2017年中国LNG进口增长40% ，超过韩国成为全球第二大LNG进口国 ，今后5～10年有望超过日本成为全球最大的LNG进口国。与国际石油市场逐步恢复供需再平衡不同 ，全球LNG市场仍在加剧宽松 。在大批项目上马和欧亚天然气需求回升的双重作用下 ，2017年全球LNG市场迎来供需两旺格局 。

z6尊龙凯时面临一个怎样的LNG供应侧? 

1.多重原因导致本轮供应突增 

天然气市场的运行轨迹在2011年发生了重大转折 。尽管日本“3·11”地震引发LNG进口激增 ，但由于中国经济增速大幅放缓 、煤炭在欧洲市场的竞争力渐强 ，全球天然气需求从2011年起开始大幅放缓 。随着美国非常规能源革命成功 ，油气产量迅速增长 ，出口意愿增强 ，紧随澳大利亚的脚步向天然气供应大国迈进 。这些因素汇集 ，促使天然气市场买卖双方乃至金融投机者均将目光瞄向了LNG行业 。随着大量资本涌入 ，一大批LNG出口项目在2012年前后做出最终投资决定 ，并于近两年开始集中投产 ，形成所谓的LNG供应突增期 。

2.供应突增的规模史无前例 

2017年 ，全球新增6个LNG液化工厂 ，合计能力3415万吨/年 ，是2016年增量的1.2倍 ，全球LNG液化能力比2016年增长13% ，至3.49亿吨/年 。由于仍有将近1亿吨/年的项目在建 ，未来几年全球LNG液化能力将保持高速增长 ，预计2020年前液化能力每年的增量都在2000万吨/年以上 ，那将是前所未有的情况 。根据IHS公司的资料 ，2016－2020年全球LNG液化能力增量合计将达1.58亿吨/年 ，是上一个突增期（2006－2010年）的1.5倍 。

3.出口国排位酝酿变局 

2011年以来 ，全球新增天然气液化能力主要来自亚太和北美 ，未来这一特点也有望贯穿本次供应增长期——全球正在建设的天然气液化项目有71%分布在澳大利亚和美国 。不过 ，澳 、美LNG的上产步伐并不一致 ，基本上不重迭 。PreludeLNG项目在2018年投产后 ，澳大利亚LNG出口能力增长将大幅放缓 ，而美国的LNG出口从2017年才刚刚开始 。

多家研究机构指出 ，未来LNG出口国的排位将发生较大改变 。卡塔尔自2005年以来一直稳坐全球LNG供应第一大国的宝座 ，目前的液化能力为7700万吨/年 。澳大利亚的液化能力已经达到5960万吨/年 ，加上2660万吨/年的在建能力 ，液化能力有望在2020年前超过卡塔尔 。美国现有和在建项目合计液化能力6670万吨/年 ，另有超过6000万吨/年的项目获得批准但未动工 。这意味着 ，即使未来澳大利亚取代卡塔尔登上LNG供应国第一位的宝座 ，可能还没坐热就得让位了 。

4.卡塔尔的地位难以撼动 

一是资源禀赋好 。卡塔尔天然气资源主要来自北方南帕斯气田 。该气田是目前世界上已知最大的天然气田 ，占全球天然气可采储量的近1/5 。2005年 ，卡塔尔政府曾下令北方气田不再增产 ，LNG液化能力增长也随即大幅放缓 。随着技术进步和LNG市场供应重新趋紧 ，在2017年卡塔尔断交风波发生后不久 ，卡塔尔政府宣布解除天然气生产限制，计划将北方气田的产量提升20% ，将天然气液化能力提升30% ，即从当前的7700万吨/年提高到1亿吨/年 。

二是供应成本优势显著 。除了已有项目扩建成本低于新建项目的天然优势外 ，卡塔尔上游开采成本也大幅低于澳大利亚煤层气项目 。根据IHS的资料 ，油价在50美元/桶的情况下 ，卡塔尔LNG出口的离岸成本平均仅为1.4美元/百万英热单位 ，相比之下 ，美国为6.5美元/百万英热单位 ，澳大利亚则高达15美元/百万英热单位 。

三是与俄罗斯关系紧密 。作为全球天然气出口两大巨头 ，卡塔尔和俄罗斯近年来关系迅速升温 ，2016年 ，卡塔尔主权财富基金向俄罗斯天然气工业股份公司投资27亿美元 。出于对抗沙特阿拉伯和其背后的美国等考虑 ，俄罗斯会进一步拉拢卡塔尔 ，使其成为俄罗斯 、伊朗 、叙利亚阵营的支持者 ，这也有助于卡塔尔维护其LNG出口大国的地位 。

5.澳大利亚上产面临挑战 

由于澳大利亚多地禁止水力压裂 、可再生能源目标设置过高和LNG出口加速推进 ，2017年澳多地出现天然气 、电力供应紧张情况 ，国内气 、电价格也因此飙升 。由于澳中央政府与地方政府未能就天然气开采政策达成一致 ，在“开源”无果的情况下 ，选择减少出口实现“节流” 。澳总理科姆?特恩布尔多次召

