1.澳大利亞引領(lǐng)世界供給增長

兩大煤層氣制LNG項目投產(chǎn)大幅提高了澳大利亞的LNG出口能力。2015年，昆士蘭州的柯蒂斯QCLNG和格拉德斯通GLNG兩大煤層氣制LNG項目分別于2月和8月順利投產(chǎn)，將澳大利亞LNG出口量由2014年的2400萬噸提升至3100萬噸。但受國際油價和氣價走勢低迷影響，部分澳大利亞LNG項目延后了投產(chǎn)時間。如雪佛龍將高庚LNG項目的投產(chǎn)時間由原定2015年12月改至2016年一季度;日本INPEX公司也將其IchthysLNG項目投產(chǎn)時間延后至2017年底，同時將產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模由840萬噸/年增至890萬噸/年。

咨詢機構(gòu)伍德麥肯錫統(tǒng)計，按照現(xiàn)在各大國際石油公司的產(chǎn)能規(guī)劃，到2019年，澳大利亞將成為全球最大的LNG出口國。

由?？松梨趽巫鳂I(yè)者的巴布亞新幾內(nèi)亞LNG項目2015年出口量也大幅提升，較2014年增加360萬噸;卡塔爾LNG出口量也有增長，較2014年增加256萬噸;印尼和挪威LNG出口量也小幅增長，分別較2014年增加82萬噸和67萬噸。

也門等國家LNG出口量有所降低。受內(nèi)戰(zhàn)影響，也門LNG項目2015年4月起停止出口，導致全球LNG供給總量下降511萬噸;特立尼達和多巴哥、阿爾及利亞、馬來西亞等國的LNG出口量2015年也有所下降，分別較2014年降低127萬噸、106萬噸和86萬噸;安哥拉LNG出口2015年仍未恢復。

2.新興需求彌補東北亞進口量降低的影響

東北亞地區(qū)的LNG進口量低于預期。2015年，亞洲LNG需求市場持續(xù)疲軟，日本、韓國和中國等傳統(tǒng)LNG需求市場相對萎縮。其中，受經(jīng)濟持續(xù)低迷、新能源電力供應增加，以及九州電力公司8月和11月重啟兩座核電站等因素的綜合影響，日本2015年LNG進口量為8500萬噸，較2014年下降4%。韓國2015年煤電和核電在能源供給中的比例持續(xù)增長，導致LNG進口量降低11%，僅3300萬噸。中國2015年LNG進口結(jié)束連續(xù)數(shù)年的兩位數(shù)增長，進口量僅1950萬噸，較2014年下降1%，除經(jīng)濟增長放緩降低國內(nèi)天然氣需求增速外，低油價也導致LNG需求增量持續(xù)放緩。

新興需求拉動全球LNG進口量平穩(wěn)增長。在日本、韓國和中國等東北亞國家LNG進口量大幅減少的情況下，部分新興LNG進口國在保障2015年全球LNG供需平衡方面發(fā)揮了重要作用。埃及、約旦和巴基斯坦2015年上半年開始通過浮式再氣化裝置進口LNG，使全球LNG需求增加了580萬噸。

英國、意大利和泰國2015年LNG進口量也有所增長，分別為203萬噸、128萬噸和118萬噸。此外，美洲地區(qū)2015年進口總量約2100萬噸。其中，巴西因干旱導致部分水電資源供給不足，需要天然氣發(fā)電補充供給，增加了對LNG的進口需求;阿根廷由于夏季持續(xù)高溫，需要天然氣發(fā)電填補能源缺口。

3.貿(mào)易流向異于往年

從大西洋地區(qū)流向亞太地區(qū)的LNG數(shù)量大幅降低。根據(jù)近5年LNG貿(mào)易數(shù)據(jù)分析，亞太地區(qū)，特別是東北亞地區(qū)是大西洋地區(qū)LNG出口的主要目標區(qū)域。但從2015年的表現(xiàn)看，這一趨勢已悄然發(fā)生變化。首先，由于亞洲市場需求增速放緩，中國、日本和韓國普遍出現(xiàn)LNG進口量下降趨勢，影響了大西洋地區(qū)LNG的出口量。其次，由于澳大利亞和巴布亞新幾內(nèi)亞對亞太地區(qū)的LNG出口量增加，大西洋地區(qū)的LNG出口在亞太地區(qū)的市場份額受到影響。再次，2015年日本LNG現(xiàn)貨價格相對較低，為7~8美元/百萬英熱單位，大西洋地區(qū)與它相比已不具備明顯的價格優(yōu)勢。因此，2015年從大西洋地區(qū)流向亞太地區(qū)的LNG數(shù)量為8160萬噸，低于2014年的9570萬噸。而埃及、巴基斯坦、印度、巴西和阿根廷等國則成為大西洋地區(qū)LNG出口的新選擇。

