据《BP能源统计2018》数据，2017年全球天然气贸易量同比增长5.9%，至11340亿立方米，创下历史最高记录，其中管道气贸易量为7407亿立方米，同比增长3.7%，约是近10年的平均增长水平；LNG贸易量为3934亿立方米，同比增长10.3%，是近10年平均增长水平的2倍，同时也是2011年以来首次恢复2位数的增长速度。LNG在整个天然气贸易中的占比持续增长，2017年已增至34.7%，而2001年时这一比例为25.8%。
国际LNG进口商组织（GIIGNL）的数据显示，截至2017年底，全球共有19个LNG出口国和40个进口国，卡塔尔仍是全球最大的LNG出口国，2017年出口量为1034亿立方米，占比超过1/4，其次是澳大利亚和马来西亚，分别占总量的19.3%和9.2%，亚洲国家再次包揽2017年全球LNG进口量前三甲，日本仍是全球最大的LNG进口国，2017年进口量为1139亿立方米，占LNG贸易总量的29.2%；中国超过韩国成为第二大LNG进口国，进口量增至526亿立方米，占比为13.5%；韩国居第三，进口量513亿立方米，占比为13.2%。供需双增长是促进2017年全球LNG贸易高速发展的重要因素，供应的增加主要得益于美国和大利亚出口量的增加，需求量的增加则主要受以中国为代表的亚洲国家推动。
2017年，全球LNG供应量增加了367亿立方米，其中有310亿立方米来自澳大利亚和美国。澳大利亚2017年出口量增加了164亿立方米，是增量最大的国家。美国是2017年LNG出口量增幅最大的国家，从2016年的43亿立方米猛增至174亿立方米，增长了3倍。马来西亚和俄罗斯也是2017年LNG贸易中的亮点之一，其中前者成功实现了全球首个浮式LNG项目出口，后者则是首次成功出口LNG。LNG进口方面，2017年中国LNG进口量猛增约160亿立方米，增幅接近50%，占全球LNG贸易增量的45%，中亚管道气进口量减少、“煤改气”、工业需求增长等是推动中国LNG进口增长的主要因素。
2 2017年全球LNG贸易特征
总体来看，2017年全球LNG贸易表现出明显的复苏特征，一方面在贸易量大幅增加的同时，全球主要交易地的LNG价格均有不同程度反弹上涨，表明气价也正走出低油价阴霾，但“亚洲溢价”仍存在；另一方面，浮式LNG市场正在形成，进一步增强了LNG贸易的灵活性，也影响了传统的LNG合同模式。
2.1 LNG交易价格回暖，与管道气的竞争能力有所提升
受2014年油价断崖式下跌影响，全球主要国家和地区的气价也在2015年和2016年连续走低，LNG也未幸免。
2016年，作为全球天然气价格“高地”的亚洲地区，LNG年度均价降至不到6美元/百万英热单位，而2014年前后亚洲地区的LNG价格曾一度超过16美元/百万英热单位。同时，欧洲主要国家的管道气价也大幅走低，降至5美元/百万英热单位左右，LNG与管道气价格相差无几，具备与其竞争的能力。
2017年，受油价总体回暖影响，气价也有明显回升，亚洲地区涨幅居前，较2016年上涨了近1/4，年度均价增至7.13美元/百万英热单位，欧洲地区管道气价格涨幅在15%左右，LNG与管道气价的差距有所扩大，但仍大幅低于油价下跌之前，亚洲地区相对于欧洲的气价溢价约为30%，较此前50%~60%的溢价已有所改善，见图1。
欧洲和亚洲地区现货气价表现出明显的季节性特征。亚洲地区的日韩综合到岸价在年中时只有6美元/百万英热单位左右，但在冬季采暖期开始前增至8美元/百万英热单位，采暖高峰时则超过10美元/百万英热单位。欧洲地区也不例外，以英国NBP现货价格为例，年初时受寒流影响，天然气需求增加，现货气价接近7美元/百万英热单位，年中时回落至5美元/百万英热单位，随着冬季寒潮到来，气价上涨至9美元/百万英热单位。美国则是一个特例，其2017年的气价波动有限，基本稳定在3美元/百万英热单位附近，是目前全球最低水平，这主要得益于其国内页岩气开发的成功。
2.2浮式LNG技术成功应用，增强了LNG供应能力
