□ 文/朱昌海 王肃宁
全球LNG价格度过黑暗期
□ 文/朱昌海 王肃宁
2016年,美国气价结束了2008年页岩气革命以来持续下降的态势,3月达到10多年来的新低1.49美元/百万英热单位。此后随着国际油价触底反弹,气价一路上升,至去年底升至3.7美元/百万英热单位,全年最大升幅150%。天然气行业最黑暗时期已过去。
综观近年来LNG市场运行状况,可以总结国际气价变化主要有两大特点,即全球LNG价格反弹仍有空间,美洲、欧洲、亚洲三地价差进一步缩小。
受低油价影响,加之供应增长较快且需求不旺,国际气价2016年进一步下降,美国亨利中心气价、欧洲NPB气价、日本LNG进口月度均价分别为2.52美元/百万英热单位、4.66美元/百万英热单位和6.09美元/百万英热单位,与往年相比,降幅分别达到4%、29%和29%。
从2016年全年运行趋势来看,气价探底回升,总体呈上升趋势。亨利中心气价由2016年1月的2.28美元/百万英热单位,涨至12月的3.59美元/百万英热单位,涨幅达到57%;欧洲NPB气价由1月的4.6美元/百万英热单位,升至12月的5.9美元/百万英热单位,涨幅为28%;日本LNG现货价则由1月的3.9美元/百万英热单位,涨至12月的7.3美元/百万英热单位,涨幅高达87%。目前40%以上的亚洲LNG定价以日本进口原油现货价格(JCC)为基准,而JCC则以前3个月的布伦特油价为基准。
随着美国LNG出口全球,相对独立的北美、亚洲、欧洲天然气市场价差逐步缩小,美国亨利中心现货价与日本LNG比价由往年的1∶2.9缩至1∶2.4,与欧洲NPB的比价由1∶2.5缩至1∶1.9。
2016年,全球LNG出口量为2.64亿吨,较往年增长1370万吨,增幅为5.5%。随着美国加入LNG出口国行列,2016年全球LNG出口国家或地区有20个。卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印尼、尼日利亚分列世界前五位LNG出口国,出口量占比分别为29.5%、17.1%、9.6%、7.2%和6.7%。
全球最大LNG出口国卡塔尔2016年对韩国、日本的出口量大幅降低,但同时对印度、巴基斯坦、科威特、埃及等新兴LNG进口国的出口量则增多,出口总量较往年下降90万吨,达到7790万吨。随着2015年格莱斯顿和QCLNG项目共计1640万吨/年的生产线投用,以及2016年APLNG和高庚项目共计2560万吨/年的生产线投用,近两年澳大利亚新增LNG出口能力达到4200万吨/年。2016年澳大利亚LNG出口量增加147万吨,较往年上升47%。2016年,尼日利亚LNG出口量下降220万吨,主要是因为8~9月因国内动乱导致供气中断长达1个月。阿尔及利亚因Skikada LNG终端7~9月维修,出口量下降了100万吨。特立尼达和多巴哥LNG出口量下降了190万吨,主要因为气田供应量下降和第三条LNG生产线8~9月维修。安哥拉LNG出口设施在经历两年多的维修后重启,出口量达到80万吨。埃及2016年开始通过浮式终端出口LNG,9~10月已出口3船共计40万吨LNG,2017年还将出口8船LNG。2016年美国启用了萨宾帕斯出口终端1、2号生产线,加入出口国行列,2016年出口380万吨LNG。阿联酋目前虽是LNG进口国,但仍在出口大量LNG,主要是因为其与日本客户签订的LNG供应合同期限到2019年。
2016年有10条、共计4230万吨出口能力的LNG生产线投用,主要分布在澳大利亚、美国、马来西亚和安哥拉。其中澳大利亚有5条共计2330万吨出口能力的LNG生产线投用;2016年美国萨宾帕斯1、2号生产线先后启用,总出口能力达到900万吨;马来西亚第九条生产线和浮式LNG第一条生产线投用,共计出口能力为480万吨;安哥拉LNG生产线2014年暂停以来首次重启,使全球LNG出口能力增加520万吨。这10条LNG生产线的投用,有效抵消了传统LNG出口大国尼日利亚、特立尼达和多巴哥等国家出口量的下降,同时抑制了全球LNG价格。
