摘 要：全球能源清洁化、低碳化发展大势所趋。在回顾年度全球LNG贸易市场、对LNG未来需求和生产能力预测的基础上，本文从LNG产业链视角，分析项目各环节成本构成，通过计算出口项目经济性指数判断LNG项目出口可行性，以及优选目标市场。认为未来油价能否回升、亚洲新兴国家增量市场的需求增长情况，将决定全球新增LNG项目产能建设规模，推动LNG市场在中长期达到动态平衡。LNG产业链各环节的成本根据资源状况和市场的不同有较大差异。LNG出口经济性取决于终端市场的LNG进口需求量、产业链各环节的成本加成和终端消费者的价格承受力。通过经济性分析，认为卡塔尔仍然是当前全球LNG出口市场上最经济开发并能获取高收益的国家，而经济性不达标是澳大利亚等国很多大型LNG项目推迟投资的普遍原因。 

关键词：LNG贸易；市场供需；产业链；经济性

在全球面临气候变化挑战、能源行业转型升级的关键时期，天然气作为清洁高效能源，已成为国际石油公司向低碳化转型和可持续发展的必然选择。相比管道气，液化天然气（LNG）凭借方便运输、机动灵活、安全高效等优点，逐渐成为最活跃的天然气供应形式。随着LNG液化和船运技术持续进步，生产成本大幅度降低，全球LNG贸易快速发展。2020年，尽管受新冠肺炎疫情和油价暴跌双重影响，天然气需求量较2019年下降2.5%，LNG贸易量仍同比增长1.6%。随着全球LNG产能和贸易规模持续扩大，LNG贸易的灵活性和流动性将进一步增强，促进市场再平衡。很多学者基于咨询机构统计数据、年鉴等逐年跟踪LNG的国际价格和贸易量，基于统计数据对未来进行展望。关注的焦点从宏观的基本面、区域定价、贸易政策上，逐渐转移到微观的项目可行性分析上。本文从全球LNG市场需求和生产能力预测、项目成本和经济性分析等方面研判全球LNG市场发展趋势。

一、全球LNG市场供应现状和需求展望

1.年度全球LNG贸易回顾。2020年，全球LNG出口量为3.56亿吨。其中，卡塔尔和澳大利亚作为传统的LNG出口大国，出口量占全球前两位且差距不大，合计占总出口量的43.4%。美国、俄罗斯液化产能近年来快速增长，作为新兴的LNG出口国，分别以12.6%、8.3%的全球LNG出口份额排在第三和第四位。随后是马拉西亚、尼日利亚、印度尼西亚等国。

从贸易市场来看，亚太地区LNG进口量2.54亿吨，占全球进口量的71.4%。其中，日本、中国和韩国的LNG进口量位居前三名，占亚太地区72.3%，此外印度近年来需求增长较快。亚太地区的LNG进口量源自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、美国等，分别占亚太地区LNG进口量的30.5%、20.6%、9.4%、7.6%。欧洲地区LNG进口量为0.82亿吨，占全球进口量的22.9%。欧洲地区的LNG进口主要从卡塔尔、美国和俄罗斯等，分别占欧洲地区LNG进口量的26.8%、22.7%和15.4%。美洲地区LNG进口量较小，仅占全球进口量的3.7%，拉丁美洲国家主要从美国和特立尼达和多巴哥进口LNG。

2.市场供给和需求预测。过去30年，全球天然气的消费量呈现逐年增长的态势。年需求量从1990年69tcf增至2019年139tcf，翻了一倍，年增长率2.4%。当前全球LNG贸易量占天然气市场需求量的12%，未来占比将继续升高。IHS对全球LNG市场的供需进行了两种情景的预测。

一是乐观预测方案：中国和印度等新兴买家对LNG的需求保持强劲增长，需要大量的基础设施投资和国内配套价格改革。预计2050年全球LNG需求量达到8.0亿吨，年增长率2.7%，LNG占天然气消费量的比例增长到22%。亚太地区LNG需求量占比提高至72.5%，欧洲地区LNG需求量占比降低至11.3%。到2050年全球LNG生产能力达到9.7亿吨。未来LNG生产区集中在大西洋—地中海、太平洋和中东地区，太平洋地区LNG总量增长最快，占比从2020年的46%增至2050年的50%。

二是保守预测方案：新冠肺炎疫情的冲击造成全球天然气需求量明显下降，上游投资和LNG项目最终投资决策普遍推迟。中国由于国内页岩气供应增加，对LNG进口量增长放缓。煤炭和可再生能源的竞争也限制了用气需求，未来10年全球LNG处于持续过剩状态，增量LNG项目主要为个别地区低成本项目。预计2050年全球LNG需求量达到5.95亿吨，年增长率1.7%，LNG占天然气消费量的比例增长到17%。亚太和欧洲地区LNG需求量占比分别降低至68.8%和17.2%。到2050年全球LNG生产能力达到年7.4亿吨。大西洋—地中海地区LNG总量增长最快，占比从2020年的28%增至2050年的30%。

