1国际LNG市场现状分析
1.1供应大幅增长，需求总体增加
据国际气体工业联盟（IGU）发布的《2017全球LNG报告》，在连续3年的贸易量增长之后，2016年全球LNG贸易量达到2.58亿吨，比2015年增长5%，是2012年以来涨幅最高的一年，而2012–2015年全球LNG贸易平均增长率只有0.5%。
LNG贸易量大幅增长的主要原因是新建LNG液化项目集中投产，澳大利亚数个项目以及美国墨西哥湾的萨宾帕斯LNG出口项目开始运营，2016年新增产能3500万吨/年，全球名义产能达到3.4亿吨/年。
需求增长主要来自中国、印度、埃及和巴基斯坦等国，合计增加1300万吨。2016年，中国几个新签长期合同开始进入执行期，LNG进口量达2615万吨，较2015年增长33%。印度的需求对价格高度敏感，由于现货价格维持低位，2016年印度大量采购低价现货，进口量达1920万吨，较2015年增长30%，成为世界第四大进口国。除了传统进口大国外，新兴进口国也有不俗表现。埃及、巴基斯坦、约旦的总进口量达1300万吨，较2015年猛增700万吨。埃及用进口LNG替代骤减的国产天然气产量，进口量猛增430万吨；巴基斯坦和约旦也较2015年有280万吨的增长（见图1）。
日本由于经济发展放缓、能源效率提高、可再生能源利用率增长等原因，LNG进口量减少，但仍以8330万吨稳居世界首位。地震导致韩国部分核电站关闭和库存低位，LNG进口量在2015年的大幅减少后略有回升，继续保持世界第二大进口国位置。
亚太市场呈现出两级趋势，传统LNG进口国进口量下降，新兴LNG进口国需求快速增长。2016年，亚太地区进口量为1.868亿吨，较2015年减少了160万吨，占全球LNG贸易量的比例从2015年的57.1%降至2016年的53.6%。虽然亚太市场LNG需求略有下降，但仍是全球LNG进口的最大地区。
1.2全球LNG价格稳定下行，区域间价差缩窄
2016年上半年，由于市场供大于求，亚洲现货LNG价格稳中有降，5月现货价格降至4.05美元/百万英热单位的低点。然而，下半年形势出现逆转，由于澳大利亚高更LNG生产装置发生故障停产及遭遇寒冬，2016年末到2017年2月亚洲LNG现货价格达到9.95美元/百万英热单位。
2016年上半年油价持续走低，使得与油价挂钩的LNG长期合同价格处于低位。在全球原油价格回落的情况下，全球三大LNG市场价格趋近（见图2），亚洲溢价消失。2016年，英国NBP平均价格5.44美元/百万英热单位，东北亚现货平均价格5.52美元/百万英热单位，两者价差缩小，甚至首次出现连续几个月为负值，5月和6月的亚洲现货价比英国NBP低0.40美元/百万英热单位，亚洲价格溢价消失。
2017年，澳大利亚高更等项目恢复生产，市场供应充足，现货价格开始较2016年底回落。但来自韩国、印度等国的需求稳定，对市场构成一定支撑，预计2017年四季度亚洲LNG现货价格将处于6.5~8美元/百万英热单位的水平。在冬季用气高峰，不排除现货价格短时间冲高到9~10美元/百万英热单位的可能。2015–2017年RIM东北亚现货价格比较见图3。
2018–2019年，澳大利亚和美国的LNG项目继续集中投产，LNG市场供过于求的态势将进一步加重，预计现货价格将继续受到打压，难以上升。
2世界LNG市场从区域化向全球化转变
由于LNG供应增长、需求放缓以及油价下跌等因素，世界LNG市场从2014年开始发生重大转变，世界LNG市场开始从区域性市场转变为全球化市场。
2.1 2014年以前区域性市场特点明显
2014年以前，全球LNG贸易主要集中在亚太地区内部及其他跨区域贸易，如中东出口到亚太、欧洲，非洲出口到欧洲，区域性特点显著。
