东南亚LNG进口趋势分析

2014-06-17 10:08:08 0

东南亚 天然气进口 LNG接收站 泰国 马来西亚 印尼 新加坡

  

 

 

|坂本茂树

日本JOGMEC公司石油开发资源本部高级研究员

 

东南亚液化天然气消费国正在逐步实现多年来的液化天然气(LNG)进口计划。2011年5月,泰国国营石油公司(PTT)开始了麦普塔普特(Map Ta Phut)液化天然气接纳基地的营业。泰国成了东南亚最早的液化天然气进口国。2012年,印尼西爪哇及马来西亚半岛地区波德申的液化天然气接纳基地也在准备营业。

接下来,新加坡将从 2014 年前后开始进口液化天然气。长期以来,东南亚是面向日本等东亚市场的主要液化天然气供给地,但如上所述,这个地区的液化天然气供需情况正在发生着很大的变化。

本文将概述东南亚的液化天然气进口和需求及其背景,同时叙述一下东亚市场的液化天然气流量的变化情况。

 

 

一.东南亚的液化天然气进口  

1.概况

首先来看看东南亚的液化天然气进口基地计划(部分已经开业,参照表 1)。东南亚原来是液化天然气供给源,但随着经济的发展,液化天然气的需求量不断增加,考虑到区域内的生产无法满足供应,便计划建设液化天然气进口基地。

 

 

2.印尼爪哇岛的液化天然气接纳基地

2012年4月在印尼最初的浮动式液化天然气接纳基地“Nusantara Regas Satu”从新加坡造船厂出厂,进入了西爪哇的雅加达外港(接纳能力为每年 300 万吨)。印尼政府在“天然气政策”中,已确定大幅度削减液化天然气出口量,而将其优先分配给国内市场,并实施了液化天然气接纳基地建设计划。

首座液化天然气接纳基地——西爪哇基地在经过数次延期后终于建成。西爪哇液化天然气接纳基地根据与国内加里曼丹岛的邦坦液化天然气公司签订的 10年合同,于 2012 年4 月下旬第一次接纳了货物。当月该基地开始了试营业,6 月已开始营业。日本商船三井公司和当地企业 Trada maritime 承担该基地液化天然气的国内配送业务。

在爪哇岛等主要能源消费地,气化液化气的用途是作为工业和发电的燃料。在印尼,城市近郊也有很多使用石油燃料的发电站和工厂。近来由于原油价格上涨,石油燃料成本大幅提高,因此判断使用相对便宜的国产天然气是合理的。由于政府给予石油燃料补助金,导致了财政恶化,因此政府有意抑制石油燃料的消费。 供应印尼国内市场的是2-6美元/MMBtu 的极为便宜的油气(其价格因用途而异,肥料、发电用较便宜,一般工业用较贵)。

因国内市场的供应价比液化天然气出口价(2011年东亚传统市场的买入价是13-18美元/MMBtu)便宜很多,国内供应价如何设定备受关注,同时也令人担心。根据印尼油气业界的消息,可以认为邦坦液化天然气公司的供应价以英国混合原油价格为指标,其定价方式与欧洲的油气长期合同定价方式接近,是理想的价格标准。

印尼政府在采购液化天然气时,对进口和国产的液化天然气均进行了探讨。因进口液化天然气价格很高,因此当前国内市场主要使用国产液化天然气。仅次于邦坦的巴布亚州东固液化天然气公司(760 万吨/年)也已与发电公社 PLN 签订了供应油气的合同,2013年开始供应液化天然气。

东固还计划建设第三条输气管(380 万吨/年),建成后面向国内市场的供应能力将会加强。该国的新气田有着 25%以上供应国内市场的义务,这一条款也适用于新液化天然气项目。 印尼还有在中爪哇、北苏门答腊、南苏门答腊建设液化天然气接纳基地的计划,但详细计划尚未公布。

 

