1 2017年全球LNG出口情况
亚太地区保持着全球最主要出口地区的地位。随着新兴项目的不断投产，澳大利亚和美国是近两年LNG出口增加最多的国家，2017年这两个国家的出口增量占全球贸易增量的70%以上。非洲地区传统出口国生产的恢复，也为全球LNG出口增加贡献了力量(见表1)。
1.1主要LNG出口国情况
卡塔尔仍然是全球第一大LNG出口国，2017年全年出口8089万吨LNG，但占全球份额已低于三成，降至27.26%。澳大利亚稳居第二，全年出口5578万吨LNG，在全球出口总量中的份额持续增长，达到18.80%。马来西亚、尼日利亚、印度尼西亚、阿尔及利亚、美国、俄罗斯和泰国的LNG出口量均超过1000万吨，位列全球LNG出口大国的第三位至第九位(见表2)。
1.2新兴产能贡献主要增量
2017年，澳大利亚的LNG出口增量位列世界第一。高更项目(Gorgon)3号生产线和惠斯通项目(Wheatstone)1号生产线投产运营，加之2016年投产的格拉德斯通项目(GLNG)和澳大利亚太平洋项目(APLNG)，以及恢复运营的高更项目1号和2号生产线，6条生产线共计出口5578万吨LNG，比上年增长1166万吨，占全球出口增量的39%。
美国的LNG出口量增长近4倍。继2016年萨宾帕斯项目(SabinePass)1号、2号生产线投运出口以来，2017年该项目的3号、4号生产线相继投产，美国LNG出口实现了快速增长。2017年，美国共计出口1253万吨LNG，比上年增长367%。
马来西亚项目(MLNG)第9条生产线于年初投运。马石油浮式项目(PFLNGSatu)2016年底成功开采天然气以来，2017年4月出口首船LNG，成为全球首个进入运营的浮式液化项目。2017年马来西亚出口2694万吨LNG，比上年增加178万吨。
俄罗斯首次实现出口LNG，亚马尔项目(YamalLNG)1号生产线2017年底出口首船LNG，实现了俄LNG出口的零突破(见表3)。
1.3传统项目恢复生产
尼日利亚自2014年因尼日尔三角洲地区动荡、设备维修等原因引发不可抗力条款以来，2017年是首个满产年，全年共出口2138万吨LNG，比上年增长16%。安哥拉自2016年年中恢复产能以来，2017年出口量有大幅度增长，全年出口372万吨LNG，增幅近400%。随着欧洲南部国家进口需求的增加，阿尔及利亚2017年出口LNG较2016年增加117万吨，增速约为10%。
1.4少数项目产量略减
受2017年7月的“断交事件”和澳大利亚、美国等国LNG出口带来的压力影响，卡塔尔连续两年LNG出口小幅下降(2016年下降50万吨，2017年下降101万吨)。2018年初，卡塔尔天然气公司(Qatargas)和拉斯拉凡天然气公司(RasGas)合并，凸显了卡塔尔维持全球LNG出口霸主地位的雄心。
印度尼西亚受资源枯竭加速、重大项目进展迟缓、油价回稳等因素影响，2017年LNG出口减少82万吨。挪威受其境内主要气田减产影响，2017年出口LNG比上年减少27万吨。阿联酋LNG出口小幅下降18万吨。
2 2017年全球LNG进口情况
与2016年的“新兴需求”拉动全球LNG贸易增长不同，2017年全球LNG贸易的增量主要来自亚洲和欧洲的传统进口市场(见表4)。亚洲地区进口量占全球进口总量的72.5%，亚洲进口增量的一半以上来自中国。
2.1主要LNG进口国家与地区情况
日本多年来一直是全球最大的LNG进口国，2017年进口量小幅增长，达8442万吨，占全球进口市场的28.44%。中国(除台湾地区)2017年的LNG进口量首次位居全球第二，达3952万吨。韩国2017年LNG进口量比上年增加了458万吨，进口量为3859万吨，位居全球第三。中日韩三国的LNG进口总量已占全球LNG进口总量的一半以上。印度、中国台湾地区、西班牙、土耳其、法国、埃及、意大利紧随其后(见表5)。
2.2亚洲进口需求持续高涨