1）LNG液化厂和接收站都是资本密集型产业，对LNG项目的供应方和接货方的资质都有很高的要求。从液化项目供应方看，液化厂投资额巨大，1个LNG液化项目动辄需要几十亿、上百亿美元的投资，因此，项目在做出投资决定前就要与买方达成长期供销协议，以保证LNG项目投产后买家能稳定地购买产品，供应商能取得稳定的投资回报。因此，几乎所有液化能力在投资建设前就必须落实固定的买家。
买方在与供货商签订长期购销协议后，通常需要开始建设接收站和再气化设施等（个别使用已建成接收站的情况除外），这都需要买家的巨额投资有稳定的下游市场。因此，只有少数大型能源公司才有实力开展LNG业务。
LNG项目的特点决定了买卖双方必须签订点对点的购销协议保证项目的顺利进行。项目投产后，供货方需严格按照供应方年度交付计划（ADP）将项目生产的全部LNG运往合同规定的接收站。
2）由于LNG船造价极高，基本上是根据特定LNG项目的需求建造的项目船，或者是与LNG船的船东签定长期租赁合同，负责运送特定项目的货物。因此，LNG船的运力并不富余。
3）自20世纪90年代以来，随着亚太地区新兴经济体的快速发展，该地区的天然气消费量也迅猛增长，成为世界天然气消费增长中心，全球LNG市场基本处于供应紧张的态势。
2011年，日本福岛核事故导致日本对LNG需求猛增，同时中国、印度等国家高速发展对能源需求旺盛，全球LNG市场处于供不应求的态势。在卖方市场条件下，买方议价能力弱，购销协议大多有目的港限制，并且主要由卖方负责船运，因此，买方只能在购销协议中规定的接收站接货，买方没有转卖或优化资源配置的灵活性。
4）LNG价格区域化特点明显。作为最大的LNG进口地区，亚太各国及地区采购的LNG以长期合同为主，采用与原油价格挂钩的定价方式，除部分印度尼西亚出口的LNG价格与其原油出口价格（ICP）挂钩外，其他LNG合同绝大多数与日本一揽子进口原油价格（JCC）挂钩。2014年前油价一直处于高位，亚太地区油价挂钩的作价方式导致亚太LNG到岸价格远高于其他地区的到岸价格，即所谓的“亚洲溢价”。
欧洲进口的LNG主要采用英国NBP或荷兰TTF交易中心定价，美国进口LNG则采用HenryHub中心定价。
2.2 2015年以后，LNG市场逐步向全球化过渡
1）2015–2020年，大量来自澳洲、美国、俄罗斯的LNG项目已经或即将建成，全球LNG供应量将猛增。而由于经济发展放缓、能源利用率提高、可再生能源利用增长等原因，传统市场（亚太地区）需求增长趋缓；欧洲市场需求稳定；新兴市场（中东、南美、东南亚等）虽然需求增长速度较快，但其体量较小，增量不大。整体上需求增长远落后于供应增长，导致LNG市场的基本面将在一段时间内处于供过于求的状态。据伍德麦肯兹等咨询机构预测，最早在2023年以后，市场富余供应才能被消化，供过于求的形势得到缓解并逐渐转为平衡，见图4。
供应过剩的部分很难找到长期合同买家，而在现货价格低于长期合同价格的市场条件下，最终用户也更愿意用短期合同或者现货采购的方式来获取资源，以优化资源配置。因此，近年来现货和中短期LNG贸易合同量逐年增长，并将继续增长。根据LNG进口公司国际组织（GIIGNL）的数据，2010年以来全球LNG现货和4年以下短期合同贸易量持续增长，2016年现货和4年以下短期合同贸易量达到7460万吨，较2010年增长3000万吨，占全球贸易量比例28%以上，而2000年占比不到5%。2010–2016年全球LNG非长期合同贸易量见图5，2000–2014年全球LNG合同期限变化趋势见图6。
2）美国LNG项目出口给市场带来巨大影响由于页岩气技术的革命性突破，美国天然气产量大幅增长，北美天然气价格从2008年的10美元/百万英热单位以上，跌至2012年的3美元/百万英热单位以下。但亚洲和欧洲的天然气价格依然坚挺，导致价格远高于美国市场价格。
