本文作者：鲁东侯、张超，来自中国石化报

统计数据显示，2015年全球液化天然气（LNG）贸易供应量为2.5亿吨，较2014年略有增长。从需求角度看，中、日、韩等东北亚国家LNG进口量出现一定萎缩，分别较2014年下降1%、4%和11%；西班牙是欧洲LNG进口量下降最多的国家，降幅为15%。

但总体看，2015年全球LNG进口总量略高于2014年。从贸易流向和价格看，2015年中东和大西洋地区对亚太地区的LNG出口量降低16%，部分LNG出口转向欧洲。另外，低油价也冲击了全球LNG市场价格，影响了与油价挂钩的LNG定价。2015年是全球能源市场整体形势低迷的一年，作为消费主体的油气资源如同经历一场大考，2016年是否持续低迷，请拭目以待。

从2015年的市场发展看，北美地区有超过1850万吨/年的LNG产能建设通过政府核准将开工建设。在美国，切萨皮克能源公司2015年的表现在业内较有代表性。

一方面，其通过了科珀斯克里斯蒂项目两条LNG生产线和萨宾帕斯项目第五条LNG生产线的最终投资决定；

另一方面，该公司多数出口产能已与销售和采购协议绑在一起，大部分按照亨利中心基准价购买天然气，在此基础上加价115%出售；

同时还要支付3.5美元/百万英热单位的固定费用，保障了公司的稳定收入。在加拿大西海岸，一批LNG项目也在积极筹划中。其中，马来西亚国家石油公司有条件通过了西北太平洋LNG项目的最终投资决定，正等待联邦政府的环境许可；

WoodfibreLNG项目和加拿大LNG项目正积极争取当地居民对工程建设的支持，并寻求联邦政府的批准。

除北美地区外，其他国家和地区2015年计划新建的LNG产能相对较少，但仍有一定进展。在东非，2015年没有新规划LNG项目获得最终投资决定，但由埃尼公司发起的Coral浮式LNG项目与BP签署了LNG销售合作意向书。在俄罗斯，尽管俄罗斯天然气工业公司暂停了其位于海参崴的LNG项目发展计划，但俄罗斯石油公司2015年12月与Alltech公司签署了伯朝拉河LNG项目合资协议，未来有望进一步增加LNG出口能力。

一是全球经济复苏乏力将继续影响LNG市场需求。国际货币基金组织（IMF）近期下调2016年全球经济增长预期至3.6%，并警告称，全球经济存在继续下行风险。高盛和花旗银行也表示，受中国等新兴经济体经济增速下滑等因素影响，未来数年内世界经济增长可能跌至2%。

二是低油价将导致燃油和燃气的互相替代。部分日本电厂已表示，2016年将继续使用燃油替代LNG，降低全球范围内LNG的市场需求。

三是核能发展将影响LNG需求。福岛核事故后，日本关停了全部核反应堆，且短时间内大量增加了LNG进口量保障能源供应。但随着日本核电陆续重启，未来天然气需求将呈下降趋势，国际能源署（IEA）预测，日本天然气需求2020年将大幅下降。此外，韩国也计划通过新建12座核电站来降低对进口天然气的依赖，韩国贸易工业和能源部计划，将2020年LNG进口需求降至3400万吨。

由于本轮国际油价持续下跌是由供给增加和需求不振共同导致，因此未来数年内很难恢复至2014年上半年高于110美元/桶的水平，将迫使国际石油公司压缩投资，对大型LNG项目影响较大。同时，世界经济增长乏力，大型LNG项目投产后消费市场很难保障。因此，规模较小的LNG项目投资少且投产快，能灵活满足区域市场需求，优势逐步显现。

加拿大AltaGa项目位于不列颠哥伦比亚省基蒂马特附近，计划2018年建成55万吨/年的LNG出口能力。此外，中国正在建设的多个小型LNG项目成本很低，仅500美元/吨，远低于大型项目高达1500美元/吨的成本。

2014年前，受区域性供需不匹配及福岛核事故影响，亚洲LNG市场价格明显高于其他地区，存在所谓“亚洲溢价”。

但未来一段时间内，全球LNG市场将出现供给持续增长与需求低迷并存的态势。特别是在东亚各国LNG进口量持续降低的背景下，LNG资源在全球范围内将通过贸易和运输重新配置，可能迫使LNG交易价格回归“合理价位”，亚洲区域性溢价空间将缩小或基本消失。

两大煤层气制LNG项目投产大幅提高了澳大利亚的LNG出口能力。2015年，昆士兰州的柯蒂斯QCLNG和格拉德斯通GLNG两大煤层气制LNG项目分别于2月和8月顺利投产，将澳大利亚LNG出口量由2014年的2400万吨提升至3100万吨。但受国际油价和气价走势低迷影响，部分澳大利亚LNG项目延后了投产时间。如雪佛龙将高庚LNG项目的投产时间由原定2015年12月改至2016年一季度；日本INPEX公司也将其IchthysLNG项目投产时间延后至2017年底，同时将产能建设规模由840万吨/年增至890万吨/年。

