全球LNG市场变局

LNG国际贸易已持续了半个多世纪，但就在最近几年间，全球LNG消费强劲增长，液化项目投资回升，贸易结构发生根本变化，LNG市场在经历了基本面上的深刻转变之后，开始走向真正的全球化。

当前，全球LNG市场呈现出一系列新特点。从供需看，卡塔尔、澳大利亚等传统出口国和美国、俄罗斯等新兴供应国的液化能力持续增长，大大增强了资源的可获得性；亚洲作为全球能源消费重心，正在引领全球LNG需求持续快速增长。从市场看，在竞争加剧的压力下，LNG市场参与者不断调整商业模式以适应新的环境，从而导致LNG市场规则生变：定价方式日趋多元，供应方式逐渐灵活，市场参与方式不断演进。

展望未来，在LNG引领下的全球天然气行业继续保持强势增长，但LNG市场的波动性风险仍在继续，来自管道气以及可再生能源等其他替代能源品种的竞争也将日趋激烈。中短期来看，全球LNG需求增长将在2020～2021年间有所放缓，随后出现反弹，进出口地区结构随之进一步调整；长期来看，到2040年，LNG贸易增长将超过一倍，促使市场更加一体化和市场化。

一、供需格局结构性转变

全球LNG行业因其巨大的周期性而备受瞩目。尤其是近年来，随着全球液化产能和贸易规模持续扩大，LNG市场基本面发生深刻转变。市场参与方的数量和组成发生结构性变化；业内看好天然气需求前景，液化项目投资升温；供给大量增加，需求强劲增长。LNG供应增长主要来自澳大利亚、美国和俄罗斯，需求增长主要来自亚洲地区，中国占LNG进口增量的一半左右。

根据BP最新发布的《世界能源统计年鉴2019》，2018年，全世界区域间天然气贸易增长率达到4.3%，是2007～2017年平均增速的两倍多，这主要得益于LNG贸易的持续快速扩张。2011～2016年间，LNG贸易年均增长率与管道天然气贸易增长率大致持平，但均落后于全球一次能源消费增长率。但是，自2017年以来，LNG贸易年均增长率呈现出高于一次能源消费和管道天然气贸易增长率的态势。根据国际天然气联盟（IGU）发布的《2019年世界LNG报告》，2018年全球交易的LNG产量创下3.165亿吨的历史新高，同比增加2820万吨，增幅达到9.8%。2017～2018年成为自2010～2011年以来全球LNG需求增长最强劲的时期（见图1）。

图1  1990～2018年全球LNG贸易规模

国际LNG贸易结构发生重大变化。几十年来，全球LNG生产国和消费国数量都维持在十几个的水平。如今，市场出现结构性转变。截至2018年底，全球LNG出口国增加到19个，进口国增加到36个。除了LNG生产国和消费国在数量上的简单增加外，参与LNG市场的国家的角色也在发生变化。先前的LNG出口国（埃及、印度尼西亚、马来西亚）开始进口LNG，先前的LNG进口国（美国）正在增加出口，传统的LNG购买国（日本、韩国、欧洲国家、巴西）越来越多地参与国际LNG贸易，对无目的地限制的LNG货物进行再出口。

01

主要出口国产能快速增长

卡塔尔仍是最大的LNG出口国，但其市场占比却在逐年缩小。随着澳大利亚、美国和俄罗斯新建LNG项目投运，全球LNG供应量继续快速增长。

2011年福岛核电站事故后，在油价高企和LNG短缺的情况下，消费国对LNG高涨的兴趣和LNG价格的上扬刺激企业争相做出投资决策。2011～2015年间，相关国家做出最终投资决定（FID）的新LNG产能约为2910万吨/年，但随后的2016和2017两年，有关新LNG项目的投资决定几乎停滞不前。2017年，仅莫桑比克产能340万吨的Coral浮式LNG设施进入FID阶段，全世界近20年来LNG项目投资达到最低点。进入2018年后，新建LNG项目投资回升，投资僵局打破。据国际能源署（IEA）最新发布的《世界能源投资报告2019》，经过两年多的平静，自2018年中期以来有4个新的LNG项目获得批准，其中北美地区3个、西非近海地区1个。这些项目总投资超过400亿美元，到2025年将增加近600亿立方米的名义液化产能。由于看好天然气需求前景，更多的LNG项目正在规划中。如果卡塔尔宣布的45亿立方米产能扩张项目、俄罗斯北极LNG-2号项目和埃克森美孚财团牵头的莫桑比克4区项目等都能于今年达到FID，那么2019年将成为又一个液化项目FID创记录的年份。

在2011～2015年这一波产能扩张热潮之中，美国的LNG生产能力增长了数倍，澳大利亚和俄罗斯的产能也翻了一倍多。受澳大利亚、美国、俄罗斯产能增长的驱动，2018年全球液化产能达到3.93亿吨，比上年增加3620万吨（由于退役抵消掉560万吨产能），涨幅6.5%。目前，全球液化产能仍处于这一波扩建发展之中，上述三国的在建项目产能占总在建项目产能的70%以上。2018年，全球液化产能利用率达到86%，改变了多年来液化产能利用率持续下滑的形势。大部分既有LNG项目都得到了高效利用，以名义产能或接近名义产能的水平运营。随着2013～2015年批准的一批项目陆续上线，以及其他项目相继达到名义产能，预计2019年全球LNG供应仍将保持强劲增长。

