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《低油价对全球天然气产业的六大影响》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2017-04-19

  • 低油价对全球天然气产业的影响是全方位的，包括利空天然气价格，带给亚洲LNG买家从"溢价"到"议价"的历史性机遇，冲击美国页岩气生产，刺激亚太天然气需求回弹，使LNG投资热情降温，以及进一步增强LNG贸易流动性和合同灵活性等六大方面。 国际油价自2014年下半年开始大幅下跌，从110美元/桶高位一度跌破30美元/桶。虽然2016年探底后小幅回升但仍在相对低位徘徊。由于石油和天然气在生产方面的互补性、消费方面的替代性及价格方面的协同性都很强低油价对全球天然气产业的影响也是全方位的。 低油价利空天然气价格。油价下跌以来，北美、欧洲和亚太天然气市场价格均在下跌不过低油价所带来的影响不尽相同。对于天然气价格更多由市场决定的北美和欧洲低油价主要通过抑制天然气需求压低天然气价格。其次，在油气直接构成竞争的消费领域，如工业、供热、交通等部门低油价都削弱了天然气的成本优势。据统计，布伦特原油与北美HenryHub气价、欧洲NBP气价比值，从2014年的22.6和12.7分别降至2016年的17.2和6.8，部分国家因此出现了“油代气”的情况。另一方面，低油价对以天然气作为生产和加工原料的石化行业造成了一定冲击，其用气需求也相应减少。对于亚太地区，低油价对天然气价格的影响更为直接，这是由于亚洲目前还没有形成一个如美国HH或是英国NBP那样具有区域影响力的天然气价格基准，液化天然气(LNG)长贸合同大多与油价挂钩。2015年以来，东北亚LNG进口价格年均下跌30%以上。

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相关报告

  • 《今年影响亚太天然气市场的六大因素》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-02-17
    • 咨询公司伍德麦肯兹近日发布报告称，2020年将有六个因素会影响亚太地区的天然气和液化天然气(LNG)市场。 亚洲LNG现货价格进一步下跌 2019年，全球LNG市场严重依赖欧洲消化供应过剩。来自美国和澳大利亚项目的LNG产量激增，亚太地区的LNG需求增长停滞，现货LNG只能以折扣价销往欧洲。 伍德麦肯兹研究总监罗伯特·史密斯表示， “2020年欧洲将再次被要求挽救这一局面。然而，与2019年不同的是，今年初欧洲天然气库存已达到创纪录的水平。因此，与去年相比，欧洲将更多依靠灵活的供应，或增加电力部门的需求。两者都表明，2020年气价会更低，亚洲现货价格也将下降。但是，如果美伊紧张局势2020年升级，导致霍尔木兹海峡运输中断，来自卡塔尔的LNG供应将存在风险”。 市场自由化和较低的LNG现货价格 马来西亚和泰国终于实现天然气市场自由化。去年，马来西亚从壳牌进口了一批LNG现货，首次打破了马来西亚国家石油公司的垄断地位。随着第三方公司成功进入该国市场，马来西亚发电公司TNB的采购部门预计今年会寻求更多货物。 泰国国家电力局(EGAT)近期进口了第一批LNG货物。这是继市场被泰国国家石油公司(PTT)垄断后，对第三方准入管制的首次测试。 在韩国，新能源和工业消费者也在寻求绕过韩国天然气公司(KOGAS)独立进口天然气。 伍德麦肯兹首席分析师阿斯拉说，“LNG现货价格较低，为新兴买家提供了购买理由。不管是马来西亚国油、泰国国油还是韩国天然气公司，他们都有一系列价格相对较高的长期供应合同。能从现货市场自购LNG将为终端用户提供额外利润，并提高其在市场上的竞争力。经过几次现货交易后，这些新买家和LNG供应商将对购买LNG的商业运营能力充满信心”。 中国天然气和LNG需求下降 2019年，中国天然气需求增速从2018年的17%降至9%。经济放缓影响了整体能源需求。 伍德麦肯兹高级经理黄妙如说，“随着西伯利亚力量管道的运营，以及从俄罗斯到中国北方的首批天然气投用，2020年冬季的LNG需求可能下降。此外，中国天然气产量仍以比前几年更快的速度增长。如果这种情况2020年持续下去，天然气进口增速将放缓”。 虽然2019年中国煤改气进程放缓，但天然气在能源结构中仍占较高份额，超过煤炭和石油。 东北亚对煤炭的抵制 越来越多的空气质量问题促使韩国等东北亚市场采取新的能源政策，以减少煤炭发电量。 