2017年，中国受“煤改气”推进、冬季采暖期中亚管道气进口削减、下游用户需求高涨等因素影响，LNG进口量比上年增加了1244万吨，增幅高达46%，首次超过韩国成为全球第二大LNG进口国。韩国受国内多台核电机组检修影响，全年LNG进口量增加了458万吨，其增量是排在中国之后的世界第二。巴基斯坦自2015年进口LNG以来保持高增长态势，连续两年进口增量超过160万吨，2017年的增幅更是超过50%。泰国和马来西亚受国内需求增加影响，2017年LNG进口量分别增加了85万吨和54万吨。中国台湾地区受“2025非核家园”政策推行、“8·15大停电”事件的影响，用于发电的天然气需求日益增长，全年进口增加了165万吨。
2.3欧洲南部需求持续增长
2017年，欧洲南部地区为减轻对俄罗斯进口管道气的依赖，应对核电受制及季节性发电需求，进口LNG数量增加。西班牙工业用气增加，水电枯竭增加发电用气，2017年进口1225万吨LNG，位居欧洲进口量首位。土耳其冬季需求激增，2017年进口784万吨LNG，比上年增长41%。法国受天然气价格下降、煤炭价格上涨、燃煤电厂退役和核电停产等因素影响，全年进口755万吨LNG，增速达36%。葡萄牙保持了2016年以来的高发电用气需求，进口量大增111%，达278万吨。
2.4英国和中东国家进口量回落明显
英国正大力推进核电和可再生能源发电，2017年的LNG进口量降幅达34%，延续了2016年以来大幅下降的趋势，全年LNG进口量降至490万吨。
埃及2017年国内天然气产量比上年增加超过20%，导致这个2016年全球第二大LNG增量市场进口量减少了17%。阿联酋积极推进可再生能源和本国天然气生产开发，2017年LNG进口量比上年下降30%。
3 2017年全球主要天然气市场价格变化
2017年全球天然气价格回升，美国亨利中心(HenryHub)和欧洲NBP价格以及东北亚LNG现货价格呈现不同程度的增长(见图2)。
3.1美国现货年均价格稳中略涨
2017年，美国亨利中心年度现货平均价格为2.99美元/百万英热单位，比上年上涨0.47美元/百万英热单位，涨幅约为18.7%。受温和的天气条件以及发电行业消耗减少的影响，价格在2月和3月有所下降。随着居民和工业需求增加，4月份开始略有复苏。亨利中心全年价格基本保持稳定。
3.2欧洲全年现货价格呈U形变化
2017年，英国NBP年度均价为5.8美元/百万英热单位，比上年上涨24.7%。欧洲地区年初受罕见寒流袭击、煤价反弹等因素影响，LNG现货价格一度逼近7美元/百万英热单位。随着天气转暖、风力发电增加，天然气需求略有下降，4-7月LNG现货价格在5美元/百万英热单位上下徘徊。8月份，欧洲LNG现货价格开始上涨，随着冬季寒潮的到来，加之奥地利天然气枢纽站爆炸等因素影响，至年末，欧洲LNG现货价格已接近9美元/百万英热单位。
3.3亚洲冬季现货价格高企
2017年，东北亚LNG现货均价为7.7美元/百万英热单位，比上年上涨15.6%。受冬季供暖采购高峰影响，东北亚现货价格的季节性特点尤为突出，年初约为10美元/百万英热单位，年中需求回落，普氏日韩综合到岸价(JKM)相应回落至5~6美元/百万英热单位，至年末已超过10美元/百万英热单位。
4全球LNG贸易新签合同情况
2017年全球新签订LNG贸易合同67个，除去现货合同(2年及以内)以外，3~5年的中期合同有10个，10年及以上的长期合同有14个(见表6)。
4.1合同越来越“短小”
回顾全球LNG贸易的历史，过去大部分购销合同都具有长期(20年及以上)、固定目的地的特点。近年，全球LNG贸易合同渐渐向“更短”“更小”发展，合同期限越来越短，年度合同量越来越小。2017年，全球LNG贸易新签订合同的平均期限不到8年，合同年度交易量不到100万吨(见图3、图4)。
4.2现货和短期交易量占三成
2011年以来，受季节性短期需求的拉动，加之浮式技术的快速发展，全球LNG现货和短期(合同期在2年以内)贸易呈现快速增长态势。2017年，全球LNG现货和短期贸易量为8900万吨，约占全球LNG贸易总量的30%，比上年增加了2084万吨，增幅达23.4%(见图5)。
4.3目的地灵活性增加
