全球LNG贸易特征与发展趋势

近年全球LNG贸易持续升温,2019年LNG贸易总量创2010年来最大增速,年增长率为13%,同时在新增液化产能、新增投资和现货价格等方面均创下新纪录。2020年全球LNG贸易量逆势增长,预计达到4950×108m3,同比增长2%。由于全球经济发展和天然气供需形势的不确定性增加,LNG贸易在供应能力、合同条款和定价机制等方面也在发生变化。总体上,2030年前全球LNG供应宽松,贸易保持增长势头,中短期合同与现货贸易份额持续增加,越来越多的新签合同将选择多元化定价和与气价挂钩的定价方式。供需双方为降低风险、提高收益,通常选择投资组合方式参与市场竞争,全球LNG市场流动性增强将促进全球化统一天然气市场的形成。提出了我国LNG贸易策略3点建议：一是利用全球LNG市场供需长期宽松的窗口期,增加进口气来源,提高天然气安全保供能力;二是把握LNG定价方式多元化时期,推动建立联合议价机制,提升天然气定价话语权;三是建立健全天然气统一进口管理和监管的法律法规体系,合理配置资源,保障我国天然气市场安全健康稳定发展。     

中国液化天然气现货价格的传导机制

近年来,我国LNG现货进口量呈现明显增长的势头,LNG现货市场成为我国补充气源的重要渠道和天然气供应安全保障的重要支撑;研究我国LNG现货价格的传导机制,进而提升我国在国际上的定价影响力,具有重要的理论价值和现实意义。为此,基于上海石油天然气交易中心的LNG现货交易数据,运用向量自回归模型对中国LNG现货价格与国际天然气价格、中国原油现货价格、中国宏观经济之间的传导关系及动态响应规律进行了实证分析。研究结果表明:①国际天然气价格指数波动对我国LNG现货价格具有直接和间接的传导关系,该价格指数对我国LNG现货价格的影响可达40%;②我国LNG现货价格不能直接对国际天然气价格造成影响,也不能通过宏观经济运行间接传导作用于国际天然气价格;③我国LNG现货价格与原油现货价格之间不存在价格传导关系,国内LNG现货市场与原油现货市场形成分割局面。进而提出建议:①短期合同应当基于LNG现货价格建立定价机制;②利用交易中心平台产生的现货交易价格编制和发布中国的天然气价格指数、LNG价格指数、LNG运输价格指数等一系列指数产品,争取亚太地区LNG定价权,提升在国际天然气贸易中的话语权;③推动LNG接收站公平有序开放,提高LNG接收站产能利用率。     

全球LNG贸易定价演变规律与新趋势及相关启示

天然气对保障我国能源安全、实现2060年"碳中和"意义重大,但是进口LNG定价话语权缺失和高资源成本却给我国天然气稳定供应带来了挑战。为了降低我国进口LNG定价和资源采购成本,在分析全球LNG贸易定价历史演变规律的基础上,系统总结了2020年新签LNG合约的定价趋势,对比了我国LNG进口长协定价模式及其存在的问题。研究结果表明:(1)全球LNG贸易定价机制已向多元化转变,区域特点和"亚洲溢价"问题明显,不同定价机制互为补充;(2)新签LNG长协与油价挂钩回归主导地位,挂钩斜率继续下降,出现动态混合S曲线;(3)我国LNG长协与油价挂钩占比高,尚不具备气—气竞争的市场条件且价格复议周期长。进而对我国LNG进口定价提出以下建议:(1)坚持"短期灵活"和"长期稳定"原则,综合运用气—气竞争、与Brent价格挂钩等多种方式,不能完全与油价脱钩;(2)参照全球新签合约及亚洲已复议合约,坚持市场平价原则,完善价格复议条款,缩短复议期;(3)国家要支持建设天然气交易中心和期货市场,尽快形成国际认可的区域基准价格;(4)提前做好预案,建立风险对冲机制,控制LNG进口资源总体成本。     

