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传统贸易机制将被颠覆
供应侧只是全球LNG市场这枚硬币的一面,另一面则是LNG接收终端及再气化产能。资本在涌入液化产业的同时,也有大笔投资进入LNG接收站和再气化领域。目前,全球在建的再气化产能约为10000万吨/年,其中位于亚洲的项目占到近一半,拉丁美洲约2900万吨,欧洲约2300万吨。另有18000万吨/年的新增气化能力有望投入建设。
如此看来,LNG液化产能和气化产能趋于平衡(尽管无论是气化还是液化,产能并不意味着产量)。问题在于,很多气化项目的产能均基于推测,并不一定最终落地。
相比较而言,LNG液化装置较之气化装置更为复杂,故气化装置工期更短,尤其是浮式储存及气化装置(FloatingStorageandRegasificationUnits,FSRU)——浮式LNG技术正越来越受业界欢迎,实际上拉丁美洲的LNG接收终端多为FSRU,国内首个浮式LNG项目中海油天津LNG项目也于去年获批。预计,接下来数年中,会有更多LNG接收站项目公布建设,并在2020年前后投入使用。
所以,未来数年,国际LNG市场供求形势偏松还是偏紧,与液化和气化项目建设进度密切相关。不过,根据现有数据分析,未来全球范围内LNG的气化和液化产能预计会在2:1左右。而气化产能的过剩将给予资源方选择买方提供了余地。不过,到2020年,全球LNG液化产能的步子似乎要快于气化产能,从而使得现货市场的整体形势要相对宽松。
无论是从全球LNG贸易来看,还是从LNG资源在不同区域间流向来看,这一形势都具有重要意味。从贸易角度来看,一个相对宽松的全球LNG市场意味着卖方之间的竞争会加剧,从而导致价格存在下行的可能,而价格下行会刺激需求,尤其是电力市场对LNG的需求。
至于资源流向,根据全球LNG贸易发展态势判断,东北亚的买家将首选来自澳大利亚、东南亚的LNG资源,其次才是来自美国的页岩气。卡塔尔在东北亚市场面临的挑战将越来越大,因而可能需要将目标市场调整至近东、中东以及欧洲市场。包括北非、西非以及东非在内的非洲LNG资源也同样如此。不过,同为非洲的阿尔及利亚、尼日利亚和安哥拉将有望竞争增长迅速的拉美市场。美国也有望在拉美市场分得一杯羹。
国际LNG现货贸易规模和占比增加,将有助于建立一个更加透明的定价机制,原有的主要与原油挂钩的定价方法面临调整压力。其中最为关键的是美国的LNG出口,因为来自美国市场的LNG价格直接基于美国亨利中心的天然气价格,外加3美元左右的液化成本以及相应的运输成本。
亚洲买家究竟在多大程度上对不与原油挂钩的LNG长协感兴趣,还有待时间检验。原有的价格机制已运行多年,且基本满足了其对稳定的LNG供应的需求,亚洲买家需要克服对新机制的心理接受问题。
另一方面,如果现货LNG的价格低于长协价格,相信买家会提出重新谈判长协价格的诉求——尽管在目前的市场形势下,设想降低价格有点痴人说梦。去年,印尼东固LNG项目非但没有降价,反倒提价近70%,澳大利亚、马来西亚等LNG项目,也都提出了价格回顾的诉求。但当我们从一个十年左右的时间维度来评估全球LNG市场的时候,形势会发生较大变化,而这种变化,无疑会增加长协重新定价的可能性,放弃与原油价格挂钩的定价机制,代之以某种形式的天然气价格指数,如参照亨利中心(HH)价格、英国国家平衡点(NBP)等,是完全可能的。
过去两年,欧洲市场即是如此,而全球市场发生类似情况的概率也正在增加。2020年前,全球LNG市场是否能够彻底抛弃与原油挂钩的定价机制,目前来看还存在诸多争议。但如果2020年美国确实有近7000万吨/年LNG投放市场,而这部分资源的价格又与亨利中心气价挂钩,那么出口亚洲的LNG继续享受高溢价的时代就将终结。
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