编者按：近年来，随着造船技术的发展以及海运安全的提升，LNG贸易不断繁荣，使天然气市场打破区域性的束缚日趋全球化。目前，我国引领亚洲LNG进口需求回弹，带动全球LNG贸易增速重回两位数，市场仍在买方机遇期，但未来需求增长的不确定性因素较多。多位专家表示，亚洲LNG市场供过于求的状况将持续至2023年，之后可能出现供不应求。本文将从供需角度判断市场趋势，探讨未来在LNG供不应求的背景下，我国的应对之策。
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随着LNG贸易的快速发展，区域间天然气市场联动增强，全球化的趋势日益明显。多家机构判断，未来几年亚太区LNG市场将维持供需宽松，但不乏短期因素推动市场回归平衡，由于需求有望保持中高速增长，市场将在2023年左右实现再平衡甚至转入供不应求。
2017年，我国受“煤改气”影响，下游用户需求突增，LNG进口量比上年增加1244万吨，增幅高达46%，超过韩国成为全球第二大LNG进口国，面对不断变化的LNG市场，我国应如何应对？
观察
未来3-5年LNG市场或将持续供需宽松
目前虽处市场淡季，但东北亚LNG进口现货价格已上涨至10美元/百万英热，引发市场目前供需紧张的判断。中国石油经济技术研究院天然气市场研究所所长陈蕊认为，东北亚LNG现货价格上涨与油价回升有关，目前市场仍处于买方机遇期，今年将有多个项目进入FID，预计未来3-5年内市场供应整体宽松，后期由于新项目投产速度将大幅放缓，或将在2022—2023年出现供给缺口并迅速扩大。
IHS Markit预测，未来3-5年内LNG市场供需宽松格局仍将继续。由于美国、澳洲等地新项目的投产，未来几年全球LNG液化能力将保持高增速。到2021年底，全球新建产能将达到9000万吨，较2017年底液化能力将上升30%。将较好满足全球天然气贸易发展和消费增长的需求。
专家认为，未来几年亚洲LNG需求主要将由中、韩两国拉动，市场出现供不应求只是时间问题。中国石化石油勘探开发研究院战略室副主任侯明扬指出，我国LNG需求以“控煤政策”为约束条件，结合国家趋势，绿色发展必然是循序渐进的过程，预计在“十三五”末期到“十四五”期间会出现LNG的供不应求，但之后由于替代能源的发展、能效的不断提升需求增长难以判断。IHS Markit亚太区董事总监周希舟解释，由于煤改气政策的影响，我国LNG需求将维持高增速。韩国于去年年底推出能源新政，计划逐步将核电、燃煤发电退出电力系统，提高天然气机组的发电利用率，需求也随之上升；随着核电重启，作为全球第一大LNG进口国，日本电力行业的天然气需求已达峰值；印度、印尼等南亚、东南亚国家虽然天然气需求潜力比较大，但价格敏感性比较高、承受能力相对有限，需求存在变数。
探因
“煤改气”驱动需求高速增长
2017年，亚洲带领全球LNG贸易增速重回两位数，我国更是亚洲进口增量的领跑者。国际能源机构（IEA）在2018年天然气年度报告中预测，2017—2023年我国的天然气需求将增长近60%，达到3760亿立方米，其中LNG进口从2017年的510亿立方米增加至2023年的933亿立方米。我国将在2019年超越日本成为管道天然气和LNG最大进口国。
多位专家表示，政策因素是推动我国LNG进口快速增长的首要因素。周希舟认为，我国的天然气需求由政策驱动，过去十年一直在东部地区环境压力相对大的人口密集地区推行工业和电力行业的“煤改气”，每年都有一批新的燃气电厂上线，这是LNG增长的一个稳定的驱动因素。另外他也提出，去年我国天然气需求增速为15%，远高于之前五年平均9.5%的增速，带来的供给缺口需要中央与地方、环保部门与能源部门联动协调解决。
侯明扬称，近年来政府相继出台了《加快推进天然气利用的意见》和新版《天然气利用指导意见》培育天然气主体能源地位。同时，地方政府的“煤改气”力度提升，既是京津冀地区为了完成中央环保任务的需要，又是拉动产业绿色转型的发展机遇。从价格方面看，东部沿海LNG与其他燃料相比在高油价下有一定竞争力。此外，从商业模式方面看，天然气“点供”与分布式利用模式同样推动了我国LNG进口增长。点供能到达燃气管网到达不了的地方，刺激了天然气终端消费主体数量增加，但点供的意义不在于数量，而在于能真实反映终端价格的价格发现功能。
瓶颈
行业基础设施建设亟待完善
据经研院预测，我国LNG 进口量在2020年将增至5000 万吨左右，占天然气消费的比重升至23%。然而，截至去年12月底，我国已建成储气库的天然气储备能力仅为100亿立方米左右，约占国内天然气需求总量5%以下。与天然气行业发展类似，我国LNG产业存在基础设施建设不足、价格机制亟待完善等发展瓶颈。
侯明扬表示，目前我国亟须推进储气库、接收站等基础设施建设，以解决接收能力不足、终端分布不均、管道不够互联互通等问题。此外，目前政策上没有实质性措施既刺激需求扩大又保障供给，还需推进天然气市场改革，启动价格形成机制改革，并使市场参与主体多元化。
周希舟强调，天然气价格应有季节之分，以北京地区为例，冬季和夏季的天然气日需求比最高达到10：1。在美国、欧洲，天然气价格的季节性吸引了一批投资者建设初期设施，我国目前没有这样的价格机制，这是储导致气设施投资者的动力不足的重要原因。同时，对适合建设地下储气库的盐层、枯竭油气田的选址工作也有待继续。此外，行业上下游的价值链要疏通，在缓解下游的成本压力方面，国外没有经验模式可以直接照搬，需要自己摸索一条道路。
问策
我国LNG需求增量将来自何方？
根据壳牌发布的《2017年LNG行业展望》，全球LNG液化能力增速将在2020年后由7%迅速下降至2%以下，考虑到LNG需求有望保持中高速增长，如果没有新项目达成FID（最终投资决策），市场将从供需平衡迅速转入供不应求。届时我国LNG需求增量将来自何方？
周希舟称，天然气仅仅是替代散煤供热的一小部分，我国的大型燃煤电厂在全世界不管是从效率还是排放上都是处于前列的，发电供暖的份额大部分可以被清洁燃煤机组取代。2017年底10部委共同印发《北方地区冬季清洁取暖规划》，2021年前将大幅降低散煤发电比例，指出了清洁燃煤机组的重要性。这样在国际天然气价格位于高位的时候，可以利用清洁燃煤机组热电联产供电供暖，既填补了冬季供热缺口，又解决了电力行业产能过剩问题。目前在我国，可再生能源发电量已经超过天然气和核电的发电量，虽然可再生能源供暖（电暖）价格昂贵，但是长期来看，成本下降已成定局，用电供暖替代煤和天然气也成可能。
“总体上煤炭的消费量还是控制的，还是需要天然气（发电、取暖）。”陈蕊对此提出不同看法。针对未来LNG市场供不应求的局面，侯明扬认为，我国应“开源节流”，对内理顺价格机制、提升市场竞争性、提高国内天然气产量和能效。对外要利用买方市场机遇，实现进口多元化，去年我国从18个国家进口了LNG，巨大的市场是巨大的优势，要想将“亚洲溢价变为“亚洲折价”，还需加强海外上游获取，加快替代能源的发展。（记者 董宣）
转自：中国石油报
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