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低油价对亚洲LNG市场的影响
更新日期:2017-07-14    作者:王新哲,单卫国( 中国石油集团经济技术研究院)    【字体:
 

摘 要:在低油价下,亚洲LNG现货价格有望长期低于长贸价格。低油价刺激亚洲LNG进口需求回弹,但未来需求增长不确定性因素较多。亚洲LNG市场供过于求的状况将持续至2020年,2020年后可能出现供不应求。LNG市场继续向买方倾斜,贸易灵活度进一步提高。随着天然气供需趋于宽松,亚洲主要天然气消费国日本、韩国、中国均加快天然气市场化改革。中国天然气市场化改革需要加快天然气零售市场和配气管网改革以及交易中心建设步伐,抓住LNG买方市场的机遇,尽快突破目的地限制条款,LNG定价适时与油价脱钩。相关企业要加强与美国LNG供应商的联系,考虑在未来5年内增加美国LNG现货采购、签订中短期合约的可能性。

关键词LNG;价格;供需;市场化;定价机制;低油价

The impacts of low oil prices on Asian LNG market

WANG Xinzhe, SHAN Weiguo

(CNPC Economics & Technology Research Institute)

AbstractDriven by the low oil price, Asian spot LNG prices are expected to be kept lower than long trade prices. Asian LNG demand has been stimulated and rebound by low prices, but uncertainties are seen in the future. The over-supplied situation of Asian LNG market will be prevailed before 2020, with an alarming supply security issue looming after 2020. As a result of the market balancing trend, LNG trading flexibilities continue to improve under a buyer market, while Japan, Korea and China all expedite gas market-oriented reform process. It’s suggested that China gas market-oriented reform should weigh more on opening retail market, distributive pipeline reform and trading hub development, seize the opportunities of LNG buyer market for loosening destination clause and delinking LNG price from oil. Chinese firms should enhance the cooperation and consider the possibilities of importing spot LNG and signing short-middle term contracts with US LNG suppliers.

Key wordsLNG; price; demand-supply; marketization; pricing mechanism; low oil price.

国际油价自2014年下半年开始大幅下跌,从110美元/桶高位一度跌破30美元/桶,2016年探底,主流观点认为,未来几年油价将整体回升,但仍在相对低位徘徊。亚洲是全球液化天然气(LNG)进口的主要地区,2016年在全球LNG进口中的占比达72%。在低油价下,LNG现货价格和需求增速有望维持低位,亚洲LNG市场供过于求的状况将持续至2020年,LNG买方贸易特点将继续体现,亚洲主要天然气消费国家日本、韩国、中国均在加快天然气市场化改革。

1 低油价对亚洲LNG市场的影响

在亚洲,石油和天然气在生产方面的互补性、消费方面的替代性以及价格方面的协同性都很强,低油价对亚洲LNG市场的影响是全方位的。

1.1 亚洲LNG进口价格与油价联系紧密,长贸和现货价差有望长期保持

由于亚洲目前还未形成美国亨利中心(HH)或英国国家平衡点(NBP)那样具有区域影响力天然气价格基准,LNG长贸合同主要与油价挂钩。自2015年以来,随着油价的下跌,东北亚地区LNG进口平均价格年均下跌30%以上,2016年进口均价为6.7美元/百万英热单位,比上年下跌32%(见图1)。

 

LNG进口平均价格或已触底,未来将缓慢回升。目前东北亚LNG进口仍以合同进口为主,现货为辅,2016年合同进口量占比达84%[1]。从现有和新签合同来看,虽然与油价挂钩仍然是亚洲LNG合同定价的主流选择,但挂钩系数已有所降低。随着油价的复苏,东北亚LNG进口长贸价格乃至平均价格也于2016年触底,最低价定格在20165月份的5.93美元/百万英热单位。预计2017年东北亚LNG进口均价为7.8美元/百万英热单位,比上年上升16%,并逐步回升至202011美元/百万英热单位左右。

