2017年中國LNG進口增長40% ，超過韓國成為全球第二大LNG進口國 ，今後5～10年有望超過日本成為全球最大的LNG進口國 。與國際石油市場逐步恢復供需再平衡不同 ，全球LNG市場仍在加劇寬鬆 。在大批項目上馬和歐亞天然氣需求回升的雙重作用下 ，2017年全球LNG市場迎來供需兩旺格局 。

我們面臨一個怎樣的LNG供應側? 

1.多重原因導致本輪供應突增 

天然氣市場的運行軌跡在2011年發生了重大轉折 。儘管日本“3·11”地震引發LNG進口激增 ，但由於中國經濟增速大幅放緩 、煤炭在歐洲市場的競爭力漸強 ，全球天然氣需求從2011年起開始大幅放緩 。隨著美國非常規能源革命成功 ，油氣產量迅速增長 ，出口意願增強 ，緊隨澳大利亞的腳步向天然氣供應大國邁進 。這些因素彙集 ，促使天然氣市場買賣雙方乃至金融投機者均將目光瞄向了LNG行業 。隨著大量資本湧入 ，一大批LNG出口項目在2012年前後做出最終投資決定 ，並於近兩年開始集中投產 ，形成所謂的LNG供應突增期。

2.供應突增的規模史無前例 

2017年 ，全球新增6個LNG液化工廠 ，合計能力3415萬噸/年 ，是2016年增量的1.2倍 ，全球LNG液化能力比2016年增長13% ，至3.49億噸/年 。由於仍有將近1億噸/年的項目在建 ，未來幾年全球LNG液化能力將保持高速增長 ，預計2020年前液化能力每年的增量都在2000萬噸/年以上 ，那將是前所未有的情況 。根據IHS公司的資料 ，2016－2020年全球LNG液化能力增量合計將達1.58億噸/年 ，是上一個突增期（2006－2010年）的1.5倍 。

3.出口國排位醞釀變局 

2011年以來 ，全球新增天然氣液化能力主要來自亞太和北美 ，未來這一特點也有望貫穿本次供應增長期——全球正在建設的天然氣液化項目有71%分佈在澳大利亞和美國 。不過 ，澳 、美LNG的上產步伐並不一致 ，基本上不重迭 。PreludeLNG項目在2018年投產後 ，澳大利亞LNG出口能力增長將大幅放緩 ，而美國的LNG出口從2017年才剛剛開始 。

多家研究機構指出 ，未來LNG出口國的排位將發生較大改變 。卡達自2005年以來一直穩坐全球LNG供應第一大國的寶座，目前的液化能力為7700萬噸/年 。澳大利亞的液化能力已經達到5960萬噸/年 ，加上2660萬噸/年的在建能力 ，液化能力有望在2020年前超過卡達 。美國現有和在建項目合計液化能力6670萬噸/年 ，另有超過6000萬噸/年的專案獲得批准但未動工 。這意味著 ，即使未來澳大利亞取代卡達登上LNG供應國第一位的寶座 ，可能還沒坐熱就得讓位了 。

4.卡達的地位難以撼動 

一是資源稟賦好 。卡達天然氣資源主要來自北方南帕斯氣田 。該氣田是目前世界上已知最大的天然氣田 ，占全球天然氣可采儲量的近1/5 。2005年 ，卡達政府曾下令北方氣田不再增產 ，LNG液化能力增長也隨即大幅放緩 。隨著技術進步和LNG市場供應重新趨緊 ，在2017年卡達斷交風波發生後不久 ，卡達政府宣佈解除天然氣生產限制 ，計畫將北方氣田的產量提升20% ，將天然氣液化能力提升30% ，即從當前的7700萬噸/年提高到1億噸/年 。

二是供應成本優勢顯著 。除了已有項目擴建成本低於新建項目的天然優勢外 ，卡達上游開採成本也大幅低於澳大利亞煤層氣項目 。根據IHS的資料 ，油價在50美元/桶的情況下 ，卡達LNG出口的離岸成本平均僅為1.4美元/百萬英熱單位 ，相比之下 ，美國為6.5美元/百萬英熱單位 ，澳大利亞則高達15美元/百萬英熱單位 。

三是與俄羅斯關係緊密 。作為全球天然氣出口兩大巨頭 ，卡達和俄羅斯近年來關係迅速升溫 ，2016年 ，卡達主權財富基金向俄羅斯天然氣工業股份公司投資27億美元 。出於對抗沙烏地阿拉伯和其背後的美國等考慮 ，俄羅斯會進一步拉攏卡達 ，使其成為俄羅斯 、伊朗 、敘利亞陣營的支持者 ，這也有助於卡達維護其LNG出口大國的地位 。

5.澳大利亞上產面臨挑戰 

由於澳大利亞多地禁止水力壓裂 、可再生能源目標設置過高和LNG出口加速推進 ，2017年澳多地出現天然氣 、電力供應緊張情況 ，國內氣 、電價格也因此飆升 。由於澳中央政府與地方政府未能就天然氣開採政策達成一致 ，在“開源”無果的情況下 ，選擇減少出口實現“節流” 。澳總理科姆?特恩布林多次召

見在澳的LNG出口商 ，要求他們增加對國內市場的供應 ，預計“節流量”在500萬～600萬噸/年 ，占其當前液化能力的10%左右 。但在供應商方面 ，包括高更4號液化生產線和惠特斯通3 、4、5號液化生產線等處於計畫階段的專案或被永久性擱置 。種種跡象表明 ，澳大利亞LNG產能是否真能達到1億噸/年還很難說 ，而一旦卡達如期增產 ，澳大利亞問鼎的機會就很渺茫了 。

亞太LNG進口增長潛力有多大? 