2017年，对于浮式LNG技术而言具有划时代的意义，共实现了4个首次，扩展了LNG的生产范围，增强了供应能力。
一是首次实现浮式LNG项目出口。2016年底，由马来西亚国油（Petronas）运营的马来西亚浮式LNG项目PFLNGSatu成功实现天然气开采，2017年3月，首次完成向14.4万立方米的SeriCamellia号LNG运输船卸载LNG，标志着浮式LNG技术被正式应用到天然气生产领域。不过由于目前还在试运行期，截至2017年底，该项目仅出口了3船LNG，约为原定首年出口计划的40%。
二是首个大型浮式LNG船建造完成。2017年6月，壳牌斥资140亿美元建造的浮式LNG船PreludeFLNG完工交付后驶离韩国，于7月底抵达壳牌在澳大利亚西部海上的Prelude气田，目前已完成2次现场性能测试。
PreludeFLNG是目前全球最大的浮式LNG船，船长489米，宽74米，排水量约60万吨，建造时用了大约26万吨钢材，设计能承受五级飓风，全面运行后，每年可生产约530万吨的液态油气，其中包括360万吨的LNG、130万吨的凝析油和40万吨的液化石油气，同时该船还配备了10个储存藏，储存能力约为32.6万立方米，其中6个用于储存LNG，4个用于储存液化石油气。
三是首个由LNG船改造的浮式LNG船启航。2017年10月，全球首艘由LNG船改装而成的浮式LNG船GolarHilliEpiseyo号从新加坡启航，年底抵达目的地喀麦隆沿海，计划在2018年第二季度开始为Perenco公司的KribiLNG项目服务。该船是英国LNG航运公司GolarLNG委托新加坡吉宝岸外与海事公司改装的，耗资7.35亿美元，该船的LNG设计产能为240万吨/年，基于经济性考量，计划动用产能为120万吨/年。
四是全球首个深水浮式LNG项目获批。2017年7月，埃尼公司就莫桑比克海上Coral浮式LNG项目做出最终投资决策，整个项目80亿美元，其中包括斥资25亿美元委托三星重工为该项目建造全球首个深水浮式LNG船，2021年交付，每年可生产340万吨LNG，同时具备23.87万立方米的LNG储存能力。
2.3 合同期限更短，合同规模更小
根据国际LNG进口商组织的统计，2017年全球新签LNG合同30个，其中合同期限在5年以上的中、长期合同23个，小于5年的短期合同7个。期限最长的1份合同是澳大利亚伍德赛德能源公司（WoodsideEnergy）与印尼国油（Petromina）签订的为期20年的LNG供应合同，自2019年开始生效，前者每年将向后者提供约8.2亿立方米LNG。
短期合同中期限最短的是卡塔尔与土耳其签订的为期3年的LNG协议，前者自2017年开始，在3年内，每年向后者提供约20亿立方米LNG。另外，有2份LNG合同进行了调整，增加了目的地灵活性条款，允许进口商在全球范围内向第三方转售LNG，LNG供应商分别为伍德赛德能源公司和贡沃集团；还有1份合同调整了供应量，是卡塔尔天然气公司（Qatagas）和波兰供应天然气公司PGNIG签订的，将LNG供应量从每年15亿立方米增至27亿立方米，期限是从2018年到2034年。从近10年全球LNG贸易历程看，LNG合同期有明显的缩短趋势。
2008年签订LNG供应合同的平均期限为18年左右，而2017年时只有7年，油价下跌以来合同缩短趋势尤为明显，2015–2017年连续3年下降。另一方面，单个合同的规模也在逐渐缩小，2008年签订的LNG合同的平均规模为30亿立方米/年以上，2014年以来一直维持在10亿立方米/年左右。从合同构成上来看，2010年以来，LNG短期和现货贸易量持续增长，在全球LNG贸易中的治安比已由约1/5增至目前的近1/3。以上趋势表明，全球LNG贸易正向更加短小、灵活的贸易形式发展。
3全球LNG市场前景展望
从目前全球正在运营和在建的LNG产能和未来的需求预期来看，短期内将不可避免地出现一定程度的供应过剩，伍德麦肯锡（Woodmac）认为这个时间点将会在2019年前后到来，到2022年左右结束供应宽松期，进入供应紧张期，见图2.
