高振宇 高 鵬 劉 倩 周 穎 李天楊 孫士昌

（1. 中國石油大學（北京）機械與儲運工程學院，北京 102249；2. 中國石油規(guī)劃總院，北京 100083；3. 中石油管道有限責任公司，北京 100029）

0 引言

當前，我國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)都進入了快速發(fā)展階段［1］。自2006 年廣東大鵬LNG 接收站建成，至2017 年我國天然氣進口呈現(xiàn)“海陸并舉”的格局，同時我國LNG 進口量超過韓國成為全球第二大LNG 進口國，再到2018 年我國成為全球第一大LNG進口國，我國LNG 產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)實現(xiàn)了快速發(fā)展。為明確我國LNG 產(chǎn)業(yè)發(fā)展狀況，通過分析當前我國LNG 產(chǎn)業(yè)產(chǎn)供儲銷多個環(huán)節(jié)的發(fā)展現(xiàn)狀與問題，希望為中國LNG 產(chǎn)業(yè)和未來天然氣市場發(fā)展培育提出有價值的建議。

1 中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

隨著國內經(jīng)濟平穩(wěn)增長、產(chǎn)業(yè)結構穩(wěn)步調整、“煤改氣”和北方地區(qū)清潔取暖政策有序推進等因素影響，國內天然氣消費量持續(xù)高速增長。2006年至今我國天然氣消費量年均增長14.3%。其中，“十三五”期間年均增長率達18.1%，明顯高于“十二五”期間的10.0%，天然氣消費市場正呈加速擴大趨勢。2018年我國天然氣消費量達2 803×108m3，是2006 年的561×108m3的近5 倍（如圖1）。根據(jù)相關機構預測，在基準情形下，我國天然氣消費量將于2035 年和2050 年分別達到6 100 × 108m3和6 800 × 108m3［2］，天然氣在一次能源消費中將分別達到15%和17%。據(jù)此來看，我國天然氣消費市場還有較大增長潛力。

圖1 2006-2018年我國天然氣消費量變化情況圖

在天然氣消費市場需求旺盛的背景下，我國天然氣供應和國產(chǎn)氣供應分別呈現(xiàn)“國產(chǎn)氣為主，進口氣為輔”、“常規(guī)氣為主，非常規(guī)氣為輔”的態(tài)勢。主要表現(xiàn)為：①國產(chǎn)氣供應呈現(xiàn)“三大四中”的勘探開發(fā)格局，“三大”氣區(qū)為鄂爾多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地，“四中”氣區(qū)為海域、柴達木、松遼和渤海灣地區(qū)［3］，其中，2018 年三個主要產(chǎn)氣區(qū)合計產(chǎn)氣量占當年全國產(chǎn)量的75%以上；②進口氣方面呈現(xiàn)“海陸并舉”的態(tài)勢，進口管道氣資源主要來自于中亞地區(qū)，進口LNG 資源主要來自于澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞等國。

此外，截至2018年底，我國已建成天然氣長輸管道約7.9 × 104km［4］，管道建設呈現(xiàn)了“橫跨東西、縱貫南北、覆蓋全國、連通海外”特征［5-6］，長輸管道及油田周邊管網(wǎng)年輸送能力超過3 500×108m3［1］。

2 中國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展分析

2.1 中國天然氣進口量持續(xù)高速增長，LNG 進口量及增速明顯高于管道氣

在近年天然氣消費量高速增長的背景下，管道建設周期長、供應輻射范圍有限、輸氣量無法快速增加等缺點逐漸顯現(xiàn)，再加上國產(chǎn)氣增儲上產(chǎn)尚需時日，LNG 資源有望成為補充需求缺口和能源消費“轉型升級”的重要抓手。截至2018年底，我國累計進口天然氣5 582×108m3。其中，進口管道氣2 527×108m3，占累計進口量的45.3%；進口LNG 3 055×108m3，占累計進口量的54.7%，略高于管道氣進口總量，且管道氣進口總量與LNG 進口總量差距呈加大趨勢。

據(jù)相關部門統(tǒng)計，2018年我國進口管道氣3 663× 104t（509 × 108m3），同比上漲29.1%；進口LNG 5 378 × 104t（731 × 108m3），同比上漲39.0%（如圖2）。增長率方面，2006-2018年我國天然氣進口量年均增長49.4%。其中，管道氣2010-2018 年年均增速為39.4%，近3年年均增速為18.9%；LNG 2006-2018年年均增速為43.0%，近3 年年均增速為42.7%，遠高于進口管道氣和國內自產(chǎn)氣增速。

