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中国LNG贸易风险分析与应对策略

发表于:2019-01-28 11:45 作者:admin

高 建 董秀成

中国石油大学(北京)经济管理学院  对外经济贸易大学国际贸易学院

   随着我国天然气市场需求规模的不断扩大,运用海外进口LNG保障市场供应成为我国天然气发展趋势,科学分析LNG面临的市场风险以及风险规避成为重要议题。本文从市场供应、需求、价格和产业四个方面对LNG市场风险进行系统分析,找出影响和制约我国LNG发展的关键因素,最后对如何保障LNG市场持续健康发展规避市场风险提出对策建议。通过推动区域天然气定价机制和价格枢纽建设、理顺国内天然气产业链体系,科学规划液化天然气产业发展布局、国内外天然气一体化投资等多维度化解国内LNG市场风险,稳步协调实现能源结构升级,从而实现低碳经济发展模式。

全球液化天然气(LNG)贸易快速发展,成为世界上发展最快最大宗的国际贸易商品之一。截至到2017年全球LNG贸易量15年内增长了40%,在世界天然气贸易量中的比例从22%增加至34%,同时LNG贸易量中现货和短期贸易量逐年有所增加。LNG在我国成为国家分布式能源和LNG汽车重要发展方向,另一方面也是我国特别是北方地区天然气调峰保供的主导方式。2017年中国液化天然气LNG进口量超越韩国,成为全球第二大LNG进口国,全年LNG进口总量为3789万吨,进口量增速为48.4%,占2017年天然气消费总量的22.03%,而2017年管道进口天然气仅占全年总消费量的17.84%。根据国际能源署IEA Global Gas Security Review 2018预测,在2017-2023年间,中国全球天然气消费增长贡献率为37%,并将在2019年进口量超过日本,成为世界最大的天然气进口国。到2030年天然气在中国一次能源消费结构中所占比重上升到15%。

1  LNG贸易供应风险

1.1 气源生产风险

2017年中国从18个国家进口LNG总量为3901万吨,主要来源国是澳大利亚(1782万吨)、卡塔尔(769万吨)、马来西亚(421万吨)、印度尼西亚(314万吨)和巴布亚新几内亚(203万吨),均超过200万吨的进口规模。我国进口的管道天然气和LNG进口(澳大利亚除外)主要来源于北半球,而计划年进口400万吨LNG的俄罗斯亚马尔项目则地处俄罗斯北极圈内,受地理环境的影响天然气产量规律呈现冬季天然气自然产量下降同时消费量季节性消费增强供需紧张趋势,我国陆上管道天然气最大进口国土库曼斯坦,2017年天然气占全国管道天然气进口量的80.5%,2017年因设备故障和管线下气消费增加等影响,中亚地区来气量减少对我国天然气市场稳定造成一定程度影响。

1.2 海运航线风险

2017年,全世界共有275条国家与国家之间的LNG贸易路线,较2012年的168条增加了63%,相比2007年90条则增加了205%。2017年全球LNG海运量高达2.92亿吨,同比增长9%。较2000年增长180%以上。目前,我国LNG进口航线主要集中在澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等来源国家。除澳大利亚海运航向相对安全外,卡塔尔地处中东腹地,航线经过霍尔木兹海峡和马六甲海峡,非洲的安哥拉和巴布亚新几内亚则需要经过索马里海域等咽喉,地缘政治风险、恐怖袭击和海盗风险较高。同时长距离的海运航线在大幅度增加LNG运输成本的同时,极端天气和海上交通事故风险概率增加。

1.3 国别贸易风险

2017年我国进口LNG总量达到3809.4万吨,未来进口国际LNG主要增量是通过海外一体化合作项目进行有效补充,分别是俄罗斯亚马尔项目、美国LNG项目和加拿大液化天然气项目。美国LNG进口受中美贸易关系影响出现了贸易间断,2017年中国进口美国LNG出口量的15%,而2018年6月和9月份中国间断美国LNG进口, 2018年1-10月,中国进口仅占美国总出口量的9.8%。受俄罗斯投资环境、加拿大政治法律结构都会对LNG项目的稳定供应带来国别政治和贸易风险。

1  2017年我国液化天然气进口主要国家及地区分析(单位:万吨;亿美元)