歐洲再次成為全球LNG貿(mào)易的熱點。2015年歐洲LNG進口量增加約3700萬噸，較2014年提升14%。2015年一季度，歐洲LNG進口量同比增長38%。西歐、北歐和英國是歐洲LNG進口量增長較大的區(qū)域。一方面，全球LNG市場價格低于2014年，作為LNG市場最“資深”的消費群體，歐洲各國有能力也有意愿增加LNG進口量;另一方面，2015年俄羅斯和歐洲繼續(xù)就地緣政治問題產(chǎn)生爭執(zhí)，各國都計劃通過天然氣進口多元化來降低對俄羅斯能源的依賴。

4.市場參與者的整合現(xiàn)象

LNG貿(mào)易市場買賣雙方均有整合現(xiàn)象。從全球LNG市場的賣方主體看，殼牌并購BG是2015年油氣業(yè)最令人矚目的一宗交易。交易完成后，殼牌成業(yè)內(nèi)最大的LNG供應商，能滿足全球15%的LNG市場需求。同為殼牌第五大股東和BG第二大股東的挪威主權(quán)財富基金表示，交易可大幅提升BG股東價值，并增加殼牌在全球LNG市場的長遠利益。此外，巴布亞新幾內(nèi)亞和澳大利亞也存在LNG供應商整合的情況。其中，道達爾完成了對Interoil公司Elk-Antelope天然氣及凝析油資產(chǎn)的銷售和購買協(xié)議，鞏固了其在巴布亞新幾內(nèi)亞的LNG上游市場戰(zhàn)略布局;伍德賽德石油公司也積極尋求參股巴布亞新幾內(nèi)亞LNG項目，但目前進展有限。

從全球LNG市場的買方主體看，一批對LNG需求較大的能源企業(yè)2015年開始嘗試以聯(lián)合購買的方式滿足LNG市場需求，提升了買方的議價能力，能在低油價時期分散風險。日本東京電力公司擬與中部電力公司成立合資公司JERA，兩家公司各出資一半，在火電業(yè)務領(lǐng)域進行一攬子合作，力爭2017、2018年將兩家公司現(xiàn)有火電站與對方進行等比例置換，最終實現(xiàn)火電業(yè)務合并。據(jù)估計，JERA公司LNG進口量為4000萬噸/年，將成全球最大LNG進口商。此外，東北亞其他LNG消耗較大的企業(yè)也在積極尋求成立購買聯(lián)盟，爭取低油氣價格時期在不景氣的國內(nèi)市場最大程度規(guī)避風險。如東京天然氣公司與印尼國家石油公司簽署協(xié)議，共同完善印尼的天然氣接收設(shè)施，并計劃聯(lián)合進口LNG。

5.買方分化趨勢影響賣方經(jīng)營策略

2015年，LNG市場出現(xiàn)買方多元化趨勢，東亞、中東、東南亞和美洲等地區(qū)的部分國家一改往年主要由幾家油氣公司集中采購LNG的模式，出現(xiàn)了一批“非傳統(tǒng)”買家。其中，中國華電集團2015年作為非國家石油公司簽署了國內(nèi)第一份LNG長期合約，計劃2015年10月起每年從BP采購100萬噸LNG;此外，其還在2015年四季度與Pavilion能源公司和雪佛龍簽署了非約束性LNG貿(mào)易協(xié)議。另外，印度、泰國、巴基斯坦、約旦、埃及和南美地區(qū)的部分公司，特別是大宗商品貿(mào)易公司也積極購買LNG，但多數(shù)選擇現(xiàn)貨交易，且交易規(guī)模相對較小。

由于“非傳統(tǒng)”LNG買家購買量相對較小，LNG供應商與之簽署供給數(shù)量較大的長期合約的可能性較小，難以支撐某一國家或區(qū)域新建LNG產(chǎn)能。因此，LNG供應商應改變經(jīng)營策略，選擇優(yōu)化資產(chǎn)組合和貿(mào)易方式，滿足不同買家的需求。如殼牌收購BG獲得了全球范圍內(nèi)的協(xié)同效應，還與諾瓦泰克、GAIL公司和印尼國油等簽署了購買協(xié)議，使其在全球LNG貿(mào)易市場上除直接出售自己生產(chǎn)的LNG外，還在部分地區(qū)轉(zhuǎn)銷其他公司的LNG。