3.马来西亚:在马六甲建设液化天然气进口基地

马来西亚也于 2012 年开始了液化天然气的进口和国内市场的液化天然气消费。2012年6月4日,马来西亚政府在吉隆坡举行的第二十五届世界油气会议的开幕式上高调地宣布,马来西亚首个马六甲液化天然气接纳基地的建设大体上已经完成,同时宣布 2012年3月已经开始实施沙捞越州海上液化天然气事业(FLNG、生产能力 120 万吨/年),并准备于2015年开始营业。

该国进口液化天然气的目的是在人口和经济活动集中的马来半岛补充生产已经饱和的马来半岛东岸海上液化天然气的供应能力(主要用作发电燃料),以应付日益增加的电力需求, 国家能源公司(Petronas)的子公司 Petronas Gas于 2012 年6月大体上建成马来半岛马六甲液化天然气接纳基地(350 万吨/年,浮动式),已于 7 月开始营业。在马六甲海上(Port Dickon)设置了接纳泊位,通过浮动式液化天然气接纳设施接纳液化天然气并进行气化加工。

2011 年5 月,Petronas 签订了从法国苏伊士集团(GDF Suez)购入 250万吨液化天然气的合同,自 2012 年中期开始马六甲液化天然气接纳基地开始接纳液化天然气。2012年6月,Petronas 再次宣布与挪威国家石油公司(Statoil) 签订了液化天然气中期买卖合同,计划在 3 年半内将 725000 吨(1Bcm)投入马六甲接纳基地。

根据长期合同,Petronas 从 2008 年参与事业的澳大利亚昆士兰州 CBM 液化事业(GLNG)采购液化天然气。GLNG 预定 2014 年末至 2015 年开始生产液化天然气。Petronas按照中短期合同,从苏伊士集团和挪威国家石油公司进口液化天然气,可以维持 GLNG开始供气前的液化天然气供应。

继马六甲之后,Petronas将在半岛南端的柔佛建设第二个液化天然气接纳基地。另外,还计划在沙巴州建设小规模的液化天然气接纳基地,以向发电站供应液化天然气。

 

4.泰国:2011 年在东南亚最先进口液化天然气

泰国国家石油公司(PTT)于 2011年5 月底在东南亚首个液化天然气接纳基地麦普塔普特试营业接受货物,同年 9 月上旬正式开始营业,至 2012 年1 月已经接纳 11 批货物。

2014 年,PTT 基本上采购短期及超短期的液化天然气,但 2015 年以后将按照长期合同稳定地采购液化天然气。PTT 还于 2012 年 5 月中旬就每年从卡塔尔购入 200 万吨液化天然气的长期合同基本上达成了协议(自 2013 年开始)。

为了减轻风险,有意从几家液化天然气供应商采购。该公司还积极参加液化天然气项目,通过价值链进行采购。进而,该公司还将长期采购液化天然气纳入视野,寻找参与海外液化天然气事业的机会。2012年6月,PTT正在投标收购持有莫桑比克1区液化天然气股权的英国石油公司Cove Energy,与壳牌公司竞价。

此外,还表明有意参加常规液化天然气与非常规液化天然气的开发。其长期目标是在 2020 年之前成为国际能源企业,并采购面向国内市场的能源,同时在国际市场交易方面培养液化天然气部门。

 

5.新加坡等的液化天然气进口计划

新加坡签订了从马来西亚、印尼购买管道液化天然气的长期合同。但是,鉴于这些天然气生产国已将政策转向重视向本国市场供应天然气,为了将来能够稳定地采购天然气,便决定进口液化天然气。

该国能源市场局经过 2008 年的投标,从英国天然气集团(BG GROUP)获得每年 300 万吨的垄断液化天然气采购权(20 年)。2010 年在西南部裕廊地区开始建设年接纳能力 350 万吨的液化天然气基地。

新加坡当局考虑到中长期液化天然气需求的增加,计划加强液化天然气的接纳能力。此外,似乎要对 BG集团持有垄断销售权的每年 300 多万吨的数量再次进行投标。

有人期待新加坡(液化天然气贸易公司)能起到液化天然气中心的作用。但是,液化天然气因会产生汽化,不适合储存 2-3 个月以上,而且东南亚的其他接纳基地从液化天然气生产国(生产地)直接引进液化天然气,因此在多大程度上需要新加坡发挥液化天然气中心的作用还是个未知数。