国家

进口总量

进口金额

澳大利亚

1726.7

62.0

卡塔尔

748.2

33.5

马来西亚

421.2

14.6

印度尼西亚

306.6

11.9

巴布亚新几内亚独立国

209.9

9.0

其他

396.7

16.3

2  LNG贸易需求风险

2.1 气气竞争风险

目前,我国天然气供应逐步形成“西气东输、北气南输、海气登陆”的格局。在陆上,现阶段拥有中亚三条天然气管道、中俄天然气管道和中缅天然气管道三条进口通道,加上我国陆上非常规页岩气和煤层气、煤制气项目的推进,以及内陆大量管道气液化工厂的布局,导致海上运输进口液化天然气存在大量气气竞争风险。随着我国国家骨干管网的快速完善和管道互联互通,另一方面,槽车运输等“点到点”方式供应LNG的半径范围将进一步扩大,将沿海地区300-500千米范围的天然气市场扩展至国内天然气市场全区域。形成包括区内国产天然气、长输管道管输天然气、区内的LNG、煤制气以及非常规天然气等多元化的供应格局,这些将对进口LNG带来较大的长期竞争压力。

2.2  能源替换风险

能源可以相互替代,用户可以根据价格的差异区选择有优势的替代能源,而且天然气在发电和工业等行业上的能源替代效应明显。结合天然气用户的燃料使用情况以及可替代性,对不同用户的燃料置换情况进行分析,以京津地区为例,2020年京津冀鲁地区天然气用户替代燃料情况见下表:

2  2020年京津冀鲁地区天然气用户替代燃料构成表(108m3

 

城市燃气

工业燃料

发电

化工

合计

LPG

58.16

41.48

 

 

99.64

煤气(或者化工)

24.12

72.15

 

15.20

111.47

汽油

 

 

 

1.37

1.37

燃料油

 

129.08

 

 

182.32

原油

 

 

 

 

3.01

天然气

160.78

 

40.26

 

278.31

天然气(新建)

 

 

249.56

 

116.03

合计

243.06

242.71

289.82

16.57

792.16

 

考虑替代能源燃料油和LPG价格,电力等物价增长指数,天然气需求结构进行综合门站可承受气价2018年、2020年综合门站可承受价格见下表:

3  2018年、2020年京津冀地区综合门站可承受气价(元/m3

省市

2018

2020

低限

高限

低限

高限

北京

2.74

2.87

3.42

3.56

天津

2.71

3.03

3.16

3.50

河北

2.74

3.51

2.91

3.66

山东

2.88

3.65

3.09

3.85

平均

2.77

3.22

3.16

3.63

 

2.3  季节消费风险

市场总体用气量的大小决定天然气的消费规模,天然气行业特点和居民生活用气模式差异,终端用气量会产生季节性波动,其中燃气需求特别是供暖季节性明显。城市燃气需求量波动情况取决于居民生活、公共福利、采暖设备、制冷设备、天然气汽车、小工业用户等各类用户的用气特性及其用气比例。居民和采暖用气主要受气温变化影响,我国北方地区冬季采暖用户较多,冬夏季节用气不均匀性就越大,调峰压力也越大。2011-2017年,我国天然气消费量峰谷比值的平均值为1.4,2017年达1.5倍,但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3之间,进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右,2017年达2.5倍。

中国天然气消费量季节性特征  万吨

2.4  政策驱动风险

根据我国天然气市场发展特点和发育规律,当前及未来一段时间,我国天然气消费模式为“供应驱动消费”模式,随着天然气供应形势的好转,将逐步转变为“需求拉动消费”模式,尤其是能源结构调整和“大气污染防治”等政策措施将对天然气需求增长产生强烈的刺激作用。同时我国天然气价格的上涨对需求的增加将产生一定的抑制作用,受影响最大的会是天然气发电和“煤改气”等项目。这部分需求主要集中在沿海地区,2020年发电和“煤改气”的天然气需求量分别为930亿立方米、220亿立方米。这主要是因为冬季保供的主要区域为京津冀地区、东北沈阳地区、山东地区、华东区域(苏南、浙江、河南东部)、珠三角地区等5大区域。除了季节的影响,整体上煤改气的快速推进,中国天然气的供需缺口被放大。

3  LNG贸易价格风险

进口LNG定价与国内天然气价格体系存在差异,LNG进口价(到岸价)为离岸价(即FOB价)、运费与保险费的总和,其中FOB价的制定基于长期协议、“照付不议”原则。而美国LNG价格主要参考区域管道天然气长期合同价格以及HenryHub天然气短期合同价格;欧洲LNG价格通常参考低硫民用燃料油、汽油等竞争燃料价格;亚洲除部分印尼出口的LNG价格与印尼石油生产价格指数挂钩外,其他LNG多与日本原油清关价格(即日本进口原油加权平均价格,JCC)挂钩。

