近些年来，由于亚太 LNG 需求快速增长，北美页岩气产量激增并将出口LNG，澳大利亚LNG开发前景扑朔迷离，以及东非获得天然气大发现等，全球 LNG 供需和价格走势持续受到业界关注。

2020年中国计划引进LNG的规模达上亿吨，因此必须密切关注国际LNG市场动态。IEA（国际能源机构）、EIA（美国能源信息署）、BP、FACTS全球能源和美国PFC能源公司等国际知名能源咨询机构相继发布报告，从不同的侧面描绘了全球LNG供需和价格远景。

笔者结合各家观点和数据，试图展示2020年前全球LNG市场较为完整的情景，目的是为中国引进LNG判断资源地，把握市场动态，争取有利价格和时机提供决策参考。

一、2020年前全球LNG需求

上述各家机构对全球天然气（包括LNG）供需和价格的预测期间略有不同，笔者特别截取2020年前预测数据，主要原因是2020年前LNG供需变化较为剧烈，同时中国的LNG引进规划较为明确，便于对比，提出政策建议。

1. 2020年前全球天然气总需求继续保持增长态势

全球天然气总需求决定L N G 需求趋势。2001－2011年全球天然气需求年均增长率2.7%，2011年消费量达3.22万亿立方米，2012年消费量估计达3.31万亿立方米。

IEA、EIA和BP都认为，2020年前全球天然气需求将持续增长。IEA、EIA明确指出，长期来看，天然气是未来消费增长最快的化石燃料，年平均增长率为1.6%。

2020年全球天然气消费总量在4万亿立方米左右，在2011年的基础上增长25%以上，绝对量增长约8000亿立方米。

2. 2020年全球LNG需求量将达6000亿立方米

IEA、EIA和BP没有给出2020年全球LNG需求量的确切数据，但一致认为LNG需求增长率快于全球天然气消费增长率2倍以上。同时，IEA、EIA分别认为到2020年全球LNG占总需求量的比重可达15%以上，也即消费量可达6000亿立方米（约4.3亿吨），是2011年消费量（3330亿立方米）的1.8倍。PFC能源的预测数据与此相近，即2020年全球LNG需求量约为4.32亿吨（5960亿立方米）。

FACTS2013年6月份的研究报告预计，在可能性较大的基础情景下，2015、2020年全球LNG需求量分别达2.91亿、3.82亿吨（2011年全球LNG贸易量是2.42亿吨）。

从全球来看，2020年全球LNG需求量将比2011年增长1.4亿吨，其中超过1亿吨来自亚太地区。

各家机构预测值存在较大差距，关键在于对未签约合同进口量和新兴LNG进口国的判断不同。在高情景下，2015年和2020年全球LNG需求量有望分别达到3.6亿吨和4.65亿吨。

3. 2020年前LNG需求增量绝大部分来自亚太

IEA、EIA和BP都认为2020年前亚太地区LNG需求增长仍领先其他地区，其中又以中国、印度的进口增长最为强劲。PFC更是预测2020年前90%以上的LNG产量增长将用于满足亚洲的需求。

FACTS预测，2020年亚太地区的需求总量可达2.55亿吨，比2012年增长9000万吨，即增长54%；分国家(地区)看，增量将主要来自中国和印度，泰国、马来西亚、印度尼西亚和新加坡等新兴东南亚市场也有显著增长。

二、2020年前全球LNG供应

上述5家机构一致认为2020年前全球LNG供应量将持续增长。IEA、EIA和BP主要从国别和地区进行了供应能力分析，没有给出具体数据。因此，笔者主要以PFC和FACTS的预测数据为基础进行分析。

1. 供应总体呈上升趋势，2015年前相对紧张，其后趋缓

PFC认为，2020年前全球天然气液化供应能力总体持续增长，2012－2017年新增产能约8000万吨/年。2009－2011年（日本福岛核事故之前），由于卡塔尔巨型液化能力的投运以及美国LNG进口需求下降，全球似乎面临着LNG中期供应过剩。

现在看来，2015年前仅有600万吨/年的新增液化能力投运，LNG将显著供不应求。

2015年后，LNG供应能力将有较大增长，主要原因是2011年全球通过最终投资决策（FID）的项目创下新纪录，总计产能达2680万吨/年。

澳大利亚有4个项目——GladstoneLNG、Prelude浮式LNG、AustraliaPacific LNG、WheatstoneLNG，印度尼西亚有一个DonggiSenoro LNG项目，投运时间全部在2015年以后。

