特点一：LNG项目迎来投资高峰期，供应过剩局面加剧
* 2019年迎来液化项目投产高峰，计划投产项目产能4080万吨/年(高于2018年实际投产产能3200万吨/年)。上半年，全球新增8个LNG液化项目，产能2720万吨/年，主要是美国、澳大利亚和俄罗斯。
* 2023年左右市场转向供应偏紧的判断或将被打破。随着加拿大LNG Canada和美国Golden Pass在未签订长期合同的情况下达成最终投资决定(FID)以及Mozambique LNG1区和部分美国项目购销协议(SPAs)的签订，标志着LNG市场投资开始回暖。预计，2019-2020年将有近1亿吨液化产能达成FID，到2020年末，LNG市场过剩产能将达2500万吨-5500万吨。
特点二：亚洲现货价格首次低于欧洲，今明两年气价将处于相对低价期
* 亚洲进口LNG现货价格首次低于欧洲。亚洲各国为预防冬季供应短缺、价格飙升情况在夏秋季提前备货，而进入冬季后需求疲弱、接收站能力饱和，使现货价格下滑并低于欧洲。
* 短期价格走低，中远期价格上升。中长期看，欧亚价格联动性加强，价差进一步缩小，亚洲对全球LNG市场影响作用越加明显。
特点三：LNG全球化趋势愈加明显，贸易方式更加灵活，参与者更加多样
* LNG现货占比、进出口国家数量、转出口贸易量三大指标的提升使全球化趋势愈加明显。亚洲现货进口量占比64%，中国占比37.2%。2018年参与LNG贸易的出口国共20个，较上年增加1个;进口国42个，较上年增加2个;12个国家转出口LNG至22个国家，合计转出口量404万吨，同比上升36.5%。
* 卖家积极运用联营模式等新的贸易策略推动液化项目投资。
特点四：贸易合同和定价方式更趋灵活多样
* 买方从追求LNG合同“短小”向“短中长”平衡，以谋求灵活性和供应安全相统一。各需求国已签署的长约相继到期;受2017年冬季亚洲市场，特别是中国供应紧张的影响，亚洲各主要进口国均积极备货、补充库存，以保障长期供应安全，应对冬季需求高峰。
* 首次出现与煤炭价格挂钩的LNG定价方式。与油价挂钩斜率或将维持在11%-12%;壳牌与日本东京燃气公司签署了以煤炭指数定价的无约束力LNG供应协议。预计未来将会出现以新能源价格、电力价格等更加广泛的定价方式。
特点五：LNG与管道气竞争加剧，俄美博弈将重构全球天然气格局
* 俄罗斯、美国天然气出口能力正加速提升。北溪二期、土耳其溪、中俄东线三条管道合计输送能力1560亿立方米，预计2019年投产后俄罗斯管道天然气出口能力将提升60%;同时，亚马尔项目上产，也将使俄罗斯LNG出口能力大幅提升。美国多个LNG项目将于2019年建成投产，出口能力有望提升160%。
* 亚欧市场是俄天然气与美LNG博弈的目标市场。对传统LNG出口大国卡塔尔、澳大利亚等构成竞争压力，对中、韩等亚洲进口国和欧洲进口国来说，则是促进来源多元化，提升话语权，增强买方市场地位的机遇期。俄美博弈将对全球天然气贸易格局产生重大影响。
特点六：日韩带动亚洲天然气市场改革
日本 ：2017年4月起实施新一轮的天然气改革。
*寻求进口来源多元化，保障天然气供给安全：鼓励多元化主体参与天然气进口贸易;
*重组上中下游一体化的市场结构：上游包括LNG接收站及相应的进口贸易商，中游是管输服务，下游是零售业务;
*逐步放松价格管制，建立高透明度、合理的价格体系，降低使用成本：零售用户可自由选择供应商，燃气价格由供需双方协商决定，保证相对低廉的燃气终端价格;
*接收站、管网和储气设施强制性开放：政府大力推进天然气基础设施的第三方准入工作;
*加强政府监管：成立了电力和天然气市场监督委员会，约束市场主体。
韩国 ：
*政府公布《第三次能源基本计划》草案，提出力争到2040年将可再生能源占比提高到30-35%，大幅降低煤炭发电比重;
*能源政策基本方向从供应中心结构转变为消费中心结构：将推出更多电费选择提供给消费者、调整天然气资费体系;
*LNG进口多元化：2018年从22个国家进口，俄罗斯和美国LNG占比大幅增加
亚洲天然气市场合作举措建议
建议一：围绕取消目的地限制条款和LNG转口贸易分成进行合作
* 目的地条款、LNG转口贸易利润分成违反公平竞争原则，不利于区域市场流动性和能源稳定供应。日本公平贸易委员会(JFTC)提出，签订目的地条款的LNG合同违反日本反垄断法;欧洲委员会2007年起禁止LNG合约设立“目的地条款”;目的地条款、LNG转口贸易利润分成、照付不议等均违反《公平竞争法》。
* 共同推动取消目的地限制条款。对于DES(到岸价)合同而言，卖方因买方目的地变更，确会增加风险和成本，变更目的地要求买方进行经济补偿，具有一定的合理性;对于FOB(离岸价)合同而言，卖方设定目的地条款不具有任何合理性。
* 共同推动取消利润分成条款。对于DES合同，由于抵达目的地之前LNG所有权和风险尚未让渡给买方，利润分成尚有一定的合理性;对于FOB合同，利润分成不具有任何合理性，该条款妨碍了LNG交易的公平自由竞争。
建议二：在基础设施共享方面进行合作
* 亚洲地区天然气基础设施共享将增强市场流动性，降低采购成本，保证地区天然气稳定供应和能源安全。亚洲地区已成为全球LNG贸易的中心，稳定供应已成为国家能源安全的首要议题。
* 亚洲地区LNG基础设施商业化共享将丰富运输线路、提高终端利用效率，减少基础设施建设投资，降低采购成本。2012-2017年间，韩国共发生71船LNG换货，其中64船为与日本换货，7船为与中国换货，中日韩三国存在较大合作潜力
* 在“一带一路”倡议下，加强东北亚地区国家间天然气生产、输配和消费之间的信息共享，建立进口协调与沟通机制。
建议三：合作建设亚洲天然气交易中心
* 借鉴欧美天然气交易中心经验。欧美天然气交易市场形成过程漫长，美国天然气市场改革经历了立法、严格监管、逐步开放、全面开放四个阶段，天然气交易中心在市场逐步开放之后应运而生。
* 亚洲国家建设天然气交易中心过程中面临的挑战。市场化程度不均衡，市场缺乏透明的定价基准。建设亚洲地区的天然气交易中心并非零和博弈，而是有利于本地区天然气市场发展。
* 亚洲国家建设交易中心过程中面临的机遇。国际天然气市场供大于求，亚洲国家获取资源的机遇充分显现。中国国家管网公司的成立将促进国内交易中心的发展。
文章来源：油气经纬