3.1 产业倒挂风险

由于我国大多数进口LNG的长期贸易合同签定当期处于石油价格较高时期,导致我国LNG合同价格除了早期建设的广东大鹏、上海洋山等项目外,绝大多数处于15~17美元/MMBtu(3.75~4.25元/立方米)范围内。居高不下的LNG价格再气化与管道天然气进行混合销售,导致我国进口LNG处于价格倒挂现象,每立方米亏损约1~2元。一方面价格倒挂导致LNG项目出现大面积亏随,同时高LNG价格与低终端用气价格加剧了我国天然气供需矛盾,扭曲市场配置作用。考虑到再气化的成本,沿海地区进口的LNG供气成本高于2.6元/立方米,与上海、广东2.18元/立方米的门站价格相比,每立方米亏损额超过0.42元。

3.2 贸易方式风险

LNG贸易则存在中期、短期、现货、易货等多种贸易合同形式。近年国际低油价状态下,现货和短期贸易量逐年有所增加,2017年比2012年增加了23%。 2012年至2017年世界LNG贸易中短期和现货贸易量保持在25%至29%之间。在2017年中国进口的LNG中,有862.1万吨来自现货或短期合同,占总进口量的24.7%。中国日益明显的天然气季节性需求高峰导致国际现货采购数量增加,对亚太地区乃至全球市场LNG价格贸易结构和价格体系产生冲击,导致LNG季节性现货价格波动性进一步增加,不利于我国长期稳定的发展天然气市场,增加了天然气消费的经济成本。全球LNG市场持续宽松,在持续推进现有LNG长期合同的优化,包括调整定价方式、明确价格复议机制和放宽目的地限制等,从进口来源多元化、减少供应风险和降低成本等角度出发,积极探索和尝试新的LNG定价和贸易方式。

3   中国LNG长期协议和现货贸易变化

Source: ICIS (2018), ICIS LNG Edge, www.icis.com/energy/liquefied-natural-gas/lng-edge (subscription required).

3.3 进口价格风险

天然气价格波动正逐渐成为区域天然气市场的主要特征之一。天然气价格波动的主要原因是天然气市场供需双方面弹性缺乏,在供应中断或者需求扩大时,产业链供需恢复平衡周期长,市场冲击效应明显。中国海关统计数据显示,2018年上半年LNG进口量约为2300万吨,增加50%,价格同期上涨13%;管道天然气进口量约为1800万吨,增加20%,价格上涨4%。中国进口LNG 项目大部分为20 年以上的长期购销合同,同时也存在部分短期合同和现货交易,且大部分合同的价格与日本JCC(日本进口原油加权平均价格)挂钩。

国际区域性LNG价格定价模式

区域

LNG价格地区基准

北美

美国管道天然气长期协议价格和Henry Hub现货价格

欧洲

低硫民用燃料油、汽油等竞争性价格(英国国家平衡点NBP

亚洲

印尼出口价格参照印度石油价格生产指数

日本进口原油加权价格(JCC

 

LNG定价方式趋向多元化,但增速缓慢。与油价挂钩仍然是中长期LNG合同首选定价方式。截止2020年,亚洲和中东买家进口的LNG合同量中仍有80%与油价挂钩。我国的进口 LNG 定价与国际原油市场价格挂钩,使得进口 LNG 价格易受到国际原油市场价格的影响而不稳定,导致进口 LNG 价格极不稳定,并且无法反映真实的市场供求,对 LNG 市场的健康发展造成不利影响。同时,我国进口 LNG 主要通过中长期贸易合同进行,合同期较长,合同价格缺乏灵活性。当前我国的 LNG 市场价格体系只是单纯接受日本 LNG 定价模式,没有充分发挥我国的能源优势和市场优势。长期以来,我国LNG进口价格采用与日本一揽子原油价格(JCC)挂钩定价方式,脱离了国内天然气消费市场,长期承受着高于欧美LNG进口价格的压力。

3.4 消费承受风险

天然气用户消费承受能力受比如GDP、区域性居民收入、用电价格、可替代能源价格等众多因素影响。天然气替代能源价格、原油价格不同时各种燃料的价格不同,尤其是LPG、燃料油等,通过分析不同油价状态下各种燃料的价格水平,测算不同天然气用户的可承受气价。

5  80美元/桶下不同用户不同替代燃料下的门站可承受气价表(/m3

燃料种类

城市燃气

工业燃料

发电

化工

LPG

3.34

3.26

 

 

煤气

2.80

2.21

 

1.33

汽油

 

 

 

 

燃料油

 

2.84

 

2.32

原油

 

 

 

 

天然气

2.92

 

2.43

 

 