东北亚LNG进口现货价格有望长期低于长贸价格。相比长贸价格,对市场供需反应更加迅速的东北亚LNG现货价格于2014年开始大幅下跌,2015年、2016年分别低于亚洲LNG进口均价2.1美元/百万英热单位和1.2美元/百万英热单位。LNG现货“亚洲溢价”大幅缩水,20152016年,欧、亚LNG现货价差持续在1美元/百万英热单位左右。2017年初,东北亚LNG进口现货价格强势反弹,主要是由于季节性需求增长和供应不确定性增加对价格造成推涨,并不能说明LNG市场供需形势有所好转。随着新项目集中上产,东北亚LNG进口现货价格有望继续回落,并在2018年前后触底,2020年前均价在5美元/百万英热单位的低位。

1.2 低油价刺激亚洲LNG进口需求回弹,但未来需求增长的不确定性因素较多

2016年,低油价带来的LNG进口价格走低对亚洲需求的刺激作用明显,中国、印度LNG进口量比上年分别大幅增长37%29%,占全球LNG进口增量的69%,带领亚洲乃至全球LNG进口增速反弹至7%以上,差不多是过去10年亚洲LNG进口量的平均增速。考虑到以下不利或不确定性因素,预计未来515年亚洲LNG进口量增速为4%左右,继续保持2016年这一增长势头的可能性很小(见图2)。

 

2016年亚洲LNG进口回弹,但幅度不及预期,体现在两个方面:一是亚洲LNG进口的价格弹性有所降低。与2014年相比,2016年亚洲LNG进口价格平均下降60%,为9美元/百万英热单位,但LNG需求只增长了5%,仍低于过去108%的平均增速。二是合同执行率低于规定。2016年,明确指明以亚洲为目的地的新投产LNG合约量达3170万吨/年(已考虑投产月份),而实际交付量是2980万吨/年,执行率为94%[2]

日本、韩国LNG进口需求难有起色。日本未来天然气需求呈下行趋势,由于经济放缓、核电重启发展较快,日本电力行业的天然气需求已经见顶,居民、商业管网趋于成熟,用气水平趋稳。受低价煤炭、核能竞争的影响,韩国气电需求大幅放缓。韩国新政府上台后宣布,将通过征收环保税减少对核电和煤炭的依赖,同时减免或消除天然气进口税来逐步增加天然气在发电燃料中的占比。考虑到既定的天然气市场改革规划,预计2025年前韩国天然气需求趋于平稳,2025年后随着市场化改革影响发酵,需求震荡上升。

中国、印度LNG进口需求变数多。两国天然气市场增长潜力大,但发电、工业领域用气需求受政策导向影响明显,LNG进口与管道气、国产气的竞争激烈。未来两国的LNG需求一方面取决于各自国内天然气改革、环保政策的实施效果;另一方面取决于政府和国有企业如何平衡利用LNG进口成本走低和实现天然气供应多元化之间的关系。

新兴LNG进口国家或表现抢眼。随着亚太区内LNG供应剩余增加和浮式气化接收设施(FSRU)的推广,包括印度尼西亚、马来西亚、巴基斯坦、新加坡、泰国等在内的亚洲新兴LNG进口国家的需求增长潜力较大,2030年前这些国家LNG合计进口增量有望超过中印的总和。

1.3 亚太区内LNG供应能力继续快速提升,后期将供不应求

基于过去几年对LNG市场的乐观判断,当前全球LNG供应能力进入突增期。新项目不得不在低价环境下继续投产。2016年,全球新增LNG液化能力2300万吨/年(包括复产项目),是20152.9倍(见图3)。2025年前全球LNG规划和在建项目能力接近6.3亿吨/年,而预计同期全球LNG需求增量为2亿吨/年。在未来几年供过于求的背景下,LNG供应格局和趋势正在发生改变。

 

澳大利亚正在取代卡塔尔成为亚洲最大的LNG供应商,但澳国内政策将限制其出口。2020年前,全球LNG新增产能主要来自美国和澳大利亚,分别占26%53%2016年,澳大利亚对亚洲的LNG出口量已经超过卡塔尔,随着新项目投产,两国的差距有望继续拉大。但是,自20173月份以来,澳大利亚多地陷入气、电供应不足的窘境,未来还面临大规模停电的可能。澳中央政府可能因此调整LNG出口策略,短期内将在东北亚消费淡季对LNG现货市场产生一定的冲击,从中长期看,澳大利亚规划中的LNG项目有望被搁置,液化能力和出口量将有所下调。