咨询机构伍德麦肯锡统计，按照现在各大国际石油公司的产能规划，到2019年，澳大利亚将成为全球最大的LNG出口国。

由埃克森美孚担任作业者的巴布亚新几内亚LNG项目2015年出口量也大幅提升，较2014年增加360万吨；卡塔尔LNG出口量也有增长，较2014年增加256万吨；印尼和挪威LNG出口量也小幅增长，分别较2014年增加82万吨和67万吨。

也门等国家LNG出口量有所降低。受内战影响，也门LNG项目2015年4月起停止出口，导致全球LNG供给总量下降511万吨；特立尼达和多巴哥、阿尔及利亚、马来西亚等国的LNG出口量2015年也有所下降，分别较2014年降低127万吨、106万吨和86万吨；安哥拉LNG出口2015年仍未恢复。

东北亚地区的LNG进口量低于预期。2015年，亚洲LNG需求市场持续疲软，日本、韩国和中国等传统LNG需求市场相对萎缩。其中，受经济持续低迷、新能源电力供应增加，以及九州电力公司8月和11月重启两座核电站等因素的综合影响，日本2015年LNG进口量为8500万吨，较2014年下降4%。韩国2015年煤电和核电在能源供给中的比例持续增长，导致LNG进口量降低11%，仅3300万吨。中国2015年LNG进口结束连续数年的两位数增长，进口量仅1950万吨，较2014年下降1%，除经济增长放缓降低国内天然气需求增速外，低油价也导致LNG需求增量持续放缓。

新兴需求拉动全球LNG进口量平稳增长。在日本、韩国和中国等东北亚国家LNG进口量大幅减少的情况下，部分新兴LNG进口国在保障2015年全球LNG供需平衡方面发挥了重要作用。埃及、约旦和巴基斯坦2015年上半年开始通过浮式再气化装置进口LNG，使全球LNG需求增加了580万吨。

英国、意大利和泰国2015年LNG进口量也有所增长，分别为203万吨、128万吨和118万吨。此外，美洲地区2015年进口总量约2100万吨。其中，巴西因干旱导致部分水电资源供给不足，需要天然气发电补充供给，增加了对LNG的进口需求；阿根廷由于夏季持续高温，需要天然气发电填补能源缺口。

从大西洋地区流向亚太地区的LNG数量大幅降低。根据近5年LNG贸易数据分析，亚太地区，特别是东北亚地区是大西洋地区LNG出口的主要目标区域。但从2015年的表现看，这一趋势已悄然发生变化。首先，由于亚洲市场需求增速放缓，中国、日本和韩国普遍出现LNG进口量下降趋势，影响了大西洋地区LNG的出口量。其次，由于澳大利亚和巴布亚新几内亚对亚太地区的LNG出口量增加，大西洋地区的LNG出口在亚太地区的市场份额受到影响。再次，2015年日本LNG现货价格相对较低，为7——8美元/百万英热单位，大西洋地区与它相比已不具备明显的价格优势。因此，2015年从大西洋地区流向亚太地区的LNG数量为8160万吨，低于2014年的9570万吨。而埃及、巴基斯坦、印度、巴西和阿根廷等国则成为大西洋地区LNG出口的新选择。

欧洲再次成为全球LNG贸易的热点。2015年欧洲LNG进口量增加约3700万吨，较2014年提升14%。2015年一季度，欧洲LNG进口量同比增长38%。西欧、北欧和英国是欧洲LNG进口量增长较大的区域。一方面，全球LNG市场价格低于2014年，作为LNG市场最“资深”的消费群体，欧洲各国有能力也有意愿增加LNG进口量；另一方面，2015年俄罗斯和欧洲继续就地缘政治问题产生争执，各国都计划通过天然气进口多元化来降低对俄罗斯能源的依赖。

LNG贸易市场买卖双方均有整合现象。从全球LNG市场的卖方主体看，壳牌并购BG是2015年油气业最令人瞩目的一宗交易。交易完成后，壳牌成业内最大的LNG供应商，能满足全球15%的LNG市场需求。同为壳牌第五大股东和BG第二大股东的挪威主权财富基金表示，交易可大幅提升BG股东价值，并增加壳牌在全球LNG市场的长远利益。此外，巴布亚新几内亚和澳大利亚也存在LNG供应商整合的情况。其中，道达尔完成了对Interoil公司Elk-Antelope天然气及凝析油资产的销售和购买协议，巩固了其在巴布亚新几内亚的LNG上游市场战略布局；伍德赛德石油公司也积极寻求参股巴布亚新几内亚LNG项目，但目前进展有限。

从全球LNG市场的买方主体看，一批对LNG需求较大的能源企业2015年开始尝试以联合购买的方式满足LNG市场需求，提升了买方的议价能力，能在低油价时期分散风险。日本东京电力公司拟与中部电力公司成立合资公司JERA，两家公司各出资一半，在火电业务领域进行一揽子合作，力争2017、2018年将两家公司现有火电站与对方进行等比例置换，最终实现火电业务合并。据估计，JERA公司LNG进口量为4000万吨/年，将成全球最大LNG进口商。此外，东北亚其他LNG消耗较大的企业也在积极寻求成立购买联盟，争取低油气价格时期在不景气的国内市场最大程度规避风险。如东京天然气公司与印尼国家石油公司签署协议，共同完善印尼的天然气接收设施，并计划联合进口LNG。

