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2019年全球天然气行业现状:供需偏松,LNG 现货将拉低进口成本,管道气以基期价格为基础[图]

2020年04月07日 13:34:38字号:T|T

    一、全球天然气供需偏松,LNG 现货将拉低进口成本

    1、需求:消费增长达到拐点,预计将延续低增速

    近年来全球LNG的生产和贸易日趋活跃,正在成为世界油气工业新的热点.为保证能源供应多元化和改善能源消费结构,一些能源消费大国越来越重视LNG的引进,国际大石油公司也纷纷将其新的利润增长点转向LNG业务,LNG将成为石油之后下一个全球争夺的热门能源商品.

    LNG作为天然气业务的重要组成部分,借助灵活的运输方式,能够有效连接供应端和需求端,增长速度高于管道天然气。2018年,全球LNG需求量达3.19亿吨,较2017年增加2700万吨,同比增长约9%。预计2019年,全球LNG需求量将达3.54亿吨,2020年将达3.84亿吨,年均增速仍将达9%。

    从需求侧看,预计,未来两年,新增的LNG市场需求将主要来自两个区域:其一是进入欧洲市场替代来自俄罗斯的管道天然气,或是替代被淘汰的煤;其二是进入亚洲市场,主要用于替代煤炭。

    中国和印度的市场最为可观,有望成为全球LNG需求增长中心,同时亚洲地区的日本和韩国等发达市场预计未来会平稳增长,包括巴基斯坦、泰国等在内的新兴市场也具有较大的潜力,而欧洲或许将是相对增速最慢的市场之一。

    智研咨询发布的《2020-2026年中国石油天然气行业发展战略规划及销售渠道分析报告》显示:全球天然气消费量增速在 2018 年达到高点。由于原油价格和和煤炭价格下跌,挤压天然气需求,全球天然气增速于 2014 年跌至 1%。2015 年以后,随着原油价格、煤炭价格反弹,天然气价格劣势减弱,需求增速恢复。在天然气需求增速恢复的过程中,亚太特别是中国拉高了全球天然气需求增速,全球天然气需求增速在 2018年达到 5%,近 10 年来是仅次于 2010 年的高增速。

    全球天然气消费结构(2008-2019)

数据来源:公开资料整理

    全球天然气消费量增速(2009-2019)

数据来源:公开资料整理

    目前,美国LNG日处理能力略低于50亿立方英尺。预计到2019年底,美国LNG日出口能力将达到近90亿立方英尺,成为仅次于澳大利亚和卡塔尔的全球第三大LNG出口国。

    2月底3月初,切尼尔分别完成了两条独立LNG生产线的建设工作;2月28日,位于德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂项目1号生产线完工;3月7日,位于路易斯安那州的萨宾波斯液化项目5号生产线顺利竣工。

    目前,切尼尔的两大LNG液化项目包括8条生产线,已投产和在建产能达到3600万吨/年。“在不久的将来,希望萨宾波斯液化项目6号线获批,之后将把重点放在科珀斯克里斯蒂项目的三期扩建上。科珀斯克里斯蒂项目三期扩建产能约为950万吨/年,一旦获批,届时切尼尔的LNG总产能将达5000万吨/年。”福斯科表示,切尼尔最终的目标不仅仅是5000万吨/年,公司还计划扩建科珀斯克里斯蒂项目四期项目,将产能进一步增加2000万吨/年。

    2019 年我国天然气消费增速回落,预计 2020 年增速同比持平。2016 年开始,为了治理大气污染,中国政府推动强力煤改气计划,包括城市工业锅炉煤改气和北方地区农村冬季取暖煤改气。叠加中国自身经济反弹带动的工商业天然气需求增速的恢复,中国天然气消费量增速从 2015 年的 3%提升到 2018 年的 18%。2019 年受管网检修、全国气温偏高、及储气库预存气释放等因素影响,我国天然气消费增速回落至 8%。在 2020 年 2 月 2日发布的《疫情或拖累短期天然气消费,长期增势不改》报告中预计,2020 年天然气表观消费量 3289 亿方,对应增速 8.5%同比持平,天然气下游需求中,城市燃气、工业用气、天然气发电为增长主力。

    预计未来全球天然气消费延续放缓态势。2018 年我国天然气消费增量,占全球天然气消费增量比重达到 30%。即使 2019 年我国增速回落,仍然占全球天然气消费增量 15%,是全球天然气消费的主要增长来源。中国天然气消费量增速在 2018 年出现了拐点,受此影响,全球天然气消费量增速在 2018 年确立拐点,增速由 2018 年的 5%回落至 2019 年的3%,预计全球天然气消费将延续低增速。

    全球天然气消费增量美国、中国占比(2010-2019)

数据来源:公开资料整理

    美国、中国天然气消费量增速(2010-2019)