另外,越南、菲律宾也有液化天然气进口计划,但都处于探讨阶段。

 

 

二.东南亚进口液化天然气的原因: 区域内液化气供求情况的变化

东南亚以前被认为拥有丰富的油气,但区域内能源供求情况逐渐发生变化,作为能源消费地区的特征正在加强。其主要原因有:(1)随着电力需求的增加,液化气消费量不断增加;(2)液化气产量难以增长,只有给予补助金,能源价格才会保持低廉。

 

 

 

1.液化气需求增加与补助金问题

发展中的东南亚经济,电力需求的增长率很高。发电用燃料的特征因国而异,但区域内最广泛使用的发电用燃料是液化气。在主要液化气生产国中,从政策上推动国产液化气利用的马来西亚和泰国的液化气发电比率很高。随着电力需求的增加,液化气消费量也在增加。液化气是在世界各地区市场供需平衡比率很高的地区性商品。因输送方法受到广域管道或 LNG的限定,因此全球规模的国际交易有许多制约。

此外,很多生产国在国内市场液化气供应方面采取统制价格。在俄罗斯以及伊朗等中东有实力的产气国,液化气以极为便宜的价格供应国内市场。亚洲也有很多国家采取统制价格。

新加坡除外的东南亚各国和中国对能源价格进行了统制。在东南亚,许多国家利用补助金将能源价格设定得很便宜。随着原油价格的高涨,能源补助金额度大为增加,从而压迫国家财政,成为深刻的问题。市场价格仅适用于新加坡、菲律宾等部分国家。

东南亚液化气供需的主要问题一方面是区域内液化气需求趋于增加,另一方面则是主要产气国的供应能力低迷(泰国、马来西亚等)。东南亚产气国为了保存作为出口资源的石油资源或抑制石油进口额,采取了把国产液化气积极用于国内消费的政策。马来西亚、泰国是促进利用国产液化气政策的成功事例。液化气在初级能源消费中的比率特别高(据2011 年 BP世界能源统计,马来西亚为 37%、泰国为 40%)。但是,两国面向国内市场的液化气供应量均处于停滞状态,预计 21 世纪 10 年代后半期将会逐步减少(包括通过管道从邻国进口的液化气)。

印尼加强了优先向国内市场供应液化气的政策。2010-2011年大幅度削减了液化天然气出口合同数量。 在东南亚,为了促进面向国内市场的液化气供应,设定了给予补助金的低廉的液化气价格(同样,补助金也给予了石油制品)。其结果,虽然促进了国内的液化气利用,但人们也指出了廉价供应的液化气的浪费情况。尤其是在区域内液化气供应日渐不足的现在,这种液化气价格统制政策所产生的矛盾趋于扩大。

标榜培育健全的能源市场、扩大液化气市场的国际组织(能源组织、液化气相关组织)时常批评东南亚的液化气政策没有效率,并指出:“得到补贴的廉价液化气供应损害液化气生产者的投资积极性,阻碍液化气供应;廉价液化气供应导致消费者的浪费,致使液化气供不应求,妨碍健全的市场培育”。

对于经济处于发展阶段的东南亚各国政府来说,能源由市场定价有产生政治风险之虞。特别是在印尼,20世纪 90 年代后半期,包括厨房用灯油等的能源价格上涨导致了国民的不满,以致政权崩溃。但是,在区域内液化气供应能力达到极限的今天,相关国家政府不得不适当地提高液化天然气价格。

实际上,印尼和马来西亚在 2007-2008 年以后逐步提高了液化气价格。尤其在印尼,因政局比以前稳定,能源价格上涨并没有导致大的混乱。但是,在政府制定计划期间将液化气价格过渡到市场价格事实上仍然很难。