低油价、低气价对LNG供应的影响已经显现。一是新项目上产变缓,原定于2016年投产的10个液化工厂有3个未能投产。预计2025年前,全球只有26%的规划和在建LNG液化项目顺利投产,合计能力1.6亿吨/年。二是投资减少,壳牌公司的数据显示,进入最终投资决策(FID)的LNG新项目数量正在大幅减少[3]。全球LNG液化能力增速将在2020年后由7%迅速降至2%以下,考虑到LNG需求有望保持中高速增长,市场将在2023年左右实现再平衡。由于新项目投产速度大幅放缓,2025年前出现繁荣-萧条周期——即市场平衡后迅速转入供不应求是有可能的。不过,小型液化装置(例如FLNG)的兴起和LNG供应灵活性的提高(例如美国LNG出口)将降低这种可能性。

东北亚LNG供不应求只是时间问题。日本因2011年地震而签订的一系列LNG长贸合同将于2016年开始集中履约,并于2020年前后达到峰值,但日、韩主要买家对2020年后合同的续订意向不强,随着部分LNG合同到期,日、韩LNG需求缺口将于2023年左右重现。中国已签LNG进口合约量5000万吨/年,交割量在2029年前后达到峰值,随着煤改气的进行和天然气需求的季节性增强,冬季天然气供应压力将不断增大。

1.4 LNG市场继续向买方倾斜,贸易灵活度进一步提高

随着LNG价格和供需的变化,LNG市场出现的新情况值得注意。

一是合约期更加灵活。2016年,LNG现货贸易比例增至18%,全球LNG合同供应期限继续缩短,新签合同中60%的供应期限为10年以内。

二是定价更加灵活,越来越多的买家开始在合同中引入现货价、交易中心价等混合定价方式。随着澳大利亚、美国的LNG项目上产,亚洲LNG进口来源和定价方式趋于多元化,近期新签LNG进口合同与油价的斜率已经跌至11%左右[4]

三是目的地条款进一步松动。以美国为代表的新投产的LNG项目多采用离岸(FOB)交易模式,没有目的地限制,截至2016年底已发出48LNG,出口至拉美、欧洲和亚洲等地区的14个国家(见图4)。20173月,日本JERA、韩国KOGAS和中国海油签订谅解备忘录,加强LNG业务合作,旨在加速解除目的地条款限制。

 

四是浮式设施陡然走俏。在低气价下,浮式接收(SFRU)和液化终端(FLNG)以投资少、建造快等特点,迎合了买卖双方的最新需求,近两年投产数量迅速攀升。20174月,全球首个浮式液化终端Satu FLNG于马来西亚投产。

2 亚洲主要天然气消费国加快推进市场化进程

2014年以来,低油价带来的LNG进口成本降低一方面给亚洲各国下调国内气价带来压力,另一方面吸引了更多参与者进入LNG行业。同期,随着亚洲天然气供需趋于宽松,各国天然气供应商更加注重满足消费者的需求,并逐渐意识到利用市场定价的必要性,加速天然气市场化改革。

2.1 日本

1995年价改实施以来,日本政府逐步放开对工业、大型商业用户的天然气价格管制。2015年,日本政府更新了《能源战略规划》,加快引入可再生能源,提高核电机组效率,2030LNG在日本能源消费结构中的占比为27%。同年,日本政府颁布了《燃气事业法》修正案,规定在2017年前后全面放开天然气零售市场,将国际低气价红利引入终端环节。为了进一步保障和扩大用户的选择权,日本政府将在2022年剥离3家最大的城市燃气企业——东京燃气公司、大阪燃气公司和东邦燃气公司的输气管道业务。

