2010年前后，以中國為首的新興經濟體發展迅猛，推動全球經濟復蘇，拉動全球天然氣消費大幅增長。2010年，全球天然氣消費增長7.5%，創下40年來的新高。2011年日本大地震加速資本流入LNG行業。受此影響，全球LNG液化能力2014年開始提速。2015年，全球LNG液化能力達到3.25億噸/年，同比增長5.2%。其中，2011-2015年，全球54%的LNG液化能力增量（1400萬噸/年）主要來自亞太。截至2015年底，卡塔爾的LNG液化能力仍列世界首位，達到7700萬噸/年，占全球總液化能力的25%；澳大利亞、印度尼西亞和馬來西亞的LNG液化能力緊隨其后，合計占全球總液化能力的29%。截至2015年底，全球23個國家和地區擁有100個LNG接收站，共429個儲罐，儲存能力超過5020萬立方米，接收能力超過7億噸/年，高于天然氣液化能力。

　　一、全球天然氣液化能力

　　2016-2020年，全球規劃、設計、在建的LNG液化總能力達到3.3億噸/年，其中在建項目的液化能力達到1.3億噸/年。如果項目如期投產，未來5年全球LNG液化能力將年均增長16%，2020年將達到6.39億噸/年，比2015年翻一番。但是，低油價背景下，LNG項目的內部收益率普遍降低，這將導致部分項目被迫推遲。目前計劃在2016-2020年投產但未達成最終投資決定（FID）的項目能力達到1.98億噸/年，這些項目按時投產的可能性較小。綜合考慮，預計2016-2020年全球LNG液化能力年均增速為7%。2020年，全球LNG液化能力將達到4.32億噸/年。

國際油價從110 美元/桶跌至30 美元/桶對LNG 項目盈虧平衡點的影響

　　需求端，受電力需求下降、核電重啟、與煤電競爭激烈等因素影響，進口量居世界前兩位的日、韓兩國的LNG需求可能持續下降。2016年3月，美國Jordan Cove LNG出口項目在獲得能源部批準后，遭聯邦能源委員會否決，其中市場需求不實是重要原因。目前2020-2025年未能獲得訂單的LNG液化能力已經超過1億噸。另一方面，低氣價可能提升歐洲、中東及亞洲其他國家的LNG進口量。中國石油經濟研究院預計2016-2020年全球LNG進口需求年均增速約7%，較2013-2014年大幅回升。由此，全球LNG市場過剩格局將延續，預計全球LNG液化剩余能力將從2015年的5500萬噸/年提高到2020年的7700萬噸/年。

　　考慮到亞太區內LNG液化能力的提升和中、日、韓合同供應量充裕，未來幾年東北亞LNG現貨市場的疲軟將難以扭轉，價格持續承壓。預計2015-2020年東北亞LNG現貨價格將在4-5美元/MMBtu水平上低位運行。

1994-2015 年全球天然氣液化能力

全球天然氣液化能力與LNG 進口需求預期

國際油價下跌及北美出口將塑造新定價體系

Henry hub 天然氣價格及其預期

　　二、美國LNG出口增多進一步壓制全球LNG價格

　　截至2015年底，美國獲美國能源部和能源監管委員會（DOE）批準向自由貿易協定（FTA）國家出口LNG的項目33個，能力3.84億噸/年，其中10個項目還獲批向非自由貿易協定（NFTA）國家出口，能力1.12億噸/年。從已獲批的項目看，美國LNG出口能力將于2019年集中上線。2019-2022年，美國向NFTA和FTA國家出口LNG的總能力分別達到9800萬噸/年和2.81億噸/年。目前，包括Sabine Pass在內的6個LNG項目獲DOE的批準并已開工，合計產能為8595萬噸/年。

