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LNG“牛市”何时休?

头条 2018年01月06日

进入采暖季以来,国内LNG价格一路飙涨引发各方关注。数据显示,截至12月19日,全国LNG工厂和接收站批发均价分别为7515元/吨和5559元/吨,环比10月同期涨幅分别达到90%和40%。尽管12月初发改委一度组织LNG相关单位召开提醒告诫会以试图规范价格,但LNG价格在短暂回调之后仍再度驶入上升快车道。随着各地冬季采暖逐步深入,LNG涨势何以为继,LNG从业者又该如何应对?

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LNG工厂负荷仅三成

11月以来,一场持续发酵的“气荒”自北向南、由东向西迅速蔓延。先是河北、山西、山东、北京等地区纷纷拉响气短警报,甚至连作为“大气盆”的新、青、川、陕、蒙等地也大呼“气短”。紧随其后是川气东送全线告急,限气潮波及湖北、湖南、四川、重庆、云南等地区。为应对来势汹汹的气荒,各地政府纷纷出台一系列“保民限工”政策,作为非居民用气大户的LNG工厂首当其冲,天然气“僧多粥少”,LNG工厂大多处于“吃不饱”状态。随着安塞华油、湖北黄冈等工厂停工,LNG工厂开工率降至近年新低。据不完全统计,截止2017年12月19日,国内LNG工厂总产能9838万方/天,而平均开工率不足4成,较之10月中旬,即采暖季来临之前下降十五个百分点,同比则下滑了10%左右。

煤改气消费陡增

此次全国大范围气荒主要原因是“煤改气”带来的天然气消费量陡增与应对不及的天然气供应之间的矛盾。今年是《大气污染防治行动计划》的大限之年,各地政府纷纷加大煤改气的实施力度,很多地方超额完成了煤改气的目标数量。以河北省为例,全年改造气代煤用户超出180万户,市场缺口超过20亿方。而中石油系统预估今冬其供应北方资源缺口就达48亿立方米。粗略计算,今冬农村居民气代煤、工业煤改气在用气缺口中占比分别达到50%和30%左右,电厂新增代煤气量占比为20%。

从供应来看,尽管上游气源商采取满负荷生产、扩大进口LNG以及实现资源调换等来加大天然气供给,但国内管道尚未实现互联互通、储气库建设滞后等因素制约了我国天然气的调配及保障能力,加之上游单位对冬季突增的用气量估计不足,短时间内难以实现供需双方的快速对接。此外,中亚天然气管道临时减量导致陕京四线负荷下降,天津LNG接收站无法如期投产等因素也较大的削弱了今冬天然气的保供能力。保供形势严峻促使LNG大量支援管网,LNG消费量飙升。据统计,2017年,京津冀鲁地区LNG消费量有望增长至405万吨,同比增幅10%,消费增长驱动力主要来自于区内工业煤改气及油改气。

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LNG工厂成本看涨

LNG工厂还需承受来自成本上涨的压力。自今年9月1日起,为推动天然气价格市化,“三桶油”与上海石油天然气交易中心陆续在东北、南部、西部和内蒙等地区开展天然气竞价交易。由于临近取暖季节,下游LNG工厂竞拍积极,使得竞拍成交被不断刷新。如西北宁陕等地LNG工厂气源成本由此前的1.34元/立方米迅速上涨至1.88元/立方米,由于单体产量低,LNG工厂市场平均成本也被拉高;沿海LNG接收站槽批价格也跟随高歌猛进,同期涨幅超过30%。鉴于国内天然气基础设施建设周期较长,短期内难以有效利用,故冬季“气荒”或成常态化,竞价用气亦有望成为获取气源的常态化手段,国际进口LNG价格也将水涨船高,意味着未来高价将与冬季的天然气伴随,LNG用气成本也将居高不下。

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LNG暴涨背后的人为因素

LNG疯涨除了供不应求的基本面因素,还有人为因素。一方面,由于2015-2016年国内LNG消费增速相对缓慢,国内企业购买进口LNG积极性不高,签署长贸协议时对2017年消费增量估计不足,只能通过加大LNG现货采购来应急。目前来看,LNG现货进口到货价折合人民币成本不足4000元/吨。利润丰厚下部分LNG供应商不排除随行就市,人为惜售及哄抬价格,致使LNG高价被持续传导至下游。另一方面,长期以来,LNG行业缺少统一的价格标杆及行业自律组织,缺乏主管层面对产业链及市场价格运行的有效监管,长远来看不利于行业的健康发展。这种缺失带来的不利影响在此次气荒中暴露的淋漓尽致,甚至在一定程度助长了LNG价格的无序上涨。

