澳洲两LNG出口项目将投产 冬季LNG现货价格难涨
[导语]2015年，国际LNG市场的供应过剩导致现货价格跌破往年低位，冬季高峰需求即将来临，但澳大利亚将新投产两个LNG出口项目，LNG现货价格或难上涨。
澳大利亚煤层气出口项目进入投产高峰期
2014年12月底，英国天然气集团(BG)的昆士兰柯蒂斯(Curtis)项目首船LNG外运，是全球首个以煤层气为气源的世界级LNG项目。2015年，项目二号生产线投产后，项目产能将达到860万吨/年，向中国的供应量为期20年360万吨/年的LNG资源供应。
2015年预计将有两个煤层气制LNG出口项目投产，目前，桑托斯公司的格拉德斯通LNG项目处于首船LNG装船调试过程中，康菲和澳大利亚Origin能源公司负责的澳大利亚太平洋LNG项目工程建设基本完工，首船LNG待装运。
格拉德斯通(GLNG)项目投资185亿美元，包括两条生产线，总生产能力为780万吨/年。桑托斯公司持有30%股权，马国油持有27.5%股权，法国道达尔持有27.5%股权，韩国燃气公司持有15%的股权。
澳大利亚太平洋(APLNG)项目投资232亿美元，位于澳大利亚东海岸的Gladstone地区,包括两条LNG生产线，设计年产能达900万吨。康菲和Origin分别持股37.5%，中石化持股25%。2014年3月，中国海洋石油总公司与法国道达尔集团签署《液化天然气(LNG)合作协议》，道达尔公司向中海油的LNG供应量为100万吨/年。
雪佛龙的Gorgon项目原计划于2015年投产，或有推迟。
除此之外，日本国际石油开发株式会社(Inpex)的Ichthys项目和雪佛龙的Wheatstone项目将在2016年底前投产;而壳牌的Prelude项目预计在2017年投产。2015年年初，壳牌宣布放弃与中国石油组建的合资企业Arrow液化天然气项目。
北亚LNG需求下降 国际LNG现货市场承压
2015年1-9月，韩国LNG进口量同比下降11.8%至2328万吨;日本LNG累积进口量同比下降幅度在8%附近。1-8月中国LNG进口量1285万吨，同比下降3.60%。
澳大利亚LNG主要出口区域为日本、中国、韩国和印度，其中日本占比最大。2014年日本LNG进口量的21%来自澳大利亚。在北亚地区LNG消费量下降的同时，新的LNG出口项目投产将加剧供应过剩局面。
10月，北亚地区LNG现货到岸价格在7.5美元/百万英热，较2014年最高价的20美元/百万英热下降60%以上。冬季是北亚地区LNG消费高峰期，但在供应大增而需求下降影响下，冬季LNG现货价格或难上涨。
天然气调价在即 LNG工厂喜忧参半
[导语]2015年上半年，天然气市场“气荒”变“荒气”，天然气价格年内二次调整的呼声越来越强烈，国内LNG工厂也在翘首企盼。近期，调价事宜终于即将尘埃落定，但对于工厂来说或将失望大于期望，喜忧参半。
据了解，最新的天然气调价政策预计于10月底发布，最快或于11月1日执行。此次各省天然气非居民门站降价幅度将不一，将根据目前各省的门站价分别调整。据业内人士表示，此次非居民用天然气的门站价格的定价基础仍以“市场净回值法”确定，调整的主要是由过去的绝对值改为幅度。
此次各省门站价格下调幅度为20%-30%，目前门站价格较低的省份下调价格较小，反之较大。目前门站价格较低的省份可能下降0.4元/立方米-0.5元/立方米，门站价格较高的省份可能下降0.7元/立方米。
天然气经济性丧失 消费量大幅放缓
受到中国天然气价格机制相对僵化影响，天然气经济性与替代产品相比难以保证。尤其是在2014年下半年以后，伴随原油大幅跳水50%，天然气在下游各领域经济性全部丧失。据卓创资讯数据显示， 2014年中国天然气的表观消费量1870亿立方米，同比增长11.98%，今年来看，2015年中国天然气消费量大幅放缓，增速或将不足5%。卓创预计2015年我国天然气表观消费量将在2000亿立方米附近，2020年中国天然气表观消费量或将难以突破4000亿立方米。因此，这也成为天然气价格年内二次调价呼声强烈的最主要因素。
非居民用天然气价格将更市场化
自2014年下半年油价暴跌开始，天然气市场受到替代能源价格不断下跌的冲击，我国的“气荒”现象变成了“荒气”。然而由于我国天然气仍为政府指导定价，相对滞缓的定价模式导致天然气经济性严重丧失。此次调价推出基准价，并采用上浮设限下浮不设限的形式，继放开直供气价格后市场化程度更进一步。因为这种定价模式更符合天然气价格变化和消费特点，且国际油价低水平情况下，与油价联动接轨的现状，也符合天然气定价净回值法的基本原则。今后，天然气非居民门站价格会更向市场化的方向靠拢，上下游可以通过协商在门站指导价格的基础上根据供需等因素及时调整。