1.卡塔尔

卡塔尔自2006年起连续十几年稳坐全球最大LNG出口国宝座，但近年来随着澳大利亚、美国、俄罗斯天然气产量不断刷新，卡塔尔的市场占比逐渐下降。2018年，卡塔尔仍然是全球第一大LNG出口国，全年出口7869万吨LNG，但占全球的份额继上年低于三成以来，继续降至24.60%（见表1）。在竞争加剧的背景下，卡塔尔决定通过大幅提高LNG产量来稳固其作为最大LNG出口国的地位。

2017年，卡塔尔取消了为期12年的海上北部油田开发禁令。2018年初，卡塔尔石油公司旗下两大LNG生产商合并，凸显了卡塔尔维持全球LNG出口霸主地位的雄心。同年，卡塔尔宣布2024年前将LNG生产能力提高43%，从每年7700万吨增加到每年1.1亿吨。为了兑现其加大天然气开发力度以及提高LNG产能的承诺，卡塔尔已授标部分相关扩能项目合同。2018年9月，卡塔尔天然气公司与中国石油达成22年LNG销售和购买协议，每年向中国供应340万吨LNG，这也是该公司迄今为止规模最大的LNG供应合同。

2.澳大利亚

澳大利亚近年来LNG开发掀起热潮，海内外资金投入超过2000亿美元，东部和西北部沿海先后落成多个主要的液化终端项目，LNG出口量大幅增长。2018年，澳大利亚稳居全球LNG出口大国的第二位，全年出口6861万吨LNG，与卡塔尔的差距缩小至1000万吨左右，在全球出口总量中的份额持续增长，达到21.45%。2018年11月，澳大利亚单月LNG产量首次超过卡塔尔，成为世界上最大的LNG出口国。

过去10年，澳大利亚在东部和西北部沿海建设了8个LNG项目。截至2018年底，澳大利亚共有10个在产LNG项目，核定产能8800万吨/年。项目分别位于西澳州、北领地及昆士兰州大陆架或陆上盆地。2018年底总耗资450亿美元的Ichthys和Prelude两个项目的投产将带动今后两年澳大利亚LNG出口产量进一步强劲增长。其中Prelude项目是全球最大的浮式LNG项目，也是过去10年澳建设的8个LNG项目中的最后一个。澳东部产气地区由于受到国内能源供应紧张的限制，其产量远低于产能，出口量增长不大。

截至2018年11月，中国46%的LNG进口来自澳大利亚，中国市场庞大的能源需求刺激澳扩大LNG投资和出口。澳大利亚拥有大量新建和计划中的天然气项目。基于已处于实施阶段或被认为极有可能开展的项目，预计从现在到2035年，澳大利亚油气行业的总运营支出将达到4115亿澳币。但是鉴于先前建成项目的大幅超支以及LNG价格波动，投资者对新项目持谨慎态度。

3.美国

2016年2月，路易斯安那州Sabine Pass液化终端输出其第一批货物，开启了美国本土48州LNG出口的序幕。自此以后，Sabine Pass项目生产线从1条扩建到4条，美国LNG出口实现了快速增长。2017年，美国成为天然气净出口国。2018年，美国成为全球新的液化生产线投运最多的国家。Cove Point项目1号生产线、Sabine Pass项目5号生产线、Corpus Christi项目1号生产线相继投产。全年美国共出口2105万吨LNG，增长率超过60%，在全球出口总量中的份额达到6.58%，跃居全球LNG出口第四位。

美国首批获得FID的LNG出口项目共计9个。这些项目计划于2017～2019年间集中投产，名义产能达到6775万吨/年。美国能源信息署（EIA）预计，到2019年年底，美国LNG出口产能将达到89亿立方英尺/日，美国将成为全球仅次于澳大利亚和卡塔尔的第三大LNG出口国。

4.俄罗斯

作为全球最大的天然气出口国，俄罗斯天然气出口方式严重依赖管道，进入全球LNG市场相对较晚。2017年12月，亚马尔LNG项目1号生产线投产，出口首船LNG，俄罗斯首次实现出口LNG。随着第二年2号和3号生产线相继投产，总耗资270亿美元的亚马尔项目进入全面运营阶段，俄罗斯LNG出口能力进一步提升。2018年，俄罗斯共计出口1893万吨LNG，增长率达到70%，在全球出口总量中的份额达到5.92%，位列全球LNG出口大国第六位。LNG市场的蓬勃发展加大了俄罗斯发展LNG产业的紧迫感。根据俄能源部制定的发展规划，俄罗斯计划到2020年出口LNG3500万～4000万吨，在世界市场上所占份额提高到10%；到2030年争取达到7000万～8000万吨，占世界市场份额升至15%。2013年俄罗斯LNG出口自由化法案批准后，俄罗斯最大的独立天然气生产商诺瓦泰克等企业进入出口行列，出口主体的增加也使俄罗斯政府的目标变得更加实际。