伍德麦肯兹分析师露西·库伦表示，“去年春季的煤炭使用量下降表明，韩国在减少季节性排放方面取得了一些成功。早期报告也显示，韩国去年12月的碳排放水平有所下降。如果2020年冬季的限煤措施继续产生积极影响，并避免停电，那么季节性限煤很可能在东北亚地区成为常态，并使LNG受益。目前，东北亚能源市场不支持大规模的煤改气政策。但是，未来几个月，我们将密切关注碳排放和持续低价结合能否为2020年更大规模的煤改气政策提供动力”。 东南亚将推出支持天然气政策 2020年，几份可能动摇东南亚天然气市场的政策文件将发布。在泰国、越南电力和天然气市场总体规划的启动过程中，预计天然气的作用更突出。这将为该地区的市场参与者提供关键的战略信号。 越南将在中期提升燃气发电能力，这将增加天然气在越南电力结构中的占比。预计2020年，许多综合燃气发电项目在即将出台的电力发展计划中占一席之地。 印度再气化接收终端投用推迟 新增的再气化产能对印度利用低现货价格至关重要。但是，印度的再气化开发项目有过延迟的历史，主要是因为难以完成与电网的连接，从而将产能限制在较低水平。 分析师表示，Mundra和Jaigarh是今年再气化项目的试运营目标。两个接收终端原计划2019年投用，但由于各种原因已被推迟。另一个主要的新增产能项目是扩建Dahej接收终端，计划每年增加产能250万吨，并将于2020年完成。
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  • 《全球液化天然气市场现状及未来展望与新动向》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2019-06-14
    • 2018年，全球LNG贸易量创下3.2亿吨的新高，供应能力显著增加，美国、俄罗斯、澳大利亚贡献了新增能力的主要份额。亚洲地区继续引领全球LNG需求增长，中国再次成为需求“执牛耳”。全球LNG价格仍然呈现区域特征，价差继续收窄。未来，新增液化天然气项目将再次提振市场供需信心，亚洲需求增长速度或将放缓，欧洲地区将形成俄罗斯管道气与美国LNG的竞争态势，LNG价格有望继续回落。 (一)全球贸易量达到新高，供应增长强劲，需求表现不一 2011年至2016年期间，液化天然气贸易量的平均增长率降至仅0.9%，与管道天然气贸易量增长率(1.0%)大致持平，但均落后于一次能源产量增长率(1.7%)。但是，自2017年以来，液化天然气的年均增长率开始呈现高于全球一次能源消费产量和管道出口量的增长率的态势。 根据国际天然气联盟(IGU)发布的2019年世界液化天然气报告显示，2018年是全球LNG贸易的又一个强劲增长年，全球LNG贸易量连续五年保持较快增长，并创下3.165亿吨的历史新高，同比增加2820万吨，增幅达到9.8%，成为自2010年以来的最高年度增幅。其中，短期和现货贸易量达到9900万吨，同比增长1450万吨，占到LNG贸易总量的31%。全球LNG出口国增加到19个，进口国家增加到36个。2018年，液化天然气在全球天然气贸易量中的占比达到10.7%，同比增长1个百分点。 供应侧的增长驱动来源主要是澳大利亚、美国和俄罗斯。2018年，澳大利亚Wheatstone项目以及Ichthys项目开始运营，此外GLNG、Gorgon等项目的接近满负荷率的生产，导致澳洲同比增长1220万吨;随着Sabine Pass LNG项目第三条、第四条生产线的全部投产，以及Cove Point项目的投产，美国实现了其预期增产，产量同比增长近820万吨;俄罗斯则继续扩大亚马尔项目的产能，2号和3号生产线相继投产，进一步提升了俄罗斯LNG出口能力。 消费侧的增长驱动主要来自亚洲地区。2018年，亚洲地区引领全球LNG增长，全年增量接近3000万吨。由于能源结构调整和环境治理力度的加大，中国LNG进口达到1580万吨。此外，日本、韩国，印度和巴基斯坦等其他亚洲市场的增长幅度较小，合计增加1280万吨。 欧洲地区受天然气产量减少、核电机组停用以及部分改变目的地条款的LNG量流入造成欧洲进口略有增加，平均同比增幅为1.8%。而中东地区由于本地区天然气生产量大幅上升，国内需求得到满足，进口量下降，埃及、约旦、阿曼、阿联酋等国家的LNG进口量较之往年下降45%左右。 (二)全球LNG液化产能和利用率有所提升 液化产能方面，2018年，全球液化产能仍处于从2016年开始的这一波扩建发展之中，受澳大利亚、美国、俄罗斯液化天然气产能增长的驱动影响，这三个国家的在建项目产能占总在建项目产能的70%以上。