见在澳的LNG出口商 ，要求他们增加对国内市场的供应 ，预计“节流量”在500万～600万吨/年 ，占其当前液化能力的10%左右 。但在供货商方面 ，包括高更4号液化生产线和惠特斯通3 、4 、5号液化生产线等处于计划阶段的项目或被永久性搁置 。种种迹象表明 ，澳大利亚LNG产能是否真能达到1亿吨/年还很难说 ，而一旦卡塔尔如期增产 ，澳大利亚问鼎的机会就很渺茫了 。

亚太LNG进口增长潜力有多大? 

1.亚太LNG进口仍有较大增长空间 

FGE按照LNG进口体量和发展趋势 ，将亚太LNG进口国和地区分为现有LNG进口市场（包括日本 、中国 、韩国和印度）和新兴LNG进口市场 。现有LNG进口市场的增量主要由中国引领 ，理由是“煤改气”仍然会在工业 、民用和商业领域大力推进 ，对天然气需求保持较快增长形成支撑 。印度 、韩国在城市管网不断扩张 、油价回升 、政府有意提升气电比例等因素推动下 ，天然气需求也有望保持较快增长 。得益于LNG进口成本走低和国内产量下降等因素推动，印度尼西亚 、马来西亚 、巴基斯坦和孟加拉国等新兴市场的LNG进口需求强劲 ，长期看进口增量总和有望与现有市场相当 。2017－2020年 ，亚洲LNG进口增量将超过6000万吨/年 ，贡献全球增量的一半以上 。

2.中 、印需求增长后劲不足 

在中国市场 ，与国产气 、进口管道气相比 ，LNG存在成本较高 、供应稳定性差等劣势 。受限于管输和储运能力 ，2020年前 ，中国天然气需求增量的1/3以上要依靠进口LNG满足 ，未来几年 ，LNG进口或将持续高于管道气进口 。不过 ，随着中俄东线天然气管道投产、中亚管道气进口增加 ，LNG在中国进口天然气中的占比将再度回落 ，2025年LNG进口和管道气进口的占比将基本相当 。

印度因LNG进口设施不足和国产气逐渐增加 ，LNG进口增速已大幅放缓 。2017年 ，印度LNG进口仅增长2%（2016年为27%） ，预计在2020年前将保持这一相对低增速 。

3.新兴市场需求仍存在较大变量 

在新兴LNG进口国中 ，以印度尼西亚为代表的富煤国家 ，LNG都面临与煤炭的激烈竞争 。作为发展中国家居多的新兴LNG进口国 ，不仅消费者对天然气的价格承受力有限 ，政府对行业补贴能力和经济整体承受力也都有限 。这类国家体制不够开放 ，束缚了LNG进口潜力 。引进国外投资是降低融资难度 、分摊成本的有效办法，但新兴市场主要由国有公司把控 ，国外资本很难介入 ，难以发挥作用 。此外 ，许多新兴市场国家进口LNG是为了加强电力生产供应 ，如果用电需求因经济不景气而放缓 ，这一动力就不存在 。

4.日 、韩需求难有起色 

日本和韩国天然气需求主要集中在发电领域，燃气发电在两国用气结构中的占比都在50%以上 ，因此发电行业的燃料之争将直接影响未来两国的天然气需求 。日本在过去两年陆续重启了5台核电机组 ，2018年计划重启4台 ，未来随着核电继续重启 ，日本的天然气需求将从2016年的8200万吨/年跌至2025年的7000万吨/年 。2025年后 ，随着多个核电厂退役 ，日本LNG进口量有望逐渐回升 ，但由于下游市场基本成熟 、用电强度走低和能源效率提高 ，LNG需求量再难回到2016年高位 。也就是说 ，日本的LNG需求或已经达到峰值 。

韩国上届政府既定的天然气需求目标是2030年前缓慢增至3500万吨/年（486亿立方米/年） 。文在寅执政以来 ，韩国积极着手“弃核摈煤” ，预计原定的天然气需求目标将要上调 。即便如此 ，由于先期已经获批的煤 、核电厂装机容量较大（合计13.9吉瓦） ，未来韩国天然气需求难以大幅增长 ，FGE预计2040年前平均增速只有2% 。

全球LNG市场再平衡后走势如何? 

