受新冠肺炎疫情和冷冬影响，2020年世界LNG现货价格呈现跳跃式波动。随着多国以及各大国际石油公司（IOC）和国家石油公司（NOC）相继发布“净零”和“碳中和”计划，预期2021年及未来亚太地区天然气产业发展或将面临一些不确定性。IHS Markit公司在新近发布的一份报告中，从10个方面对亚太天然气市场面临的主要问题进行了分析。

01现货价格波动是否会减缓地区LNG进口的增长？

过去一年，亚洲LNG现货价格呈现跳跃性波动，由夏季的2美元/百万英热单位回弹至冬季的40美元/百万英热单位。供需、物流和现货市场的流动性不足都是导致价格剧烈波动的原因。受此影响，中国冬季减少了现货采购，并限制了国内供应；而印度和巴基斯坦则因负担不起高昂的价格开始警惕现货进口。长期影响下，进口商为保证供应或将探寻发展其他替代能源。

但LNG仍是满足清洁燃料需求增长的关键。许多买家采取了以夏季低价现货LNG平衡冬季高价、加速投资上游等方式应对价格波动。尽管现货价格波动带来一定不确定性，但总体不会逆转地区LNG进口增长的大趋势。

02其他供应源是否会影响地区的LNG进口需求？

日韩对进口LNG的依赖程度接近100%，而中国和印度等则有国产、管道和LNG进口等多种来源。由此，中印供给侧竞争将越来越激烈。

中国高度重视国产气，但伴随气田接近产量极限，预计未来增产能力有限。由于出口政策、价格和上游供应瓶颈等多重问题并发，中亚管道气也面临断供问题。另一方面，2021年西伯利亚管输气的增加或给京津冀地区的LNG进口带来下行压力。

2020年，印度天然气产量下降11%，反之需求一路飚升。2021年，随着Krishna-Godavari深水气田投产，国内天然气产量的下降趋势可能会短期逆转，但新产量增长速度的不确定性依然存在。

03亚太LNG定价中心能否被接受？

作为亚洲现货LNG价格指数，JKM（Japan Korea Marker）影响力与日俱增，但2021年初JKM的创纪录高价引发担忧。尽管极端的价格可能是冬季紧张供需环境的真实反映，但涉及的市场参与者相对较少，也使JKM对价格波动的敏感性受到质疑。

除了JKM之外，中国和印度等市场也正在形成新的定价中心。中国管道天然气定价中心已经在上海、重庆和深圳建立。但缺乏第三方准入和国有石油公司占主导地位等问题也给中国LNG市场化交易带来了一定的阻力。2020年印度天然气交易所（IGX）建立，允许买卖双方在实体交易中心开展LNG现货和未来合同交易，但交易量仅为30万吨。

04“碳中和”LNG是时尚还是趋势？

世界上最大的三个LNG买家——日本、中国和韩国的“净零”目标或有助于推动买家对“碳中和”LNG的需求，但仍存在成本压力和缺少标准等问题。

全球范围的气候变化行动或促使油气公司推动“碳中和”LNG标准的建立。BP、壳牌和道达尔等IOC对供应侧的影响，以及JERA、东京燃气和马来西亚国家石油公司对需求侧的影响都将推进“碳中和”LNG标准的制定。

05对于新的LNG合同，亚洲买家更喜欢哪种定价机制？

2020年上半年原油价格下跌，与石油挂钩的LNG合同到岸价格下降，反之现货价格极具竞争力，导致一些买家将部分LNG合同纳入JKM体系。但2021年原油价格已渐回升，2020/2021年冬季LNG现货价格的高腾，也将引发人们对亚洲现货LNG指数化在这个相对稀薄和流动性不足的市场中的适用性的质疑。

目前买家应对波动风险的方式主要体现在：利用原油市场的流动性对冲波动风险，选择具有S曲线的石油联动价格，美国Henry Hub LNG，以及有固定价格、天花板价格等混合机制合同等几个方面。

06与2020年相比，2021年将有更多的燃气发电实现FID吗？

过去几年，气电的增长一直是推动亚洲天然气需求的一个关键因素。2020年受疫情影响达成FID的气电容量有所下降。中国仅批准了540万千瓦的燃气项目，南亚推迟了许多原本计划于2020年和2021年实施的燃气发电项目。尽管各国新政都相对支持天然气发电替代煤电，但未来可再生能源的发展也可能阻碍潜在的天然气投资。

07东南亚会有更多长期的PPAs来支撑天然气工业发展吗？

在许多市场，长期电力购买协议（PPAs）正在被短期合同和商业市场机制所取代。然而，在东南亚，PPAs的付款确定性则有助于降低电力供应商和燃料供应商的贷款压力，并吸引投资者进入。

过去十年，菲律宾、越南和缅甸的能源需求分别增长了5%、11%和15%。随着煤炭投资减少，燃气发电厂的发展变得至关重要。如果没有PPAs作为保障，加之缺少政府的资金担保，东南亚煤改气或将面临更多不确定性。

08中游改革进程将如何提高天然气需求?

目前，亚洲的多国政府正在寻求市场开放——特别是通过中游改革提高效率，增加竞争，并通过降低最终用户消费价格来提高天然气需求水平。

中国处于中游改革的高级阶段。2020年中国石油天然气管网公司成立，短期内将集中精力维持中游业务的正常运行。预计未来终端使用费可能会标准化，并有一定的下降空间。

其他多数亚洲市场的中游改革仍处于初级阶段。印度政府采取成立交易所、降低管道关税等方式促进天然气需求增长；巴基斯坦也向私营企业开启了第三方准入渠道；泰国和马来西亚相继出台了第三方准入法规，并颁发了多项LNG进口和下游天然气分销零售许可证，以鼓励新参与者进入市场。

09政策制定者将采取什么计划来实现“碳中和”承诺？

2020年9-10月，中日韩三国政府先后宣布了“碳中和”目标。亚太地区的其他市场，也或将被迫做出相应政策调整。“碳中和”政策途经可能会根据各国资源的可获得性、负担能力水平和技术发展水平有所不同。预计2021年，各国将发表相关政策，阐明政府计划如何定位其市场，以实现净零目标。

10新的上游开发项目会改变澳大利亚的再气化终端计划吗?

预计澳大利亚东南部最早可能在2022年面临季节性供应短缺，但在可再生资源发电发展的影响下可能会将短缺推迟到2030年。由于北向南主要管道的限制，澳东南部的天然气供应出现了不确定性。澳北部陆上勘探可能成为东澳新的供应源。

目前，澳大利亚已计划建设5个LNG再气化终端，计划于2021-2022年实现FID。相比管道，LNG再气化终端是更低成本的替代方案。