美国LNG项目灵活的贸易条款使其更具吸引力。美国项目多采用TOLLING模式，而非传统的一体化模式，即液化厂负责提供液化服务并收取液化费，而上游的天然气资源采购、下游的运输等则由买方自己负责。从LNG买家的角度讲，这有利于实现资源供应多元化，同时，由于美国天然气储量丰富，降低资源获取风险，也有利于实现优化战略资源布局的长远目标。美国LNG项目的特点给LNG贸易提供了更多的灵活性，如：①采用FOB的销售模式，取消目的地港限制。②改变贸易流向、增强LNG市场的流动性。③增加定价基准，引入新的定价模式。
美国项目多采用HENRYHUB作为定价基准，将HH从美国本土天然气市场作价引入全球LNG贸易。使世界LNG贸易的定价基础从原来的原油、NBP作价，丰富到HH作价和油价、HH混合计价，增强了全球LNG市场的关联性。2011–2015年全球LNG合同计价方式比例见图7。
巨大的地区差价和灵活的贸易条款使美国LNG吸引力大大增强，追求低成本买家考虑采购美国LNG。美国的生产商们也希望赚取巨大的地区市场差价。意图从巨大价差中套利的美国液化天然气项目开发商，向美国能源部陆续提交了30个液化天然气出口项目申请，这些拟建的液化天然气出口能力超过3亿吨/年。2010–2035年全球天然气和LNG价格及预测见图8。
然而令人意料之外的是，页岩油革命使全球原油市场供过于求，2014年下半年油价大跌，导致与油价挂钩的LNG长期合同价格大幅下跌。同时，亚洲用户需求增长远低于市场预期，亚洲现货合同价格甚至低于长期合同价格。亚洲LNG现货价格迅速下降，使美国液化天然气项目的成本不再具有竞争优势。相反，与油价挂钩的定价方式相比，美国LNG项目的经济性面临严峻挑战（见图9），许多拟建项目也因此推迟了最终投资决策（FID）时间。目前，第一批已获批准并在建的9个项目共15条生产线，到2020年全部投产后，总液化能力为6675万吨/年，其中萨宾帕斯项目已有4条生产线投产，并开始销售到亚洲地区。
3）传统进口国的需求增长低于预期，甚至减少（如日本、韩国、中国），已签长期合同量超过需求量。为了资源多元化、优化资源配置、以及控制进口成本等原因，传统进口国在新签短期、小量合同的同时，开始在市场转卖现货或者中短期合同。如，日本的买家联盟JERA在2017年2月转卖了第一船进口LNG，而且JERA在年初与Centrica签订了1份5年LNG供应协议，JERA将从2019年4月开始每年供应6船货物，货物主要来自自由港（Freeport）项目，以优化其资源配置。在目前需求疲软的情况下，中国企业也纷纷开始转卖其长期合同量。JERA的LNG采购策略变化见图10。
4）近年来，东南亚、中东、南美等新兴进口国的国内天然气产量减少（如印尼、科威特）、经济增长迅速，对能源的需求相应增长。由于环保的要求和LNG价格处于低位、经济性好转，新兴国家开始积极进口。然而，由于液化气接收站建设资金巨大（约10~20亿美金），且建设期较长（3~4年），大多数新兴进口国并没有能力或者来不及建设接收站。而FSRU（浮式储存和再气化装置）技术的广泛应用解决了这一问题。新兴买家可用相对低的多的成本（10~15万美元/日）租用FSRU。截至2016年底，全球FSRU共有30艘，而且由于新兴国家的需求不断增长，FSRU供应还将继续增长。
5）LNG船供应充裕，为LNG的自由流动提供了运力保证。截至2017年1月，全球共有LNG船439艘，包括常规船和浮式接收站。2016年共交付新船31艘（其中2艘FSRU），同比增加7%。此外，由于前几年累计运输能力富余，LNG船运市场运力过剩，LNG现货船的租金也较前几年有大幅下降。富余的LNG船运能力、低廉的运输成本给LNG转卖和贸易流向的自由化提供了物流保证。