第三方能源咨询机构预测结果是动态变化的，数据之间有差异，但机构预测的基础是相同的。毫无疑问从中长期来看，疫情带来的LNG价格低迷进一步推迟了新增项目的投资，未来LNG贸易量的增速主要取决于亚洲新兴国家增量市场的变化情况，以及与管道气和替代能源的价格竞争。

二、LNG产业链各环节成本研究

LNG项目的供应成本主要由天然气开采费用、净化液化费用、运输费用以及接收再汽化等费用构成。LNG产业链分为上、中、下游。根据资源状况、市场的差异，各项费用占比变化范围很大。

1.产业链上游。上游主要包括勘探、开发、净化、分离、液化等环节。天然气从气田开采完成后，需要把原料气输送到LNG工厂液化成LNG产品，包括脱除杂质、去除NGL和用制冷剂将原料气冷凝成液态产品。上游的天然气开发商通常对此类项目要求最低8%-10%的投资回报率。在特定国家/项目的财政条款下，搭建经济评价模型，按照项目建产后的生命周期对每年的现金流进行预测，通过预期收入减去资本性支出以及操作成本、管理费用等经营性支出，扣减资源国要求的相应税费或利润分成。按照最低回报率能反算出LNG开发项目的盈亏平衡成本，也就是产品实现市场价值的底线价格。在天然气开采和液化所有权分开的项目中，两部分盈亏平衡价格要分开测算。

2.产业链中游。中游包括LNG的储存和运输，接收站和供气主干管网的建设等环节。LNG的运输费用主要包括LNG运输船的折旧费用、燃料费用，以及人员和管理费用。在接收站，LNG产品通过码头从运输船上卸下、储存，然后再气化后变成普通管道气输送给发电厂或作为燃料气输送到最终用户，主要涉及接收站和管道设施的折旧成本、再气化的能耗费用，以及人员和管理费用。

3.产业链下游。下游面对终端市场用户，包括电站、燃气公司、工业园区和分布式能源站，还有加气站用户、作为化工原料的用户，以及进一步向下延伸的LNG相关的所有产业。离岸后的下游各环节成本相对稳定，主要根据下游消费市场的需求，与LNG项目公司的利润要求、各国对LNG项目扶持的优惠政策和税费减免力度相关。

三、全球主要LNG项目成本分析

国际市场的LNG价格，不论是现货价、期货价或长期合同价，通常是指离岸价格（FOB）。FOB价格与国际原油价格一样，受地缘政治、经贸关系和气候等因素影响。FOB价格加上船运费为到岸价格（DES）。到岸价格加上再气化费用为再气化后的交货价格。上游开发成本与资源条件、开发运营成本、财税制度和开发商的利润要求相关，净化和液化费用与处理技术发展相关，运输费用与造船费用的高低、运输距离的远近相关。随着液化技术和船运技术的不断进步，LNG生产成本、运输成本和再气化成本大幅降低，推动全球LNG业务快速发展。其中，天然气的净化和液化费用已经降低了35%-50%。

LNG的单位运输费用降低了40%。

通过对全球有代表性的主要LNG项目生产成本进行统计，发现全球LNG项目的成本差异较大。全球LNG厂建设成本一般为600-1100美元/吨。中东地区LNG厂建设成本较低，约为500-800美元/吨，其中卡塔尔成本最低。但特殊项目的LNG厂建设成本能高达1500-2400美元/吨，比如挪威、澳大利亚、美国等国的项目，现在FOB价格超过10美元/百万英热单位，经济效益明显较差。

全球LNG项目的上游单位成本一般在2-7美元/百万英热单位。中东地区较低，为1.96-4.18美元/百万英热单位，其中卡塔尔成本最低，为1.96-2.2美元/百万英热单位。挪威、澳大利亚的个别项目单位成本达到了10-14美元/百万英热单位。中东地区LNG项目的单位上游成本非常低，小于0.5美元/百万英热单位，美国、澳大利亚、莫桑比克的上游成本较高，达到3-5美元/百万英热单位。全球LNG单位液化成本一般在2-4美元/百万英热单位，除澳大利亚、挪威的特殊项目达到6-9美元/百万英热单位，其他项目液化成本相差不大。此外，美国、加拿大的个别项目上游含管道运输成本，导致其FOB价格较高。