圖2 2006-2018年我國天然氣進口量變化情況圖

2.2 LNG 進口以澳大利亞等3 國為主，美國增長勢頭受中美貿易戰(zhàn)影響較大

據(jù)國際氣體聯(lián)盟（IGU）《全球LNG報告》及相關文獻統(tǒng)計［7-11］，2011-2018年我國LNG進口來源國家每年均在11個以上。其中，2016年中國LNG進口來源國為13 個，LNG 主要氣源國家為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、巴布亞新幾內亞5 國。2017 年，中國開始從阿爾及利亞、安哥拉和赤道幾內亞進口LNG，當年進口量分別為6 × 104t、28 ×104t 和14 × 104t；2018 年中國開始從喀麥隆進口LNG，當年進口量為17×104t，LNG進口來源國家上升到19 個。2016-2018 年，來自這5 國（澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、巴布亞新幾內亞）的LNG 進口量合計占當年我國LNG 進口總量的84%以上（圖3），其中澳大利亞占比超過45%，LNG進口來源相對集中。

圖3 2016-2018年我國LNG主要進口國家圖

自美國頁巖氣革命后，特朗普政府大搞“美國優(yōu)先”“美國先行”政策，謀求全球“能源統(tǒng)治”地位。在“美國優(yōu)先”和中美貿易摩擦的大背景下，近年不斷增長的美國LNG 進口量也基本擱置停頓。2018 年，除中國石油與切尼爾公司的LNG 長貿協(xié)議外，其他能源項目基本沒有實質性進展。當年，中國僅從美國進口LNG 226 × 104t（約30.3 × 108m3），僅占當年我國LNG 進口量的4.1%，略高于2017 年150×104t的進口量和3.8%的進口占比，增長勢頭不及預期［12］。

2.3 “亞洲溢價”空間明顯減小，但LNG到岸價明顯高于我國現(xiàn)行門站價

長期以來，亞洲地區(qū)LNG 進口價格都存在高于歐美地區(qū)3～7美元／MBtu的溢價空間［13］。近年隨著LNG 合同中市場目的地供應限制的取消、全球天然氣市場一致性增強、市場流動程度及定價透明度的增加等，“亞洲溢價”空間明顯呈減小態(tài)勢。如2012-2014 年亞洲LNG 到岸價約為16 美元／MBtu，歐洲LNG 到岸價約為10 美元／MBtu，價差達6 美元／MBtu；2015-2017年亞洲LNG到岸價為6～11美元／MBtu，歐洲LNG 到岸價為4～10 美元／MBtu，價差減小到3美元／MBtu。

但是，與亞洲地區(qū)大多數(shù)國家一樣，當前我國還沒有成熟的LNG 交易市場，進口LNG 長貿合同基本采用與日本原油清關價格（JCC）掛鉤聯(lián)動的定價方式，該定價方式的明顯缺點是滯后于國際油價3-6個月，無法及時反映LNG市場供需情況［14-15］。

據(jù)海關總署統(tǒng)計，2018 年我國進口LNG 5 378×104t（731×108m3），LNG 平均進口價格約為2.428 元／m3。對比國家發(fā)改委最新頒布的《關于理順居民用氣門站價格的通知》（發(fā)改價格規(guī)［2019］562 號），按照門站價格最高上浮20%的情景測算，我國僅有上海、廣東、浙江3省可能實現(xiàn)進口LNG銷售盈利。但是，2006-2017 年上述3 省天然氣消費量最多僅占當年全國天然氣消費量的17%，并且這3省都位于天然氣長輸管道建設終端，市場開發(fā)情況良好，無法實現(xiàn)進口LNG 資源的大面積銷售。以此來看，進口LNG 資源在我國以“氣態(tài)”形式銷售基本無法實現(xiàn)盈利。

2.4 LNG 接收站接卸能力不足，天然氣液化工廠開工率較低

2018 年，我國新建成中國石化天津濱海、新奧舟山和中國海油深圳迭福3座LNG接收站，接收能力分別為300×104t／a、300×104t／a、400×104／a。截至2018年底，我國共建成LNG接收站20座，主要分布在環(huán)渤海、江浙滬和華南地區(qū)，地區(qū)分布相對集中。截至2018 年底，中國LNG 接收站年接收總量超過6 640×104t［16］。我國LNG接收站運營方式較為豐富。目前來看，早期建設的LNG 接收站運營模式以接收站建設者自用為主，較少實現(xiàn)向第三方開放；近年建設的中國石油江蘇、中國海油浙江等LNG 接收站的運營模式以第三方使用為主，LNG 接收站建設主體只負責氣源采購及下游銷售市場開拓。

