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低油价下亚洲天然气市场现状及展望

国际燃气网  来源:石油观察  日期:2018-12-04
    过去几年的低油价引起天然气价格大幅回落,带动全球天然气需求恢复增长,推动天然气贸易尤其是LNG贸易快速发展,全球LNG贸易格局发生重大变化。未来全球天然气需求增长将依赖政策驱动和供应驱动,2030年前将保持稳健增长。LNG增加了天然气在全球的可获得性,预计未来5年全球LNG市场持续宽松,但是如果后续投资不及时,市场可能面临供应缺口;随着近期油价及LNG价格从低位回升,LNG项目投资低迷的僵局或将被打破。亚洲作为全球最大的LNG买方,建议抓住短暂的LNG买方市场机遇,积极优化现有和新签LNG合同,适度参与LNG上中游投资;统筹LNG采购和贸易,避免资源竞争,探索区域联合供应和应急新机制。
 
    布伦特油价自2014年下半年开始大幅下跌,开启了低油价时期。油价下降引起天然气价格回落,一定程度上带动全球天然气需求恢复增长,天然气贸易日趋活跃,液化天然气(LNG)贸易灵活性增强,天然气市场全球化进程加速。预计2023年之前全球LNG市场供需宽松,但如果投资持续低迷,供需将逐步趋紧。预计未来几年国际油价将缓慢上升,带动LNG上游投资回升,市场供需或将达到再平衡。
 
    1、低油价对全球及亚洲天然气市场的影响
 
    1.1 气价回落亚洲溢价缩小,带动天然气需求恢复增长
 
    2015-2017年布伦特原油均价在45~55美元/桶,远低于2014年的99美元/桶。由于亚洲进口LNG价格与油价挂钩,东北亚进口LNG价格大幅回落。2016和2017年,东北亚进口LNG平均价格分别为6.75美元/百万英热单位、7.77美元/百万英热单位,还不到2014年的一半。美、欧、亚三地天然气价格比2012年为1∶3.4∶6.1,2017年缩小到1∶1.9∶2.7,天然气亚洲溢价大大缩小。2018年,随着国际油价上涨,东北亚LNG进口价格回升至8.86美元/百万英热单位,但仍处于相对低位(见图1)。
 
 
    气价回落一定程度上带动全球与亚洲天然气需求恢复增长。高油价曾造成全球天然气消费量增速连续下滑,2014年增速降至0.8%。2015年以来油气价格回落,全球天然气消费增速2017年恢复到2.7%,超过2006年以来的平均增速。与2014年相比,2017年全球天然气消费量增加2717亿立方米,达到3.67万亿立方米。同期,亚太地区天然气消费量增加675亿立方米,占全球增量的25%,天然气消费量达到7696亿立方米,占全球消费量的21%(见图2)。
 
 
   1.2 全球天然气贸易快速发展,亚洲LNG贸易供需两旺
 
     气价回落推动全球天然气贸易快速发展。2015年之前,天然气价格高企,天然气需求低迷,全球天然气贸易缓慢增长甚至负增长。2015年以来,随着气价回落,需求恢复增长,全球天然气贸易节节攀升。2017年,全球天然气贸易增长5.6%,至1.15万亿立方米。由于贸易增长高于消费增长,天然气贸易量占消费总量的比例上升至32%。
 
    其中,LNG贸易快速发展,占比逐年提升。2016年全球LNG贸易增长由负转正,2017年比上年增长11%,至2.967亿吨(4154亿立方米)(见表1),全球LNG贸易占天然气贸易的比例从2002年的26%提高至36%。LNG贸易加强了区域市场和价格的联系,进一步推动天然气市场全球化。
 
 
    亚洲引领全球LNG供需两旺,美国LNG出口拓展了全球LNG贸易。2016、2017年,亚洲LNG进口量分别增长9%和12%,均高于全球LNG贸易量增速。2017年,亚洲LNG进口增量2240万吨,占全球增量的75%(其中中国增量1230万吨,占比41%);亚太LNG进口总量达到2.16亿吨,全球占比上升至72.8%。
 
