2018年，全球LNG贸易量创下3.2亿吨的新高，供应能力显著增加，美国、俄罗斯、澳大利亚贡献了新增能力的主要份额。亚洲地区继续引领全球LNG需求增长，中国再次成为需求“执牛耳”。全球LNG价格仍然呈现区域特征，价差继续收窄。未来，新增液化天然气项目将再次提振市场供需信心，亚洲需求增长速度或将放缓，欧洲地区将形成俄罗斯管道气与美国LNG的竞争态势，LNG价格有望继续回落。

 

1、2018年全球液化天然气市场表现

 

(一)全球贸易量达到新高，供应增长强劲，需求表现不一

 

2011年至2016年期间，液化天然气贸易量的平均增长率降至仅0.9%，与管道天然气贸易量增长率(1.0%)大致持平，但均落后于一次能源产量增长率(1.7%)。但是，自2017年以来，液化天然气的年均增长率开始呈现高于全球一次能源消费产量和管道出口量的增长率的态势。

 

根据国际天然气联盟(IGU)发布的2019年世界液化天然气报告显示，2018年是全球LNG贸易的又一个强劲增长年，全球LNG贸易量连续五年保持较快增长，并创下3.165亿吨的历史新高，同比增加2820万吨，增幅达到9.8%，成为自2010年以来的最高年度增幅。其中，短期和现货贸易量达到9900万吨，同比增长1450万吨，占到LNG贸易总量的31%。全球LNG出口国增加到19个，进口国家增加到36个。2018年，液化天然气在全球天然气贸易量中的占比达到10.7%，同比增长1个百分点。

 

供应侧的增长驱动来源主要是澳大利亚、美国和俄罗斯。2018年，澳大利亚Wheatstone项目以及Ichthys项目开始运营，此外GLNG、Gorgon等项目的接近满负荷率的生产，导致澳洲同比增长1220万吨;随着Sabine Pass LNG项目第三条、第四条生产线的全部投产，以及Cove Point项目的投产，美国实现了其预期增产，产量同比增长近820万吨;俄罗斯则继续扩大亚马尔项目的产能，2号和3号生产线相继投产，进一步提升了俄罗斯LNG出口能力。

 

消费侧的增长驱动主要来自亚洲地区。2018年，亚洲地区引领全球LNG增长，全年增量接近3000万吨。由于能源结构调整和环境治理力度的加大，中国LNG进口达到1580万吨。此外，日本、韩国，印度和巴基斯坦等其他亚洲市场的增长幅度较小，合计增加1280万吨。

 

欧洲地区受天然气产量减少、核电机组停用以及部分改变目的地条款的LNG量流入造成欧洲进口略有增加，平均同比增幅为1.8%。而中东地区由于本地区天然气生产量大幅上升，国内需求得到满足，进口量下降，埃及、约旦、阿曼、阿联酋等国家的LNG进口量较之往年下降45%左右。

 

(二)全球LNG液化产能和利用率有所提升

 

液化产能方面，2018年，全球液化产能仍处于从2016年开始的这一波扩建发展之中，受澳大利亚、美国、俄罗斯液化天然气产能增长的驱动影响，这三个国家的在建项目产能占总在建项目产能的70%以上。全年产能达到3.93亿吨，产能增加3620万吨(其中有560万吨退役产能)，同比增长6.5%。

 

产能利用率方面，2018年全球液化产能利用率为86%，同比增加2个百分点，这改变了多年来液化产能利用率持续下滑的形势。大部分既有LNG项目都得到了高度利用。文莱、赤道几内亚、尼日利亚、挪威、巴布亚新几内亚、卡塔尔、俄罗斯和阿联酋等国家正以实际产能或者或接近实际产能的水平运营，且随着出口量增加，最近投用或重新启用的多个项目利用率得到提高。就全球范围看来，Yamal项目和澳大利亚的几个项目是增量最大的供应资源，其中，澳洲格拉斯通项目、高更项目、太平洋项目和惠斯通项目的符合率分别达到了106%、104%、95%和94%。

 

(三)全球LNG价格呈现上涨态势

 

2018年，全球液化天然气价格受到油价和亚洲地区需求持续增长的影响而呈现上升态势，但是三大区域呈现出的特征不一。亚洲和欧洲年初及年末的寒冬天气，抬高了两大洲的LNG现货价格，但夏季供应量日益充足，又令其现货价格大幅降低。亚洲LNG现货价格已连续两年在进入四季度前攀升，与欧洲LNG现货价格相去甚远。随着套利交易的增多，美国继续向亚洲出口LNG，由于出口交货地灵活、市场流动性强、报价透明度高等原因，美国Henry Hub价格逐渐成为重要的全球市场参照之一。随着2019年新增液化能力的增加，价格有可能进一步下跌。

 