对相关国家的政府而言,削减补助金,使液化气价格接近市场水平,维持适当的液化气供需是一个很大的课题。当然,普通公民反对迄今已习惯了的廉价能源政策的改变。

将来,向东南亚市场供应液化气是否顺利还是个疑问。从长期的角度看,这关系到能源选择问题。人们预测,在整个东南亚地区,将来煤炭占发电用能源的比率将会提高,国内促进液化气利用政策很有可能会面临很大的转折点。

 

2.东南亚进口液化天然气的背景

以下来马来西亚和泰国的情况。

1)马来西亚

马来西亚是与印尼并列的东南亚传统的产气国和液化天然气出口国,但近年来天然气蕴藏量趋于减少,产气量停滞不前。向马来西亚液化天然气生产提供原料气的沙捞越、沙巴两州的天然气供应能力还有一些富余,因为在沙捞越州海上发现了新气田(Kasawari,2012 年 2 月发现),在沙巴州深海油田(基卡油田和古穆苏特油田,2002-2003 年发现)也可望发现 伴气。但向主要国内市场——马来半岛供应天然气的海上气田群已经出现生产减少的状况。

 

 

面向马来半岛市场的管道天然气供应地区仅限于邻接半岛海上油气田的马来西亚泰国共同开发区(MT-JDA),而在这些地区近年来并没有发现大规模的气田。人们担心中长期生产会进一步减少。将来面向国内市场的气田开发主要是一些中小规模、高成本的条件差的项目(高温高压、高 CO2)。

Petronas 正在马六甲和柔佛建设面向马来半岛市场的液化天然气接纳基地。马来西亚的方针是维持沙捞越州的液化天然气出口量。2012年 2 月,相继宣布在沙捞越州海上进行新气田(Kasawari)开发和加强马来西亚液化天然气生产(液化能力合计 2400 万-2760万吨)。

马来西亚在利用液化气方面给人以强烈的发达国家印象,但能源仍然按统制价格设定得很低。在1997-1998 年亚洲金融危机之际,政府曾经把以往与石油制品同样按市场价的液化气价格过渡到法定价格。液化气补助金有相当部分由垄断液化天然气事业的Petronas承担。

但是,2006年以后,原油价格高涨导致能源成本提高,补助金额增加,因此政府为了削减能源部门的补助金负担,想要将能源价格提高到接近市场价格。政府在第十个计划暨能源政策中提出了逐步削减能源补助金,至 2015 年将液化气价格转为市场价格的目标。即计划逐步削减补助金,直至取消,每 6 个月提高 0.91 美元/MMBtu 的液化气价格。

在此之前,2009 年3 月大幅度(35-80%)提高了液化气价格。其后阶段性地提高液化气价格。对马来西亚政府来说,今后能否按计划提高液化气价格,取决于能否采纳把高额的进口液化天然气引进到国内市场的政策。

从区域内的能源供应情况和进口液化天然气的高价来判断,用液化气火力发电来维持增加的电力需求是不现实的。马来西亚的液化天然气进口只能供应现有的液化气火力发电站,为应付增加的电力需求所新建的发电站主要依靠煤炭火力发电。燃料炭可以从世界最大的一般炭出口国印尼进口。

 

 

2)泰国

泰国的天然气产量因 Arthit、Bongkot 等暹罗湾的主要气田的增产,至 21 世纪 10 年代中期将会一直增加,但基于已确认的蕴藏量计算的产量此后却趋于减少。泰国还从邻国缅甸的 Yadana、Yetagun气田(计划 2014 年从 M9矿区气田进口)和马来西亚、泰国共同开发区(MF-JDA)进口液化气。2020年以后从两国(地区)的液化气购入数量也会逐渐减少。由国产液化气和进口管道液化气构成的现有供给源预计从 2015 年左右开始将会逐渐减少供应量。

PTT 正是在这样的前提下为补充不足的天然气供应量而决定进口液化天然气,并于2011 年5 月开始了液化天然气的进口。现在,PTT 子公司 PTT-LNG在罗勇府曼达普(Map Ta Phut)工业港液化天然气接纳基地(500 万吨/年)实施了液化天然气进口。