四、典型LNG项目经济性分析

LNG项目出口经济性是指通过LNG出口所实现的利润应不低于直接将天然气在国内销售所取得的利润，否则生产上将失去维持长期出口的动力。从进口LNG的国际和地区选择来看，从某地进口LNG的价格应不高于从世界其他资源地进口天然气的价格。经济性取决于终端市场的LNG进口需求量、产业链各环节的成本加成和终端消费者的价格承受力，而LNG的出口价格和气源供应的稳定性也会反过来影响终端市场的进口需求量。

对按照盈亏平衡成本测算的到岸价格与目标市场的销售价格进行比较，综合考察资源端的成本加成水平、边际价格要求，以及销售端的价格承受能力，对全球LNG项目的市场选择造成的影响。出口经济性分析和市场优选流程如下：

1）计算某LNG出口项目经济性指数：

2）若<1，则该项目经济性可行。 

3）在经济性可行的基础上，将该项目N个终端市场的经济性指数互相比较，中数值最小的市场为经济性最佳的选择。 

需要说明的是，在操作层面上，LNG项目出口的终端市场选择除了受经济性影响外，进口地区的需求增长潜力、替代项目和替代燃料的竞争力，以及地缘政治和商务等因素，都会影响全球LNG项目的贸易流向。

在Brent长期油价为70美元/桶假设下，选取俄罗斯YamalLNG T1-3和澳大利亚GorgonLNGT1-3作为典型项目进行经济性分析。 

如表3所示，俄罗斯Yamal LNGT1-3项目上游盈亏平衡价（IRR=8%）为0.32美元/百万英热单位，液化厂盈亏平衡价（IRR=8%）为4.01美元/百万英热单位。上游加液化厂的盈亏平衡价格加和得到FOB成本4.33美元/百万英热单位。船运费费用较高，因终端港口不同，为0.65（英国）-1.90（中国）美元/百万英热单位。FOB成本加上船运费为到岸成本4.98-6.23美元/百万英热单位。终端市场销售价格为7.84-9.70美元/百万英热单位。用到岸成本除以终端市场销售价格，得到该项目的出口项目经济性指数0.57-0.76。因为Ei大于1，因此四个销售市场出口经济性可行，其中用经济性指数判断的最佳市场为英国。销售价格减去到岸成本，能获得利润。根据实际销售市场份额计算的加权平均价格计算的利润为3.16美元/百万英热单位。

如表4所示，澳大利亚Gorgon LNGT1-3项目上游盈亏平衡价（IRR=8%）为2.65美元/百万英热单位，液化厂盈亏平衡价（IRR=8%）为9.66美元/百万英热单位。上游加液化厂的盈亏平衡价格加和得到FOB成本12.32美元/百万英热单位。终端市场都在亚太地区，除印度外三国距离不远，船运费费用相差不大，为0.59-0.68美元/百万英热单位。FOB成本加上船运费为到岸成本12.91-13.00美元/百万英热单位。终端市场销售价格为9.87-11.67美元/百万英热单位。经济性指数都大于1，所有销售市场出口经济性均不可行。目前项目处于亏损运营状态，销售价格减去到岸成本，能计算出净亏损。根据实际销售市场份额计算的平均损失为1.49美元/百万英热单位。

五、结论 

全球能源清洁化、低碳化发展成为大趋势，LNG将在国际能源舞台上发挥越来越重要的作用。全球几大主要天然气供应国纷纷抓住行业发展机遇，正在全力竞逐全球LNG供应的主导地位。在油价暴跌、全球经济下行压力加大、新冠肺炎疫情等不可抗力影响的背景下，全球LNG市场短期内面临阶段性供应过剩的局面。未来油价能否回升、亚洲新兴国家增量市场的需求增长情况，将决定全球新增LNG项目产能建设规模，推动LNG市场在中长期达到动态平衡。未来美国和俄罗斯等新兴生产国LNG出口潜力可观，将赶超澳大利亚等传统的天然气生产国的市场份额。

通过分析LNG全产业链成本，构建LNG出口项目经济性指数，认为目前卡塔尔因其LNG项目非常低的建设费用和液化成本、与终端市场适中的距离，是全球LNG出口市场上最经济开发并能获取高收益的国家。澳大利亚等国很多大型LNG项目推迟投资，经济性不达标是主要原因之一。

LNG贸易价格机制仍有待完善，全球LNG贸易的灵活性和需求弹性将不断增加。LNG出口项目要保持竞争力，不仅要依靠新技术、新工艺、新理念降低项目投资和运营成本，还要充分研究市场供需、长约定价模式，以及项目的收益和风险。重点资源国LNG项目出口潜力、经济性变化、面临的挑战值得后续跟踪调研和讨论。