亚洲液化天然气市场百态

亚洲溢价缩水

亚洲尚未形成具有区域影响力的气价基准，如美国的亨利中心和英国的NBP等，因此LNG长期贸易合同价格一直与油价挂钩。

目前，东北亚地区的LNG进口仍以长期贸易合同为主，现货为辅，2016年的长期贸易合同进口量占比为84%。虽然与油价挂钩仍是亚洲气价的主流定价方式，但挂钩系数已有所降低。

随着油价复苏，东北亚地区LNG进口均价2016年已触底，最低为5.93美元/百万英热单位。预计2017年东北亚地区LNG的进口均价为7.8美元/百万英热单位，比去年上涨16%，到2020年将增至11美元/百万英热单位。与长期贸易合同价格相比，对市场供需变化反应更迅速的东北亚地区LNG现货价格2014年开始大幅下跌，2015和2016年分别低于进口均价2.1美元/百万英热单位和1.2美元/百万英热单位。LNG现货亚洲溢价缩水，2015~2016年，欧洲和亚洲的LNG现货价差仅为1美元/百万英热单位。

需求增长不定

2016年，低油价导致的LNG进口价格走低对亚洲市场的刺激最大，本就不曾低过的需求再攀高峰，中国和印度的进口量分别增长37%和29%，占全球进口增量的69%。不过，由于市场的不确定性，预计未来5~15年亚洲LNG进口量增速约4%，2016年的盛景或不过是“昙花一现”。

亚洲LNG进口量2016年大增，背后的原因不外乎两个：一是进口价格弹性降低，与2014年相比，2016年亚洲的LNG进口价格下跌了60%，为9美元/百万英热单位，但需求只增长了5%，低于过去十年8%的平均增速；二是合同执行率低于规定，2016年，与亚洲签订LNG供给合同的新投产项目交付量为3170万吨，而实际交付量只有2980万吨。

作为天然气进口大户的日本，未来天然气需求表现或将失准，因为受经济放缓和核电重启加速的影响，电力行业的天然气需求已见顶。而在韩国，受廉价煤炭和核能竞争的影响，电力行业的天然气需求已大幅减少，但受益于新政府上台后的新政策，天然气需求近中期将趋稳，2025年后或震荡上升。

因为经济发展的需要，中国和印度的天然气需求不会大幅下降，但是来自两国国产气的竞争不容小觑。受环保意识增强、气候变化承诺兑现在即的影响，中国和印度这样的发展中国家解决污染问题迫在眉睫，政策必将向天然气改革倾斜，而实施效果将影响LNG需求。

供求版图重划

2016年，全球新增LNG液化能力为2300万吨，是2015年的2.9倍。预计2025年前，全球LNG规划和在建项目产能为6.3亿吨/年，而需求增量仅为两亿吨/年。在供求矛盾凸显的LNG市场，供应格局正悄悄改变。

2016年，澳大利亚出口亚洲的LNG已超过卡塔尔，已坐上亚洲供应商的“第一把交椅”。2020年前，全球LNG的新增产能将主要来自美国和澳大利亚，分别为26%和53%。但澳大利亚也有“内忧”，国内陷入天然气供应不足窘境，政府可能调整出口策略，将对东北亚市场造成冲击，出口量或将下降。

在油气价格双低的背景下，这3年是能源领域的低潮期，价格对供应的影响已大规模显现。首先是新项目上马受挫。原定于2016年投产的10个LNG厂有3个已告停。预计2025年前，全球只有26%的在建LNG项目可顺利投产，合计产能为1.6亿吨/年。其次是LNG领域的投资减少。壳牌数据显示，做最终投资决定的LNG项目数量大减，全球LNG液化能力增速2020年后将从7%降至2%，2023年才可能实现再平衡。

虽然目前的窘境是供应过剩，但供不应求的出现也只是时间问题。日本2011年签署的一系列长期贸易合同2016~2020年陆续到期，但日本买家对新签合同兴趣不大，所以2023年左右日本或将再次出现LNG需求缺口。

向买方市场转变

2016年，LNG现货贸易比例增至18%，全球LNG合同供应期限持续缩短，60%的新合同供应期限在10年内。越来越多的买家在合同中加入现货价格、交易中心价格等多种定价方式。供求关系决定价格，供不应求时卖家是老大，供过于求时主导权当然应该交给买家。随着澳大利亚LNG新项目的纷纷上马，以及美国页岩气的持续繁荣，作为需求大户的亚洲市场终于可以摆脱高昂的亚洲溢价，进口来源和定价方式都将趋于多元化。

亚洲溢价的“罪魁祸首”是与油价挂钩的定价方式，近几年亚洲市场一直致力于拥有自己的交易中心，努力抢回定价权。可以说，供应过剩的现状助力了亚洲买方市场的形成，新签的LNG进口合同与油价的挂钩比率已跌至11%。

同时，美国新投产的LNG项目多采用离岸交易模式，没有目的地限制，截至2016年底发出的48船LNG出口至拉美、欧洲和亚洲等地的14个国家和地区。低气价下，浮式接收和液化终端以投资少、建造快的优势迎合了买卖双方的需求，投产数量大增。

分析人士称，今年晚些时候石油库存的下降势头将发生逆转，因为美国原油产量将继续增加。