全面放开市场涉及巨大的市场体量。201741日,日本政府宣布了“一个放开,两个允许”,即天然气价格对小型居民和商业用户放开,允许新进入者参与燃气产业链各环节,允许用户自由选择供应商,这标志着日本天然气零售市场全面自由化。虽然这只是天然气市场系列开放的最后一环,但涉及的市场体量非常大。本次改革涉及的居民和商业用户分别达2470万和120万,市场规模达200亿美元,接近之前20年所放开的市场规模之和(217亿美元)。与此同时,日本政府还对LNG接收站实施了强制性的第三方准入机制,LNG接收站的运营方不能拒绝合规准入诉求,使用费率必须一视同仁,且要实时公开库容利用率等信息

市场自由化起步不尽如人意。日本“两个允许”实施效果有限,天然气市场全面放开以来,新进入供应商数量只有45个,远不及电力市场改革后的新进入供应商数量(266个)。转换天然气供应源的用户数量也普遍低于电力用户,且不同地区转换供应源的用户数量差异较大,其中北海道、东京和九州地区几乎没有更改供应商的用户。日本天然气市场自由化实施效果不及电力,表面上与电力市场早一年左右开放有关,其实根本原因一是由于天然气零售环节的市场份额相对集中,以东京燃气为首的4大燃气分销商坐拥70%以上的市场份额;二是上游资源并未真正放开,目前强制性的LNG第三方准入仍面临很大阻力,LNG进口终端和管道等基础设施仍主要由现有LNG进口商使用。

气电需求走低有望提升改革成效。在新进入的45个天然气供应商中,电力公司占据绝大部分,它们在自由市场中的竞争力将取决于手中持有的LNG资源量。在日本,电力公司获取上游LNG的能力很强,目前著名的日本LNG头号买家JERA就是由两个电力公司(东京电力和中部电力)共同出资成立的,因此,日本电力公司在燃气领域的表现主要受LNG发电自用量的影响。随着可再生能源的增加和核电的重启,日本天然气发电利用率有望下降,电力公司有望更加积极地迈向燃气分销领域。

2.2 韩国

目前韩国天然气市场的管制程度仍然很高,上游采购和批发环节主要由韩国天然气公司(KOGAS)垄断,只有少数大型工业和发电用户可以直接采购LNG,占韩国LNG进口的10%左右;零售环节有34个燃气分销商参与,均具有区域垄断性质,未形成任何交易市场。因此,近两年的韩国天然气市场改革除了要充分利用国际LNG市场下行红利,更多的是围绕提升价格弹性、供应灵活性和能源使用效率来推进对天然气资源利用的优化配置。

新政府即将公布天然气改革路线图。韩国于20167月发布了能源政策修订计划,在鼓励终端用户直接进口LNG的同时,提出了从2025年起全面开放天然气批发市场的目标。韩国新总统文在寅上台后,着手抑煤控核,给天然气更大的发展空间。新政府即将公布天然气改革路线图,旨在破除KOGAS一家独大的局面,实现天然气设施的第三方准入。在实施路径上,预计韩国将效仿日本和美国的做法,即市场最先从批发环节放开,逐步过渡到零售环节。

如何平衡公平与效率将决定改革的方向。虽然破除市场垄断已成共识,但关于目标市场形态还存在争议。韩国能源经济研究院(KEEI)认为,韩国天然气改革将不会追求完全竞争,在政府监管下确保合理定价和服务质量的寡头竞争或许是最优的选择。在这种市场形态下,效率由市场决定,价格将部分放开:价格弹性较低的居民用户将“任市场摆布”,即居民气价随季节和需求特点而变;价格弹性高的工业用户可保留议价权,或享受平稳气价。公平则由政府负责维护,政府有必要采取措施保护终端消费者,尤其是低收入居民用户的利益。

改革成功的关键是确保有新玩家进入市场。预计在韩国即将颁布的改革路线图中有两个问题不能回避,也最能够反映韩国政府对天然气市场改革的智慧和决心:一是如何释放KOGAS的市场空间。到2024年,KOGAS约有900万吨合同即将过期,如果不再续订,将给新玩家进入上游留下空间。如果韩国政府采取更为激进的类似1995年英国政府对待BG的做法,重新修定天然气许可办法,那么KOGAS在上游和批发市场中份额的丧失可能加剧。二是确保在2025年前实现真正意义上的基础设施第三方准入,为此政府必须对基础设施所有权实施严格有效的监管。