亚洲地区以东北亚为例，2018年东北亚LNG现货价格发生了显著波动。1月份，东北亚地区LNG价格最高达到9.88美元;2月份至8月份期间，区域内LNG需求量减少，价格平稳降低，东北亚地区LNG到岸现货价格下跌至7.2美元/mmbtu。但是，这一降幅没有2017年8月降至5.28美元/mmbtu那样明显。进入四季度以后，价格开始走高，11月份涨到11.4美元/mmbtu，进入2019年2月份之后，由于天然气储备充足、LNG接收站能力受限等原因，现货价格回落至9.36美元/mmbtu。

 

2018年，受到严寒天气的影响，英国NBP价格走高并早3月份达到8.9美元/mmbtu，之后稳定在8美元/mmbtu左右。进入三季度后，北海气田管道检修，NBP价格再度升高达到9.5美元/mmbtu。从全年来看，NBP价格较之往年升高1.7美元/mmbtu，主要是因为亚洲现货增加导致LNG市场吃紧所致。

 

北美天然气价格很大程度上是基于路易斯安那州的Henry Hub来确定。2018年，Henry Hub价格比较稳定，全年均价为3.1美元/mmbtu，同比增幅仅为0. 16美元/mmbtu，较之2017年增长0.11美元/mmbtu。

 

(四)短期和现货LNG贸易量持续增长

 

由于全球不断增加的LNG需求，推动了短期和现货LNG贸易量连续实现大幅增长。2018年，LNG短期和现货贸易量达到9900万吨，同比增长1450万吨，占液化天然气贸易总量的31%。短期和现货贸易量的增长主要集中在太平洋盆地，供应增量中有640万吨(占44%)来源于澳大利亚;而需求增长主要来源于中国，主要原因是冬季采暖和“煤改气”需求持续增加，国家要求三大油提前采购的气量注入以及除了三大油以外的其他国内能源企业只能通过现货采购方式满足自身的终端市场需求，都推动了中国短期和现货LNG的增加。

 

(五)液化天然气运输市场平稳发展，船舶大型化趋势明显

 

截止2018年底，全球液化天然气运输船队拥有的船舶数量达到525艘，新增53艘(包含4艘FSRU)，同比增长11.5%。总运力达到7849万立方米，平均单船舱容为14.8万立方米。其中舱容大于20万立方米的LNG船舶占到总艘数、总运力的8.6%、13.5%;舱容10至20万立方米的LNG船舶为当前LNG主力船舶，共计433艘，占到总艘数、总运力的82.7%和85.1%;舱容10万立方米以下的LNG船舶占到总艘数、总运力的8.7%、1.4%。由于传统中小型LNG船舶建造和营运成本相对较高，使LNG船东承受着巨大的技术和资金压力。随着LNG船舶制造技术和推进系统等关键技术的发展和提高，LNG船大型化发展趋势明显。

 

船舶租金方面，受中国液化天然气需求增加影响，液化天然气船舶租金由2018年春夏两季的5.6万美元/日，飙升到冬季的15万美元/日。截止2019年1季度，租金再次回落到7.4万美元/日的区间。

 

2、全球液化天然气市场的新动向与未来展望

 

(一)液化天然气项目最终投资决定将有较大改观

 

过去两年，有关新的液化天然气项目的投资决定几乎停滞不前。2017年，仅有1个大型液化天然气项目进入最终投资决定阶段，即位于莫桑比克的产能为340万吨的Coral South浮式液化天然气设施(FLNG)，这标志着近20年来液化天然气的产量达到最低点。2018年，这一情况有所好转，做出最终投资决定的新LNG产能接近2100万吨，合约平均期限接近13年。与2017年相比，新的LNG长协签订合约量的回升，重振了LNG项目投资。2019年将是液化项目作出投资决定创记录的年份，预计将有超过6000万吨年产能的液化项目获得最终投资决定，远高于历史最高记录(2005年)获批的4500万吨，将是2018年2100万吨的3倍。在这些项目中，以俄罗斯、美国、莫桑比克、加拿大的项目为主。

 

但是，也要看到近期的投资放缓反映了整个油气行业在大宗商品低迷期间削减资本支出的趋势，同时也反映出液化天然气供应的持续增长，导致买方不愿签署长期协议的顾虑。LNG买家越来越希望签订短期、小批量、高灵活度的合同。但对于供应商而言，为了让新的LNG项目获得融资，则需要长期销售协议的保障。供应商和买家需求之间的这种不匹配将成为未来LNG项目开发的最大障碍。

 

(二)亚洲市场的需求将保持增长，核电的不确定性是重要的影响因素

 

2017-2018年，液化天然气需求增长主要集中在亚洲地区。其中，2017年的强劲增长因素主要是中国加大环境治理力度，积极推动“煤改气”所致;2018年的增长既有中国天然气需求继续增长、也有韩国延长核维修时间表的因素。

 