国际 LNG 市场价格走势分析

为弥补日益增加的天然气供需差额，我国特别是东南沿海地区已建、在建和已规划了数个LNG接收站，用于引进国外天然气资源，但是能否最终实现有保障的稳定供应，其最关键的因素还是LNG的市场价格问题。为此，简介了国际LNG定价机制的演变，分析了国际原油价格波动对国际LNG价格的影响，以及影响国际LNG价格变动新因素，如油气进口国的协调、LNG现货和期货贸易、管道天然气贸易的影响等。最后，从长、短期供、需关系的角度，分析了国际LNG市场价格走势。     

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近来，世界石油价格不断攀升，而天然气远距离跨海域管输又受到诸多方面的限制，这就促进了LNG贸易的迅速增长。随着我国广东LNG接收站工程和福建LNG项目的实施，国内LNG接收站工程将逐渐增多。为此，分析世界LNG生产线项目的建设和发展状况、LNG贸易方式，将有利于国内LNG接收站工程选择合适的资源和贸易方式。文章在详细介绍了距我国较近的LNG资源地的基础上，阐述了国内LNG接收站工程应基于供气安全性高、价格合理、运距近的选择原则；分析了世界LNG的定价原则，特别提到了澳大利亚LNG项目采用的S曲线计算公式；此外还介绍了目前世界上通常用于LNG贸易的离岸价（FOB）和船上交货（DES）和两种方式，并对比了FOB和DES两种方式的优缺点。     

国内外LNG供需现状及价格趋势分析

近年来,全球LNG市场迅猛发展,贸易量持续快速增长。基于对国内外LNG市场供需现状的详细分析,总结了国际LNG生产和需求的发展情况,国内LNG生产、进口现状以及未来的需求情况,分析了全球天然气价格变化情况及发展趋势。一是国际LNG市场供需基本平衡;二是亚洲已成为全球最大的也是最具潜力的LNG消费市场;三是未来我国天然气需求量将以年均高于8％的速度递增,LNG进口量还将会不断攀升;四是我国推动天然气定价机制市场化改革势在必行,与国际天然气市场价格接轨只是时间问题。     

进口LNG与国内管道天然气同网运营分析

近年来,全球LNG(液化天然气)的生产和贸易日趋活跃。我国LNG也在快速发展和引进,预计到2020年,天然气消费在我国一次能源消费结构中的比例将提高到12%。当多种气源同网运营时,气质不同,热值相差超过一定范围时,对城市燃气、天然气发电等行业会造成一定的影响。阐述了燃气同网运营(即互换性)的判定方法,介绍了国外LNG与管道天然气同网运营技术。以北京、上海为例,对我国LNG与管道天然气能否同网运营进行了分析,并对热值超过一定范围的LNG如何与国内管道天然气达到互换条件提出了建议。     

集装箱式液化天然气槽罐应用探讨

集装箱式液化天然气(LNG)槽罐的应用将大幅提高LNG运输效率,对国内传统LNG贸易产生较大影响。介绍了国内集装箱式LNG槽罐发展现状,对比常规LNG槽车应用情况,分析了集装箱式LNG槽罐的应用特点。以珠海LNG项目开展集装箱式LNG槽罐的试充装实例为基础,探讨集装箱式LNG槽罐在应用过程中可以拓展优化的方面,分析探索开展集装箱式LNG槽罐物流贸易将对传统国内LNG贸易发展带来的机遇和挑战,为目前LNG产业链同行提供思路和参考。     

油价下挫抑制“亚洲溢价”

<正>低油价带来的好处,不仅在于降低当前的LNG贸易价格,而且还有利于修改天然气的卖方垄断条款,调整天然气定价机制,为消除长期笼罩在亚洲上空的不合理的价格体系做准备。亚洲是世界液化天然气(LNG)市场的主要买家。由于与油价挂钩的定价公式,亚洲国家在购买LNG时,付出了比其他市场上更高的价格(即"亚洲溢价")。在2012年全球3279亿立方米的LNG贸易中,亚洲5个国家和地区(日本、韩国、中国大陆、中国台湾和印度)进口了2273亿立方米,占全球贸易量的69%。与此同时,当前71%的全球LNG贸易是基于油价挂钩的定价公     