2018 年，我國新建天然氣液化工廠產(chǎn)能約90×104t，年底國內天然氣液化工廠總產(chǎn)能達到約2 600×104t／a，年增長率約3.6%，略低于近5年全球天然氣液化工廠5.5%的復合增長率。并且由于受到天然氣市場“淡季不淡，旺季更旺”的消費態(tài)勢和上游供應氣源價格較高等因素影響，2018 年天然氣液化工廠開工率不足47%，與2017年基本持平。

2.5 天然氣相關政策為LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展創(chuàng)造利好環(huán)境

“十二五”至今，天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)相關政策密集出臺。其中，“十三五”期間出臺政策超過40項，涉及產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃、清潔取暖、天然氣生產(chǎn)和儲運、管輸和門站價格管理、天然氣消費利用等多個環(huán)節(jié)。

2016年至今，國家能源局、發(fā)改委相繼發(fā)布《關于做好油氣管網(wǎng)設施開放相關信息公開工作的通知》《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》《關于統(tǒng)籌規(guī)劃做好儲氣設施建設運行的通知》《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》等多項文件通知，要求對已建LNG 接收站做好信息公開工作，對新建LNG 接收站做到統(tǒng)籌規(guī)劃、合理布局，落實相關調峰責任，促進LNG 接收站等儲氣設施和天然氣管網(wǎng)協(xié)調運行。

2018 年8 月，國務院發(fā)布《關于促進天然氣協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》，提出加快推進天然氣進口國別、運輸方式等方面多元化，加強天然氣基礎設施“互聯(lián)互通”，加快LNG 接收站等項目建設，積極發(fā)展沿海、內河小型LNG 船舶建設，出臺LNG 罐箱多式聯(lián)運相關法規(guī)政策和標準規(guī)范等，為LNG 產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)劃工作提供多方面指導。但從總體來看，LNG接收站開放還存在著第三方準入需求暴露不足、LNG接收站建設主體開放動力不足、LNG高峰期接收能力不足和相關約束和監(jiān)管力度不足等問題，LNG 接收站總體開放程度有限［17］。

此外，交通運輸部于2018年8月和9月相繼印發(fā)《關于深入推進水運行業(yè)應用液化天然氣的意見（征求意見稿）》和《關于加快長江干線推進靠港船舶使用岸電和推廣液化天然氣船舶應用的指導意見》等文件，未來將大力開發(fā)LNG 下游船舶燃料供應市場，LNG資源市場占有率有望得到一定程度的提高。

3 中國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議

在國內常規(guī)資源增儲上產(chǎn)有限，非常規(guī)資源僅有鄂爾多斯盆地致密氣、山西煤層氣、西南頁巖氣等油氣田實現(xiàn)規(guī)?；?、效益化開采［18］，西北、西南方向天然氣進口遠離目標市場的背景下，LNG 產(chǎn)業(yè)具備高速增長的需求條件。與此同時，多層次天然氣儲備體系有序建設、國內清潔采暖逐步推廣、油氣管網(wǎng)等基礎設施快速建設及逐步公平開放也使LNG 產(chǎn)業(yè)發(fā)展具備快速發(fā)展的政策環(huán)境和基礎設施條件。但是，我國LNG 產(chǎn)業(yè)仍需要做好彌補接收站和國內液化工廠等基礎設施建設、接收站向第三方市場開放程度、“亞洲溢價”空間等方面的不足。

3.1 加強基礎設施和進口多元化體系建設

在沿海LNG 接收站和配套天然氣管網(wǎng)已經(jīng)具備一定規(guī)模的背景下，短期內發(fā)揮國家層面規(guī)劃指導作用，以國家油氣管網(wǎng)公司成立為契機，加快LNG接收站和外輸管道的擴建工作，確保LNG 接收站在用氣高峰期具備較強的接收和外輸能力，加快實現(xiàn)LNG外輸管線與輸氣支干線的“互聯(lián)互通”；中長期在全國范圍內進行LNG 接收站合理布局和科學規(guī)劃工作，解決當前LNG 接收站“南密北疏”與消費市場“集中于環(huán)渤海、長三角地區(qū)”的空間矛盾，充分挖掘海岸線、深水航道與碼頭潛在價值，加快在進口來源、貿易合同模式、運輸方式等多方面的多元化建設。