1.亞太LNG進口仍有較大增長空間 

FGE按照LNG進口體量和發展趨勢 ，將亞太LNG進口國和地區分為現有LNG進口市場（包括日本 、中國 、韓國和印度）和新興LNG進口市場 。現有LNG進口市場的增量主要由中國引領，理由是“煤改氣”仍然會在工業 、民用和商業領域大力推進 ，對天然氣需求保持較快增長形成支撐。印度 、韓國在城市管網不斷擴張 、油價回升 、政府有意提升氣電比例等因素推動下 ，天然氣需求也有望保持較快增長 。得益于LNG進口成本走低和國內產量下降等因素推動 ，印尼 、馬來西亞 、巴基斯坦和孟加拉等新興市場的LNG進口需求強勁 ，長期看進口增量總和有望與現有市場相當 。2017－2020年 ，亞洲LNG進口增量將超過6000萬噸/年 ，貢獻全球增量的一半以上 。

2.中 、印需求增長後勁不足 

在中國市場 ，與國產氣 、進口管道氣相比 ，LNG存在成本較高 、供應穩定性差等劣勢 。受限於管輸和儲運能力 ，2020年前 ，中國天然氣需求增量的1/3以上要依靠進口LNG滿足 ，未來幾年 ，LNG進口或將持續高於管道氣進口 。不過 ，隨著中俄東線天然氣管道投產 、中亞管道氣進口增加 ，LNG在中國進口天然氣中的占比將再度回落 ，2025年LNG進口和管道氣進口的占比將基本相當 。

印度因LNG進口設施不足和國產氣逐漸增加 ，LNG進口增速已大幅放緩 。2017年 ，印度LNG進口僅增長2%（2016年為27%） ，預計在2020年前將保持這一相對低增速 。

3.新興市場需求仍存在較大變數 

在新興LNG進口國中 ，以印尼為代表的富煤國家 ，LNG都面臨與煤炭的激烈競爭 。作為發展中國家居多的新興LNG進口國 ，不僅消費者對天然氣的價格承受力有限 ，政府對行業補貼能力和經濟整體承受力也都有限 。這類國家體制不夠開放 ，束縛了LNG進口潛力 。引進國外投資是降低融資難度 、分攤成本的有效辦法 ，但新興市場主要由國有公司把控 ，國外資本很難介入 ，難以發揮作用 。此外 ，許多新興市場國家進口LNG是為了加強電力生產供應 ，如果用電需求因經濟不景氣而放緩 ，這一動力就不存在 。

4.日 、韓需求難有起色 

日本和韓國天然氣需求主要集中在發電領域 ，燃氣發電在兩國用氣結構中的占比都在50%以上 ，因此發電行業的燃料之爭將直接影響未來兩國的天然氣需求 。日本在過去兩年陸續重啟了5台核電機組 ，2018年計畫重啟4台 ，未來隨著核電繼續重啟 ，日本的天然氣需求將從2016年的8200萬噸/年跌至2025年的7000萬噸/年 。2025年後 ，隨著多個核電廠退役 ，日本LNG進口量有望逐漸回升 ，但由於下游市場基本成熟 、用電強度走低和能源效率提高 ，LNG需求量再難回到2016年高位 。也就是說 ，日本的LNG需求或已經達到峰值 。

韓國上屆政府既定的天然氣需求目標是2030年前緩慢增至3500萬噸/年（486億立方米/年） 。文在寅執政以來 ，韓國積極著手“棄核擯煤” ，預計原定的天然氣需求目標將要上調 。即便如此 ，由於先期已經獲批的煤 、核電廠裝機容量較大（合計13.9吉瓦） ，未來韓國天然氣需求難以大幅增長 ，FGE預計2040年前平均增速只有2% 。

全球LNG市場再平衡後走勢如何? 