亚马尔项目投产前，俄罗斯只有一个液化项目在运，即萨哈林2号项目，其年产量约为1000万吨。2018年提前满负荷运行的亚马尔项目设计最大产能达1650万吨/年。启动亚马尔项目后，诺瓦泰克公司正在敲定北极LNG-2号项目的合作架构，该项目设计产能约为2000万吨/年，预计于2022年投产。公司还计划到2030年将LNG产量提高到7000万吨/年，并占据全球十分之一的市场份额。届时俄罗斯将成为与美国、卡塔尔和澳大利亚并列的全球LNG出口大国。

02

主要进口国需求强劲

以中国为代表的亚洲国家需求强劲，足以吸收LNG的供应增量。中国占LNG进口增量的一半左右。欧洲LNG进口略有增加，并在平衡全球LNG市场方面发挥作用。

亚洲作为LNG出口地区的重要性日益增加。2017～2018年，全球前三大LNG进口国日本、中国、韩国的LNG进口量之和占到全球LNG进口总量的一半以上，印度则是全球仅次于日、中、韩的第四大LNG进口国（见表2）。LNG需求增长也主要集中在亚洲地区。中、印等新兴市场成为拉动LNG需求增长的主力。此外，欧洲也吸纳了近期LNG供给的部分增长。受天然气产量减少、核电机组停用等因素的影响，欧洲地区LNG进口略有增加。预计2019年亚洲和欧洲将继续消化新的LNG供给。

1.日本、韩国

过去的半个世纪中，日本一直是LNG的主要消费国，1985年，韩国成为亚洲地区第二个LNG进口国。多年以来，日本和韩国曾一度占到全球LNG消费量的70%左右。由于地理条件的限制，日韩两国几乎所有天然气需求都由LNG来满足。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，发电行业的燃料之争直接影响两国的天然气需求。

在2011年大地震和海啸后，受大面积关停核电站的冲击，日本LNG需求出现强劲增长。但最近几年间日本国内核电站继续重启，其LNG进口需求受到影响。2018年，日本LNG进口量小幅下降，总量达8321万吨，占全球进口市场的26.01%，但仍是全球最大的LNG进口国。未来日本LNG进口需求的变化在很大程度上依赖于核电站重启的速度和程度。到2025年后，随着多个核电站退役，日本LNG进口有望再现增长，但由于下游市场基本成熟、用电强度走低和能源效率提高，其LNG需求量恐难回此前达到的高位。也就是说，日本的LNG需求或已达到峰值。

2018年，得益于能源转型路线图下电力行业的变化，韩国LNG进口量创下该国有史以来的新记录，进口总量达4450万吨。韩国重启的核反应堆采用了更严格的安全标准，导致停机时间比原计划更长，2018年核电利用率降至66.5%，创下历史最低水平；受改善空气质量需求的推动，加之旧设备停机重购，燃煤电站可用性下降。2018年燃气机组发电量占韩国总电力需求的27%，达到历史最高水平。但是鉴于此前已经获批的煤电、核电装机容量较大，预计未来韩国天然气需求难以大幅增长。

2.中国、印度

中国无疑是带动全球LNG需求增长的主要力量。2017年，受"煤改气"推进、冬季采暖期中亚管道天然气进口削减、下游用户需求高涨等因素影响，中国天然气进口量大幅攀升，并且LNG进口量超过管道天然气进口量，中国首次超过韩国成为全球第二大LNG进口国。2018年，由于大规模"煤改气"的持续影响，以及强劲的燃气发电增长等因素，中国LNG进口总量超过5300万吨，占天然气总进口量的六成，规模创历史新高。由于国产天然气和管道进口气增量有限，LNG贡献了增量的最大份额。

就新兴市场而言，除了中国以外，拉动LNG需求增长的主力还有印度。印度是目前全球仅次于日本、中国和韩国的第四大LNG进口国。印度方面计划扩大LNG进口，并将采取一系列措施，包括在已有的4个LNG进口接收站基础上再建11个接收站等，力求到2030年将天然气消费量在能源总量中的占比提高到15%。2018年，印度LNG进口比上年增加了396万吨，也是进口增量最大的一年。尽管LNG现货和长协合同价格较高，进口LNG价格仍然比石脑油、煤焦油和液化石油气更具竞争力，印度国内的化肥、城市燃气和炼油行业的LNG需求强劲。

3.欧洲

欧洲是最古老的LNG进口地区，进入21世纪以来，地区LNG需求快速增长，2011年曾接近8200万吨，但由于LNG和管道天然气之间存在激烈竞争，价格非常敏感。近两年来，欧洲南部地区为减轻对俄罗斯进口管道天然气的依赖，应对核电受制及季节性发电需求，进口LNG数量持续增加。在高度流动性且相互关联的西北欧市场，随着目的地灵活的LNG纷纷流入，LNG进口量亦有所增长。

欧洲地区天然气进口需求的主要驱动因素是燃煤电站和核电站的退役，以及荷兰与挪威等国天然气产量的下降，但可再生能源与储能的发展和应用将大大降低天然气发电在欧洲电力系统中的地位，进而限制欧洲LNG的进口。另一方面，欧洲现有的基础设施支持其大幅提升管道天然气进口量，尤其是来自俄罗斯的管道天然气，更好的运输条件使得管道天然气比LNG有更大的成本优势。但如果消费国选择限制俄罗斯管道天然气在市场中的份额，那么地区LNG进口量将由天然气需求动态和地缘政治因素共同决定。