2016年全球天然气进口量2.63亿吨,较往年增长1490万吨,增幅为6%。随着哥伦比亚、牙买加和马耳他加入LNG进口国行列,2016年全球LNG进口国和地区达到37个。日本、韩国、中国大陆、印度和中国台湾地区分列世界前五位进口国家和地区,进口量占比为31.7%、12.7%、9.9%、7.1%和5.7%。
中国大陆是2016年LNG进口量增长最多的国家,总进口量达到2610万吨,较往年增长640万吨,增幅为33%。这与中国工业转型过程中大力推行气代煤有关,也与中国城镇化速度加快过程中居民燃气消费快速增长有关。此外,当前沿海管道气价仍然较高,LNG进口具有较强竞争力,也是中国LNG进口量快速增长的重要原因。日本是全球LNG进口需求最大的国家,2016年LNG进口量达到8330万吨,约占全球总量的32%,但由于2015年重启了川内核电站1号和2号机组、2016年重启了美浜核电站3号和4号机组,核电产量上升降低了燃气发电需求,导致LNG进口量下降了170万吨。印度则抓住低气价的有利时机,加速LNG进口,2016年进口量较往年增长了360万吨。由于英国关闭了埃文茅斯港的LNG储存设施,2016年LNG进口量下降200万吨。随着法国关闭部分核电站政策的实施,燃气发电需求增加,导致2016年LNG进口量增加190万吨。由于2016年雨水较多,巴西水力发电量增加,LNG进口下降了290万吨,降幅为62%。此外,埃及、约旦、巴基斯坦、波兰也加入LNG进口国行列,其中埃及进口量增长了410万吨,约旦进口量增长了110万吨。
2016年,全球共17个、约320万立方米存储能力的LNG进口终端投入使用。其中印度是LNG进口终端投用最多的国家,共计4个、存储能力约109.5万立方米。哥伦比亚、牙买加、马耳他都是首次使用LNG进口终端,土耳其采用首个浮式储存气化装置(FSRU)接收来自美国的LNG,法国Dunkirk进口终端1月已开始进口卡塔尔的LNG。
与传统终端相比,浮式终端以投资周期短、一次性投入少、移动灵活便捷等特点备受青睐,尤其是新兴LNG进口国家大部分采用浮式终端进口LNG,如2015年新加入LNG进口国家行列的埃及、巴基斯坦、约旦,以及2016年成为LNG进口国的哥伦比亚、牙买加和马耳他,都采用浮式终端进口LNG。2016年,哥伦比亚已启用Grace浮式储存气化装置进口LNG。此外,部分国家正加速布局浮式储存气化装置。去年12月阿根廷国家能源公司招标建大型浮式储存气化装置,准备2018年投入运营。Golar公司的浮式储存气化装置去年5月已抵达加纳,做好了进口准备。2016年12月,Quntum电力公司宣布,已租用浮式储存气化装置20年,并准备2018年投用。道达尔计划在科特迪瓦建浮式储存气化装置,预计2018年中期启用。咨询公司伍德麦肯锡统计显示,2016年采用浮式储存气化装置进口2900万吨LNG,较往年增加了40%,占全球进口量的11%。
国际油价已持续低位运行两年多,由于当前全球大部分气价与国际油价挂钩,因此天然气市场也受到波及,再加上全球天然气供应充足且需求不旺,近两年气价也持续低位运行。低气价对天然气项目投资、LNG销售合同和LNG运输等行业都产生了较大影响。
伍德麦肯锡统计显示,2016年仅两个出口能力共600万吨的LNG出口项目通过最终投资决定,而过去5年,每年平均有出口能力共2500万吨的项目通过最终投资决定。其中大部分之前计划2016年通过最终投资决定的项目,因气价进一步降低,致使预期收益下降而被推迟。Gas Strategy公司曾预计,2016年全球有15个出口能力共4230万吨的LNG出口项目通过最终投资决定,其中美国有6个项目,加拿大有5个项目,但实际来看,仅美国的Elba Island和印尼的Tangguh项目3号生产线通过最终投资决定,合计产能仅630万吨/年。