全年产能达到3.93亿吨，产能增加3620万吨(其中有560万吨退役产能)，同比增长6.5%。 产能利用率方面，2018年全球液化产能利用率为86%，同比增加2个百分点，这改变了多年来液化产能利用率持续下滑的形势。大部分既有LNG项目都得到了高度利用。文莱、赤道几内亚、尼日利亚、挪威、巴布亚新几内亚、卡塔尔、俄罗斯和阿联酋等国家正以实际产能或者或接近实际产能的水平运营，且随着出口量增加，最近投用或重新启用的多个项目利用率得到提高。就全球范围看来，Yamal项目和澳大利亚的几个项目是增量最大的供应资源，其中，澳洲格拉斯通项目、高更项目、太平洋项目和惠斯通项目的符合率分别达到了106%、104%、95%和94%。 (三)全球LNG价格呈现上涨态势 2018年，全球液化天然气价格受到油价和亚洲地区需求持续增长的影响而呈现上升态势，但是三大区域呈现出的特征不一。亚洲和欧洲年初及年末的寒冬天气，抬高了两大洲的LNG现货价格，但夏季供应量日益充足，又令其现货价格大幅降低。亚洲LNG现货价格已连续两年在进入四季度前攀升，与欧洲LNG现货价格相去甚远。随着套利交易的增多，美国继续向亚洲出口LNG，由于出口交货地灵活、市场流动性强、报价透明度高等原因，美国Henry Hub价格逐渐成为重要的全球市场参照之一。随着2019年新增液化能力的增加，价格有可能进一步下跌。 亚洲地区以东北亚为例，2018年东北亚LNG现货价格发生了显著波动。1月份，东北亚地区LNG价格最高达到9.88美元;2月份至8月份期间，区域内LNG需求量减少，价格平稳降低，东北亚地区LNG到岸现货价格下跌至7.2美元/mmbtu。但是，这一降幅没有2017年8月降至5.28美元/mmbtu那样明显。进入四季度以后，价格开始走高，11月份涨到11.4美元/mmbtu，进入2019年2月份之后，由于天然气储备充足、LNG接收站能力受限等原因，现货价格回落至9.36美元/mmbtu。 2018年，受到严寒天气的影响，英国NBP价格走高并早3月份达到8.9美元/mmbtu，之后稳定在8美元/mmbtu左右。进入三季度后，北海气田管道检修，NBP价格再度升高达到9.5美元/mmbtu。从全年来看，NBP价格较之往年升高1.7美元/mmbtu，主要是因为亚洲现货增加导致LNG市场吃紧所致。 北美天然气价格很大程度上是基于路易斯安那州的Henry Hub来确定。2018年，Henry Hub价格比较稳定，全年均价为3.1美元/mmbtu，同比增幅仅为0. 16美元/mmbtu，较之2017年增长0.11美元/mmbtu。 (四)短期和现货LNG贸易量持续增长 由于全球不断增加的LNG需求，推动了短期和现货LNG贸易量连续实现大幅增长。2018年，LNG短期和现货贸易量达到9900万吨，同比增长1450万吨，占液化天然气贸易总量的31%。短期和现货贸易量的增长主要集中在太平洋盆地，供应增量中有640万吨(占44%)来源于澳大利亚;而需求增长主要来源于中国，主要原因是冬季采暖和“煤改气”需求持续增加，国家要求三大油提前采购的气量注入以及除了三大油以外的其他国内能源企业只能通过现货采购方式满足自身的终端市场需求，都推动了中国短期和现货LNG的增加。 (五)液化天然气运输市场平稳发展，船舶大型化趋势明显 截止2018年底，全球液化天然气运输船队拥有的船舶数量达到525艘，新增53艘(包含4艘FSRU)，同比增长11.5%。总运力达到7849万立方米，平均单船舱容为14.8万立方米。其中舱容大于20万立方米的LNG船舶占到总艘数、总运力的8.6%、13.5%;舱容10至20万立方米的LNG船舶为当前LNG主力船舶，共计433艘，占到总艘数、总运力的82.7%和85.1%;舱容10万立方米以下的LNG船舶占到总艘数、总运力的8.7%、1.4%。由于传统中小型LNG船舶建造和营运成本相对较高，使LNG船东承受着巨大的技术和资金压力。随着LNG船舶制造技术和推进系统等关键技术的发展和提高，LNG船大型化发展趋势明显。 船舶租金方面，受中国液化天然气需求增加影响，液化天然气船舶租金由2018年春夏两季的5.6万美元/日，飙升到冬季的15万美元/日。截止2019年1季度，租金再次回落到7.4万美元/日的区间。
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