泰国计划自 2020 年左右开始用原子能发电,但因 2011年 3 月日本东京电力公司福岛核电站事故,预计原子能发电站建设计划要推迟 3 年左右。估计不会发生供需变化导致的能源不足情况。在这种情况下,人们正在探讨增强液化天然气接纳基地能力(500 万-1000万吨/年)和建设第二液化天然气接纳基地的可能性。

泰国发电局(EGAT)在 2010 年发电设备计划(PDP2010)中设想了利用各种燃料的发电量。泰国的发电用燃料主要是液化气,2010 年实际发电的液化气比率高达 68%。在将来的计划中,估计液化气发电量在 2019 年达到顶峰后将会逐步减少。但计划增加利用进口煤炭的煤炭火力发电比率以及从老挝等近邻各国购入的水力发电量。PTT 作出的长期液化气需求预测是应对国家发电局的这个计划的。

估计液化气需求量增加到 2015年左右之后,至 2030 年发电和产业的总体用量将不会产生增减。就对应这种液化天然气需求预测的初级能源消费量来看,预计 2010 年最大的能源供应源液化气至2026 年的减少比率将会是最大的,而供应量和比率增加最多的应是煤炭,其次是可再生能源以及进口能源(电力)。

 

 

三.液化天然气事业战略因国而异:印尼和马来西亚

东南亚在全世界液化天然气供应源中所占的比率正在缩小。从油气供应的多样化、液化天然气市场的全球化(以面向东亚市场为中心转向全世界各市场)的观点来看,天然气蕴藏增量与世界其他地域相比处于比较劣势的东南亚的天然气持有比率降低已是必然的趋势。

但是,为了应付国内市场的天然气供应,东亚市场的主要液化天然气供应国印尼和马来西亚欲采取不同的液化天然气出口战略。

 

 

1.印尼液化天然气事业现状

印尼政府在 2000 年代后半期就国内市场的天然气供应问题进行了反复探讨,结果决定削减液化天然气出口,增加面向国内市场的天然气供应。印尼在 20 世纪70 年代至2000 年代中期一直是世界最大的液化天然气出口国。但在 2000 年代中期,因原料气供应不足,2006 年最大出口国的地位已经让给了新兴液化天然气大国卡塔尔。2011 年,成为次于卡塔尔、马来西亚的第三位液化天然气出口国。

2010-2011年,印尼大幅度削减了与东亚市场(日本、韩国、台湾)的液化天然气长期合同量,与日本的合同量从以前的每年 1200 万多吨大幅度削减到每年 300 万吨(如有供应能力,可追加 300 万吨)。

但是,爪哇岛的液化天然气接纳基地多次推迟完工日期,2012 年中期终于开始接纳液化天然气。2010-2011 年因国内没有液化天然气消费,因此长期合同结束后所产生的液化天然气可供应量以短期合同和临时销售的方式继续出口。

如前所述,印尼主要在使用石油燃料的小型发电站和工业领域转用天然气。石油燃料比天然气更贵,而且进口量多,因给予补贴导致国家财政负担加重,因此从国内能源分配的观点看转用天然气应是合理的。印尼经济事实上与泰国、马来西亚一样有很强的工业制品出口国的特征,依赖能源出口的程度已经降低。

但是,长期以来印尼都是世界最大的液化天然气出口国,因此不会轻易放弃在东亚市场液化天然气供应方面所占据的地位。以前,印尼国家石油公司在液化天然气事业上拥有一定程度的权限。

但是,在 2000 年代公司改组后,其制定经营政策的功能大为降低,由此可以看出其没能认识到液化天然气产业是石油企业战略领域的侧面。与邻国马来西亚的Petronas将液化天然气作为成长领域进一步加以开发的姿态形成了鲜明的对照。

 

2.马来西亚液化天然气事业现状

马来西亚在完成了马六甲液化天然气接纳基地建设后,2012 年开始进口液化天然气。但是,位于沙捞越州民都鲁的马来西亚液化天然气公司(MLNG)仍表明了继续出口的意图。