2.3 中国

近年来,以“让市场发挥决定性作用”为指导,随着中央政府加紧规划、地方政府积极响应,中国正在从价格、管网和构建交易中心三个方面加速推进天然气市场化改革。从201771日起,中国的天然气增值税税率将从13%降至11%,有望配合国家发改委近日发布的中国油气体制改革主体文件,即《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》,形成全面推进天然气行业改革的奠基之举。

非居民用气门站价格加速放开,零售价格仍受管制。20136月,国家发改委出台《关于调整天然气价格的通知》,在广东、广西启动天然气价格形成机制改革试点。自2013年以来,国家发改委先后放开了非常规天然气、进口LNG、直供工业用户、化肥用户的门站销售价格,并表示在2017年底全面放开非居民用天然气价格。值得注意的是,目前对非居民用天然气价格的放开还停留在门站,天然气终端销售价格仍由地方物价部门管制。国家发改委将于近期公布《关于加强配气价格监管推进非居民用气销售价格改革的指导意见(征求意见稿)》,将湖北改革模式——燃气公司税后6%收益率的规定推广至全国,从而全面放开非居民用天然气销售价格。

管网改革加速落地,重点为加强监管和扩大准入。自2014年发布《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》以来,国家发改委和国家能源局围绕管输定价监管和推进第三方准入颁布了多项改革办法,为实现输销分离和未来全面放开市场做准备,具体体现在201610月颁布的《天然气管道运输价格管理办法(试行)》:一是明确了新的定价方法,即按照“准许成本+合理收益”的原则确定管输价格,其中8%的准许收益率意味着管输费普遍下调;二是要求实现管道运输业务财务核算独立。不过,该《办法》只针对跨省长输管道,并没有包括省内管网;关于是否成立一个或多个国家管道公司的问题也还在讨论阶段。

天然气交易中心相继成立,但仍处于发展初级阶段。上海石油天然气交易中心于20157月成立,2016年双边交易量突破300亿立方米,相当于全国天然气消费的8%;重庆石油天然气交易中心于20171月成立;新疆石油天然气交易中心于4月获批。目前现有的两个交易中心还停留在现货交易的初级阶段,在连接性上缺乏管道第三方准入、天然气批发市场开放、交易交割枢纽等基础,在流动性上存在交易方数量有限、未形成竞争价格、交易产品以及合约标准化程度低等问题,在多样性上缺乏期货等金融衍生品交易功能,因此还不具备形成中国乃至区域基准定价的条件[5-6]

3 对我国天然气行业发展的建议

3.1 继续推进天然气市场化改革

日本、韩国天然气市场化改革分别在降低终端消费者的用气成本、提高能源分配效率方面给我国市场化改革提供了重要的借鉴意义。近两年,我国加速天然气市场化改革并初见成效,但仍有很大的改进空间,目前有以下两个相对紧迫的任务需要完成。

一是加快天然气零售市场和配气管网改革步伐。在零售市场改革上,如果配气价格监管办法落地,将有效降低终端价格,刺激包括发电和工业用气部门在内的非居民用气需求活力;在配气管网改革方面,应加快推进配气与销售业务分离,鼓励用户自主选择气源,充分激发上游供应活力,全面推进天然气市场化改革。

二是加快交易中心建设。面对LNG市场供过于求以及未来供需形势的不确定性,东北亚LNG进口商将有意寻求更加多元化的定价方式,能够反映亚洲天然气供需形势至少是中国供需形势的基准价格将发挥重要的指导作用。从美国亨利中心(HH)和英国国家平衡点(NBP)的经验来看,建议从连接性、流动性和多样性三个方面入手,推进我国交易中心尽早实现基准定价作用:连接性不仅指实现买卖双方无缝衔接的基础设施方面的硬件连接,更应强调对管网设施的无歧视准入和批发市场的开放;流动性主要是增加参与者数量、强化交易透明度以及交易单位和合同文本的标准化;多样性强调交易产品和服务类型要及时满足参与者需求,包括推出期货、期权和掉期等金融衍生品,不断增加交易枢纽即天然气实际交割地的硬件服务类型,从现阶段我国交易中心的实际出发,建议将形成基准价格的关键产品——期货提上日程,尽早制定交易枢纽建设计划。