6.現(xiàn)貨價與長期合約價走勢差異大

2015年亞洲LNG市場長期合約價格呈現(xiàn)巨大波動走勢，自年初起大幅下挫，7月后小幅回升，年末又略有回調(diào)。其中，全年最高價格為1月的15.3美元/百萬英熱單位，最低價格為7月底的8.3美元/百萬英熱單位。2015年波動走勢的原因主要有兩個：一是需求不足導致長期合約價格大幅下跌。首先，亞洲各國經(jīng)濟增速放緩減少了對LNG的需求預期;其次，俄羅斯與中國簽署管道供應天然氣合同也對LNG需求有較大影響;再次，核能等替代能源2015年供應增加，一定程度上也降低了亞洲LNG的需求。二是國際油價大跌拖累LNG長期合約價格走勢。部分LNG期貨價格因與國際油價掛鉤而下跌，且低油價使部分電廠用燃油發(fā)電代替LNG發(fā)電。據(jù)測算，油價在65美元/桶時，單位發(fā)電成本與氣價為10.5美元/百萬英熱單位時一樣，因此2015年多數(shù)時間燃油發(fā)電更經(jīng)濟。

同時，亞洲地區(qū)LNG市場現(xiàn)貨價格走勢相對平穩(wěn)，全年為6.9~8.8美元/百萬英熱單位，均價遠低于2014年的14美元/百萬英熱單位。主要原因包括：國際LNG現(xiàn)貨市場供應寬松，導致市場價格走勢平穩(wěn);由于全球LNG市場需求增長緩慢，導致價格持續(xù)低迷。

在2015年LNG市場長期合約價格和現(xiàn)貨價格差異化走勢的影響下，石油公司也開始采取相關(guān)策略優(yōu)化LNG業(yè)務經(jīng)營。對買家而言，長期合約在當前形勢下無法保證企業(yè)獲得最優(yōu)惠價格的LNG供給，因此其將選擇通過長期合約與現(xiàn)貨市場結(jié)合的方式購買LNG;對賣家而言，在市場價格不景氣的大環(huán)境下，選擇地理位置更接近的買家能大幅降低運輸成本，提高LNG售價的競爭力。以BG為例，為應對LNG市場價格整體走勢低迷，其將在澳大利亞生產(chǎn)的LNG就近運往中國、日本、新加坡及印度，將赤道幾內(nèi)亞生產(chǎn)的LNG就近輸往拉美地區(qū)。

7.接收設(shè)施建設(shè)取得突破

2015年共有10個LNG接收項目建成投產(chǎn)，總接收規(guī)模高達2920萬噸/年，配套儲氣庫建設(shè)近300萬立方米。從接收設(shè)施的種類看，浮式存儲氣化裝置(FSRU)2015年產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模突出，約1780萬噸/年。Hoegh、Excelerate、Golar和BW等4家公司分別交付了其承建的FSRU，將前往埃及、巴基斯坦和約旦附近海域作業(yè)。

陸上LNG接收站建設(shè)主要集中在日本、中國、波蘭和印尼，產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模約1140萬噸/年。但由于市場需求增速放緩，中國和日本2015年新建的4個LNG接收終端預計難以滿負荷作業(yè)，或?qū)⒃斐僧a(chǎn)能閑置。而從現(xiàn)有的合約及市場發(fā)展現(xiàn)狀分析，印尼和波蘭兩個LNG項目形勢相對較好，能助其提升LNG進口能力。

8.船運市場供大于求

2015年共31艘LNG運輸船投入航運，將全球LNG船運能力大幅提升8.2%。在全球能源需求持續(xù)低迷的市場環(huán)境下，LNG船運市場呈現(xiàn)明顯供大于求態(tài)勢，導致LNG運輸船的短期租船費率2015年跌至5年來最低，由年初的7萬美元/日降至7月的3萬美元/日。進入四季度后，受北半球氣溫低于往年等因素影響，LNG運輸船短期租船費率略有回升，但12月又重拾跌勢。

盡管如此，部分航運企業(yè)仍看好LNG船運市場的發(fā)展前景，特別是美國未來數(shù)年將有多個規(guī)模較大的LNG出口項目建成投產(chǎn)，需要大量LNG船運能力，因此2015年多艘運輸能力更大、能效更高的LNG運輸船開始簽約造船。其中，2015年有19艘超過10萬立方米裝載能力的LNG運輸船簽約建造，分別由日本和韓國的造船企業(yè)承建。另外，不景氣的經(jīng)濟形勢導致多數(shù)運輸企業(yè)最大程度節(jié)約成本，廢棄老舊LNG運輸船的意愿相對較低，未來新的船運能力不斷涌入市場，將使LNG船運市場供大于求的態(tài)勢延續(xù)。  來源：國際能源網(wǎng)