掌管MLNG的Petronas于2012年2月相继宣布开发在沙捞越州海上发现的大型液化天然气田 Kasawari,以及加强 MLNG 液化设备(增设 370 万吨/年)。从中长期看,马来西亚正在稳步地整合原料气供应体制,例如通过陆上管道将沙巴州深海油田(古穆苏特等)伴气运到民都鲁用作 MLNG 原料气。进而,与道达尔公司(Total)共同调查含有高 CO2气田 K-05 的开发(CO2比率=70%)。

如果这种高 CO2气田有可能进行商业生产,那么沙捞越海上许多高 CO2气田的开发便会有头绪,面向 MLNG 的原料气供应将会得到进一步扩充。但有必要注意的是,如果开发、生产条件差的气田的原料气比率增加,那么将会导致液化天然气事业成本提高。

MLNG 将于 2015-2017年面临更改与东京电力、东京液化气、韩国 Kogas、台湾 CPC等东亚主要液化天然气买主的长期合同。Petronas 为了保持与东亚需求者之间的液化天然气买卖合同,强调要扩大和改善液化天然气供应能力,向买主做出承诺,并不断采取措施。

迄今为止,马来西亚更改长期买卖合同似乎是因为原料气供应不足,被认为更改合同有些力不从心。顺便提一下,有类似情况的文莱液化天然气公司在更改与日本的长期合同时,其合同量减少了一半,而且合同期限也缩短了。

但是,在 2011 年3 月福岛核电站事故以后,对东亚液化天然气需求的预测值提高了,液化天然气需求预测值发生了变化。同时,Petronas 不断开发新气田,并加强 MLNG 液化能力,因此 Petronas的合同谈判应是顺风顺水。

 

3.印尼、马来西亚采取不同的液化天然气事业战略的背景

Petronas 作为一个产油国的国家石油公司,其残存的资源量很少,在本国扩大事业活动受到制约,因此很早就力图开展国际事业。而且,作为可发挥优势的事业领域,Petronas深入参与了 LNG 运营。在 Petronas 的海外探矿事业中还没有很成功的事例。

但是,在液化天然气事业中,在东亚买主之间博得了可信赖的液化天然气供应商的评价。Petronas 还参与了埃及液化天然气事业,在加拿大西海岸与产气商进步能源公司(Progress)共同计划建立面向东亚的新液化天然气事业。

Petronas来说,液化天然气事业是仅次于上游事业的重要的事业部门,是主要的收益来源。在将来扩大事业时对液化天然气部门寄予的期望是很大的。对马来西亚政府来说,Petronas 肩负最大纳税者的重任,并充分理解液化天然气领域在 Petronas的发展中所具有的重要性。

印尼与马来西亚针对液化天然气事业政策的姿态不同,从根本意义上说是政府具体实施油气政策方针的不同。印尼通过大幅度削减液化天然气出口量,把国产油气、液化天然气用于国内市场。目前正在抑制购买高额的进口液化天然气。相反,马来西亚一方面把进口液化天然气用于供应主要的马来半岛市场,另一方面则要维持沙捞越州的MLNG出口量。

另外,Petronas 收购了液化天然气供应源澳大利亚昆士兰州 GLNG 液化天然气项目27.5%的股权,参与了其事业。

此外,两国液化天然气政策的不同与印尼国家石油公司(Pertamina)和马来西亚Petronas 的企业成熟程度有很大的关系。Petronas 在所有的国内油气田都拥有股权,主要进行企业经营,可确保稳定的收入,并设定了企业发展愿景。而 Pertamina 未必持有国内有发展前途的油气田的股权,原本收入基础就不好。

因没有足以向国内市场供应足够石油制品的原油处理能力,不得不在原油价格高涨时从国际市场购入高价制品,又以低廉的法定价格销售,从而产生很大亏损。总的看来收益是不稳定的。

此外,2001 年因修订油气法失去了政府功能,政府被改组为持有股份的特殊法人。虽然企业实力不断加强,但收益性仍然不大。此外还承担现有的液化天然气项目(阿伦气田、邦坦气田),但对整体的液化天然气事业的参与程度不大,也没有直接参与新的液化天然气事业(东固、赛诺罗、阿巴迪等气田)。

