文档介绍：中国LNG贸易风险及应对策略分析
作者:高建 董秀成 摘 要 : 随着我国天然气市场需求规模的不断扩大,运用海外进口LNG保障市场供应成为我国天然气发展趋势,科学分析LNG面临的市场风险以及风险规避成为重要议题。本文从市场供应、需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,,,~,进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右,。
(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(~)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。一方面價格倒挂导致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。,而目前广东()、上海()、江苏()和浙江()门站价格相比,-。
(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,,%。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。
(三)进口价格风险
不同于国际原油市场,全球天然气市场主要特征之一就是呈现区域差异化性定价。天然气价格波动的主要原因是天然气市场供需双方面弹性缺乏,在供应中断或者需求扩大时,产业链供需恢复平衡周期长,市场冲击效应明显。中国海关统计数据显示,2018年上半年LNG进口量约为2300万吨,增加50%,价格同期上涨13%;管道天然气进口量约为1800万吨,增加20%,价格上涨4%。LNG定价方式趋向多元化,但增速缓慢。与油价挂钩仍然是中长期LNG合同首选定价方式,截止2020年,亚洲和中东买家进口的LNG合同量中仍有80%与油价挂钩。我国的进口 LNG 定价与国际原油市场价格挂钩,主要通过中长期贸易合同进行,合同的协议期一般都在20-30年,合同价格缺乏灵活性。由于长久以来日本进口LNG形成的亚洲地区定价基准,导致我国长期以来不得不以高于欧美价格进口LNG,不符合更不利于我国能源市场发展现状和未来趋势。
四、LNG贸易产业风险
(一)调峰能力风险
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