数据来源:公开资料整理

    2、产能持续增长,未来两年仍有大量产能投放

    截止 2018 年底,全球 LNG 产能 4.1 亿吨/年,澳大利亚、卡塔尔、美国是主要的 LNG 出口国,LNG 产能分别占 20%、19%、8%。2015 年以来,LNG 产能建设加快,从 2015年的 3.1 亿吨增加到 2018 年的 4.1%,CAGR 达 10%,远高于 2010-2014 年 3%的 CAGR。2015 年以来的 LNG 产能增量主要来自澳大利亚和美国,澳大利亚的增量来自Wheatstone和 Gorgon 两大项目,美国的增量由页岩气产量驱动。

    全球 LNG 液化产能(2008-2018)

数据来源:公开资料整理

    全球 LNG 液化产能分布(2018)

数据来源:公开资料整理

    代表国家 LNG 产能(2008-2018)

数据来源:公开资料整理

    新增 LNG 液化产能拆分(2015-2018)

数据来源:公开资料整理

    全球 LNG 供给增速快于天然气消费量增速,供需宽松的形势将加强。全球 2019 年在建、计划及完成前期工作的 LNG 项目合计 14 个,主要新增产能来自美国(1950 万吨/年),其次是澳大利亚(1250 万吨/年)。2020 年美国依然是新增产能的主要来源,预计美国新增产能 2370 万吨/年。2018 年全球 LNG液化总产能 4.1 亿吨/年,预计 2019 年新增产能 3250 万吨/年,增速达 8%,2020 年新增产能 2810 万吨/年,增速达 6%。

    2019 年 LNG 新增产能项目

国家
项目
生产线
设计能力/(万吨/年)
美国
CameronLNG
T1
400
美国
CorpusChristi
T1
450
美国
ElbaIslandLNG
T1-6
150
美国
FreeportLNG
T1
500
美国
CorpusChristiLNG
T2
450
俄罗斯
PortovayaLNG
T1
50
澳大利亚
PreludeFLNG
 
350
澳大利亚
LchthysLNG
T1
450
澳大利亚
LchthysLNG
T2
450

数据来源:公开资料整理

2020 年 LNG 新增产能项目
国家
项目
生产线
设计能力/(万吨/年)
美国
Cameron LNG
T2、T3
800
美国
CorpusChristi LNG
-
150
美国
ElbaIsland LNG
T7-10
100
美国
Freeport LNG
T2、T3
1020
美国
SabinePass LNG
Debottleneck
300
俄罗斯
Portovaya LNG
150
 
俄罗斯
Yamal LNG
T4
90
马来西亚
PELNG Dua
LNG
150
马来西亚
Oman LNG
T1
50
合计
2810

数据来源:公开资料整理

    3、供需宽松致使 LNG 现货价格承压

    全球主要天然气和 LNG基准价格出现下降。JKM 天然气现货价格(普氏日韩价格能源标杆)是亚太地区主要的 LNG 现货价格指标,2018 年 2 月 JKM 达到 12 美元/MMBtu 的高点,2019 年大幅下降,2019 年 9 月跌至 5 美元/MMBtu,2020 年以来由于供需宽松进一步下跌。与之对应,中国 LNG 进口均价也有所下降,从 2018 年的 2.38 元/方略下降至 2019年的 2.36 元/方。

    中国 LNG 进口均价与普氏日韩基准现货价格

 

数据来源:公开资料整理

    全球主要天然气现货价格

 

 

数据来源:公开资料整理

    未来五年 LNG 供大于求,LNG 现货价格承压。根据世界银行预测,全球 LNG 供给从 2020年开始将显著超过需求,供需过剩将到 2025年才会基本消除,对应 2020-2024年五年 LNG价格都处于供大于求状态,LNG 现货价格将持续承压。近 10 年来,全球 LNG 贸易中,短期/现货品种的占比已经大幅提高,现货价格对全球天然气平均价格的影响权重提升。LNG 现货价格的下跌,将拉动全球天然气平均价格的下降。

    LNG 供需情景分析

数据来源:公开资料整理

    二、全球天然气定价两大机制

    1、全球主要天然气定价机制:交易中心竞价、与竞争能源挂钩

    全球天然气定价机制分天然气交易中心竞价、与竞争能源挂钩定价两种主要形式。虽然LNG液化技术能够解决天然气运输问题,但由于前期需要投入高昂资本,项目建设发展缓慢,全球天然气贸易市场尚未统一,而是形成了北美、欧洲和亚太三个区域性的天然气贸易市场,并形成两套定价机制。