终端用户苦不堪言

有价无市的LNG市场“一气难求”,且高成本转嫁给了下游用户,大批小型工业用户难以承受,甚至被迫关停。对LNG而言,限气最直接影响到工业企业及LNG加气站。工业企业尤以陶瓷和玻璃企业为甚。据了解,工业用户分布较为集中的山东、河北等地小型用户开工负荷下降至三成左右,停工面积也迅速扩大至90%以上。加气站用户方面,随着LNG价格上涨,LNG较之汽柴油经济性丧失,例如河北某地汽油零售价6.7元/L,换算为等热值LNG零售价在4.2元/KG,该价格仅是当前LNG主流零售价的一半。高昂的用气成本对今年的LNG重卡业务造成巨大冲击,无法消化高价气的LNG重卡甚至改回柴油或停业。

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LNG“南气北上”

持续限气加重市场供不应求,用气量大的北方地区与进口资源相对充足的南方地区差价逐渐拉大,南北倒挂局面产生,套利开启后南气北上之路打开。当前南方进口LNG主要辐射至河南、安徽和山东等地。数据显示,截止12月19日,以华南海气为例,LNG送到河南部分地区到货价与当地北气差价可达800-1000元/吨,促使当地贸易商争相寻觅华南海气资源。由于一气难求,保供成了LNG中间商当务之急,多数无暇顾及煤改气带来的巨大“商机”,新业务也处于停滞状态。

LNG价格何时封顶?

LNG价格走向归根结底取决于市场供需关系何时趋于平衡。在当前大规模的煤改气快速推进的形势下,运用价格机制实现市场供需平衡恐难以凑效。只有多措并举、多方携手方可在短期内化解天然气供需矛盾。短期内需集中力量增加市场供应量。譬如“三桶油”系统的内部资源调换、加快新建成接收站及管道的投产运营,加大进口LNG现货采购的同时扩大新的天然气来源渠道。

同时充分利用民间力量参与保供,加速放宽LNG接收站及管网第三方准入,积极推动有条件的燃气企业增加LNG罐式集装箱进口采购。在“煤改气”尚未完工的地方沿用燃煤或电能利用。配套尽快建立天然气供应商及运营商的信息披露制度,实现供需双方资源有效对接,提供政策决策依据。中期来看,则可在天然气生产开发、天然气管网互联互通,以及深化天然气价格改革机制等方面加快节奏。

可以预见在未来的几个月内,为缓解供需矛盾,进口LNG到货量将持续激增。海关数据显示,今年前10个月LNG进口激增49%至2910万吨,同比增速提高26个百分点。初步估计11-12月进口LNG平均进口量有望创下400万吨的历史新高。“南气北上”资源增多也填补了北方的供需缺口。随着气温的逐渐下降,各地天然气消费进入高峰期,居民采暖用气量也将攀升至峰值。在一系列保供政策作用下居民用气紧张局将得以缓解。非居民用气则因不堪重负停运增多,短期内削减了一定量的用气需求。

供需关系缓和意味着LNG价格面临冲高回落,得以逐步回归理性,预计采暖季结束前依旧高于6000元/吨水平运行。

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LNG供需格局走向?

预计2017年我国天然气消费量将增至2450亿方,增幅约18%。天然气在我国一次能源消费中的占比将达到7%,同比提升0.6个百分点。LNG全年消费量则有望突破270亿方,同比增幅为57%。其中工业用气贡献最大,在LNG消费结构中占比提升4%至52%。LNG城镇用气及交通用气占比预计分别为7%和41%。2018年随着煤改气继续推进,工业用气仍将保持较快增速,交通用气因经济性不足遭遇逆替代,消费增速有所减缓。

据统计,2018年全国预计新增LNG接收站产能在1070万吨/年,包括新疆广汇120万吨/年LNG接收站二期工程以及中石化300万吨/年天津LNG接收站工程等。从今冬“气荒”中尝到“甜头”的LNG加工装置也将加速上马,预计2018年LNG工厂新增产能1200万方/天,增幅为12%。

后“气荒”时代,更深层次的天然气改革拉开帷幕。按照“管住中间、放开两头”的天然气体制改革思路,上游和下游市场将加速开放,中间环节适当解除管制,市场竞争主体增加,政府监管职能转变以及相关竞争规则也将逐步形成。这将有助于构建健康有序的LNG行业发展环境,加速行业洗牌,促进LNG产业结构优化,提高整个LNG价值链水平。


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