LNG工厂喜忧参半
进入2015年以来，LNG价格出现断崖式下跌，全国均价从5000元/吨以上降低至目前3500元/吨附近，多数企业处于亏损状态。此次非居民用门站价格再次下调，降低工厂气源价格，无疑成为当前最快解决液厂止损的办法。然而，LNG作为补充管道气的调峰资源，此次调价使得LNG经济性或许无法与调价后的管道气价格相抗衡。据卓创资讯数据显示，目前陕西、内蒙非居民用气门站价格为2.04元/方，多数LNG工厂成本在3700元/吨左右，若气源价格下调0.5元/立方米，则工厂成本将下调700元/吨，送到终端市场价格在3800元/吨左右。这与此次降价幅度较大的华东、华南省市门站价格相比，LNG优势似乎并不明显，再加上进口气占据地理优越位置，因此，原料气价格下调或许仅能使得部分工厂亏损情况得以降低，难以将液厂从目前的困境彻底解救。
成品油市场化愿景美好 而改革进程阻力重重
成品油价改项目组
[导语]国务院下发了一份《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》的纲领性文件，彰显了国家对加快推进能源价格市场化的决心，并给市场化改革目标的实现确定了具体的时间节点。
政府定价权或下方第三方，市场化程度进一步加深
纵观国外成品油定价完全市场化的国家不难发现，实现市场化国家和地区的成品油定价机制都是企业根据市场自主定价，政府利用税收、利率、储备、补贴等经济手段间接调控国内石油价格，影响石油企业的价格政策。目前国内现行的成品油定价机制仍是政府定价，并且政府还是价格的监督者，为了实现成品油定价机制向市场化方向进一步发展，需要转变政府的职能。
对于这一点，《意见》中指出，要规范政府定价程序问题，鼓励和支持第三方提出定调价方案建议，因此卓创资讯分析认为，不排除后期政府将成品油调价权或下方给第三方比如新华社来进行公布。不过，毕竟，成品油作为基础能源重要的战略物资，关乎国民经济和民生的生存和发展，再者，目前中国原油对外依存度逼近60%并且有逐渐攀升的趋势，石油化工行业本身就具有垄断性质。因此，从国内的资源禀赋和具体国情出发，我国成品油价格完全放开需要一个渐进的过程。
上下游逐渐放开，中间环节难有突破
按照“管住中间、放开两头”总体思路，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性，建立主要由市场决定能源价格的机制。
上游原油环节。分析认为，从2014开始，原油进口使用权以及原油非国营贸易企业进口资质对地方炼厂下放，打破上游原油对主营单位的垄断地位，地方炼厂原料供应问题上取得突破性进展，也给后期原油贸易奠定了基础。据卓创资讯统计数据显示，2015年1-8月份，国内原油进口总量为22066万吨，同比增长9.82%。然1-8月份，国内地方炼厂的进口原油使用量为3474万吨，其中山东地方炼厂的进口原油使用量为2158万吨，占据国内原油进口总量的9.78%。不过，我们也可以看到，目前地方炼厂所取得的原油进口量所占比例较小，央企仍旧占据绝对的垄断地位，后期上游原油环节还需进一步放开。
中间批发环节。成品油批发环节是目前国内成品油市场市场化程度最高的环节。自2006年底成品油市场全面放开后，国内供给颁发成品油批发资质总数不足300家，其中于中石油、中石化、中海油、中化、中航油5家央企占比不足三成，其他企业占比超过七成。因此在市场竞争角度来看，市场竞争主体多元化，批发市场价格市场化程度较高。当然除拥有成品油批发经营资质的油品销售方外，国内成品油市场还存在大量油品贸易企业、调油企业、小型油品生产企业等，这也使得批发市场竞争激烈，优势劣汰之势明显。随着国内成品油市场化进度推进，批发环节价格波动将更加频繁，市场操作的风险与机遇同步增强，市场活跃也将更加激烈。
下游消费环节。在消费环节中，加油站扮演着重要角色。在近几年随着国内成品油与市场的不断接轨的过程中，我们发现跨国石油公司的参与越来越积极。特别是自2006年后至今，壳牌、BP、埃克森美孚、道达尔的成绩斐然，其庞大的国外背景与知名口碑让这些跨国加油站拥有与中石化、中石油下属加油站相抗衡的能力。目前壳牌中国的加油站网络分布庞大，其官网统计的加油站总数已经达到949家，而后期布局仍在加速。可以想到，国内成品油的市场化将为此类跨国企业提供更为广阔的零售市场空间，加重国内零售行业竞争力度。但对于多数并无炼油产能配套的民营加油站来说，如何在国企、外资的竞争中谋取一席之地也将变的十分艰巨。