    贸易需求和发达的金融市场,催生北美和英国天然气交易中心。北美天然气贸易市场起始于1950年代,是天然气贸易历史的开端,因贸易量大北美逐步发展出了实体天然气交易中心:美国亨利中心(HenryHub)、加拿大AECO。1990年天然气期货合约在纽约商品交易所上市,经过30年的发展,目前纽交所天然气期货合约已经具备好的价格发现功能。1996年英国建立了天然气交易中心-英国国家平衡点(NBP),次年伦敦国际石油交易所发布了首份天然气期货合约,NBP也成为欧洲大部分国家天然气交易的中心。欧洲与亚太中长期合约,主要采用与竞争能源挂钩的定价机制。早期天然气主要是为替代燃料油、汽油等成品油,故而其定价与竞争性能源挂钩。具体到各个地区又各有不同:1)欧洲地区天然气离岸价采用净值回归法,即以目标市场最低的替代能源价格为基础,减去天然气运输成本与库存成本以及各种天然气相关税费,主要挂钩柴油和燃料油;2)日本地区与日本原油清关价格(JCC)挂钩,定价以等量热值的原油,叠加运输通胀等其他因素;3)俄罗斯与中亚地区多以管道气为主,主要由政府双方协定基期气价,辅以石油或成品油价格变化进行调节。

    全球天然气定价机制图

数据来源:公开资料整理

    2、亚太LNG长协定价挂钩JCC原油价格,定价公式经历四轮演化

    因缺乏现货贸易平台,亚太地区LNG贸易以长协为主,LNG长协定价多数与JCC挂钩。日本于1969年建立首个LNG接受站,最早开始了亚洲地区LNG进出口。因为缺乏天然气现货交易平台,亚太地区天然气贸易大多以长协为主,日本LNG到岸价格多与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩,少部分与印尼原油出口价格相联系。由于进口气量大、历史时间长,日本LNG到岸价格一定程度上体现了亚太地区LNG交易价格的总体水平,进而后期进入LNG贸易市场的韩国、中国台湾、印度和中国,进口LNG大部分也沿用与JCC挂钩的定价机制。

    因为JCC价格在历史上曾经历过剧烈波动,亚太地区LNG长协定价公式随之经历了四轮演化:

第一阶段(1973以前)
主要采用固定价格。以JCC价格为基准,以热值换算并较换算后的价格有明显升水,随着气量逐渐增大,定价方式发生改变。
第二阶段(1973-1985)
直线型定价公式。1973年,日本签订了第一个与原油价格挂钩的LNG长协合同,定价方式为直线型:P(LNG)=A*JCC+B,A是挂钩系数(包含热值转换系数,通常在7%-15%),B为常数(包含运费与通胀等),为亚洲LNG长协定价奠定基础。
第三阶段(1985-2008)
S型定价公式。1985年末第三次石油危机使油价跌到10美元/桶以下,为了在过高和过低油价区间对买卖双方进行保护,引入了S曲线,即在油价超出适用范围将对斜率和常数项进行调整。
第四阶段(2008年后)
直线型定价公式。2004年起油价重回上升通道,2008年突破100美元/桶,有高油价保护的S曲线不再适用,定价合同逐渐转变回直线型。

数据来源:公开资料整理

    亚太 LNG 长协定价公式随原油价格经历四轮演化

 

数据来源:公开资料整理

    JCC、布伦特原油与美国 WTI 原油趋势

数据来源:公开资料整理

    3、管道气以基期价格为基础,依竞争能源价格变化调节

    国际贸易管道气定价,以双方协商基期价格 P0 为基础,并根据一揽子竞争能源价格变动进行定期调整。根据高建和董秀成《引进国外天然气购气合同价格条款研究》(天然气工业,2005 年 9 月刊)及总结,管道气贸易一般采用“照付不议”长期合同,一般的定价公式由天然气基期价格 P0,与调节系数两部分构成:1)基期天然气价格 P0,以净值回归法测算为最高价格,以成本加成法测算为最低价格,在此基础上由双方协调而定;2)调节系数中涵盖了一揽子竞争能源价格变动,常用的能源包括 G(汽油)、F(燃料油)、C(煤)、R(物价指数)等,a-e 为常数,总和为 1。

    国际贸易管道气定价一般公式

 

数据来源:公开资料整理

    西欧地区管道气定价中,调节系数主要与石油产品(轻油、低硫重油)价格变动挂钩。西欧地区国家贸易管道气主要来源地是挪威和俄罗斯, 2014 年 8 月刊),以 2009 年 Gazprom 和 Naftogaz Ukraina签订的 2009-2019 年天然气长期合同为例,合同中 P0 为 0.45 美元/立方米(按 2009 年汇率折合 3.07 元/立方米),调节系数挂钩轻油(石脑油)和低硫重油(低硫燃料油),以2008 年 4-12 月均价为基期价格,以季度为单位计算价格变化,并进行价格调整。该合约设定重谈机制,双方认为公式天然气进口价格不能反映市场真实状态时,都可以申请复议。中国管道气定价中,中缅气与原油挂钩,中亚气与成品油挂钩。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价方式基本一致,定价公式关键在于关联成品油或原油的选择。根据《中国天然气进口价格机制研究》,中国已签订的管道气长期进口协议中,从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩,而来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与

    新加坡燃料油等油品价格挂钩

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