2. 合同需求量基本得到满足，非合同需求及供应短缺主要依靠北美和东非的资源解决

根据项目进展，PFC预测到2020年全球LNG液化能力可达4.32亿吨/年，2011－2020年净增产能1.53亿吨/年。其中澳大利亚占增长份额的53%，北美占17%，卡塔尔是中东地区唯一增长的国家。

如果在建和FID项目能够顺利投运，则长期供需平衡问题不大。

关键是澳大利亚的部分项目很可能延期，原因在于：一是项目开工时间过于集中，造成专业技能劳工和管理人员的短缺，劳动力成本不断上涨，劳动生产率大大低于全球业内同行标准；二是以煤层气为原料气的LNG一体化项目亟需研究盐水储蓄地点和处理方式问题；三是数量繁多的项目环评、政府合规性要求对项目按期建成也带来巨大挑战。

除合同需求外，全球还存在长期非合同需求以及部分项目延期导致的供应短缺，目前看来，这部分需求将可能依靠北美和东非的资源解决。

美国Sabin Pass LNG项目已经完成了出口前的各环节审批，2015年具备出口能力1600万吨/年。同时，还有10多个项目处于不同的审查阶段，初步估算液化能力超过1.6亿吨/年。

加拿大有2个液化项目（Kitimat LNG项目和BC LNG项目）已经完成向政府管理部门的申请，液化能力分别为1000万吨/年和180万吨/年，目前还有3个项目处于前期的不同阶段。

近两年，东非的勘探结果惊人，莫桑比克初步证实发现天然气储量2.6万亿～3.7万亿立方米，坦桑尼亚为0.8万亿立方米。更为重要是，东非国家国内天然气基础设施落后，消费量有限，LNG出口潜力巨大。

而且其特殊的地理位置使其天然气资源可以较经济地向大西洋盆地和苏伊士以东市场出口，运输成本均低于3美元/MMBtu（百万英热单位）。

因此，诸如雪佛龙（Chevron）、壳牌（Shell）等国际大石油公司正在考虑延迟在澳大利亚的液化项目投资，转向投资东非。

3. FACTS预测，2020年全球天然气液化能力可达5.24亿吨/年

FACTS考虑了全球LNG供应的所有可能情况，其预测显得十分乐观，2020年前全球液化能力可达5.24亿吨/年（约7230亿立方米/年），占全球天然气消费量的近20%（2011年为10%）。

三、2020年前全球LNG价格

近几年，北美、西欧和亚太三大区域性市场天然气价格差（包括LNG）进一步扩大，亚太市场由于油价高企导致进口LNG价格持续上升，据中国石油集团经济技术研究院初步预测，2011年北美、西欧与亚太三地气价比由1:2.3:3.8扩大到2012年的1:3.3:6.0。

1. 未来中期西欧、亚太地区天然气价格的灵活性增加，但短期难以摆脱与油价的联系

IEA、EIA认为以下四个方面导致西欧、亚太地区天然气价格的弹性增加。

一是西欧天然气价格将更多地与天然气枢纽现货价格联系，目前俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）已经就与现货价格挂钩的定价机制分别与德国、意大利达成了协议。

二是亚太地区的LNG进口开始采用以现金为基础的即期交易，同时续签的长期合同期限大为缩短，有些合同已经可以称之为中期合同（2~4年）。

三是全球LNG现货和短期贸易发展迅速，从2010年的占全球LNG贸易量的40%迅速上升到2011年的50%，绝对量达到830亿立方米，占全球LNG贸易量的1/4。

未来现货和短期贸易还有很大的增长空间，例如安哥拉700亿立方米/年的产能可能全部投向现货市场，美国的Sabine Pass产能的很大部分也属于现货，没有“目的地条款”限制。

四是具有充分流动性的现货市场、短期合同和期货市场能够为大规模、长期投资提供保障，显著的例子是数个供应英国的天然气项目——例如挪威的Ormen Lange气田和 LNG 接收终端定价已经与贸易枢纽挂钩。

虽然西欧、亚太地区与现货市场、短期合同挂钩的天然气定价机制肯定会压低天然气进口价格，但是难以避免短期供应不足造成的价格上升，尤其是受到亚洲需求旺盛的影响，西欧、亚太地区与油价挂钩的天然气定价机制短期难以变更。