短期来看，澳大利亚目前的LNG厂开工率已经达到90%，加上在建的几个项目，业界预计该国会在2018年底或2019年初超过卡塔尔，成为全球最大的LNG供应国，但澳大利亚这一纪录也只能保持3年左右，因为其很快会被美国反超。
根据美国能源信息署（EIA）2017年12月初统计，2019年年底前美国将有5个LNG终端建成投产，其中CovePoint终端的1条0.2亿立方米/日的LNG生产线已在2017年底完工；ElbaIsland终端的10条生产线（单条产能均为85万立方米/日）中的6条于2018年6月前完工，其余4条将在2019年5月前建成；Freeport终端的3条生产线（单条产能均为0.2亿立方米/日）中的1条将于2018年11月前建成，另外2条在2019年第一季度完工；CorpusChristi终端拥有2条产能均为1.7亿立方米/日的LNG生产线，预计可在2019年投产；Cameron终端设计有3条产能均为1.7亿立方米/日的生产线，也将在2019年投产。
在新LNG生产线陆续投产的推动下，美国LNG出口能力有望在2019年底前达到2.7亿立方米/日；另外，还有超过2亿立方米/日的LNG项目已获批准，若能按原计划开展，则美国将在2022年成为全球最大的LNG出口国。
未来5年，俄罗斯的LNG出口能力也将快速增长，2020年有望超过370亿立方米/年。再加上卡塔尔的增产计划和莫桑比克LNG项目建成，短期内LNG市场的供过于求基本已成定局。因此，未来3~5年LNG价格都将处于较低水平。不过LNG市场的长期前景良好，随着天然气应用在全球范围内加速推广，未来的LNG仍将保持较快速度增长，且有望在2020年之后加速，而澳大利亚、美国、卡塔尔等主要LNG出口国则将面临本国消费需求增长、新建产能受限等问题，导致LNG供应增长放缓甚至负增长，预计2025年全球将出现约650亿立方米/年的LNG供应缺口，促使LNG价格走高。
4我国LNG市场发展建议
我国是全球第一大能源消费国，2017年的一次能源消费总量超过31亿吨油当量，但与全球煤、石油、天然气三分天下的能源消费结构不同，我国目前的能源结构仍不合理，煤炭占了60%，石油占比不到20%，天然气占比只有约6.6%，我国的天然气消费比例远低于世界平均水平，更无法与欧美国家相比。近年来，我国政府和业界逐渐意识到天然气在满足能源需求和“建设美丽中国”中的重要性，天然气产业得以快速发展。但受诸多因素限制，我国天然气产量仍无法满足国内需求，进口量逐年增长，LNG是我国天然气进口的主要形式之一。
2017年我国LNG进口量骤增近1/2，达到526亿立方米，比管道气的394亿立方米高出了33%（见图3），LNG在保障我国能源供应中的作用日益凸显。
为促进我国LNG市场的长期、稳定发展，建议从以下几方面开展工作。
1）抓住油气市场有利时机，增加LNG供应的灵活性
在全球油气供应相对宽松的影响下，国际油价自2014年下半年下跌以来一直处于较低水平，即使欧佩克联合俄罗斯等产油国采取联合减产保价措施，目前油价也仅恢复到60~70美元/桶。
2017年1–10月，我国的LNG现货到岸价平均只有6美元/百万英热单位（约合1.38元/立方米，不含税），完税并考虑装卸环节后的成本约2.3元/立方米，几乎与中亚管道气的终端成本相当，而同期国内的LNG槽车到价为2.7~3.1元/立方米，LNG现货几乎是最经济的天然气供应来源，如果我们能在此时增加LNG现货进口并与一定的初期设施相配合，既能抵消一部分采暖期进口气价上涨带来的成本增加也可能对于缓解高峰期“气荒”有一定帮助。因此，我国今后在签订LNG供应协议时，不应只从长期稳定供应的角度出发，采用照付不议的长期协议，而应采取长期协议保基础，现货和短期协议保稳定的思路，以增强LNG供应的灵活性为根本目的。
可以从国家层面进行统筹安排，将三桶油和民营公司的LNG进口统一到同一平台上，三桶油具有技术和经济优势，承受市场波动的能力强，可以长期协议为主，辅以现货和短期协议，从基本层面保障国家天然气消费需求，民营公司的经济实力较弱，但灵活性更强，调峰者的角色。另外，从目前全球的LNG产能规划和需求趋势来看，未来5年全球供应宽松，买方在LNG贸易中的话语权会增加。
作为全球第二大LNG进口国，我国应该利用好这几年的时间，尽快与LNG供应商重议长期协议中的某些条款，如定价方式、目的地规定、合同期限等，增加买方在LNG贸易中的灵活性。如日本自2016年便开始与卡塔尔就增强LNG长期协议的灵活性讨价还价，希望增加价格的波动范围并允许向第三方转售。还在探索将美国的HenryHub气价引入LNG定价机制中，以期降低LNG进口价格。日本的这些做法也值得我们借鉴。
2）创新天然气供应模式，培育LNG消费市场
天然气在我国能源转型中扮演着极其重要的角色，但我国的天然气市场起步晚，基础设施差，限制了天然气在一些领域的应用。