    2016年,亚太地区LNG出口量增长20%,出口量超过中东;2017年,LNG出口增长13%,达到1.27亿吨,在全球总量中的占比上升至42.9%。近年,美国LNG出口大幅增长,2017年美国发出195艘LNG货船(合1307万吨),出口至拉美、欧洲和亚洲等地的25个国家。2017年,亚太和北美合计占全球出口增量的78%,使全球LNG贸易格局发生重大变化。
 
    2、低油价时期LNG市场特点与市场参与者策略
 
    2.1 LNG浮式基础设施数量增加
 
    LNG浮式接收(FSRU)和液化终端(FLNG)以投资少、建造快等特点,迎合了买卖双方的最新需求,增长潜力巨大。2017年,有将近3500万吨LNG通过FSRU接卸,在全球LNG进口量中的占比接近12%。在LNG供应商积极开拓新市场的推动下,近两年FSRU在新投产LNG船中的占比已经升至一半以上。随着全球首个浮式液化终端Satu FLNG于2017年在马来西亚投产,FLNG运营的大幕也已经拉开。
 
    2.2 LNG贸易灵活性增加
 
    由于LNG买方对LNG贸易灵活性需求增加,国际石油公司通过建立资源池,匹配LNG供需双方对于期限和价格的诉求,增强了供应的灵活性和市场流动性。2015-2017年新签的中长期协议中,资源池供应商签约量已接近一半。
 
    LNG贸易合同呈现期限缩短、现货比例增加、合同量缩小等特点。2017年非长期(合同期限<5年)贸易量9070万吨,比上年增长21%,增量超过过去5年的总和,非长期贸易量占贸易总量的比例达到30.1%。2017年全球LNG现货(在交易后3个月之内交付)贸易量5900万吨,占全球LNG贸易总量的比重升至20%。2018年新签LNG合同中,合同量小于150万吨/年的合同占比约56%,大幅高于2013年21%的比例。
 
    LNG合同的目的地条款加速松动,LNG市场流动性增强,尤其是美国LNG以离岸交割(FOB)形式交付,没有目的地条款。2017年新签LNG合同中50%没有目的地限制,而在2013年这个比例仅为20%,预计未来没有目的地限制的合同比例将进一步增加。目的地条款松动将促进LNG转口贸易发展,推动全球LNG市场联动和一体化发展。
 
    2.3 LNG定价方式趋于多元,与油价挂钩仍是主流
 
    由于美国LNG出口项目价格与亨利中心(HH)价格挂钩,LNG贸易定价方式呈现多元化。但由于消费者对与油价挂钩的传统定价机制更熟悉,且很多北美以外消费者不希望价格与亨利中心价格同步波动,加之亚洲市场形成区域天然气定价中心还有难度,预计与油价挂钩仍将是中长期LNG合同的首选定价方式。费氏全球能源咨询公司(FGE)预测,到2020年,亚洲和中东买家进口的LNG合同量中仍将有80%与油价挂钩;2030年与天然气交易中心(美国亨利中心及欧洲天然气交易中心)价格挂钩的合同不超过20%。但与油价挂钩的斜率呈逐步下降趋势,近期新签LNG进口合同与油价挂钩的斜率已经由过去的14%左右,降低至11%~12%。
 
    2.4 LNG市场参与者策略发生变化
 
    针对低油价时期全球天然气市场相对宽松,市场总体呈现买方市场的特点,生产者的主要策略是降本增效。包括提高上游生产效率,充分挖掘现有项目价值(例如提升单井效率,LNG冷能利用等);降低新项目成本,普遍延缓投资;适时压减产量;延伸产业链,锁定下游需求。主要体现为:生产者与市场买家协商合同条款,增加直供用户;向政府争取税收减免,寻求天然气勘探开发政策支持;协商减少EPC(设计+采购+建设)支出,降低LNG运输费率;进行资产并购,争取扩大利润共享份额。交易商的主要策略是增强系统性和灵活性。
 
    包括:更加注重资产多元化,向资源集合运营商(Aggregator)和资产组合运营商(Portfolio Player)转变,与上游生产商协商降低采购成本、锁定有利长贸;提高贸易灵活度,与现有买家协商合同条款,维护现有客户,向新兴买家提供更灵活的贸易选择。
 