作为全球最大的LNG买家，日本JERA公司曾于2016年宣布不再签订附有目的地条款的合同。日本公平贸易委员会因质疑LNG贸易合同目的地条款阻挠市场公开竞争而开始调查相关情况。这两年的LNG贸易合同开始逐渐取消目的地限制，并增加了转运条款。
5全球LNG市场前景展望
2020年之前，全球LNG市场供应充足，2020年以后，市场供应存在不确定性。面对市场竞争，LNG交易方式将变得更加灵活。
5.1短期内市场供应充足
澳大利亚2017年出口5578万吨LNG，占其名义液化能力的91%，加上在建的2660万吨/年液化能力，业界普遍认为，澳大利亚在2018年底或2019年初有望超过卡塔尔，成为全球最大LNG出口国。美国现有液化项目和在建液化项目合计6670万吨/年，另有超过6000万吨/年的项目获得批准许可，若进展顺利，美国有望在2022年左右成为全球LNG出口量最大的国家。俄罗斯亚马尔项目第2、第3条生产线正在紧锣密鼓建设当中，俄液化能力有望在2020年左右达到2730万吨/年；俄罗斯还有港口LNG、维索茨克LNG等3个LNG项目建设的可能性极大，加上可能建设的远东LNG等6个项目，合计能力接近8260万吨/年。
5.2长期供应存在不确定因素
澳大利亚2017年初受热浪袭击，加之煤电关停、可再生能源发展缓慢，国内天然气需求一度高涨而面临缺气威胁。卡塔尔联盟垄断不利于LNG出口，有可能使LNG液化项目投资缩减。美国受建设成本、液化成本和运输成本的限制，LNG运至亚洲市场的价格竞争力和买方的进口经济性并不显著，美国本土与亚洲市场的季节性大致重合，将可能加剧旺季价格高涨和淡季销售难度。俄罗斯LNG项目多位于北极和沿海大陆架，面临西方制裁带来的融资以及设备购买等问题，其价格竞争力也有待观察。
继2011-2015年的LNG项目投资大潮后，近年做出最终投资决定的新增LNG项目凤毛麟角。LNG项目一般需要四至五年才能投产，新增供给预计要在2020年后才会出现。
5.3亚洲LNG需求有望放缓
随着中亚天然气管道气量提升和LNG合同增量减少，中国LNG进口的增长势头有望在2018年放缓。日本核电重启的进程或将加快，已有4台核电机组宣布计划在2018年重启，面对高度不确定的国内需求，日本LNG进口商正等待有利时机。尽管韩国新政府积极释放“弃核摈煤”信号，但从先期已获批的煤、核电厂的装机容量来看，韩国至少在2020年前很难迎来天然气需求突增。印度国内气价水平较低，本土产量又在复苏，LNG对于印度来说显得昂贵，2017年印度LNG进口增速已大幅放缓至2%，而2016年这一数据为27%。
5.4欧洲天然气市场多气源竞争加剧
欧洲近年极寒天气频现，煤价反弹高企，法国等国核电厂减产或退役，这些因素将提振地区气电用气需求；同时，北海等传统欧洲油气产区进入稳产后期，减少对俄罗斯管道气的依赖也将进一步提升欧洲地区LNG进口量。中国石油集团经济技术研究院预计，2018年欧洲天然气需求增加7%，增速较2017年上升1个百分点。从俄罗斯进口的管道气、传统的中东与非洲LNG以及美国LNG将在欧洲地区形成激烈竞争。
5.5LNG新合同面临竞争新趋势
2017年延续过去4年趋势，新签合同数量持续下降。市场买方较少，大多是现有市场和新兴市场的终端用户，且签定的多是对目的地灵活性要求较高的采购合同。2018年市场宽松、定价指数较低和目的地灵活性较高的情况还会持续。预计2018年新项目获批较少，合同签约主要为二次、三次交易，即LNG巨头们(特别是拥有美国LNG的供应商)会重新签订目的地灵活的供应合同，小批量短期合同在2018年有可能进一步增多。随着市场逐渐宽松，买方会更挑剔，条件较宽松、承诺期较短的合同增加了买方的选择性。
5.6现有LNG合同将面临巨大压力
近期，一些进口市场的天然气需求增速放缓超预期，尤其是东北亚市场。为了应对过剩供应，有的公司已在国际市场出售LNG或相互转售，并一直与供应商谈判推迟合同扩量，要对一些组合合同实行下限量。
对于LNG过剩供应，现有长期合同用户的反应大致可分两类：一类要谋求重新谈判定价，另一类履行合同承诺对转销要求不高。当前现货价格上升，缓解了买方的紧迫需求，一旦现货价格下降，如果油价继续坚挺，将会导致新一轮的价格争议。