相比管道气而言，LNG的灵活性更高，而且目前的成本也与管道气相差无几，因此，可以考虑在天然气管网无法到达或是建管道不具经济性的地区布局分布式LNG供应，通过局部点供来培育天然气消费市场，待形成一定规模后再接入全国市场。另外，LNG的运输和储存都比管道气方便，可以考虑在管道气无法满足消费需求的地区附近建LNG储存设施，利用LNG进行调峰。
除此之外，LNG作为交通运输领域燃料正在被更多的消费者认可，比燃油更加环保，是节能减排的主要替代方案之一。国际海事组织（IMO）已经宣布将自2020年1月1日起执行新的船舶燃料标准，将排放控制区之外的船用燃料含硫上限从3.5%降至0.5%，排放控制区内的含硫上限为0.1%。我国是国际海事组织成员国，而且在沿海有3个排放控制区，用LNG代替船用燃油是达成新规定的措施之一，也为我国LNG行业的发展提供了一个新的潜在领域。
3）发挥国家统筹优势，完善LNG市场布局
我国LNG行业自2010年开始步入快速发展轨道，期间LNG接收站和LNG厂等相关配套设施也大步跟进。
截至2017年底，我国已建成LNG接收站17座（截至目前，达到20座），年LNG总接受能力超过800亿立方米，但当年只接收了约500亿立方米LNG，利用率仅为60%，2014–2016年更低，只有50%左右。根据费氏全球能源咨询公司（FGE）预测，到2020年，我国的LNG接收能力将超过1000亿立方米/年，利用率为55%~60%；到2030年，将再新增约500亿立方米/年的LNG接收能力，利用率在56%左右。若据此数据来看，我国的LNG接收站存在产能过剩的风险。
截至2017年底，我国投产LNG厂数量已超过180座，总气化能力接近700亿立方米/年，但当年的LNG厂开工率不到60%，2015年和2016年时更低，均不足50%，而美国目前的LNG厂开工率为80%。就此来看，我国的LNG接收站和LNG厂都有产能过剩的风险，需要从国家层面加强统筹规划，将更多的资金和技术引向LNG其他配套领域，完善整个LNG市场布局。
4）加强国际合作，建立更加合理的LNG价格机制
亚洲地区的中、日、韩三国是全球LNG进口量最大的3个国家，2017年的LNG进口量之和约占全球LNG贸易量的56%，再加上印度、巴基斯坦等新兴LNG进口国，整个亚洲在LNG贸易中的占比超过了70%。虽然拥有如此庞大的市场，但亚洲地区并未在全球LNG贸易中受到“优待”，反倒是要承受比欧美更高的气价，也就是我们所说的亚洲溢价。这一现象可能由两方面因素导致，即进口来源单一和价格机制。
LNG进口来源地的高度集中是造成亚洲地区LNG价格畸高的一个重要因素。以中、日、韩三巨头为例，中国2017年的LNG进口来源国共有17个之多，但澳大利亚在中国众多的进口来源国中一枝独秀，占比高达45%，是第二位卡塔尔的2倍还多；日本和韩国也有类似的情况，它们2017年的LNG来源国分别是17个和16个，但主力来源国也集中在2个，分别是澳大利亚和马来西亚以及卡塔尔和澳大利亚。相比之下，欧洲4国的情况要好很多，其中法国和西班牙的分散性最好，其2017年的LNG进口来源国分别有8个和10个，主力来源国数量都是4个，土耳其和英国相对集中一些，但也比中、日、韩3国略好。
此前的很多文献中将消费国没有定价权归结为亚洲地区LNG溢价的主要原因，笔者认为这种观点有待商榷，实际上亚洲溢价的症结不在于定价权，而在于定价机制。
目前全球天然气市场的定价机制有3种，即美国和英国的竞争性定价机制（也称枢纽定价）、欧洲的净回值定价机制（参照终端市场的油品定气价）以及亚洲地区与原油价格挂钩的定价机制。除美国因国内页岩气革命导致天然气供过于求使得气价长期低迷这一特例外，无论是采用竞争性定价的英国还是采用净回值定价的欧洲其他国家，长期以来并未出现很大的气价偏差，究其原因主要是这些国家的天然气市场比较成熟，相互之间又有一定的相似性和流动性，无论采用何种方式定价，最终体现的都是整个地区对天然气价值的认可程度。那么为什么偏偏亚洲地区选择了与原油价格挂钩的气价呢，这可能与该区的天然气市场结构有关。
亚洲地区天然气市场整体起步晚于欧美，且各国市场之间相互独立，彼此之间没有相似性和流动性，消费量差异很大，采用竞争竞价没有基准枢纽价格作参考，采用欧洲的净回值定价又很难在区域范围内找到一种公认的终端油品来做净回值，相对而言原油价格却具有全球性，可以作为天然气定价参考。相信最初决定采用与原油挂钩的天然气定价机制应该也是买卖双方协商的结果，根本出发点是避免任何一方“操纵”气价，从定价权来说对供需双方都是相对公平的。
因此，要减少甚至消除亚洲溢价，亚洲各国之间必须在天然气方面加强交流与合作，打破天然气市场壁垒，建立被各国认可的枢纽价格或确定为多数国家所接受的终端替代品来计算净回值，进而采用与欧美相似的天然气定价机制。