1.市场平衡后可能出现供需缺口 

由于市场供需宽松 、盈利空间大幅收窄等原因 ，当前落实最终投资决定的LNG新项目大幅减少 。2011－2015年 ，全球平均每年有2500万吨/年的新项目落实最终投资决定 ，2016年降至600万吨/年 ，2017年进一步腰斩至300万吨/年 ，只有莫桑比克Coral浮式LNG一个项目 。未来几年 ，新项目对于市场需求的争夺将趋于激烈 ，投资较大和收益率较低的在建项目将被推迟 ，未落实最终投资决定的项目将被搁置 。2020年后 ，预计全球LNG供应增长开始大幅放缓，并在2023年停止增长 ，这意味着全球LNG市场再平衡后可能迅速转入供不应求状态 ，2024年供应缺口量将超过2020年的供应过剩量 。

2.市场“软着陆”可能性较大 

2018－2022年 ，全球约有3000万吨/年的项目有望落实最终投资决定 ，而且建设时间短的浮式设施增多 ，加之需求不稳定以及贸易越发灵活等因素 ，市场在2023年后实现“软着陆”的可能性很大 ，或许不会出现市场再平衡后迅速转入供不应求的情况。据FGE测算 ，东北亚各国的长贸需求缺口在2020－2023年陆续打开 ，其中中国LNG供需缺口在2020年有望达到1000万吨/年左右 ，买家新签长贸合约的意愿逐渐加强 。

2017年初 ，全球候选区项目超过10个 ，落实最终投资决定的仅有1个项目 。

油价走低 、LNG市场供应宽松和建材成本增加导致新项目盈利能力大不如预期 ，项目融资困难和降本压力扩大也是造成大部分项目遭到推迟的主要原因 。随着原油价格回升和LNG市场走向平衡 ，这些问题都将得到缓解 ，潜在项目或将加速推进 。

2018－2019年很可能成为最终投资决定数量回归的破局之年 。哪些合约和项目将得到落实、买卖双方将以何种方式实现合作等都将成为2018年LNG市场的焦点问题 ，也将对未来几年的LNG市场 、贸易 、合同模式等产生深远影响 。
　　3.浮式设施不断走俏 

2017年 ，全球唯一达成最终投资决定的液化项目是莫桑比克Coral浮式LNG项目 。浮式接收（FSRU）和液化终端（FLNG）以投资少 、建造快 、可移动等特点 ，很好地迎合了当前市场特点和买卖双方需求 ，FLNG更有望在市场紧张时有效和迅速地增加供应 。世界首艘FSRU于2005年交付 ，近两年FSRU在新签LNG船中的占比已经升至一半以上 。随着SatuFLNG于2017年4月在马来西亚投产 ，FLNG上马大幕也已经拉开 ，体现出投资者对浮式设施的信心 。

LNG现货价格将会如期回落吗? 

1.基本面利空2018年LNG现货价格 

今后一个时期 ，澳大利亚将有Ichthys等多个LNG新项目投产 ，预计这些项目在满足合同买家的基础上仍有余货投向现货市场 。而市场需求增长将会放缓 ，随着新项目上马 、大批LNG长贸合同确定 ，预计采购季的亚洲LNG现货需求减少170万吨/月 。从各地买家看 ，随着核电重启推进 、煤电机组上马 ，日本 、韩国天然气需求增速将下降 ；由于供应能力受限 、进口成本回升等原因 ，中国的LNG进口增速难以保持 ；煤价回落还将进一步影响欧洲LNG的需求增速 。

2.2018年LNG现货价格走势仍存在变量 

LNG长贸合同多与原油 、成品油或气价挂钩 ，而LNG现货通常为市场化定价 ，驱动因素较为多元 。多家研究机构在2017年初判断 ，基本面利空因素较多 ，LNG现货价格将承压下跌 。但实际情况是 ，2017年东北亚LNG现货价格比上年上升了20% 。在基本面情况没有明显改善的情况下 ，2017年东北亚LNG现货价格为何会回升呢 ？一是冬季LNG现货价格陡增 ，推升全年均价 。二是油价 、英国NBP气价走势不容忽视 。

2018年 ，油价及LNG长贸合同价格回升 、LNG项目供应不稳定和亚洲LNG季节性需求强劲等因素有望持续存在 。即使在全年均价下跌的情况下 ，2018－2019年冬季LNG价格能否回落 、现货市场的冬夏价差是否拉大以及供暖季是否存在短期供应紧张等问题都有待观察 ，种种不确定性因素给亚洲LNG买家带来较大压力 。

3.谨慎理解LNG价格“低位运行” 

考虑到2022年前新项目集中上产和全球LNG剩余（供应能力减去需求量）不断扩大 ，东北亚LNG现货价格在未来几年都不会大幅回弹 ，预计年均价在6～8美元/百万英热单位 ，与历史平均水平相比处于低位水平 。随着全球LNG市场再平衡 ，东北亚LNG现货价格有望在2022年后明显回升 ，并在2030年前保持在8～9美元/百万英热单位的水平 ，并和新签LNG长贸合同价格在相当长的时间内趋于一致 。

即便如此 ，买家必须认清LNG现货价格的季节性波动和全年均价的区别 ，2017年的经验告诉z6尊龙凯时 ，即使在年均价6.6美元/百万英热单位的情况下 ，冬季仍可能会出现10美元/百万英热单位以上的报价 ，甚至出现有价无市的情况。