3.2   抓住LNG买方市场机遇突破目的地限制条款,LNG定价适时与油价脱钩

未来全球LNG市场将继续向买方倾斜,但随着油价在2016年触底反弹,留给亚洲买家利用买方市场来推动贸易灵活性和定价自主权的窗口期已经进入关闭倒计时。2008年前后,欧洲LNG市场也曾面临类似的情况,德国政府果断决定将与油价挂钩的LNG定价方式视为非法,成功避免了后期LNG价格随油价上扬[7]。从最近东北亚市场新签的LNG合约来看,合同条款已初现目的地限制放开、价格与油价斜率降低等趋势,但是,在现有合同相关条款和定价方式的转变方面还没有取得实质性突破。

在国家层面建议,一是借助中美LNG贸易合作升温的机遇,支持解除现有LNG贸易目的地条款限制,密切关注日本政府对LNG目的地条款违反公平竞争的调查,寻找合作机会;二是重视未来油价回升以及所带来的LNG供应成本重新走高,适时以法律手段解除LNG合同定价与油价的挂钩机制,引导东北亚LNG进口合同价格更多地参考LNG现货价格和日益成熟的交易中心价格。

在企业层面建议,一是加强与其他LNG买家合作,推广JERAKOGAS与中国海油的合作模式,通过联合甚至合并、重组等方式取得贸易谈判主动权;二是加强与现有LNG供应商的沟通,积极提出松动目的地限制、淡季减量供应和价格复议等合理要求。

3.3 立足长远,重视与美国LNG出口商的联系

在澳大利亚出口有望“节流”的同时,美国LNG出口却在不断刷新纪录。美国LNG出口规模大,贸易及定价方式灵活,预计将于2021年左右超越澳大利亚,成为世界LNG出口第一大国。

根据20175月中美两国政府宣布的10项经济合作百日计划,美国政府明确表示,在LNG出口方面中国与其他非自贸协议国(Non-FTA)待遇一致。此举虽然不涉及促进中美LNG贸易的具体措施和利好规则,但至少打破了之前中国LNG买家对进口美国LNG存在的政治方面的顾虑。中国海油已于20168月引进了国内首船美国LNG,随着巴拿马运河扩建和政府背书,预计未来中美LNG贸易往来将更加活跃,谁将成为与美国签订LNG长协的首个中国企业值得关注。

建议中国LNG进口企业高度关注未来510年全球LNG市场供需平衡反转和油价进一步回升的可能性,考虑在未来5年内增加美国LNG现货采购、签订510年后开始交割的中短期合约的可能性,积极与美国LNG供应商联系,讨论引入油价和美国亨利中心价格混合定价方式,最大限度地减少未来因油价回升所增加的进口成本。

日本能源经济研究所IEEJ)和韩国能源经济研究院(KEEI)对本文有所贡献。

参考文献:

[1]     IHS.Waterborne LNG Export-Import Database[DB]. 2017-05.

[2]     IHS.Waterborne LNG Contract Database[DB]. 2017-05.

[3]     Shell LNG outlook 2017[R]. 2017-04

[4]     Wood Mackenzie.Asia Pacific H2 2016 LNG outlook[R]. 2017-03.

[5]     施训鹏. 中国天然气基准价格形成中的若干问题[J]. 天然气工业, 2017, 374.

[6]     童晓光, 郑炯, 方波. 对我国构建天然气交易中心的战略思考[J]. 天然气工业, 2014, 34 (9): 11-16.

[7]     Patrick Heather. Continental European Gas Hubs: Are they fit for purpose?[R/OL] The Oxford Institute for Energy Studies, 2012-06. https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/06/NG-63.pdf.

收稿日期:2017-05-27

编  辑:夏丽洪

编  审:周 勇

①东北亚LNG进口均价定义为日本、韩国、中国大陆及台湾地区的LNG进口均价的加权平均数;东北亚LNG现货报价定义为日本、韩国、中国大陆及台湾地区的LNG现货报价平均数。
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