2015年，LNG市场出现买方多元化趋势，东亚、中东、东南亚和美洲等地区的部分国家一改往年主要由几家油气公司集中采购LNG的模式，出现了一批“非传统”买家。其中，中国华电集团2015年作为非国家石油公司签署了国内第一份LNG长期合约，计划2015年10月起每年从BP采购100万吨LNG；此外，其还在2015年四季度与Pavilion能源公司和雪佛龙签署了非约束性LNG贸易协议。另外，印度、泰国、巴基斯坦、约旦、埃及和南美地区的部分公司，特别是大宗商品贸易公司也积极购买LNG，但多数选择现货交易，且交易规模相对较小。

由于“非传统”LNG买家购买量相对较小，LNG供应商与之签署供给数量较大的长期合约的可能性较小，难以支撑某一国家或区域新建LNG产能。因此，LNG供应商应改变经营策略，选择优化资产组合和贸易方式，满足不同买家的需求。如壳牌收购BG获得了全球范围内的协同效应，还与诺瓦泰克、GAIL公司和印尼国油等签署了购买协议，使其在全球LNG贸易市场上除直接出售自己生产的LNG外，还在部分地区转销其他公司的LNG。

2015年亚洲LNG市场长期合约价格呈现巨大波动走势，自年初起大幅下挫，7月后小幅回升，年末又略有回调。其中，全年最高价格为1月的15.3美元/百万英热单位，最低价格为7月底的8.3美元/百万英热单位。2015年波动走势的原因主要有两个：一是需求不足导致长期合约价格大幅下跌。首先，亚洲各国经济增速放缓减少了对LNG的需求预期；其次，俄罗斯与中国签署管道供应天然气合同也对LNG需求有较大影响；再次，核能等替代能源2015年供应增加，一定程度上也降低了亚洲LNG的需求。二是国际油价大跌拖累LNG长期合约价格走势。部分LNG期货价格因与国际油价挂钩而下跌，且低油价使部分电厂用燃油发电代替LNG发电。据测算，油价在65美元/桶时，单位发电成本与气价为10.5美元/百万英热单位时一样，因此2015年多数时间燃油发电更经济。

同时，亚洲地区LNG市场现货价格走势相对平稳，全年为6.9——8.8美元/百万英热单位，均价远低于2014年的14美元/百万英热单位。主要原因包括：国际LNG现货市场供应宽松，导致市场价格走势平稳；由于全球LNG市场需求增长缓慢，导致价格持续低迷。

在2015年LNG市场长期合约价格和现货价格差异化走势的影响下，石油公司也开始采取相关策略优化LNG业务经营。对买家而言，长期合约在当前形势下无法保证企业获得最优惠价格的LNG供给，因此其将选择通过长期合约与现货市场结合的方式购买LNG；对卖家而言，在市场价格不景气的大环境下，选择地理位置更接近的买家能大幅降低运输成本，提高LNG售价的竞争力。以BG为例，为应对LNG市场价格整体走势低迷，其将在澳大利亚生产的LNG就近运往中国、日本、新加坡及印度，将赤道几内亚生产的LNG就近输往拉美地区。

2015年共有10个LNG接收项目建成投产，总接收规模高达2920万吨/年，配套储气库建设近300万立方米。从接收设施的种类看，浮式存储气化装置（FSRU）2015年产能建设规模突出，约1780万吨/年。Hoegh、Excelerate、Golar和BW等4家公司分别交付了其承建的FSRU，将前往埃及、巴基斯坦和约旦附近海域作业。

陆上LNG接收站建设主要集中在日本、中国、波兰和印尼，产能建设规模约1140万吨/年。但由于市场需求增速放缓，中国和日本2015年新建的4个LNG接收终端预计难以满负荷作业，或将造成产能闲置。而从现有的合约及市场发展现状分析，印尼和波兰两个LNG项目形势相对较好，能助其提升LNG进口能力。

2015年共31艘LNG运输船投入航运，将全球LNG船运能力大幅提升8.2%。在全球能源需求持续低迷的市场环境下，LNG船运市场呈现明显供大于求态势，导致LNG运输船的短期租船费率2015年跌至5年来最低，由年初的7万美元/日降至7月的3万美元/日。进入四季度后，受北半球气温低于往年等因素影响，LNG运输船短期租船费率略有回升，但12月又重拾跌势。

尽管如此，部分航运企业仍看好LNG船运市场的发展前景，特别是美国未来数年将有多个规模较大的LNG出口项目建成投产，需要大量LNG船运能力，因此2015年多艘运输能力更大、能效更高的LNG运输船开始签约造船。其中，2015年有19艘超过10万立方米装载能力的LNG运输船签约建造，分别由日本和韩国的造船企业承建。另外，不景气的经济形势导致多数运输企业最大程度节约成本，废弃老旧LNG运输船的意愿相对较低，未来新的船运能力不断涌入市场，将使LNG船运市场供大于求的态势延续。