    消费者的主要策略是寻求多元化和灵活性。包括:天然气购销合同多元化,增加现货进口比例,尝试新型定价方式,协商提高合同条款灵活性;积极拓展海外业务,参与海外上中游的投资;促进天然气销售,拓宽天然气利用领域;努力提升买方话语权,多方式促进联合采购等合作。
 
   3、2030年前全球及亚洲天然气供需展望
 
    3.1 未来全球天然气需求增长将依赖政策驱动
 
    2030年之前,全球天然气需求将保持较快增长,2030年之后增速放缓,各机构对2040年前全球天然气需求均有预测(见表2)。

 
    中国石油集团经济技术研究院预测,2016-2030年,全球天然气需求年均增速将达到2.0%,可望增加1.1万亿立方米,增幅32%,2030年总量达到4.57万亿立方米。同期,亚太天然气需求年均增速3.2%,可望增加3950亿立方米,增幅55%,占全球需求增量的36%,2030年将达到1.11万亿立方米。
 
    未来天然气需求的增长将依赖政策驱动。如果环境政策力度减弱(例如,煤改气力度减小),将降低天然气需求增长及其在一次能源中的占比,煤炭占比增加。如果强化环境政策(例如,推进可再生能源发展、加快推行低碳能源结构、严格执行巴黎协议),天然气由于其清洁性和稳定性供应,2030年之前的需求仍高于基准情景,之后因可再生能源占比增加而增速放缓(见图3)。
 
 
    3.2 亚洲主要天然气市场需求新动向
 
    中国天然气需求将维持较快增长。2017年,受宏观经济回暖、环保政策拉动以及大量“煤改气”项目投产等因素影响,中国天然气消费量达到2355亿立方米,比上年增长17%。预计在大气污染治理和“煤改气”政策的驱动下,未来中国天然气需求仍将保持快速增长,到2030年达到5200亿立方米。
 
    日本天然气需求面临较大不确定性,2017年天然气(LNG)消费量为8460万吨,年增2.4%。由于核电重启和能效提高,日本发电用天然气需求或已达峰,城市燃气用气需求持续增长但市场趋于饱和,日本天然气需求增长空间不大。考虑到日本核电政策的不确定性,预计2030年天然气(LNG)需求为7800万~9300万吨。韩国天然气需求企稳回升,2017年天然气消费量3880万吨,比上年增长13.4%,创2010年以来新高。文在寅总统上台后执行能源新政,将减少煤电和核电占比,天然气需求将有所回升,预计2030年天然气(LNG)需求超过4000万吨。
 
    印度天然气需求增长潜力大,但受价格因素制约。印度政府规划将天然气在一次能源中的占比从当前的6.5%提升到2030年的15%,由于国内基础设施不断完善、气价水平低、天然气产量不断回升等,未来印度天然气需求增长潜力较大。但印度天然气市场对价格非常敏感,在油价上行、进口LNG价格上升的背景下,未来天然气需求将存在较大不确定性。
 
    亚洲孟加拉国、巴基斯坦、印度尼西亚等新兴市场的天然气需求潜力较大,但面临多种因素影响,包括煤炭等替代能源的竞争、政府对行业补贴能力和消费者价格承受能力有限、经济景气度对发电用气需求的影响等。这些国家的天然气市场开放程度较低,限制了天然气供应,未来随着国际性发展机构的投资增加和市场逐步开放,将推动新兴市场天然气需求逐步增长。
 
    3.3 天然气资源的可获得性有远忧
 
    预计未来全球天然气供应能力可望稳步提高。2017年,全球天然气产量3.71万亿立方米,比上年增长2.7%,高于2000-2017年的平均增速(2.3%)。
 
    预计到2030年,全球天然气产量年均增速2.0%,产量可达4.74万亿立方米,其中68%的增量将来自中东、北美地区。页岩气产量占全球总产量的比例将由2016年的13%提高到2030年的21%。
 
    LNG市场的发展增加了天然气在全球的可获得性。2016年以来,得益于前期澳大利亚(2009-2012)和美国(2012-2016)LNG投资项目的上马,全球LNG液化能力进入突增期,2016和2017年分别增长2800万吨和3400万吨。2018年全球共有10个天然气液化项目计划投产,合计产能3655万吨/年(见图4),总产能比上年上升11%,全球天然气液化能力将增至3.88亿吨/年。以上产能增长将延续至2020年,增速高于同期全球LNG进口需求,2020年全球LNG供应剩余量将扩大至1800万吨/年左右。
 
