中国LNG贸易风险及应对策略分析

全球液化天然气(LNG)贸易快速发展，成为世界上发展最快最大宗的国际贸易商品之一。截至到2017年全球LNG贸易量15年内增长了40%，在世界天然气贸易量中的比例从22%增加至34%，同时LNG贸易量中现货和短期贸易量逐年有所增加。LNG在我国成为国家分布式能源和LNG汽车重要发展方向，另一方面也是我国特别是北方地区天然气调峰保供的主导方式。2017年中国液化天然气LNG进口量超越韩国，成为全球第二大LNG进口国，全年LNG进口总量为3789万吨，进口量增速为48.4%，占2017年天然气消费总量的22.03%，而2017年管道进口天然气仅占全年总消费量的17.84%。根据国际能源署2018预测，在2017-2023年间，中国全球天然气消费增长贡献率为37%，并将在2019年进口量超过日本，成为世界最大的天然气进口国。到2030年天然气在中国一次能源消费结构中所占比重将上升到15%。因此，中国LNG产业面临着从供应到需求，从价格到市场等多方面的风险。

   一、LNG贸易供应风险

   (一)气源生产风险

   2017年中国从18个国家进口LNG总量为3901万吨，主要来源国是澳大利亚(1782万吨)、卡塔尔(769万吨)、马来西亚(421万吨)、印度尼西亚(314万吨)和巴布亚新几内亚(203万吨)，均超过200万吨的进口规模。我国进口的管道天然气和LNG进口(澳大利亚除外)主要来源于北半球，而计划年进口400万吨LNG的俄罗斯亚马尔项目则地处俄罗斯北极圈内，受地理环境的影响，天然气产量规律呈现冬季天然气自然产量下降同时消费量季节性增强供需紧张的趋势。我国从陆上管道天然气最大进口国土库曼斯坦，2017年进口天然气占全国管道天然气进口量的80.5%。2017年因设备故障和管线下气消费增加等影响，中亚地区来气量减少对我国天然气市场稳定造成一定程度影响。

   (二)海运航线风险

   2017年，全世界共有275条国家与国家之间的LNG贸易路线，较2012年的168条增加了63%，相比2007年90条则增加了205%。2017年全球LNG海运量高达2.92亿吨，同比增长9%。较2000年增长180%以上。根据进口规模，我国海上进口LNG的来源国主要是澳大利亚、卡特尔、马来西亚、印度尼西亚和巴布亚新几内亚。除澳大利亚海运航向相对安全外，卡塔尔地处中东腹地，航线经过霍尔木兹海峡和马六甲海峡，非洲的安哥拉和巴布亚新几内亚则需要经过索马里海域等咽喉，地缘政治风险、恐怖袭击和海盗风险较高。同时长距离的海运航线在大幅度增加LNG运输成本的同时，极端天气和海上交通事故风险概率增加。

   (三)国别贸易风险

   2017年我国进口LNG总量达到3809.4万吨，未来进口国际LNG主要增量是通过海外一体化合作项目进行有效补充，分别是俄罗斯亚马尔项目、美国LNG项目和加拿大液化天然气项目。美国LNG进口受中美贸易关系影响出现了贸易间断，2017年中国进口美国LNG占美国出口量的15%，而2018年6月和9月份中国间断美国LNG进口,2018年1-10月，中国进口仅占美国总出口量的9.8%。受俄罗斯投资环境、加拿大政治法律结构的影响都将对LNG项目的稳定供应带来国别政治和贸易风险。

   二、LNG贸易需求风险

   (一)气气竞争风险

   目前，我国天然气“西气东输、北气南输、海气登陆”的供应格局已经形成。陆地管道天然气进口主要包括西北方向的中亚天然气ABC三条管道，西南地区的中缅天然气管道和东北地区的中俄管道东线工程，同时国内开发的非常规页岩气、煤层气和煤制气，以及管道天然气液化工厂补充，导致海上运输进口液化天然气存在大量气气竞争风险。随着我国国家骨干管网的快速完善和管道互联互通，“点到点”槽车运输LNG等方式市场不断成熟弥补了天然气市场不足，从而形成包括区内国产天然气、长输管道管输天然气、区内的LNG、煤制气以及非常规天然气等多元化的供应格局，这些将对进口LNG带来较大的长期竞争压力。