2. 2020年前，美国HH、英国NBP的天然气价格仅有小幅上涨，亚洲进口LNG价格有可能回落，三大市场天然气价差缩小

FACTS对全球LNG定价方式的发展分析与IEA、EIA基本一致，并在基于油价走势的基础上，分两种情景详细预测了2020年前三大市场天然气价格（包括LNG）。

日本进口原油JCC等热值价格将在2013－2021年小幅上扬，最高价约20美元/MMBtu（相应的布伦特油价在120美元/桶左右），其后下降，至2024年约为15美元/MMBtu（相应的布伦特油价在90美元/桶左右）。

亚洲进口LNG长期合同价格遵循相同趋势，2013－2021年最高价约15美元/MMBtu，其后下降，2024年约为11美元/MMBtu。2024年前，NBP的天然气价格仍然处于目前的10美元/MMBtu左右，HH的天然气价格持续缓慢上涨至6美元/MMBtu。

日本进口原油JCC等热值价格在2013－2016年小幅上扬，最高价上升至约20美元/MMBtu（相应的布伦特油价在120美元/桶左右），其后保持至2024年。亚洲进口LNG长期合同价格遵循相同趋势，2013－2016年由13美元/MMBtu上升至约17美元/MMBtu，其后保持这一价格至2024年。

2024年前，NBP的天然气价格仍然处于目前的10美元/MMBtu左右，HH的天然气价格将持续缓慢上涨，2020年后可能突破7美元/MMBtu。

四、结论与建议

笔者总结各咨询机构对于2020年前全球LNG供需状况的预测。根据各咨询机构观点，可以得出以下三点结论。

1）2020年前全球L N G需求将持续增长。2015、2020年的最大需求量分别比2011年增长50%、90%；亚太地区需求增长仍然强劲，至2020年仍然占全球LNG消费总量的60%，2011－2020年全球LNG供给增量的50%以上供应亚太地区。

2015年前，除非澳大利亚LNG项目顺利投运或者北美LNG大量出口，否则全球LNG供给难以满足需求。

2）2015年后全球LNG供应将大幅增长。即使澳大利亚部分LNG液化项目延迟投运，北美以及东非的资源也可能弥补供需缺口。在考虑所有非合同需求的基础上，2015年后全球LNG很可能出现一定程度的供应能力剩余。

3）亚太地区与油价挂钩的LNG进口合同定价机制难以改变，在相当长时间内进口LNG价格仍将处于目前的较高水平；虽然西欧地区天然气定价的灵活性进一步扩展，但价格水平长期将维持在目前的10美元/MMBtu左右。

受到全球跨洲天然气贸易量有限的影响，三大市场天然气价格差仍然存在且不会大幅缩小。

我国引进LNG资源量巨大。截至2012年底，共投运 L N G 接收站6座，总计一期接收能力达1880万吨/年，在建LNG接收站7座，一期接收能力合计达2140万吨/年，2015年接收能力为4000万吨/年，2020年计划规模可达上亿吨/年。

考虑国际市场供应能力和国内承受能力，如此大的引进规模很可能不现实。对此，笔者提出以下三点建议。

1）继续推进位于澳大利亚的LNG项目，适时将工作重心向北美和东非地区转移。北美地区，即使美国的一部分出口LNG项目暂时受阻，美国对非自由贸易国家出口LNG的可能性仍然存在；同时，中国争取利用加拿大 LNG 项目资源的可能性很大。

东非地区在2013年天然气资源进一步确定后必然会有大的动作，中国公司可考虑抓紧时间介入。

2）总体来看，由于国内非常规气和引进管道气快速发展，2015年前中国很可能出现天然气供应能力过剩的局面。中国石油集团经济技术研究院估计，2015年中国天然气供过于求可能达到600亿立方米，其后会进一步扩大。

因此，国家应该协调三大石油公司的 LNG 引进规划，至少在目前国际LNG市场供应紧张的情况不宜签订引进合同。

3）从价格方面看，2020年前亚太进口LNG的长期合同价格不会低于15美元/MMBtu，相当于3.75元人民币/立方米。据中国石油集团经济技术研究院测算，2012年1－11月我国进口 LNG 到岸均价为2.55元/立方米，进口气价与销售价倒挂严重。

虽然国家积极推进价格改革，但估计短期内难以平衡进口 LNG 价格与国内气价的差异。因此，油气企业立足于国内天然气开发仍然是根本之策。