近几年全球天然气液化能力及价格走势预测分析

2016-12-29 06:39

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导读：近几年全球天然气液化能力及价格走势预测分析。2015年，全球LNG液化能力达到3.25亿吨/年，同比增长5.2%。

　　2010年前后，以中国为首的新兴经济体发展迅猛，推动全球经济复苏，拉动全球天然气消费大幅增长。2010年，全球天然气消费增长7.5%，创下40年来的新高。2011年日本大地震加速资本流入LNG行业。受此影响，全球LNG液化能力2014年开始提速。2015年，全球LNG液化能力达到3.25亿吨/年，同比增长5.2%。其中，2011-2015年，全球54%的LNG液化能力增量（1400万吨/年）主要来自亚太。截至2015年底，卡塔尔的LNG液化能力仍列世界首位，达到7700万吨/年，占全球总液化能力的25%；澳大利亚、印度尼西亚和马来西亚的LNG液化能力紧随其后，合计占全球总液化能力的29%。截至2015年底，全球23个国家和地区拥有100个LNG接收站，共429个储罐，储存能力超过5020万立方米，接收能力超过7亿吨/年，高于天然气液化能力。

　　一、全球天然气液化能力

　　2016-2020年，全球规划、设计、在建的LNG液化总能力达到3.3亿吨/年，其中在建项目的液化能力达到1.3亿吨/年。如果项目如期投产，未来5年全球LNG液化能力将年均增长16%，2020年将达到6.39亿吨/年，比2015年翻一番。但是，低油价背景下，LNG项目的内部收益率普遍降低，这将导致部分项目被迫推迟。目前计划在2016-2020年投产但未达成最终投资决定（FID）的项目能力达到1.98亿吨/年，这些项目按时投产的可能性较小。综合考虑，预计2016-2020年全球LNG液化能力年均增速为7%。2020年，全球LNG液化能力将达到4.32亿吨/年。

　　需求端，受电力需求下降、核电重启、与煤电竞争激烈等因素影响，进口量居世界前两位的日、韩两国的LNG需求可能持续下降。2016年3月，美国Jordan Cove LNG出口项目在获得能源部批准后，遭联邦能源委员会否决，其中市场需求不实是重要原因。目前2020-2025年未能获得订单的LNG液化能力已经超过1亿吨。另一方面，低气价可能提升欧洲、中东及亚洲其他国家的LNG进口量。中国石油经济研究院预计2016-2020年全球LNG进口需求年均增速约7%，较2013-2014年大幅回升。由此，全球LNG市场过剩格局将延续，预计全球LNG液化剩余能力将从2015年的5500万吨/年提高到2020年的7700万吨/年。

　　考虑到亚太区内LNG液化能力的提升和中、日、韩合同供应量充裕，未来几年东北亚LNG现货市场的疲软将难以扭转，价格持续承压。预计2015-2020年东北亚LNG现货价格将在4-5美元/MMBtu水平上低位运行。

　　二、美国LNG出口增多进一步压制全球LNG价格

　　截至2015年底，美国获美国能源部和能源监管委员会（DOE）批准向自由贸易协定（FTA）国家出口LNG的项目33个，能力3.84亿吨/年，其中10个项目还获批向非自由贸易协定（NFTA）国家出口，能力1.12亿吨/年。从已获批的项目看，美国LNG出口能力将于2019年集中上线。2019-2022年，美国向NFTA和FTA国家出口LNG的总能力分别达到9800万吨/年和2.81亿吨/年。目前，包括Sabine Pass在内的6个LNG项目获DOE的批准并已开工，合计产能为8595万吨/年。

　　美国天然气市场价格将维持低位，LNG出口方式灵活，竞争力突出。与目前占主导的与油价挂钩的LNG定价方式不同，美国出口的LNG价格与Henry Hub天然气交易中心价格挂钩。未来Henry Hub中心的价格有望维持低位，一方面因为美国页岩气生产商大多与买家签订长期合同等手段规避风险，对低油价和低气价的耐受性非常强；其次，天然气开采技术的进步和管输能力的不断提高令Marcellus、Utica等页岩气主产区的产量还有上升空间。考虑到美国有约23万亿立方米的天然气能够在3美元/MMBtu水平甚至更低价格水平下保本开采，EIA预计美国Henry Hub中心天然气价格将长期保持在约4-6美元/MMBtu的低位。考虑到液化成本，未来几年，北美LNG离岸价格有望长期维持在约4-5美元/MMBtu的水平上。

　　美国LNG出口对购气没有“照付不议”量的限制，原则上只对液化成本部分“照付不议”，即买家即便违约，也只需向卖家支付较少的液化成本；此外，买家可自行选择气源商和LNG供应商进行匹配；最后，美国LNG出口均采取离岸价模式，买方不仅可以自主转卖所购船货，还可将已购买而未液化的天然气卖回美国国内市场（“回旋镖”模式）。

　　国际油价和国内气价下调后，进口LNG现货价格竞争优势仍明显。2015年发改委下调气价后国产气竞争力提升，按照2.18元/立方米的上海市非居民用气最高门站价测算，考虑增值税和气化管输费等因素，进口LNG价格盈亏平衡点降至7.5美元/MMBtu以下。

　　但是，受国际油价下跌的影响，国际LNG现货价格也急剧下降。2016年3月，我国现货LNG到岸价4.25-4.5美元/MMBtu（1.01～1.07元/立方米，不含税），完税并考虑接卸环节后，成本在1.6-2.0元/立方米。同期，华东地区国内LNG槽车送到价2.5-3.0元/立方米；中亚管道气到岸价为198美元/千立方米（1.29元/立方米，不含税，还要加长输管网费1元多/立方米）；进口LNG长约到岸完税价格2.38元/立方米，均显著高于现货LNG到岸价。

　　未来5年国内LNG长约贸易价格有望在2.0-2.7元/立方米。结合油价走势和LNG市场过剩的状况，若“十三五”期间，国际油价均价在50-70美元/桶间运行，未来5年LNG长期贸易合同进口价格有望在1.9-2.6元/立方米（对应进口成本7-11美元/MMBtu）。根据上文分析，现货进口LNG的供应成本仅1.6-2.0元/立方米（进口成本4-5美元/MMBtu)。

　　与LNG相比，进口管道气的成本优势明显减弱。2015年，中国进口管道气完税均价为1.95元/立方米，考虑管输费到中部市场的价格达到2.5-2.7元/立方米；若按照计划，中俄东线天然气管道项目将于2018-2019年开始供气，年供气量为380亿立方米。中俄双方对该合同的估价高达4000亿元，按照全周期供气量折算，进口价格平均为2.3元/立方米。若未来5年内国际油价在50-70美元/桶区间波动，则进口管道气到岸完税价约1.4-2.2元/立方米，到达中东部市场的价格为1.9-2.8元/立方米，考虑过剩的供气格局价格下浮10%至1.8-2.7元/立方米。

　　三、国产气将面临LNG进口现货冲击

　　国内天然气市场过剩格局，以及上下游直接交易协商确定价格的模式有助于降低国产气销售价格。我国传统常规天然气生产成本一般在0.5-0.8元/立方米，考虑管输费后到我国中东部市场成本约1.0-2.0元/立方米（目前中东部市场门站基准价高于2.0元／立方米）。未来随着LNG现货进口量的增加，国产气将面临冲击。