   (二)风险替换风险

   居民燃气、季节供暖制冷和燃气汽车等不同消费对象具备差异化用气规模特点和消费变动规律。市场总体用气量的大小决定天然气的消费规模，天然气行业特点和居民生活用气模式差异，终端用气量会产生季节性波动，其中燃气需求特别是供暖季节性明显。居民和采暖用气主要受气温变化影响，我国北方地区冬季采暖用户较多，冬夏季节用气不均匀性就越大，调峰压力也越大。2011-2017年，我国天然气消费量峰谷比值的平均值为1.4，2017年达1.5倍，但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3之间，进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右，2017年达2.5倍。

   (三)政策驱动风险

   低碳环保的能源环境政策对我国天然气消费规模变化产生至关重要的冲击性影响。2017年京津冀大气污染传输通道城市“2+26”城市冬季清洁取暖重点工程，导致北方供暖地区和全国的天然气缺口分别在48亿和113亿立方米左右。政策刺激需求规模迅速扩大，与天然气基础设施依赖呈现的低弹性供应间呈现出巨大的缺口，加之贸易中间商和运输商借机增加牟利空间，从而最终形成了2017冬季的价格暴涨和供应短缺并存的“气荒”现象。根据估计，到2020年天然气发电用气新增消费930亿立方米，煤改气新增需求则达到220亿立方米。冬季保供的主要区域为京津冀地区、东北沈阳地区、山东地区、华东区域(苏南、浙江、河南东部)、珠三角地区等5大区域。除了季节的影响，整体上煤改气的快速推进，中国天然气的供需缺口被放大。

   三、LNG贸易价格风险

   (一)产业倒挂风险

   由于我国大多数进口LNG的长期贸易合同签定当期处于石油价格较高时期，导致我国LNG合同价格除了早期建设的广东大鹏、上海洋山等项目外，绝大多数处于15～17美元/MMBtu(3.75～4.25元/立方米)范围内。居高不下的LNG价格再气化与管道天然气进行混合销售，导致我国进口LNG处于价格倒挂现象，每立方米亏损约1～2元。一方面价格倒挂导致LNG项目出现大面积亏随，同时高LNG价格与低终端用气价格加剧了我国天然气供需矛盾，扭曲市场配置作用。我国东部沿海地区LNG经过再气化后成本不低于2.6元/立方米，而目前广东(2.08)、上海(2.08)、江苏(2.06)和浙江(2.07)门站价格相比，会产生0.52-0.54元产业亏损。

   (二)贸易方式风险

   LNG贸易方式主要包括中短期合同、现货交易、易货交易等多种贸易形式。近年国际低油价状态下，现货和短期贸易量逐年有所增加，2017年比2012年增加了23%。2012年至2017年世界LNG贸易中短期和现货贸易量保持在25%至29%之间。在2017年中国进口的LNG中，有862.1万吨来自现货或短期合同，占总进口量的24.7%。中国日益明显的天然气季节性需求高峰导致国际现货采购数量增加，对亚太地区乃至全球市场LNG价格贸易结构和价格体系产生冲击，导致LNG季节性现货价格波动性进一步增加，不利于我国长期稳定的发展天然气市场，增加了天然气消费的经济成本。以卡塔尔、俄罗斯和美国为代表的LNG国家市场供应规模不断扩大，给我国LNG长期供应合同的条款优化尤其是定价方式、价格复议和目的地限制等方面创造了有利的外部条件，积极利用这一时机特点，优化进口来源、降低供应风险和进口成本，保障我国天然气进口量价稳定和渠道稳定。