近年来,全球LNG市场需求总量持续较大幅度增长,由2014年的2.39亿吨大幅提升至2017年的2.9亿吨。但随着亚洲地区部分消费国市场需求出现阶段性放缓,以及今后数年内有关资源国一批重大LNG建设项目的开工投产,全球LNG市场近中期存在调整可能,或将呈现供给宽松格局。

  从区域特点上看,欧洲、北美等传统LNG需求市场维持稳定或略有下降,亚洲市场成为引领全球LNG需求增长的主要力量,中国、印度、日本、巴基斯坦、韩国这5个亚洲国家及中国台湾地区LNG需求量自2011年起呈现明显增长趋势,2015年至今年均增量更是高达2000万吨。特别是我国,在国家环保政策的落实推进下,以“2+26”城市为代表的北方地区冬季清洁取暖大幅带动了全国范围内的LNG市场需求。彭博社数据显示,2017年我国进口LNG增长约1200万吨,超过日本2012年因福岛核电站事故而扩大LNG资源进口规模的880万吨增量,创下全球新高;预计2018年我国进口LNG增长规模仍将超过1000万吨。

  从市场需求来看,我国消费增长已成为国际LNG市场的“风向标”,近三年来合计超过2000万吨/年的接收能力提升以及逐年提高的接收站利用率,都对全球LNG需求的“量价齐升”起到较大的推动作用。但从现阶段的发展态势看,我国LNG消费需求增长幅度近中期将有所放缓。一方面,国家“以气定改”的政策稳定了国内天然气市场,推动LNG需求市场平稳发展。另一方面,部分进口管道气项目计划于2019年至2020年间投产,特别是中俄东线天然气管道和中亚D线天然气管道分别计划于2019年年底和2020年建成投产,在近中期将对国内LNG市场需求产生一定规模的替代作用。

  除我国外,亚洲部分LNG消费国近中期需求增长也出现放缓迹象。在日本,随着2015年该国重启核电设施以来,核电对天然气发电的替代规模逐渐加大。根据日本各大电力公司统计,2018年至2019年间将有约5吉瓦的新增核电装机能力上线,最大能够替代LNG需求约800万吨/年。在印度,一是2018年国内LNG消费需求几乎与2017年持平,导致国内接收站利用率不足60%;二是国内运输管网建设较慢,限制了天然气及LNG需求市场快速增长。在巴基斯坦,尽管该国计划大力发展LNG资源利用,但国内天然气运输管道、LNG接收站以及燃气电厂等基础设施不足已对其进口LNG形成明显制约,近中期难以支撑国内需求较大幅度增长。

  从市场供给的角度看,尽管本轮低油价期间,部分资源国前期规划的一批重大LNG项目建设出现了延缓甚至停滞,但过去三年内全球范围内LNG资源供给增长仍超过6000万吨/年。其中,澳大利亚和美国在2015年至2017年间LNG供给分别增长约60%和30%。全球LNG进口国联盟组织等机构数据披露,2018年至2020年间,全球LNG市场供给仍将出现较大幅度增长,至2019年年底将新增供给约5500万吨,至2020年年底将再新增供给约1500万吨。预计美国、澳大利亚、俄罗斯、加拿大和卡塔尔等国家依然是全球LNG市场供给增长的主要来源。

  此外,埃及由于天然气需求的持续增长以及国内老气田产量不断下降,自2013年起由LNG出口国变成为净进口国。但随着Zohr等一批新气田建成投产,其国内LNG资源供给能力大幅提高,预计在2019年至2020年间重新成为LNG净出口国,进一步丰富全球LNG市场供给。

  在供给增长可能快于需求增长的预期下,部分机构也预测全球特别是亚太地区LNG市场价格可能出现阶段性下行。美林银行表示,预计2018年亚洲JKM平均价格将回落至13美元/百万英热单位,2019年和2020年均价将分别降至8.3美元/百万英热单位和7.8美元/百万英热单位。

  对我国石油企业而言,首先,要加强对全球LNG市场短、中、长期供需形势的动态研判,为促进我国LNG市场稳定发展明确外部发展环境,也为企业经营决策提供科学有效的依据。

  其次,要充分把握近中期全球LNG市场供需相对宽松的有利时机,优化我国LNG进口布局,增加供给的经济性、灵活性和多元化。一方面,可以参照日本经验,积极与供应商展开协商,对长协条款中定价方式、目的地规定及合同期限等进行修改,增加长协合约的经济性和灵活性。另一方面,要从“源”和“量”两个层面进一步提高我国LNG进口的多元化,更好地发挥买方优势争取议价权。尽管2017年我国LNG进口来源国有17个,但主要来量集中在澳大利亚及卡塔尔等几个国家,既没有体现国内规模巨大的需求市场可以换取的议价权,也没有完全实现LNG进口的多元化。

  再次,从长远看,国内LNG未来市场发展仍具有较大潜力,我国石油企业在供给层面须加强LNG接收站、储气库和配套管线等设施建设,持续提升供给能力;在需求层面要不断探索LNG消费领域,如推广LNG冷、热、电三联供等应用模式,加强对LNG资源综合利用能力。(作者为能源经济研究学者)

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