如上所述,Pertamina 与 Petronas 不同,无法直接参与印尼未来的液化天然气事业。印尼经历了 20世纪 90 年代的政治动乱期,2000 年代在大大改变能源政策时,并没有准确地判断将来液化天然气产业在能源发展领域的重要性而加以培植。

今后的印尼液化天然气项目将在政府的监督下交由各公司承担。具有东南亚最大的探矿潜力的印尼已经发现了新气田,希望其液化天然气项目取得健全的发展。

 

 

四.东亚市场液化天然气流量的变化

 

1.液化天然气流量的变化

这里拟边考虑上述的东南亚天然气供需的变化和液化天然气进口情况,边探讨面向东亚市场的液化天然气流量的变化。全世界的液化天然气供需情况正面临着新的变化。

 

 

1)液化天然气的需求

首先,由于人们预测北美的页岩气等非常规天然气将会增产,美国将会归还液化天然气进口市场的功能。2011 年占液化天然气进口 63%的亚洲市场将继续维持最大的液化天然气市场的地位。

但是,今后亚洲市场内部的构成比将从成熟的经济中心地区逐步向新兴经济圈转移。其中,长期来看,中国能否进行页岩气的商业生产,将是液化天然气进口的需求量发生很大变动的最大的不稳定因素(2020 年以后)。虽然东南亚的液化天然气消费量不断扩大,但作为长期的发电能源,煤炭仍是最好的选择,因此东南亚的液化天然气消费量在整个亚洲市场所占的比例还只有一部分。

2)液化天然气供应者也将发生很大变化

迄今最大的液化天然气供应地区东南亚的供应比例正在逐步减少。如前所述,这是因为新的天然气供应能力的减弱和地区天然气需求的增加所致。作为最大的液化天然气供应地区,大洋洲(澳大利亚、PNG)已经兴起。

现在,由 3个项目(NWS、达尔文、Pluto)组成的澳大利亚的液化天然气供应能力将在2015年至2020年飞速增加,从而取代卡塔尔成为世界最大的液化天然气供应国(如果进展顺利,将在 2017年实现)。更长远地看,北美、东非作为新的液化天然气供应地区也将粉墨登场(21 世纪 10年代末-20 年代)。

在北美、东非的新液化天然气出现时(2020 年以后),新供应者之间的竞争有可能激化。在澳大利亚,围绕未决定投资的液化天然气项目合同,竞争相当激烈,其结果有可能不会立项。澳大利亚有着成本高、劳动力不足的弱点,因此越晚获得长期合同越不利。

 

2.各时期的液化天然气供需变化

2012 年夏,日本虽然从新启动了关西电力大饭核电站,但因电力仍然不足,急需采购液化天然气。反映了液化天然气的紧张状态,2011年 4 月以后,东亚液化天然气现货价格上涨,拉大了与欧洲液化天然气现货价格的差距。

但是,应该注意液化天然气短期需求(2012 年)、中期需求(到 2015 年左右)、长期需求(21 世纪 10 年代末以后)有很大的不同。2012 年夏,因日本的核电站停止发电,电源不足,不得不筹集替代能源。按长期合同,液化天然气供应源太少,不得不临时采购卡塔尔、大西洋地区的非长期合同货物来补充不足部分。反映了供需的紧张状态,价格居高不下。

2015 年前后,新液化天然气项目仍然很少运作,可以预见液化天然气供需的紧张状况将会持续下去。自2015 年前后,澳大利亚新项目逐渐开始启动。面向东亚的长期合同的供应量将会增多,现货价格也会下降,从而接近欧洲水平。 如前所述,从长期性看(21 世纪10 年代末以后启动的项目),除了澳大利亚的未决定投资的项目之外,还将出现北美、东非液化天然气项目,如果不取得长期合同,竞争将会更加激烈。

 

 

东非、加拿大的项目似乎也有进入亚洲市场的意向,如果不取得长期合同,资金准备将无着落。各地区的项目互有长短,但具有成本增加因素的项目可能稍微不利(澳大利亚的未决定项目)。取得长期合同的竞争业已开始,如果不取得合同,就不能立项。

