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面对全球LNG市场的成型，中国应尽快放开LNG进口权管制，并针对进口LNG优先开放管网，以更加开放的心态来迎接市场挑战。
根据预测，未来数年，我国进口液化天然气(LNG)将维持快速增长态势。预计到2020年,中国LNG进口量将有望达到6000万吨，占亚太地区份额将从现在的8%上升至20%。鉴于中国LNG进口规模日趋增长，前瞻性地分析未来国际LNG市场供求形势及价格机制可能面临的变革，对于做好国内天然气行业相关工作具有重要意义。
全球LNG市场成形
2005到2008年间，卡塔尔人以其远见和胆略，利用其LNG超级生产线(美国空气产品公司为其设计建设的液化生产线比当时最大的液化装置的产能还要大50%)和超级运输线(Q-Flex和Q-Max两种超大规模的LNG运输船，后者比常规LNG船装载量要多80%，运输成本下降20-30%)，一举改变了全球天然气供应格局，成为最具领导力的LNG供应国。
2012年,卡塔尔在全球LNG市场的占有率达33%。卡塔尔人之后,全球新增产能寥寥,整体供应格局未发生大的变化。但2011年日本福岛核事故无疑相当于在全球LNG市场投放了一颗原子弹——后福岛时代,日本弃核电而转投天然气发电,包括日本在内的整个亚洲地区的全球LNG进口比例,由日本大地震前的60%,大幅增长至75%左右。
市场的无形之手自动地进行了平衡,将一部分原本供应管网较为发达地区的LNG,转而运抵亚洲市场。福岛事故之后,欧洲以及北美地区的LNG进口规模明显下滑,这部分减供的量,基本上都转到了亚洲市场。
尽管全球LNG市场仍然以长期协议为主,但现货贸易以其灵活便捷,最终将资源配置到价格最高的地方。国际LNG进口商组织(GIIGNL)数据显示,2012年全球LNG市场现货和短期合同贸易比例明显增长,占贸易总量的25%。不过,现货市场目前才刚刚起步,东北亚地区的未来现货贸易规模有望大幅增长。
以现在为起点,到2020年,全球LNG供应形势将发生重大变化。经过上一轮大规模建设之后,卡塔尔在LNG领域的投资暂时告一段落,此消彼长,意味着其在国际LNG市场的份额将呈下降趋势,而另外一些国家的份额则会随之增长。
首当其冲的便是澳大利亚。目前,澳大利亚在建的液化产能约有6200万吨/年,预计2014-2018年间将投入运行。另有3600万吨/年规划产能,不过2020年前,这些产能预计难有突破性进展。
其次是美国,美国页岩气革命成功以后,世界范围内都在热议其能源独立和成为天然气出口国。美国能源部也确实核准了多个LNG出口项目。目前为止,美国批准的出口规模约为2600万吨/年,另有20000万吨/年的页岩气出口申请仍在审批之中。尽管这些申请不太可能全部获得通过,但美国能源部显然承受较大压力,需要尽快予以审核。
根据英国剑桥能源研究中心相关研究预测,到2020年,美国将有7300万吨/年的产能获得放行,这一产能约为所有申请的27个项目中最大的6个项目的产能。
另外一个来自北美的潜在出口国便是加拿大。
迄今为止,加拿大已批准了6个LNG出口项目,出口产能约6200万吨/年。但相比较于美国,加拿大在签发LNG出口许可方面似乎并无太多掣肘和顾忌。如果加拿大的出口能力再增加2000万吨/年,那么到2020年北美的LNG出口能力将达到9500万吨/年。对于全球LNG市场来说,来自北美的资源尤为重要,因为其计价模式不直接与原油价格挂钩。
除了澳洲和北美之外,另有其他一些国家的液化生产线也在建设之中,合计共约2700万吨/年的产能。俄罗斯、东非、塞浦路斯等国将有望再增7100万吨/年的产能。所以,算上澳大利亚和北美的产能,以及其他地区5500万吨左右的增加量,全球LNG的供应规模将增加22000万吨/年左右(6200+9500+5500,因相关数据均为预估,存在较大出入)。
过去两年,全球的LNG供应量维持在24000万吨左右,也就是说,从大数来看,到2020年,全球的LNG供应规模有望翻翻。
传统贸易机制将被颠覆
供应侧只是全球LNG市场这枚硬币的一面,另一面则是LNG接收终端及再气化产能。资本在涌入液化产业的同时,也有大笔投资进入LNG接收站和再气化领域。目前,全球在建的再气化产能约为10000万吨/年,其中位于亚洲的项目占到近一半,拉丁美洲约2900万吨,欧洲约2300万吨。另有18000万吨/年的新增气化能力有望投入建设。
如此看来,LNG液化产能和气化产能趋于平衡(尽管无论是气化还是液化,产能并不意味着产量)。问题在于,很多气化项目的产能均基于推测,并不一定最终落地。
相比较而言,LNG液化装置较之气化装置更为复杂,故气化装置工期更短,尤其是浮式储存及气化装置(Floating Storage and Regasification Units,FSRU)——浮式LNG技术正越来越受业界欢迎,实际上拉丁美洲的LNG接收终端多为FSRU,国内首个浮式LNG项目中海油天津LNG项目也于去年获批。预计,接下来数年中,会有更多LNG接收站项目公布建设,并在2020年前后投入使用。