2019年，随着国产气的增产和中俄东线管道供应前景的日趋明朗，对2020年后中国液化天然气进口将产生一定影响。但是，预计天然气需求增长仍将持续，增速有可能降低。韩国核维修时间表可能会持续到2019年末，液化天然气需求将维持与2018年大抵相同的状态。日本是全球最大的液化天然气消费国，其液化天然气进口在很大程度上依赖于核电站重启的速度和程度。2018年，日本九州电力公司的Genkai核电厂3号和4号反应堆以及关西电力公司的Ohi核电厂3号和4号反应堆已经重启，尽管面临法律挑战，但是随着更多的核电站的启用，对日本进口LNG的需求将产生较大的影响。

 

(三)全球天然气价格走势有望继续回落

 

过去三年，液化天然气现货与长协之间的差价逐渐缩窄，套利空间在减小，这是市场供应充足的一个迹象。因此，从整体上判断全球天然气价格走势有望继续回落。

 

2018-2019年冬季，亚洲液化天然气价格达到9美元/MMBtu以上，是夏季价格的1.4倍以上。预计2019年，亚洲地区天然气需求将保持增长态势，在全球LNG出口能力提升的情况下，亚洲地区LNG现货价格有望继续回落。欧洲方面，在过去的几年中，由于东北亚的寒冷天气，欧洲西北部现货价格与亚洲现货价格之间的价差有所增加，在欧洲能源结构持续向可再生能源方向调整、需求放缓以及美国出口LNG与俄罗斯争夺欧洲市场的背景下，欧洲液化天然气价格上升动力不足。在北美，油价似乎是影响国内天然气生产的最大因素。随着产量增加，液化天然气出口将继续影响全球天然气市场。由于石油产量增长在相对较低的销售价格下更具弹性，因此天然气产量增长和液化天然气出口将保持增长趋势。但是，考虑到中美贸易摩擦可能产生的不利影响，未来美国LNG出口到中国的情况不容乐观。

 

(四)新兴贸易商进军液化天然气市场的步伐会加快

 

近来，国际贸易公司已经开始进军LNG市场，而且正在积极行动增加市占率，这一趋势显得越来越明显。随着LNG市场逐渐发展，国际贸易流动多元化，国际贸易商没有理由错失这一发展的良机。

 

八年前国际贸易商进行了首次LNG交易。当时世界最大的独立石油贸易商维多集团(总部位于瑞士)，进入了LNG这一行业。此后，维多集团就一直与全球诸多LNG行业买方进行交易，通过签订中短期合同出售LNG货物。2010年，维多集团与科威特石油公司(KPC)签订长达四年的LNG供给协议，此次协议的签署对维多集团来说具有开创性的意义，因为这份中期协议是在维多集团没有自己的天然气供给来源的情况下签署的。而在传统的LNG 贸易中，卖方的天然气供给往往是来源于自己的LNG 项目。

 

2010年后，进入到LNG行业的国际贸易商数量上升，而当时的背景是区域天然气价格差距开始扩大，特别是由于高涨的亚洲天然气价格所致。随着亚洲与美国之间天然气价差逐渐扩大，国际贸易商可以从欧美的生产商和经销商那里购买LNG，然后转手出售给亚洲的买家。

 

预计2019年，拉美、非经合组织的亚洲国家新的市场需求的出现将为国际贸易商创造更多商机。首先，这些地区的市场需求并不稳定，而买家也往往很难达成长期买卖合同。所以主要以中短期合同业务为主的国际贸易商，在这些地区是很受欢迎的;其次，贸易商多以能源或其他大宗商品贸易为销售渠道，与中东地区的传统石油企业的贸易往来密切，因此，依托现有石油贸易关系开展LNG贸易更为便利。

 

这些国际贸易商的出现，为LNG市场及行业带来了新鲜的动力，为LNG现货市场的流动性作出了贡献。LNG市场越是拓展，越是朝着灵活的流动市场发展，贸易商用来巩固他们在市场上地位的商机就会越来越多。

 

(五)LNG航运市场趋于紧缺

 

与10年前涌现出LNG出口项目的最终投资决策(FID)的热潮一致，新建LNG船舶订单成倍增加并一度触及船厂的生产瓶颈。这导致出现了2018年新建LNG船舶的交付高峰期(超过50艘)，致使LNG船舶的总舱容增加1000万立方米，年复合增长率高达13%。这波兴建LNG船舶热潮在2018年后有所衰减，预测2019-2020年将新增1100万立方米总舱容的LNG船舶运力，而2020年之后几乎不再有新增运力。考虑到LNG船舶两到三年的建造时间，除非新的造船订单在2019年接下来的数月中被取代，LNG船舶总运力将于2021年(或是2022年)保持平稳，对快速增长的LNG贸易市场而言，新增运力的缺失将影响到供应的灵活性和稳定性。