近两年,全球LNG价格呈现出现货价低于长期合同价的特点,价差有时扩大至1美元/百万英热单位以上,导致LNG采购商更倾向于签订低于20年的中短期采购合同,甚至部分已签订的长期合同也被迫修改。如Petronet公司因现货价低于长期合同价,减少了长期合同的提货量,致使卖方拉斯拉凡LNG公司放弃原来的提货条款,与Petronet公司达成新的价格条款。同时,由于全球LNG供应过剩状态加剧,部分长期合同采购商将超过自身需求所提的货转卖至其他采购商,如今年4月由于日本LNG价格急速下跌,创下2005年以来的最低水平,导致日本采购商转售LNG至欧洲的现象出现。东京电力公司将合约期内(从2018年6月~2020年10月)150万吨LNG转售给法国电力集团。
受低油气价格影响,2016年全球通过最终投资决定的项目大幅减少。BMI研究公司统计显示,2016年全球有11个投资额超过5亿美元的油气勘探开发项目通过最终投资决定,但天然气项目仅4个,其中两个位于埃及,包括埃尼公司投资140亿美元的Zohr气田和BP投资12亿美元的Atoll气田,另外两个项目位于挪威,即挪威国家石油公司投资5亿美元的Utgard气田和DEA公司投资13亿美元的Dvalin气田。同样的困境也出现在美国页岩气开发领域,以当前价格估算,大部分美国页岩区无法实现效益开发。几乎占美国页岩气供应总量25%的明星气田马塞勒斯的盈亏平衡价为4美元/百万英热单位;海内斯维尔气田虽然储量大,但气价需达到6美元/百万英热单位或更高才能实现商业开采;伍德福德气田也需要6美元/百万英热单位的盈亏平衡价;尤蒂卡气田高产区的天然气盈亏平衡价为4美元—5美元/百万英热单位,高产区以外的天然气盈亏平衡价需达到6美元/百万英热单位。
此外,低气价还导致LNG运费持续降低,2016年初LNG短期海运费约在3万美元/日,而2015年1月LNG短期海运费还在6.25万美元/日,一年内LNG海运费率下降了50%多。
虽然随着核电站重启,日本LNG需求有所下降。但中国LNG需求将稳步上升,未来两年有望超越韩国成为全球第二大LNG进口国。
从出口情况来看,目前全球LNG出口终端使用率仅50%,仍有大量剩余出口能力。咨询公司伍德麦肯锡预测,2017年全球LNG供应将增长10%,LNG市场仍将呈现供应宽松格局,这种状况将给LNG价格上涨造成压力。从LNG出口终端建设情况来看,2017年随着气价的逐渐上升,通过最终投资决定的LNG出口项目和新启用的LNG出口终端将增加,包括美国的萨宾帕斯6号生产线、加拿大的Woodfibre和印尼的Tangguh3号生产线在内的10多个项目有望在2017年通过最终投资决定,且通过最终决定的项目以投资总额较小、出口能力低于400万吨/年的小项目为主。
从预计投入使用的LNG出口终端来看,2017年有5条生产线共计1430万吨/年出口能力的LNG项目将投入运营,包括美国出口能力共900万吨/年的萨宾帕斯3、4号生产线、出口能力为360万吨/年的澳大利亚Prelude项目生产线、出口能力为120万吨/年的马来西亚LNG项目生产线,以及出口能力为50万吨/年的印尼Sengkang项目生产线。
由于2017年国际油价预期难有大涨幅,全球LNG供应仍以宽松为主,价格也将不会有太大涨幅,现货价与长期合同价差距缩小但仍将存在,将导致短期合同数量增加。伍德麦肯锡预计,2017年全球大型LNG采购商签订的短期合同数量将上升31%,达到4200万吨。同时,更多长期合同将面临重新修订的局面,合同条款将更有利于买方。价格与提货方式将是合同修改的重点,提货方式将更灵活,价格与原油挂钩的比例将进一步降低。2016年,在中国和东南亚买家签订的合同中,价格约是国际油价的11.5%,2017年这一比例或将降至11%以下。
随着中国、日本燃气市场的放开,韩国也准备放开国内燃气市场。2016年中国、日本、新加坡与韩国共同宣布,支持建立更开放、自由的亚洲LNG市场。2017年,各国将采取具体措施推动该宣言的落实。随着美国更多LNG出口终端的建成,以及亚洲气价的上涨,亚洲市场将成为美国LNG出口的重要目的地。实际上,从2016年四季度起,随着亚洲气价升至7美元/百万英热单位以上,日本、韩国已成为美国LNG出口的重要方向。