，一方面是由于上文提到的低油价拉低了LNG合同价格；另一方面是由于部分LNG项目出售天然气凝析液（NGL）的利润因油价降低而缩水，项目整体的盈亏平衡点被提高。

　此外，LNG需求不及预期以及长期贸易合同量过剩等原因也将导致部分LNG项目被迫推迟。目前2020－2025年未能获得订单的LNG液化能力已经超过1亿吨。在这样的市场环境下，即便是资本支出相对较小的部分美国LNG项目也恐将难以按时上线。

　目前计划在2016－2020年投产但还没有达成最终投资决定（FID）的项目能力达到1.98亿吨/年，这些项目按时投产的可能性较小。综合考虑，预计2016－2020年全球LNG液化能力年均增速为7[%]。2020年，全球LNG液化能力将达到4.32亿吨/年，落后于计划32[%]。

　2.未来几年全球LNG市场供应过剩局面将持续，东北亚LNG现货价格有望维持低位

　一方面，受电力需求下降、核电重启、与煤电竞争激烈等因素影响，进口量居世界前两位的日、韩两国的LNG需求有望持续下降。另一方面，低气价给欧洲、中东及亚洲其他国家的LNG进口量提升带来了可能。预计2016－2020年全球LNG进口量的年均增速约为7[%]，较2013－2014年大幅回升。然而，LNG进口需求仍将落后于LNG液化能力的提升，全球LNG液化剩余能力有望从2015年的5500万吨/年提高到2020年的7700万吨/年。

　考虑到亚太区内LNG液化能力的提升和中、日、韩合同供应量充裕，未来几年东北亚LNG现货市场的疲软将难以扭转，价格持续承压。预计2015－2020年东北亚LNG现货价格将在4～5美元/百万英热单位低位运行。

　3.美国LNG出口将改变全球LNG贸易格局

　美国LNG对全球LNG贸易的冲击主要体现在以下三个方面。

　1）LNG出口规模大。美国LNG出口项目需获得美国能源部（DOE）和能源监管委员会（FERC）的双重许可。截至2015年底，美国获DOE批准向自由贸易协定（FTA）国家出口的项目33个，能力达到3.84亿吨/年，其中10个项目还获批向非自由贸易协定（NFTA）国家出口，能力为1.12亿吨/年。

　从已获批的出口项目看，美国LNG出口能力将于2019年开始集中上线。2019－2022年，美国向NFTA和FTA国家出口LNG的总能力分别达到9800万吨/年和2.81亿吨/年，分别占已批准能力的73.2[%]和85.7[%]。目前，包括Sabine Pass在内的6个LNG项目获美国能源部和能源监管委员会的批准并已开工，合计产能为8595万吨/年。

　2）LNG出口与交易中心价格直接挂钩，价格具有竞争力。与目前占主导的与油价挂钩的LNG定价方式不同，美国出口的LNG价格与亨利天然气交易中心（Henry Hub）价格挂钩，未来亨利中心的价格有望持续维持低位。

　低油价对美国页岩气生产的影响较为有限。美国页岩气生产商大多采取了与买家签订长期合同等规避风险的手段，对低油价和低气价的耐受性非常强。不仅如此，由于油井数目大幅减少，富余钻机和从业人员大多转入天然气行业，进一步降低了天然气生产成本，加之天然气开采技术的进步和管输能力的不断提高，Marcellus、Utica等主产区的产量甚至还有上升空间。这也解释了为何美国天然气钻机数量在2016年3月份跌破100台，降至自1989年以来的最低水平，而美国的天然气生产能力和产量仍然保持了正增长的势头。受当前低气价的影响，预计未来两年美国天然气产量增速将有所放缓。但是，随着管输能力增强和油价回升，美国天然气产量将从2018年开始快速回弹。考虑到美国有825万亿立方英尺（约23万亿立方米）的天然气能够在3美元/百万英热单位甚至更低价格水平下保本开采，预计美国亨利中心价格将长期保持在约3美元/百万英热单位的低位，有效地保障了美国LNG出口价格的竞争力。

　3）LNG出口方式灵活。一是对购气没有“照付不议”量的限制，如上文所述，美国LNG合同中的“照付不议”通常原则上只限于液化成本部分，买家即便违约，也只需向卖家支付相对较少的液化成本；二是气源供应灵活，且买家可自行选择气源商和LNG供应商进行匹配；三是无目的地限制，美国LNG出口均采取离岸价模式，买方不仅可以自主转卖所购船货，还可将已购买而未液化的天然气卖回美国国内市场，此做法被形象地称之为“回旋镖”模式。

　4.全球LNG贸易余量将流向欧洲，俄罗斯管道气与美国LNG的竞争将不可避免

　在低气价下，欧洲燃气发电的经济性不断增强，部分燃煤机组将被替代。目前，在碳排放费用较高的英国、意大利等国家，天然气需求正在大幅上升。如果气价持续低迷，欧洲天然气需求将进一步回暖，有效吸收全球LNG贸易余量。与此同时，从目前美国LNG合同签订情况看，6个在建项目的签约量共计7325万吨/年，其中仅有39[%]目标市场为亚洲，54[%]未确定目的地，最有可能销往欧洲和拉美。

　欧洲天然气进口的另一个重要来源是管道气。由于油价下跌，与油价挂钩的俄罗斯天然气对欧洲的出口量在2015年比上年大增32[%]。以目前的俄罗斯天然气出口公式计算，油价在40～60美元/桶时管道气价格为4～6美元/百万英热单位。如果不考虑固定投资成本，预计俄出口至欧洲的管道气成本在3美元/百万英热单位以下。结合上述亨利中心价格，预计2020年前美国LNG出口至欧洲的成本将在4～5美元/百万英热单位，略高于俄管道气的出口成本。由此，俄天然气将力争且有实力维护其在欧洲的市场份额，并引发与美国LNG在欧洲市场的竞争。

　5.全球LNG市场再平衡将在2020－2025年到来

　在天然气市场疲软下，大批LNG项目推迟上线或取消，将在一定程度上缓解市场供应过剩的局面，但也为未来全球尤其是亚太LNG市场再度陷入供不应求局面埋下了伏笔。与此同时，低气价有望持续刺激需求的增长，推动新兴市场和用气行业用气量的增长。目前市场主流观点认为，全球LNG市场将在2020－2025年实现再平衡，价格进入上升周期并迅速反弹。2025年前后，东北亚LNG现货、NBP和亨利中心价格分别有望逐步回升至10美元/百万英热单位、8美元/百万英热单位和4美元/百万英热单位。

文/金市银国  现货投资顾问，现货天然气市场资深分析师  V信:CCTV288S

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