值得一提的是，由于地区LNG市场发展成熟、LNG及天然气存储方式灵活多样，汽化能力充足，天然气需求的价格弹性较高，欧洲被誉为全球LNG市场"平衡器"，能在平衡市场供给方面发挥一定的作用。

二、商业模式演进与重塑

除了LNG市场供给和需求的动态变化之外，在竞争加剧的压力下，LNG市场本身的游戏规则也在迅速变化。为了适应新的条件，新的价格指标出现，供应方式更加灵活，价格套利和额外盈利吸引更多的市场主体参与LNG贸易。在争夺消费者的斗争中，贸易商和LNG生产商正在积极投资LNG进口商的下游基础设施，以创造额外的天然气需求，并在新市场中立足，与买家建立更密切的关系。LNG市场正在变得越来越复杂，越来越灵活。

01

定价模式日趋多元

美国LNG出口价格与天然气价格挂钩，增加了LNG贸易合同定价的多元性，但与油价挂钩的定价方式仍是主流。同时，亚洲现货LNG价格指数积极发展。普氏日韩指标日渐成为现货基准价格，亚洲国家也在积极探索建立区域天然气市场价格指数。

1.从单一的油价挂钩到混合定价

从历史上看，全球LNG主要通过长期合同销售，其定价与石油价格指数挂钩。这也是保护液化工厂建设项目投资回收的需要。但在过去十余年中，定价模式开始发生变化。首先，欧洲天然气市场（西北欧）LNG销售价格与该地区市场内天然气价格挂钩，主要采用英国NBP或荷兰TTF交易中心定价。其次，长期合同以外的LNG销售份额有所增加。再次，美国参考其国内Henry Hub中心定价的LNG开始进入国际市场。最后，亚太地区独立的LNG定价机制也在积极发展中。

最近几年间，由于国际油价相对低迷，LNG供应协议中大多数买家倾向于选择与油价挂钩的定价方式，但同时，其他定价机制也得到了相应的发展（见图2）。2018年，随着油价不断攀升，更多买家转向新签挂钩气价的LNG采购合同。美国继续向亚洲出口LNG，由于出口交货地灵活、市场流动性强、报价透明度高等原因，美国Henry Hub天然气价格指数逐渐成为全球LNG市场重要的参照之一。

2019年4月，壳牌与美国LNG开发公司Next Decade签署协议，达成美国首份与布伦特石油价格挂钩且由美国生产的LNG长期协议。根据协议，Next Decade每年将向壳牌提供200万吨LNG，其中四分之三将与布伦特原油价格挂钩，其余则与Henry Hub天然气价格指数挂钩。此外，美国独立开发商Anadarko在莫桑比克开发的LNG项目，也已经开始混用与油价钩挂、与Henry Hub挂钩的两种定价模式。

IEA在《2018年全球天然气安全回顾》中指出，由于国际市场上来自美国的LNG增多，新签合同挂钩气价变得越来越普遍，但LNG供应合同中大多数仍按石油价格指数定价，尤其是亚太地区。由于石油市场收紧的风险，加上LNG供应的季节性紧张，给LNG定价带来额外的压力。基于石油价格的定价模式将对全球LNG市场的灵活性和流动性产生持续影响。

2.亚洲现货LNG价格指数积极发展

●普氏亚洲LNG现货价格基准

2009年2月，标普全球普氏能源（S&P Global Platts）推出LNG市场基于现货交易价格的日本-韩国LNG标杆（JKM）。由于日韩两国占全球LNG进口量的份额较大，JKM逐渐成为衡量全球特别是亚太地区LNG现货价格走势的关键参考。

随着LNG产品在供需两端都大幅增长，不断有新的期权产品产生，越来越多的衍生品市场转向通过现货交易，现货交易反过来也带动LNG衍生品合约的需求增长。亚洲是全球重要的LNG终端需求目的地，以亚洲LNG现货价格指数JKM作为定价基准的相关衍生品合约交易量正在快速上升。JKM期货交易量自2016年起增长了10倍。如美国洲际交易所于2012年推出的基于JKM的LNG期货合约，目前已成为全球至少六种LNG衍生品合约中最受欢迎的产品。据彭博社统计，2018年12月合约交易量超过1.7万手，是2017年1月交易量的10倍。活跃度紧随其后的是芝加哥商业交易所基于JKM的LNG期货合约，其交易量于2018年11月曾触顶3335手。

●新加坡、日本、中国探索建立区域价格指数

与此同时，新加坡、日本等亚洲国家一直努力，试图成为亚洲LNG价格指数制定者。中国也正在以油气交易中心为平台，探索建立区域天然气市场价格指数，提升亚洲买家定价话语权。

新加坡位于亚洲大多数LNG贸易海运航线中间，航线上大部分货物都通过新加坡水域附近。由于之前亚洲天然气市场参与者对LNG现货指数缺少统一认识，为了给LNG提供一个可信的亚洲基准点价格，2014年9月，新加坡交易所对参与交易的交易商数据进行计算，在新加坡LNG FOB价格基础上形成Singapore Sling。2016年9月，新加坡交易所又在供往日本、韩国、中国等地的LNG信息基础上形成North Asia Sling。Sling指数反映了亚洲LNG现货指数的市场需求，其参与者形成了一个不同于北美地区的市场群体。在覆盖地域和价格指向上，Sling类似于Platts JKM，但由于新加坡国内天然气市场规模有限，LNG交易流动性不足，参与者对Sling指数的兴趣有限，新加坡很难在全球LNG市场中发挥平衡作用。