 

3.东亚的液化天然气定价

向美国提出液化天然气出口申请的需求者很多(2012 年中期有 13 件,液化能力合计1 亿吨/年),并与 Cheniere 能源公司旗下 Sabine Pass液化天然气公司签订了长期合同,其价格为原料气买入价+固定关税,因此期待与东亚原油价格挂钩的液化天然气长期合同定价有所改动。

作为趋势来看,在欧洲大陆,按市场价的油气交易比例正在提高,将来在其他地区按市场价的交易比例也会增加。在东亚,最近签订的液化天然气供应合同(没有特定供应项目)在价格要素中似乎部分使用了其他地区的市场价格要素。但是,关于其引进时期和程度,有必要冷静考虑。

面向东亚的液化天然气供应以长期合同为中心,事业规划和定价确定后就会立项。目前东亚市场的液化天然气新合同几乎都是澳大利亚项目,因此 2020-2025 年期间面向东亚的液化天然气供应有 40-50%是大洋洲的液化天然气。其供应形态应是与原油价格挂钩的长期合同价。

其他现有的液化天然气供应地区(东南亚、中东)和新的液化天然气供应地区(东非、加拿大)的供应形态也基本上是与原油价格挂钩的长期合同。美国的液化天然气出口价基本上是 H.H市场价。因此,美国能够批准多少液化天然气出口、能够确保多大程度的供应能力是一个问题。许多能源专家认为,申请者的 1/3-1/4可以获得批准(→3000万-5000 万吨/年)。

这里假设美国液化天然气供应能力为 4000 万吨/年,其中 60%供应东亚,那么 4000万吨/年×60%=2400 万吨/年是面向东亚市场的。2020 年的亚洲液化天然气需求量为 2.3 亿吨/年,美国的液化天然气在亚洲液化天然气市场中所占的比率为 2400 万/2.3 亿(10%)。在面向亚洲的液化天然气供应中,10%左右是按美国 H.H市场价。

因此,中期(-2025 年前后)向亚洲市场供应的液化天然气大部分是与原油价格挂钩的长期合同,按美国市场价的交易比率只有一部分。另外,BG 等液化天然气生产者是按现在这种现货价格来供应的。10%左右的市场价格比率绝非可以轻视的数字。在液化天然气供需趋缓的情况下,有可能成为降低长期合同价的因素。

在关于买卖条件的谈判中,当然买家想买便宜的,而卖家想卖贵的。包括日本在内的东亚传统市场在选择进口油气时仅限于液化天然气。东亚市场被称为“高价市场”,因没有可替代的供应源,因而被视为可按报价销售的市场。买方不能期待卖方的好意,而应该尽可能备齐谈判资料。

2009-2010 年 EON Ruhrgas 等欧洲大陆的天然气买家从俄罗斯Gazprom 取得让步条件时(购买量的 15%按市场价),欧洲大陆的天然气供应商除了最大的供应商 Gazprom(约占 25%)之外,还有区域内(荷兰、英国)生产的液化气、从挪威、北非进口的液化石油气,经由英国、比利时从卡塔尔进口的液化天然气等,有很多替代商品可供选择。

日本市场也不应轻易放弃选择能够用于采购天然气的谈判资料。即使区域内几乎不存在现有的天然气生产,也有几个可能实现的情况:天然气水合物商业生产的实现;管道天然气进口(经由俄罗斯库页岛和韩国进口俄罗斯产天然气);维持一定比率的原子能发电(天然气需求规模的控制→天然气需求紧张趋缓);抑制能源需求、寻求有效消费的手法、改良技术;改良液化设备建设技术(包括海上液化技术)、投资液化事业并提供技术。

 

 

结束语

本文考察了以往作为主要液化天然气供应地区的东南亚正在转变为液化天然气进口地区的现状,概述了东亚市场液化天然气流量的变化,对液化天然气采购价格进行了预测。各地区天然气供需情况正在发生变化,新的液化天然气供应地区已经出现,随之液化天然气流量及购买形态也在发生变化,这些动向值得我们继续关注。

 

 

 

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