所以,未来数年,国际LNG市场供求形势偏松还是偏紧,与液化和气化项目建设进度密切相关。不过,根据现有数据分析,未来全球范围内LNG的气化和液化产能预计会在2:1左右。而气化产能的过剩将给予资源方选择买方提供了余地。不过,到2020年,全球LNG液化产能的步子似乎要快于气化产能,从而使得现货市场的整体形势要相对宽松。
无论是从全球LNG贸易来看,还是从LNG资源在不同区域间流向来看,这一形势都具有重要意味。从贸易角度来看,一个相对宽松的全球LNG市场意味着卖方之间的竞争会加剧,从而导致价格存在下行的可能,而价格下行会刺激需求,尤其是电力市场对LNG的需求。
至于资源流向,根据全球LNG贸易发展态势判断,东北亚的买家将首选来自澳大利亚、东南亚的LNG资源,其次才是来自美国的页岩气。卡塔尔在东北亚市场面临的挑战将越来越大,因而可能需要将目标市场调整至近东、中东以及欧洲市场。包括北非、西非以及东非在内的非洲LNG资源也同样如此。不过,同为非洲的阿尔及利亚、尼日利亚和安哥拉将有望竞争增长迅速的拉美市场。美国也有望在拉美市场分得一杯羹。
国际LNG现货贸易规模和占比增加,将有助于建立一个更加透明的定价机制,原有的主要与原油挂钩的定价方法面临调整压力。其中最为关键的是美国的LNG出口,因为来自美国市场的LNG价格直接基于美国亨利中心的天然气价格,外加3美元左右的液化成本以及相应的运输成本。
亚洲买家究竟在多大程度上对不与原油挂钩的LNG长协感兴趣,还有待时间检验。原有的价格机制已运行多年,且基本满足了其对稳定的LNG供应的需求,亚洲买家需要克服对新机制的心理接受问题。
另一方面,如果现货LNG的价格低于长协价格,相信买家会提出重新谈判长协价格的诉求——尽管在目前的市场形势下,设想降低价格有点痴人说梦。去年,印尼东固LNG项目非但没有降价,反倒提价近70%,澳大利亚、马来西亚等LNG项目,也都提出了价格回顾的诉求。但当我们从一个十年左右的时间维度来评估全球LNG市场的时候,形势会发生较大变化,而这种变化,无疑会增加长协重新定价的可能性,放弃与原油价格挂钩的定价机制,代之以某种形式的天然气价格指数,如参照亨利中心(HH)价格、英国国家平衡点(NBP)等,是完全可能的。
过去两年,欧洲市场即是如此,而全球市场发生类似情况的概率也正在增加。2020年前,全球LNG市场是否能够彻底抛弃与原油挂钩的定价机制,目前来看还存在诸多争议。但如果2020年美国确实有近7000万吨/年LNG投放市场,而这部分资源的价格又与亨利中心气价挂钩,那么出口亚洲的LNG继续享受高溢价的时代就将终结。
倒逼下的“中国气改”?
与同为近邻的日本和韩国相比,中国是国际LNG市场的后来者——2006年,深圳大鹏LNG接收站正式建成投运,中国才接收了第一船进口LNG,但增长迅速。根据统计,2012年,中国LNG进口量达到1480万吨,2013年预计将达到1700万吨,仅次于日本和韩国,全球排名第三。2020年前,中国对国际LNG的需求仍呈增长态势。中国应该把握全球LNG市场趋势,从自身着手,提升天然气供应保障能力,优化能源结构。
放开LNG进口权管制,并针对进口LNG优先开放管网。尽管国家放开LNG曾一度成为热门话题,但迄今为止尚未下发正式通知。而包括新奥、广汇则已经先行一步,分别计划在浙江、江苏开建LNG接收站。与三大国有能源企业不同,民企机制相对灵活,更适应未来现货规模日趋增长的国际LNG市场。
国家应尽快明确民企进口LNG权限,且可以考虑更灵活的机制。如允许民企在国际市场采购的LNG通过中海油、中石油等企业现有LNG接收站进入管网,并参照上海石油交易所业已开展的现货贸易模式,即电子平台上进行LNG贸易,并在长输管网到达的区域进行气态交付,进入全国市场。此举不仅有助于缓解高峰期间全国天然气市场的紧张局面,也可以增加参与主体,促进国内天然气市场发育。
以更加开放的姿态,加大国际合作,拥抱国际规则并参与国际规则的建设。国际合作包括两方面:一方面是拓宽与资源方的合作,增加资源来源的多元化,合同形式的多元化,价格机制的多元化。但凡遵循国际LNG市场的基本规则,中国不应抱有冷战思维,排斥与美、俄在内的任何资源方开展LNG贸易。
同时,应不失时机,抓住国际LNG市场的走势,在进口自中亚(未来预计将包括俄罗斯)的管道气和LNG之间找到合理的平衡;另一方面是加强与LNG进口国的合作。日本已联手印度等LNG进口国组建成立了LNG进口国集团。中国应在多边机制的基础上,联合韩国及我国台湾地区等一道,共同参与,推动国际LNG贸易体系的变革。
加快国内天然气市场乃至能源市场的改革,建立多层次的市场体系。国内天然气市场面临诸多挑战。如环境压力要求加快“煤改气”,但天然气与煤炭等能源的比价关系决定了天然气市场拓展并无明显优势;国内气源不足,国际资源价格高企,进口企业亏损严重,“气荒”成为绕不过去的砍,价格管制使得问题更复杂、更严峻;中国LNG进口量持续攀升,日趋成为国际LNG市场的重要买家,但却是一个被动的价格和市场规则的接受者,等等。
唯有理顺天然气与可替代能源之间的比价关系,逐步放松价格管制,建立包括LNG期货、天然气贸易中心等在内的多层次天然气市场,形成国内市场与国际市场的良性互动,中国的天然气乃至能源供应安全才真正获得保障。
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