2014年，日本场外交易所推出无实物交割LNG远期合约（Japan DES），其价格以日本能源价格和信息服务提供商RIM Intelligence的指数为基础。此外，2016年2月，芝加哥商业交易所还在其平台上推出Japan DES的期货合约，该合约基于RIM Intelligence开发的指数，但并未得到长足发展。目前日本大多数LNG供货合约仍然是绑定日本到岸原油现货价格指数（JCC）。

2015年3月，中国上海石油天然气交易中心成立，2016年11月，交易中心正式投入运行，由天然气挂牌方式开始，随后增加双边竞价和现货买卖两种方式。2018年4月，交易中心推出天然气产能预售和LNG冬季窗口期向第三方开放业务。目前，利用交易平台场内交易数据、会员单位与中心共享的场外交易数据，交易中心完成中国LNG出厂价格指数、中国华南LNG交易价格指数等的设计和发布，逐步形成中国油气价格标杆。此外，2017年7月，在重庆成立了中国第二家石油天然气交易中心。

3.出现采用煤炭指数定价的LNG协议

2019年4月，壳牌和日本东京燃气公司签署了一份为期10年的基于煤炭指数定价的LNG供应协议。根据协议，东京燃气将在2020年4月至2030年3月的10年间，每年向壳牌购买50万吨LNG，其中部分将采用与煤炭相关的定价公式，其余将按常规天然气和石油相关指数定价，这也是日本买家首次在LNG合约中使用煤炭价格指数。

目前，亚洲地区LNG长期合同普遍与油价挂钩，而美国则通常基于Henry Hub天然气指数定价。在此背景下，壳牌和东京燃气达成的LNG供应协议采用煤炭指数定价，间接凸显出煤炭在日本电力市场中的地位。

在很多国家和地区的电力行业中，煤电是发电结构中不可或缺的一部分，煤炭是天然气最大竞争对手。对于拥有大量煤电装机的国家和地区，LNG协议基于煤炭指数的定价方式具有吸引力。一方面，可以让LNG价格与煤炭市场价格变化保持一致，扩大天然气的竞争力；另一方面，可通过与煤炭燃料的价格联系，分散LNG价格风险。路透社指出，参考煤价出售LNG是蓬勃发展的LNG市场的一次创举，标志着LNG的定价方式正随着需求和现货贸易的增加而变得越发多样化。

02

供应模式逐渐灵活

全球LNG现货和短期贸易呈现快速增长态势。新签LNG长协复苏，平均合同期限和合同量在连续几年的持续下滑后回升。目的地灵活的长期合同越来越普遍，LNG二级市场正在发展中，卖方用灵活的长期资源组合来满足新用户的短期需求。

1.现货和短期贸易占比增加

在国际传统LNG业务实践中，通常以长期购销合同为基础，以短期、现货交易为补充，其市场逻辑在于，天然气无法在开采后大规模储存，同时天然气管道、液化站等建设均需要巨额投资，通过签订长期合同可确保项目融资。然而，随着全球LNG整体交易量增大，气田、管道、液化站的开发对于下游长协买家的依赖程度有所降低，LNG现货市场流动性逐渐增强。

根据国际LNG进口国联盟组织（GIIGNL）发布的《2019年LNG产业年度报告》，2010年以来全球LNG现货（交易日后90天内交付）和短期合同（4年以内）贸易量持续增长，2011～2017年间全球LNG现货和短期贸易量在LNG进口总量中的占比稳定在27%左右，但这一占比2018年跃升至32%（见图3）。2018年，全球LNG现货和短期合同交易量为9930万吨，比上年增加2170万吨，增幅达28%。这主要是受美国和俄罗斯供应增加，以及集成商和贸易商处理量增长的影响。

根据GIIGNL的数据，2018年全球LNG现货交易达到7870万吨，占LNG进口总量的25%左右，而这一数据在2017年为20%。中国、韩国和日本共吸收了约52%的现货，即4100万吨，而美国、澳大利亚和卡塔尔是最大的现货供应国。

2.合同期限、合同量回升，长期合同复苏

在全球LNG贸易发展历史中，过去大部分长期购销合同具有20年以上的期限，以及合同量等相关机制，以保证卖方长期收入的确定性和LNG液化项目的可融资性。在近些年来开始由买家主导的中长期采购中，新兴买家采取了更为谨慎的态度，希望以小量、中期合同作为采购谈判的基础。全球LNG贸易合同期限越来越短，年度合同量越来越小。

根据壳牌的数据，2017年，全球LNG贸易新签合同的平均期限约6年，合同总量仅2亿多吨（见图4）。壳牌在其《2018年LNG前景报告》中指出，供应商和买家需求之间的这种不匹配需要得到解决，以便项目开发商可以着手实施新的项目。

