路透社：中国转售了19船，总计131万吨液化天然气，分别卖给了韩国、日本、泰国、菲律宾等国，溢价超过现货市场的85%。
 
首先要明确的是，转售的前提是充足的资源储备。中国作为全球最大的LNG进口国，2024年进口量达到7864万吨，庞大的进口规模中，相当一部分来自长期购销协议。
 
这些协议大多与油价挂钩，2024年上半年国际LNG现货价格处于低位，普氏日韩指标（JKM）均价仅11.91美元/百万英热单位，较上年回落13.5%，这让国内企业得以在低价区间锁定大量资源。
 
同时，国内LNG接收站的公平开放政策提供了操作空间，根据2022年发改委出台的定价机制，接收站的液态装车、船舶转运等衍生服务价格可通过市场化方式确定，为转售业务扫清了政策障碍。
 
溢价85%的核心驱动力是区域供需的结构性缺口。韩国、日本作为传统LNG进口大国，虽整体需求增长有限，但短期补库需求依然旺盛。
 
2024年下半年，北半球异常低温天气叠加冬季补库需求，推动LNG价格大幅反弹，JKM指数在年底涨至15美元/百万英热单位以上。
 
而泰国、菲律宾等东南亚国家正处于能源转型关键期，天然气发电项目快速推进，使得LNG需求持续激增，这些国家的长期协议覆盖率较低，约2/3的现货交易依赖JKM指数定价，面对突发需求只能接受溢价采购。
 
相比之下，中国到这些国家的运输距离较短，中小型LNG运输船的单位运输成本更低，进一步放大了转售的利润空间。
 
全球LNG市场的供应端约束也为这一操作提供了支撑。
 
2024年全球LNG新增产能仅650万吨，美国部分大型液化项目投产延迟，埃及、澳大利亚等国的项目因原料短缺减产，导致全球出口量仅微增2.4%至4.11亿吨。
 
而需求端却呈现冰火两重天，欧洲市场因库存高企、可再生能源占比提升，进口量降至2021年以来最低，而亚洲市场进口量同比激增1248万吨，这种区域需求分化使得跨区套利成为可能。
 
中国恰好处于这一贸易格局的枢纽位置，既拥有充足的库存缓冲，又具备连接供需两端的物流条件，自然成为区域资源调配的重要节点。
 
这种转售行为并非短期投机，而是能源贸易模式的进化。
 
国内企业近年来持续扩大中长期协议签约规模，2023年新签协议合计1070万吨/年，预计2030年履约量将达2747万吨，占比提升至27%。
 
大量长期协议带来的稳定供应，让企业有底气在市场波动中进行灵活调剂。
 
同时，浮式再气化装置的普及降低了新兴市场的接收门槛，泰国、菲律宾等国通过这类灵活设施快速提升进口能力，也为中国的转售业务创造了更多需求场景。
 
从全球视角看，这一现象折射出LNG市场的深层变革。
 
随着墨西哥、刚果（布）等新兴出口国加入，市场供应格局逐渐多元化，但需求增长仍高度集中在亚洲地区。
 
2024年亚洲进口量占全球总量的93.2%，而东南亚、南亚的需求增速远超东北亚，这种需求重心的转移正在重塑贸易流向。
 
中国的转售操作本质上是对这种格局变化的适应，通过市场化手段优化资源配置，既盘活了自身库存，又缓解了周边国家的供应压力，形成了多方共赢的局面。
 
值得注意的是，这种模式的可持续性依赖于市场的动态平衡。
 
2025年全球将迎来5800万吨/年的新增液化产能，2026至2028年累计增长预计达1.7亿吨，产能集中释放可能引发价格下行压力。
 
但短期内，地缘政治风险、极端天气等因素仍将导致市场波动，区域供需缺口仍会存在。
 
中国企业的转售实践，不仅验证了长期协议与现货市场结合的操作空间，也为全球能源贸易的灵活性提供了新范本，这种在保障自身能源安全基础上的市场化调剂，未来或将成为常态。