美国放宽LNG出口或将对全球天然气市场产生重大影响——由于审批、投资和建设等多方面的因素，美国放宽LNG出口实现对市场产生影响的规模需至2020年之后

美国是目前全球第一大天然气生产国和消费国,国内天然气供过于求使得气价低迷,与国际市场形成巨大差价,且国内LNG进口设施能力大量闲置,这些因素将促使美国转向天然气出口。美国放宽LNG出口将对全球天然气供应格局产生冲击,传统的以俄罗斯为代表的天然气供应国主张天然气价格与国际油价挂钩的定价模式将面临挑战,俄罗斯和伊朗积极推动的“天然气出口论坛”可能逐渐边缘化。但由于受审批、投资和建设等多方因素限制,美国放宽LNG出口实现对市场产生影响的规模需至2020年之后。     

LNG市场的“亚洲溢价”问题分析及对策

长期以来,亚太地区的LNG进口价格相对于北美和欧洲地区存在着较高的溢价。为此,剖析了世界LNG市场“亚洲溢价”问题产生的原因：①与油价挂钩的LNG定价方式为原油的“亚洲溢价”向LNG转移提供了便利;②亚太地区LNG市场存在买方需求价格弹性较弱和市场有效分割的情况,出口国针对亚太地区采取了价格歧视。进一步综合分析的结果表明,受贸易限制以及液化及运输成本和地区供需差异等因素影响,LNG的“亚洲溢价”短期内难以消除,但未来新增的澳大利亚、美国、加拿大、莫桑比克等LNG供应将有助于缩小世界LNG市场的地区价差。针对LNG的“亚洲溢价”现象,中国可以采取的对策如下：①加强国内外资源开发利用,增强资源保障能力;②构建多元化的进口格局,保障能源供应安全;③完善天然气储备体系,提高风险防御能力;④建立天然气交易中心,提高谈判议价能力;⑤综合原油的“亚洲溢价”问题,建立中国、日本、韩国联合议价机制     

引进海外天然气资源存在的问题及应对措施

根据我国天然气产业的发展和引进现状，探讨了在引进海外天然气过程中出现的主要问题：①国内天然气气价过低是引进海外天然气资源的最大障碍；②跨国天然气引进存在着资源和政治风险，已签订协议也面临较大变数；③天然气需求变化增加了引进海外天然气企业的经营风险。在深入分析上述问题的基础上，提出了相应的解决措施：①加快中国国内天然气市场培育与价格体制改革，逐步实现与国际接轨；②积极开展能源外交活动，扩展进口天然气来源；③逐步实行分季使用价格制度、完善国内供气合同模式、加大储气库建设力度，化解季节性销售变化的风险。只有未雨绸缪，提前做好准备，才能更好地分享世界天然气资源，促进我国经济发展。     

中国新建LNG接收站的经营困境及其对策

由于中国自产气和管道进口气无法满足日益增长的天然气消费需求,2015年缺口量将达540×108 m3,因此需要通过建设新的LNG接收站设施、大力增加LNG进口量来弥补。但近年来,我国几个新建的进口LNG接收站都遇到了购销价格严重倒挂的经营困境,即如果按照现行的管道气门站价格销售LNG,每卖1m3天然气将会出现2~3元的亏损。采用比较法和内外因分析法研究了这一现状,结果认为,进口LNG价格倒挂问题的根源主要表现在:①亚太市场与油价挂钩的LNG采购定价机制不合理;②国内销售定价方式不科学,忽视了热值和环保因素;③LNG蕴含冷能高达830~860MJ/t,但国内对LNG冷能利用开发力度不够;④液态LNG直销市场价格承受力强,但国内目前开发效果不理想。针对形成上述困境的有关根源,研究并提出了相应的对策和建议:今后要在建立LNG期货交易中心、多采购HH(美国Henry Hub期货交易中心)价格气源、打造海外LNG生产基地、改变国内定价方式、出台环保补贴政策、发展冷能利用和液态直销产业等方面多做工作,争取尽快破解我国新建LNG接收站的经营难题。     