2018年，全球新签LNG长协出现反弹，合同平均期限为13年，比2017年的6年增长了一倍多，总合同量也翻了一番多，达到近6亿吨。新的LNG项目通常需要通过长期购销合同来获得融资，因此，长协复苏将有助于全球LNG的长期健康发展。

3.目的地灵活性增加

LNG销售合同中往往有明确的目的地条款（destination clause），即下游销售商只能将天然气供应到合同规定的地点，而不可以转卖到其他地点。这一条款本意是限制买方可能出现的套利行为。

近两年来，LNG合同的目的地条款受到各国反垄断机构的密切关注。2017年6月，日本公平贸易委员会发布对日本LNG贸易的调查结果，认为规定目的地、限制转卖等行为可能违反日本反垄断法，要求LNG卖方在新的或修订的LNG合同中不得提供或采用此类限制竞争的条款，并明确将继续监控LNG市场，以严格执行日本反垄断法。随后，韩国公平贸易委员会于2017年8月开始研究LNG合同中目的地条款的合法性。2018年6月，欧盟委员会着手调查卡塔尔LNG出口合同中的目的地条款，以确定其是否违反了欧盟反垄断规则。

最近的趋势显示，新签订的LNG贸易合同开始逐渐取消目的地限制、增加转运条款。IEA在《2018年全球天然气安全回顾》中指出，LNG贸易灵活性不断提高，市场正朝着流动性增强和全球化方向演进。针对新项目所签署的具有灵活目的地的长期合同占比逐渐提高，这些长期合同的买家可以将LNG转售给第三方，通过开发二级市场向更小的买家和新参与者提供进入LNG市场的机会。

IEA预计，具有固定目的地的LNG合同量将在2019年达到峰值，随后下降，并在2021年被目的地灵活的LNG合同超越（见图5）。LNG合同目的地灵活性增长主要得益于美国，该国正在加大LNG出口产能，其次是澳大利亚。到2021年，近60%来自亚太和北美地区的LNG货物将没有目的地限制。未来2～3年内，超过500亿立方米/年的固定目的地出口合同将到期，这些合同有可能被具有灵活目的地的新合同替代。
 

03

市场参与模式不断演进

LNG灵活销量的增长导致市场上涌现出大量新的LNG贸易商。天然气市场和石油市场的各种参与者开始从事LNG贸易，并加速布局整个LNG产业链投资。在全球范围内建立灵活的投资组合正逐渐成为LNG市场参与者发展转型的主要方向。

1.大宗商品贸易商进军LNG市场

传统LNG贸易中，卖方的LNG供给往往是来源于自己的项目。随着国际LNG贸易流动多元化，从生产商处购买大宗商品、然后转售给进口商赚取利润的专业贸易商也纷纷进入LNG行业。2010年，当时全球最大的独立石油贸易商Vitol集团在没有天然气供给来源的情况下与科威特石油公司签订了长达四年的LNG供给协议，此后，Vitol与LNG行业诸多买方进行交易，通过签订中短期合同出售LNG货物。除Vitol外，Trafigura、Gunvor等商品贸易巨头也先后进入LNG市场。

这些国际贸易商的出现，为LNG市场带来新动力，并推动现货交易规模迅速扩大。LNG市场越是拓展，越是朝着灵活的流动市场发展，贸易商用来巩固其市场地位的商机就会越来越多。根据彭博社汇编的数据，在过去两年中，活跃在LNG领域的3大商品贸易商LNG交付量增加了一倍以上，并在2018年占到全球LNG贸易量的近9%。此外，Vitol、Trafigura和Gunvor不仅进行LNG贸易，还投资LNG船和出口码头，这正在推动该行业更快的发展。

2.传统LNG进口商开展LNG贸易

传统LNG进口商纷纷创建自己的贸易部门。当然，这些公司开展LNG贸易的需求各有不同，如为了转售LNG订购合同中的盈余，通过交换来优化运输成本，避免在市场上采购天然气的额外费用等。

2018年10月，波兰国家石油天然气公司PGNiG与美国公司Venture Global LNG签署LNG购销协议，根据协议，PGNiG将从美方出口终端在离岸价基础上购买LNG。也就是说，在卖方把LNG交付给装货港运输船后，买方将自行决定货物去向，直接运回波兰国内，亦或通过自己的贸易部门用于转售。此外，日本电力公司JERA已于2017年2月转卖了第一船进口LNG。JERA还与韩国天然气公司KOGAS以及中海油签署谅解备忘录，共同探讨联合采购LNG、共同参与上游项目、运输和贮存LNG等合作事宜。

3.大型LNG生产商拓展LNG业务

2018年1月，卡塔尔两大LNG生产商--卡塔尔天然气公司和拉斯拉凡天然气公司正式合并，新的LNG巨头在为卡塔尔LNG行业开辟新发展路线的同时，也为其搭建了更加广阔的LNG贸易网络。两家公司均为卡塔尔石油公司的子公司。卡塔尔石油公司已与埃克森美孚公司成立了专门的合资企业，负责销售卡塔尔以外生产的LNG。两家公司不仅在卡塔尔合作开发巨型LNG出口项目，还在阿根廷、巴西和莫桑比克开展上游勘探开发活动。2019年初，卡塔尔石油公司和埃克森美孚公司还宣布将共同投资超过100亿美元在美投建LNG出口终端。