2016-2025 年美國新增LNG 出口能力

美國天然氣產量與油價 單位：十億立方英尺/天.美元/桶

　　美國天然氣市場價格將維持低位，LNG出口方式靈活，競爭力突出。與目前占主導的與油價掛鉤的LNG定價方式不同，美國出口的LNG價格與Henry Hub天然氣交易中心價格掛鉤。未來Henry Hub中心的價格有望維持低位，一方面因為美國頁巖氣生產商大多與買家簽訂長期合同等手段規避風險，對低油價和低氣價的耐受性非常強；其次，天然氣開采技術的進步和管輸能力的不斷提高令Marcellus、Utica等頁巖氣主產區的產量還有上升空間�？紤]到美國有約23萬億立方米的天然氣能夠在3美元/MMBtu水平甚至更低價格水平下保本開采，EIA預計美國Henry Hub中心天然氣價格將長期保持在約4-6美元/MMBtu的低位。考慮到液化成本，未來幾年，北美LNG離岸價格有望長期維持在約4-5美元/MMBtu的水平上。

　　美國LNG出口對購氣沒有“照付不議”量的限制，原則上只對液化成本部分“照付不議”，即買家即便違約，也只需向賣家支付較少的液化成本；此外，買家可自行選擇氣源商和LNG供應商進行匹配；最后，美國LNG出口均采取離岸價模式，買方不僅可以自主轉賣所購船貨，還可將已購買而未液化的天然氣賣回美國國內市場（“回旋鏢”模式）。

　　國際油價和國內氣價下調后，進口LNG現貨價格競爭優勢仍明顯。2015年發改委下調氣價后國產氣競爭力提升，按照2.18元/立方米的上海市非居民用氣最高門站價測算，考慮增值稅和氣化管輸費等因素，進口LNG價格盈虧平衡點降至7.5美元/MMBtu以下。

　　但是，受國際油價下跌的影響，國際LNG現貨價格也急劇下降。2016年3月，我國現貨LNG到岸價4.25-4.5美元/MMBtu（1.01～1.07元/立方米，不含稅），完稅并考慮接卸環節后，成本在1.6-2.0元/立方米。同期，華東地區國內LNG槽車送到價2.5-3.0元/立方米；中亞管道氣到岸價為198美元/千立方米（1.29元/立方米，不含稅，還要加長輸管網費1元多/立方米）；進口LNG長約到岸完稅價格2.38元/立方米，均顯著高于現貨LNG到岸價。

不同氣源供應價格走勢 單位：元/立方米

進口LNG、國產LNG、進口管道氣價格

　　未來5年國內LNG長約貿易價格有望在2.0-2.7元/立方米。結合油價走勢和LNG市場過剩的狀況，若“十三五”期間，國際油價均價在50-70美元/桶間運行，未來5年LNG長期貿易合同進口價格有望在1.9-2.6元/立方米（對應進口成本7-11美元/MMBtu）。根據上文分析，現貨進口LNG的供應成本僅1.6-2.0元/立方米（進口成本4-5美元/MMBtu)。

　　與LNG相比，進口管道氣的成本優勢明顯減弱。2015年，中國進口管道氣完稅均價為1.95元/立方米，考慮管輸費到中部市場的價格達到2.5-2.7元/立方米；若按照計劃，中俄東線天然氣管道項目將于2018-2019年開始供氣，年供氣量為380億立方米。中俄雙方對該合同的估價高達4000億元，按照全周期供氣量折算，進口價格平均為2.3元/立方米。若未來5年內國際油價在50-70美元/桶區間波動，則進口管道氣到岸完稅價約1.4-2.2元/立方米，到達中東部市場的價格為1.9-2.8元/立方米，考慮過剩的供氣格局價格下浮10%至1.8-2.7元/立方米。

　　三、國產氣將面臨LNG進口現貨沖擊

　　國內天然氣市場過剩格局，以及上下游直接交易協商確定價格的模式有助于降低國產氣銷售價格。我國傳統常規天然氣生產成本一般在0.5-0.8元/立方米，考慮管輸費后到我國中東部市場成本約1.0-2.0元/立方米（目前中東部市場門站基準價高于2.0元／立方米）。未來隨著LNG現貨進口量的增加，國產氣將面臨沖擊。

不同天然氣來源成本 單位：元/立方米

中國天然氣進口價格與國際油價