2013年国际天然气市场供需形势及价格走势分析与展望

2013年,世界天然气市场运行总体平稳,产量和消费量均稳定增长,供需基本平衡。定量、定性分析北美、欧洲、亚太地区三大天然气市场的供需形势和价格趋势后认为：①供需方面,北美天然气消费量小幅增长,供应相对宽松;欧洲天然气消费在2010年之后首次企稳,供需基本平衡;亚太地区天然气消费量增速减缓,新兴经济体仍是主要增长动力;全球LNG液化能力和接收能力同时增加,贸易量小幅反弹。②价格方面,北美和欧洲的天然气2013年平均价格均有较大幅度增长,亚洲地区年均价格小幅下降,三地市场价格差异明显缩小;但亚洲LNG进口价格却长期高于其他地区,承担着不合理的亚洲“溢价”。据此做出展望：预计2014年世界天然气供需将保持平稳增长,但地区市场差异仍将存在;预计北美天然气消费量将与2013年持平,供应由宽松趋于平衡,价格大幅上涨;受经济疲软、气温平稳等因素的综合影响,欧洲气价将同比下降;在国际油价与2013年水平基本持平或略有下降的情况下,预计2014年亚洲LNG进口价格将稳中有降;上述三大天然气市场价格差异有望进一步缩小。     

国外天然气能量计量与计价综述

天然气能量计量与计价已成为目前国际上最流行的天然气贸易和消费计量与结算方式。对国外天然气能量计量进展情况进行了概述,对国外天然气能量计价方式和能量价格现状进行了归纳与分析。国外的天然气能量计量技术成熟,计量标准和方法完善。全球LNG国际贸易全部采用能量计量计价的方式交易,单位普遍采用美元/MMBtu;管道气的国际贸易也直接或间接地采用能量计量计价的方式。各国的天然气交易除前苏联、东欧和中国外,虽在计量单位上有所差异,但大多数国家均采用能量计量计价方式进行交易,包括天然气管道输送和终端消费也同样采用能量计量计价。     

重建中国天然气产供储销价格形成机制——兼论中国“十四五”天然气价格改革的中心任务

中国目前的油气管网运营机制改革已进入实质性实施阶段,客观上要求再一次重建天然气产供储销价格形成机制。为此,调研了欧美国家在管网运营机制改革前后天然气价格的运行方式和管理经验,深入分析了中国天然气价格管理的现状与存在的问题,提出了重建天然气产供储销价格形成机制的具体内容和时间表。研究结果表明:①以2013年门站价格管理在全国推广为起点,中国花费了数年时间完成了天然气产供储销价格形成机制的第一次重建;②较之于管网运营机制改革,价格机制改革的难度更大,与价格形成机制第一次重建相比,二次重建的难度也更大,但意义也更加重大和深远,是中国天然气工业与市场在更高发展层次上的价格机制重建,是中国天然气行业实现高质量发展的重要保证。结论认为,应将天然气产供储销价格形成机制的二次重建作为"十四五"期间中国天然气价格改革的中心任务,并从下述5个方面平稳有序地推进:①由捆绑定价改为非捆绑定价;②理顺天然气产业链价格,即国产气气源销售价格、中间环节管道运输价格、地下储气库储气费、LNG接收站气化费、下游环节输配气价格等;③妥善解决进口天然气的定价问题;④改天然气体积计量计价为能量计量计价;⑤加快发展天然气市场中心。     

Development Status and Prospects of the Natural Gas Industry in China

The year 2017 saw explosive growth in China's natural gas market, and the apparent consumption was 235.7 billion cubic meters, up 18.2% over the same period of 2016. In 2017, China's domestic production growth picked up significantly, reaching 145.3 billion cubic meters, an increase of 9%.Natural gas imports grew rapidly, and imported pipeline gas and imported LNG totaled 91.6 billion cubic meters. The trade volume of LNG surpassed that of pipeline gas for the first time since 2012. In 2018, the macro-economy is expected to maintain growth at a moderate-to-high rate. However, driven by favorable factors such as environmental policies, China's demand for natural gas is expected to continue to grow rapidly, and natural gas consumption will maintain double-digit growth, roughly at 12%. Nevertheless, the seasonable imbalance between natural gas supply and demand will remain conspicuous.