4.国际油气巨头优化LNG投资组合

除传统油气勘探生产外，近年来国际大型石油公司正着力拓展LNG业务，优化LNG资产的投资布局。2016年，壳牌斥资530亿美元收购英国天然气集团（BG）。通过收购，壳牌实现了资产规模扩张和资产结构调整，并通过整合BG的LNG业务扩大在全球LNG市场的优势，一举成为全球最大的LNG供应商。2018年10月，壳牌引领的财团对搁置两年之久的LNG Canada出口终端项目做出FID。LNG Canada耗资约310亿美元，是自2013年俄罗斯亚马尔项目之后规模最大的LNG出口终端。

2018年7月，道达尔以15亿美元的价格完成对法国Engie集团旗下LNG资产的收购，借此一跃成为全球LNG市场第二大供应商。这是继壳牌收购BG之后，油气巨头扩大LNG业务的又一实证。目前，道达尔在澳大利亚、卡塔尔、尼日利亚、阿尔及利亚等顶级LNG出口大国都拥有大型LNG项目，尤其在澳大利亚参股的Ichthys LNG项目，总投资高达340亿美元。

LNG市场上以壳牌、道达尔等国际大石油公司为代表的卖方主体，正在从生产到海外航运液化再到销售，建立LNG全产业价值链。以壳牌为例，上游领域，2004年以来，壳牌的天然气储量比例和产量占公司油气储量和产量的比例始终保持在50%以上，保证了LNG一体化业务的原料自给；中游领域，壳牌液化能力居全球首位，还拥有全球最大的LNG运输船队；下游领域，作为全球第一大LNG供应商，壳牌销售的LNG大部分为自产，也通过向合资公司购买部分长期合约弥补供应缺口。其多样化的LNG投资组合覆盖生产、液化、营销、分销、运输和汽化业务，全产业链环环相扣、紧密衔接。

总的来说，在全球范围内建立灵活的投资组合正逐渐成为LNG市场参与者发展转型的主要方向（见图6）。在上游拥有多样化的项目组合，并且可以进入下游的不同市场，以这样的方式参与LNG市场，不仅可以分散供需风险，还可以在全球范围内优化运输成本。

三、趋势展望

在LNG引领下的全球天然气行业继续保持强势增长，但LNG市场的波动性风险仍在继续，来自管道气以及可再生能源等其他替代能源品种的竞争也将日趋激烈。中短期来看，全球LNG需求增长将在2020～2021年间有所放缓，随后出现反弹，进出口地区结构随之进一步调整；长期来看，到2040年，LNG贸易增长将超过一倍，促使市场更加一体化和市场化。

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市场前景良好，但存在波动性风险

由于需求市场广阔、低成本供应充足和LNG引领下的全球天然气贸易活跃，天然气行业获得强势增长。在《能源展望2019》中，BP指出，2017～2040年间，天然气需求将强劲增长，明显快于石油和煤炭需求增速。展望期内，LNG贸易增长将超过一倍，即从2017年的4000亿立方米增长到2040年的9000亿立方米。交易量大涨将促使LNG全球市场更加一体化和市场化。但同时，LNG供应量的增长取决于投资新项目的时机和资金情况，LNG新项目投资的周期性意味着市场的波动性风险仍将继续。

彭博新能源财经（BNEF）在最新发布的《2018年下半年全球LNG市场展望报告》中预测，2019年，来自中国及南亚地区新兴市场的强劲需求将进一步推动全球LNG贸易。2020～2021年间，由于日本将重启第九座核电站，俄罗斯也将开始通过管道向中国供应天然气，全球LNG的需求增长将放缓。同一时期，众多新的LNG项目集中投产，LNG出口设施的平均利用率将降至87%，达到十年来的最低点，不过这种供应过剩的情况温和且只会持续较短时间。2021年之后，随着南亚及东南亚本地天然气产量衰减以及基础设施的扩建，全球LNG需求增速将有所反弹。BNEF认为，自2021年起，随着现有供应合同即将到期、难以满足日益增长的需求，全球将涌起新一轮LNG供应合同的签署热潮。为了确保2025年后充足的供应，新的购销合同需要在2021年前签署以保证新的供应项目可以通过FID。

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进出口地区结构发生变化

在对未来5年LNG市场的预测中，IEA认为，在卡塔尔没有确认投资计划的情况下，美国将在2024年成为世界上最大的LNG出口国，出口量达到1130亿立方米。美国、澳大利亚和俄罗斯的新产能将占世界天然气出口增量的近90%。到2024年，中国将成为全球最大的LNG进口国，进口量达到1090亿立方米。亚洲其他新兴市场也将推助LNG贸易增长，将LNG进口量从2018年的810亿立方米增至2024年的1550亿立方米。同期，由于区域内天然气产量持续下降，欧洲天然气供应缺口将增加近500亿立方米。预计这部分短缺将通过管道天然气和LNG，即传统来源和新来源相结合的方式来弥补。在面向2040年的LNG市场预测中，BP认为，北美引领LNG出口的增长，中东、非洲和俄罗斯紧随其后。随着市场逐渐成熟，美国和卡塔尔将成为两大全球LNG的出口中心，到2040年两国合计占全球LNG出口的40%。亚洲仍将是全球LNG的主要进口方，但进口结构有所变化。2040年中国、印度和其他亚洲国家的进口量有望占到全球进口量的一半，超过老牌进口大国日本和韩国。欧洲仍是重要的需求市场，将继续发挥平衡市场的作用（见图7）。