综上所述，全球供应过剩、美国项目出口、传统进口国转卖合同量、进口国资源多元化需求以及新兴进口国需求增长是LNG市场全球化的内在推动力。而运力过剩和FSRU的应用为LNG的全球自由流动提供了物流支持。
然而在市场供需、流动性等各方面大踏步的向全球化迈进的同时，LNG价格仍具有明显区域性的特点，亚洲与油价挂钩的价格、欧洲和美国的交易中心价格（NBP和HenryHub）之间缺乏联动性，区域间价格很难互相替代，这给LNG市场的全球化进程带来一定阻力。但随着大量以HenryHub作价的美国LNG出口到欧洲、亚洲和南美，可以判断，未来几年美国LNG的销售价格将是全球LNG贸易的封顶价，随着LNG贸易的发展，区域间价格的联动性会逐渐增加，最终在价格上也将实现全球化。
3中国公司在市场全球化大环境下面临的机遇和挑战
3.1国内市场面临供过于求压力
近几年，国内需求较弱，国内石油公司面临消化已签合同量的压力。21世纪初，由于国内经济发展迅猛，天然气需求乐观。中国石油、中国石化、中国海油为保证供应，积极对外获取资源。而当时正值日本福岛地震核电站泄漏造成核电站停产，日本大量采购LNG用于发电以替代核电，全球LNG市场一度十分紧张，LNG价格飙升。在当时供不应求的卖方市场条件下，我国石油公司所签的一些LNG采购合同价格偏高。
2014年后，我国经济进行结构性调整，经济增速放缓，能源消费增速回落，煤炭价格低迷，天然气相对其他能源的竞争力下降，国内天然气市场需求增长远低于预期。因此，3家石油公司已签LNG合同供应量超出了当前的市场需求，各公司均面临消化合同量的压力。
3.2未来国内市场潜力大，国际资源供应处于买方市场
1）中国能源结构调整，未来天然气需求快速增长
2017年，地方政府为治理空气污染，煤改气力度加大。由于经济发展对能源消费的支撑等因素拉动，2017年中国天然气消费同比增速再次回到两位数，1–7月天然气消费同比增长16.2%，远高于2015年和2016年。预计到2017年底，中国天然气消费量将达2400亿立方米。按照国家“十三五”发展规划的目标，2020年天然气在能源结构中的比例将达到8%以上，2030年将达到15%。
据WoodMackenzie预计，2018年以后，中国LNG总需求将超过现有长期合同量，中国买家签订新的长期合同的窗口将打开，并且将有更多的现货需求以满足季节调峰的需要。中国能源需求展望见图11，中国LNG需求量预测及已签合同量比较见图12。
2）绝佳的采购时机目前，在供应过剩的市场形势下，中国公司正面临前所未有的机遇。首先，来自亚太地区、美洲、非洲、中东的项目供应给中国买家提供了地理位置、供应模式、计价条款、交货条款、合同期限等各方面多元化的选择。其次，由于供应商面临销售压力，市场由卖方市场转为买方市场，买方的议价能力提高，可以在新合同谈判中争取更有利的条款。
3.3中国公司应采取的策略
基于经济发展和环保的要求以及“十三五”发展规划目标，可以预见，中国的天然气需求将在几年后大幅增长，国家石油公司面临的困难是暂时的。以国家石油公司为首的中国公司应抓住难得的历史机遇，积极获取资源，优化资源配置。在贸易方式、计价基准、合同期限等方面实现多元化，争取更多灵活性。
例如，目前全球拟建项目众多，除来自美国的大量项目外，非洲、中东、俄罗斯的LNG项目都参与到市场竞争中来。中国公司可以在详细分析各项目在气源稳定性、项目建设成本、运费成本、管线成本、各国能源政策、地缘政治等的前提下，综合评估、谨慎决策，适时选择符合自己公司中长期战略规划的1个或多个项目进行谈判，抓住机遇获取资源。
同时，通过获取资源和开展国际贸易，积极参与国际市场。并积极与日本、韩国、中国台湾省等LNG买家加强合作关系，扩大话语权、增强中国公司的市场影响力，这也是“一带一路”战略构想在能源领域的重要举措。（文/张春宝 连晔，中国国际石油化工联合有限责任公司）