3.2 推動相關基礎設施向第三方開放

在油氣行業(yè)體制機制改革有序推進、國家油氣管網(wǎng)公司即將成立的背景下［19-20］，充分把握LNG 需求量快速增長的歷史機遇，統(tǒng)籌國有石油公司、民營企業(yè)等各方需求，適時推進LNG 接收站等基礎設施向第三方開放。建議以《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》、《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》、《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》等政策為基礎框架，推出基礎設施第三方準入等細則條款，推進LNG 接收站向第三方開放，有效提高LNG接收站產(chǎn)能利用率和經(jīng)濟性；同時，降低民營企業(yè)進入LNG 產(chǎn)業(yè)的門檻和難度，促進LNG 接收站的所有企業(yè)和使用企業(yè)雙方創(chuàng)建“新型合作關系和商務模式”，搭建新型共享合作平臺，充分發(fā)揮雙方的企業(yè)優(yōu)勢，促進LNG產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。

3.3 多措并舉降低LNG進口價格

當前，中國LNG 進口價格基本掛靠日本JCC 原油的價格模型為“S 曲線”或“直線”，但實際上該定價方式不能真實反映中國LNG 市場的實際供需狀況。在我國“一帶一路”戰(zhàn)略逐步實施、LNG 進口逐步多元化、中俄東線天然氣管道建成、美國成為天然氣凈出口國等多方面有利背景下，應抓住中俄東線天然氣供應對LNG 帶來的價格壓力，強化管道氣和LNG 資源的市場競爭，平抑進口LNG 資源增長勢頭。短期內推動建立我國LNG 進口價格與美國Herry Hub、日本JCC 等油價相關的混合定價機制，爭取LNG 進口價格復議條款，推進雙方修訂“目的地限制”和“禁止轉輸”等合同條款，減少LNG 進口環(huán)節(jié)虧損情況；中長期通過將上海、重慶兩處交易中心建成區(qū)域性、國際性交易中心，與日、韓等周邊國家聯(lián)合形成天然氣進口聯(lián)盟，減少甚至消除“亞洲溢價”空間。

3.4 推進LNG資源銷售價格市場化改革

當前，天然氣作為影響國家經(jīng)濟、社會可持續(xù)發(fā)展的重要戰(zhàn)略資源而受到國家管控。目前，我國多數(shù)大型LNG 接收站掌握在三大石油公司手中，這些LNG 接收站建設時間早，管網(wǎng)配套完善，因此多采用“液來氣走”的方式進入天然氣管網(wǎng)并以門站價格銷售。相比來看，近年新建的廣匯能源、新奧能源的LNG 接收站多采用由供需雙方商議決定價格的“液來液走”形式銷售，接收站運營主體可獲得較好利潤。建議做好以下方面推進LNG 資源銷售價格市場化：①繼續(xù)推行門站價格改革，確定合理的門站價格公式并按照定價周期及時調整天然氣門站價格；②取消或減少LNG資源價格管制措施，促進LNG 資源順價銷售，避免LNG 銷售價格與天然氣門站價格倒掛；③建立上下游價格聯(lián)動機制，對LNG發(fā)電、交通運輸?shù)冉K端市場進行適當扶持補貼，保障能源服務產(chǎn)業(yè)快速成長；④充分發(fā)揮滬渝兩個天然氣交易中心的市場化優(yōu)勢，逐步提高天然氣線上交易規(guī)模，推進國內LNG價格市場化進程。

4 結束語

在我國天然氣市場“供需兩旺”狀態(tài)持續(xù)的背景下，LNG 產(chǎn)業(yè)面臨進口量持續(xù)增長、政策發(fā)展相對利好、進口來源多元化建設取得一定成果、“亞洲溢價”空間明顯縮小、LNG 接收站接卸能力不足、天然氣液化工廠開工率較低等較為復雜的發(fā)展現(xiàn)狀。綜合來看，LNG 產(chǎn)業(yè)具備快速發(fā)展的需求條件、政策環(huán)境和基礎設施條件。因此，建議做好四個方面的工作，即：加強基礎設施和進口多元化體系建設，推動LNG 接收站等基礎設施公平、無歧視地向第三方開放，多措并舉降低LNG 進口價格以及促進LNG資源銷售價格市場化改革。