03

与管道气以及替代能源品种等竞争激烈

BP表示，随着供应持续增加，LNG在全球天然气贸易中的占比将不断提高，并在本世纪20年代末超过管道天然气，到2040年占到全球一次能源总需求的15%以上。IEA指出，如今长输天然气贸易正在崛起，到2040年，超过80%的天然气增量来自LNG（见图8）。

同时，欧洲和中国将成为LNG和管道天然气之间竞争的核心市场。BP指出，LNG供给增加导致LNG和管道天然气之间的竞争更加激烈，尤其是在欧洲和中国。在欧洲，到2040年，天然气产量降低40%，对外依存度上升到约75%。欧洲便利的输气管网基础设施使得管道天然气，尤其是来自俄罗斯的管道天然气，相较LNG更具成本优势。欧洲在平衡全球LNG市场中所起作用关键要看俄罗斯能否维持其在欧洲天然气市场所占份额。在中国，尽管国内天然气产量大幅提升，但需求增长大于供应增长，导致2040年进口依存度超过40%。半数进口增量将由俄罗斯和其他独联体国家的管道天然气来满足，剩余增量来自LNG。

除管道天然气外，LNG行业仍面临着来自可再生能源和储存技术越来越大的竞争，后者比化石燃料更清洁，而且更便宜。

04

浮式LNG为市场提供增长机遇

作为一种新兴技术，浮式LNG装置最近几年在国际市场很受欢迎，美国、海湾国家等都有了一定范围的应用。浮式LNG技术主要包括FLNG和FSRU。FLNG为浮式液化技术，可代替岸上传统的浮式LNG工厂；FSRU为浮式储存和再气化技术，可取代传统的LNG终端。FSRU和FLNG具有投资少、建造快、可移动等特点，其节约时间成本、提升投资收益等优势很好地迎合了当前市场特点和买卖双方需求，正在为世界各国使用LNG提供充足的增长机会。

从供应方面来看，FLNG有望在市场紧张时有效和迅速地增加供应。2017年，埃尼公司就莫桑比克海上Coral浮式LNG项目做出FID，整个项目80亿美元，其中包括斥资25亿美元委托三星重工为该项目建造全球首个深水浮式LNG船，2021年交付，每年可生产340万吨LNG，同时具备23.87万立方米的LNG储存能力。该项目也是当年全球唯一达成FID的液化项目。

从需求方面来看，2017年，基于FSRU的LNG进口保障了近75%的新增消费，全年通过FSRU共接收LNG3500万吨，约占全球LNG供应量的12%。伍德麦肯兹表示，截至2018年全球至少有30个FSRU项目投产。FSRU动态发展增加了LNG市场的灵活性，尤其是通过租赁浮动终端，新进口商可以很快地进入LNG市场，并在必要时迅速离开。

尽管对于浮式LNG而言，无论FLNG还是FSRU都不可能取代当前岸上设备的地位，但在一定程度上，这些LNG创新技术可以拓展LNG的生产范围，并将行业带入一个全新的层面。

05

LNG需要更多的船舶，船舶需要更多的LNG

一方面，全球LNG贸易量提升创造了更多的航运需求。在2013～2015年间一波液化项目投资决定的带动下，LNG运输船订单成倍增加并一度触及船厂的生产瓶颈，新LNG运输船交付数量在2018年达到峰值，随后将出现下降，如今16%左右的闲置运输能力到2023年将降至0。对快速增长的LNG贸易市场而言，新增运力的短缺将影响到供应的灵活性和稳定性。尽管最近租船费率的波动引发了LNG运输船的新订单。不过，还需要更多的运力投入其中为相关方提供运输服务，需要更多的运输船订单以维持2022年后LNG航运市场的平衡。IEA也表示，LNG运输船领域投资的匮乏和滞后将对市场发展和供应安全造成威胁，特别是LNG运输船的缺口可能将先于液化产能的缺口出现。

另一方面，在国际海运船舶燃料生态标准趋紧以及世界主要港口LNG基础设施开发推进的背景下，LNG预计将成为支撑海上交通快速发展的船舶燃料。从2020年1月1日起，国际海事组织（IMO）将收紧国际海运所用燃料的硫氧化物含量要求，船用燃料生态标准的提高为船舶重油的替代燃料带来新的需求。在可以为船舶加注的低含硫或零含硫的替代燃料中，LNG无疑是最具有推广潜力的船舶动力燃料。牛津能源研究所的数据显示，到2030年，船舶加装的LNG燃料预计将超过500亿立方米（2017年船舶LNG加装量不足10亿立方米）。从中期来看，用作船舶燃料的LNG将是一个特殊的需求增长市场。

正如IEA所言，LNG需要更多的船舶，船舶需要更多的LNG。

参考文献：

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[11]彭博新能源财经.2018年下半年全球液化天然气市场展望报告[R].2019.

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[13]吕淼.全球LNG市场现状及未来展望与新动向[J].南方能源观察,2018年5月.

原文首发于《能源情报研究》2019年6月