1.市場平衡後可能出現供需缺口 

由於市場供需寬鬆 、盈利空間大幅收窄等原因 ，當前落實最終投資決定的LNG新專案大幅減少 。2011－2015年 ，全球平均每年有2500萬噸/年的新專案落實最終投資決定 ，2016年降至600萬噸/年 ，2017年進一步腰斬至300萬噸/年 ，只有莫三比克Coral浮式LNG一個項目 。未來幾年 ，新項目對於市場需求的爭奪將趨於激烈 ，投資較大和收益率較低的在建項目將被推遲 ，未落實最終投資決定的專案將被擱置 。2020年後 ，預計全球LNG供應增長開始大幅放緩 ，並在2023年停止增長 ，這意味著全球LNG市場再平衡後可能迅速轉入供不應求狀態 ，2024年供應缺口量將超過2020年的供應過剩量 。

2.市場“軟著陸”可能性較大 

2018－2022年 ，全球約有3000萬噸/年的專案有望落實最終投資決定 ，而且建設時間短的浮式設施增多 ，加之需求不穩定以及貿易越發靈活等因素 ，市場在2023年後實現“軟著陸”的可能性很大，或許不會出現市場再平衡後迅速轉入供不應求的情況 。據FGE測算 ，東北亞各國的長貿需求缺口在2020－2023年陸續打開 ，其中中國LNG供需缺口在2020年有望達到1000萬噸/年左右 ，買家新簽長貿合約的意願逐漸加強 。

2017年初 ，全球候選區項目超過10個 ，落實最終投資決定的僅有1個專案 。

油價走低 、LNG市場供應寬鬆和建材成本增加導致新項目盈利能力大不如預期 ，項目融資困難和降本壓力擴大也是造成大部分項目遭到推遲的主要原因 。隨著原油價格回升和LNG市場走向平衡 ，這些問題都將得到緩解 ，潛在專案或將加速推進 。

2018－2019年很可能成為最終投資決定數量回歸的破局之年 。哪些合約和專案將得到落實 、買賣雙方將以何種方式實現合作等都將成為2018年LNG市場的焦點問題 ，也將對未來幾年的LNG市場 、貿易 、合同模式等產生深遠影響 。
　　3.浮式設施不斷走俏 

2017年 ，全球唯一達成最終投資決定的液化專案是莫三比克Coral浮式LNG專案 。浮式接收（FSRU）和液化終端（FLNG）以投資少 、建造快 、可移動等特點 ，很好地迎合了當前市場特點和買賣雙方需求 ，FLNG更有望在市場緊張時有效和迅速地增加供應 。世界首艘FSRU於2005年交付 ，近兩年FSRU在新簽LNG船中的占比已經升至一半以上 。隨著SatuFLNG於2017年4月在馬來西亞投產 ，FLNG上馬大幕也已經拉開 ，體現出投資者對浮式設施的信心 。

LNG現貨價格將會如期回落嗎? 

1.基本面利空2018年LNG現貨價格 

今後一個時期 ，澳大利亞將有Ichthys等多個LNG新項目投產 ，預計這些專案在滿足合同買家的基礎上仍有餘貨投向現貨市場 。而市場需求增長將會放緩 ，隨著新專案上馬 、大批LNG長貿合同確定 ，預計採購季的亞洲LNG現貨需求減少170萬噸/月 。從各地買家看 ，隨著核電重啟推進 、煤電機組上馬 ，日本 、韓國天然氣需求增速將下降 ；由於供應能力受限 、進口成本回升等原因 ，中國的LNG進口增速難以保持 ；煤價回落還將進一步影響歐洲LNG的需求增速 。

2.2018年LNG現貨價格走勢仍存在變數 

LNG長貿合同多與原油 、成品油或氣價掛鉤 ，而LNG現貨通常為市場化定價 ，驅動因素較為多元 。多家研究機構在2017年初判斷 ，基本面利空因素較多 ，LNG現貨價格將承壓下跌 。但實際情況是，2017年東北亞LNG現貨價格比上年上升了20% 。在基本面情況沒有明顯改善的情況下 ，2017年東北亞LNG現貨價格為何會回升呢 ？一是冬季LNG現貨價格陡增 ，推升全年均價 。二是油價 、英國NBP氣價走勢不容忽視 。

2018年 ，油價及LNG長貿合同價格回升 、LNG項目供應不穩定和亞洲LNG季節性需求強勁等因素有望持續存在 。即使在全年均價下跌的情況下 ，2018－2019年冬季LNG價格能否回落 、現貨市場的冬夏價差是否拉大以及供暖季是否存在短期供應緊張等問題都有待觀察 ，種種不確定性因素給亞洲LNG買家帶來較大壓力 。

3.謹慎理解LNG價格“低位運行” 

考慮到2022年前新項目集中上產和全球LNG剩餘（供應能力減去需求量）不斷擴大 ，東北亞LNG現貨價格在未來幾年都不會大幅回彈 ，預計年均價在6～8美元/百萬英熱單位 ，與歷史平均水準相比處於低位水準 。隨著全球LNG市場再平衡 ，東北亞LNG現貨價格有望在2022年後明顯回升 ，並在2030年前保持在8～9美元/百萬英熱單位的水準 ，並和新簽LNG長貿合同價格在相當長的時間內趨於一致 。

即便如此 ，買家必須認清LNG現貨價格的季節性波動和全年均價的區別 ，2017年的經驗告訴我們 ，即使在年均價6.6美元/百萬英熱單位的情況下 ，冬季仍可能會出現10美元/百萬英熱單位以上的報價 ，甚至出現有價無市的情況 。