4  LNG贸易产业风险

4.1 调峰能力风险

2017年,中国天然气进口量920亿立方米,对外依存度接近40%,与此同时,中国地下储气库工作气量仅占年消费量的4%,远远低于部分发达国家的水平,我国输气管道建设水平与消费水平不相匹配。我国已建成储气库 25 座,其中中国石油 23 座,中国石化 2 座,共形成调峰能力70亿立方米。相比之下,美国有413座地下储气库,库存量占美国全年天然气消费量的17.4%,欧洲各种类型的储气库也超过60个,且多数国家天然气储备率都达到15%~25%,可见我国储气库建设尚处于初期阶段,投产的储气库数量少,有效工作气量占比小,地下储气库总体建设水平较低。预计2020年我国地下储气库可形成的有效工作气量为300亿立方米/年,缺口约为140亿立方米。

6   国内外地下储气库规模  亿立方米

 

地下储气库

工作气量

天然气消费量

比例

美国

392

1339

7395

18.10%

俄罗斯

22

764

4248

17.98%

德国

49

239

794

30.10%

意大利

12

172

642

26.79%

法国

13

117

421

27.79%

中国

25

80

2386

4.2%

全球

672

4240

33461

12.67%

Source: Cedigas:Underground Gas Storage in the World – 2017 Status

4.2 管网壁垒风险

我国天然气管道网络体系整体不够完善,和美国相比我国仅相当于美国七分之一的天然气管网运营了四分之一的天然气消费量,所以我国天然气管网建设还需要大量的管网建设投资,另一方面我国天然气管网主要是由三大石油公司投资建设,互联互通相对不足。我国天然气整体消费量的大幅增长,近年来随着各省市天然气管网公司和民营LNG接收站的多元化投资引入,有效落实《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》,理顺我国天然气的第三方公平引入上网,管网气源市场互联互通和天然气运营商的剥离运营成为突破管道壁垒障碍风险,天然气管网一体化的要求日益明显,多气源、多管网、多方向的天然气干线支线互联互通成为天然气消费保供的客观要求。国家需要进一步明确包括LNG设施在内的第三方开放条件和运行准则,保障多方共赢准则下共享天然气产业基础设施,避免低水平重复建设和利用效率不足。

4.3 产业链条风险

整个 LNG 产业链主要包括上、中、下游三个环节。产业链条价值、规模、进度是否协调一致,特别是天然气产业环节当中LNG 的储存和装载、运输,接收站(包括储罐和再气化设施)和供气主干管网的建设是否存在瓶颈约束。LNG产业从天然气气田开始,涵盖管网运输、液化站、LNG海运、液化接收站,最后通过再气化管道或者LNG槽车运输,产业链条长技术要求高,设备投资大,建设周期至少要五年左右,LNG上游气田及液化厂总投资超过100 亿美元, LNG接收站投资超过10亿美元,LNG 远洋船只2亿美元以上。LNG接受站整体利用率不高、季节性开工现象明显,储气规模不足、管网未互联互通、天然气消费用户燃料转换能力不足、天然气基础设施的产业环节不匹配、地区分布不均衡问题凸显。

中国LNG贸易风险应对策略

5.1 推动LNG区域性贸易中心建设,形成天然气基准价格体系

建立成熟的亚太天然气交易市场,形成天然气基准价格体系,增强天然气进口价格的谈判权,从而降低天然气进口系统风险。如北美天然气市场,已经形成完善的天然气价格体系,天然气的市场价格主要由市场供需决定,反映天然气自身价值。中国与日本、韩国分别作为全球前三LNG进口国,共同参与亚太LNG市场贸易,利用国际市场非常规天然气爆发增长和国际LNG液化产能大幅增长的有利契机,力争国际长期合同价格复议谈判。建立东北亚天然气交易中心为目标,将LNG进口价格与原油价格相挂钩脱离,从而转向以区域枢纽中心定价为基准,摆脱亚洲天然气溢价现象。

5.2 理顺国内天然气价格传导链条,拓展天然气产业发展空间

加强对LNG进口环节的监管,持续理顺天然气价格机制。形成国内有效天然气价格形成机制,真实反映天然气市场价值,与国内天然气消费市场需求或石油等替代能源相挂钩,不仅能够形成资源与市场联动机制,降低LNG进口风险。统筹安排LNG进口,增强中国LNG进口国际定价权,但终端消费还存在垄断、地方行政干预、基础设施紧缺等问题,需要持续理顺行政、市场与价格关系,建立充分反映天然气市场价值的价格机制。构建天然气协调稳定发展的产供销体系,主要包括加快国内勘探开发、健全海外多元供应、建立多层次天然气储备体系、加快天然气基础设施建设和管网互联互通、精准预测市场需求和建立预警机制、建立完善的天然气供应分级应急预案、建立健全天然气

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