 
    未来,全球LNG市场将面临上游LNG项目投资缺乏带来的供应风险。2016-2017年,尽管油价下跌,LNG液化项目EPC成本仍然高企,全球LNG投资出现断崖式下跌。如果没有新项目达成最终投资决策,未来几年新项目投产速度将大幅放缓,全球LNG市场将在2022-2023年出现供应缺口并迅速扩大。
 
    新一批天然气液化项目最终投资决策正在酝酿中。近期国际油价上行,与油价挂钩的LNG销售价格回升,LNG项目的EPC成本已出现大幅下降,因此LNG液化项目的经济性正在重新建立,投资低迷的僵局或将被打破。中、日、韩等国买方签订长贸协议或续签合同的意愿加强,LNG卖方和运营商也做出让步,因此在长贸协议锁定量不足的情况下仍可能做最终投资决策。据称,截至2018年5月底,全球共有7个国家的26个项目将在2018年进入最终投资决策,液化能力合计8730万吨/年,其中美国占58%。2018年5月,位于美国得克萨斯州的Corpus Christi 3号生产线已达成最终投资决策。IHS预计,2018-2022年,全球将有液化能力3000万吨/年的项目有望达成最终投资决策。
 
    4、研判与建议
 
    4.1 全球及亚洲天然气市场总体向好
 
    过去几年油价下跌引起气价回落,亚洲溢价大大缩小。较低的气价在一定程度上带动全球天然气需求恢复增长,推动全球天然气贸易尤其是LNG贸易快速发展。亚洲引领全球LNG供需两旺,美国LNG出口拓展了全球LNG贸易,使全球LNG贸易格局发生重大变化。
 
    低油价带来的LNG买方市场特点仍存。浮式LNG设施快速发展,买方积极提升购气灵活度,卖方被迫做出响应,由此新签LNG合同呈现合同期限缩短、合同量缩小、目的地条款更加灵活、定价方式趋于多元的特点,天然气全球化市场加速形成。
 
    未来全球天然气需求增长将依赖政策驱动,更强或更弱的环境政策都会负面影响天然气需求的增长。在能源结构转型和大气污染治理的政策背景下,亚洲天然气需求将持续较快增长。资源的可获得性也会影响天然气需求,LNG增加了天然气在全球的可获得性。预计未来5年全球LNG市场持续宽松。随着油价及LNG价格从低位回升,LNG项目的经济性回升,投资低迷的僵局或将被打破。
 
    4.2 抓住LNG买方市场机遇,降低LNG进口成本
 
    预计2023年前全球LNG市场持续宽松,建议东北亚买方充分利用LNG买方市场机遇。一是持续推进现有LNG合同的优化,包括调整定价方式、明确价格复议机制和放宽目的地限制等,必要时政府可以从公平、合理的国际贸易原则出发,对现有LNG进口合同进行调查和评估。二是择机签订新的LNG长贸合同,从进口来源多元化、减少供应风险和降低成本等角度出发,积极探索和尝试新的LNG定价和贸易方式。三是适度参与LNG液化项目投资,通过上中下游一体化,有效破解LNG项目融资制约,对冲市场风险。
 
    4.3 统筹LNG采购和贸易,探索区域联合供应和应急新机制
 
    近几年,随着中、日、韩等国的市场化改革,东北亚天然气市场自由化进程将加速,LNG进口主体日趋多元化。在LNG资源采购环节,买方多头竞争极易推涨进口价格,合作则有利于降低进口成本和保障冬季供应。在目前天然气市场较为宽松的背景下,东北亚买方之间的资源竞争关系缓和,利用此契机,东北亚LNG进口企业可加强有效沟通和密切配合,尝试联合采购的可能性,避免多头竞价采购局面。同时,探索建立区域联合供应和应急机制,利用不同公司、不同国家和地区之间的资源组合与冬夏需求互补,通过灵活串货,实现资源优化配置。
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