中国LNG产业发展现状、问题及对策建议

陆争光 高振宇 皮礼仕 陈宏宇 周 颖

（1.中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室，北京 102249；

2.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710313；3.中国石油规划总院，北京 100083）

中国LNG产业发展现状、问题及对策建议

陆争光1高振宇2皮礼仕1陈宏宇1周 颖3

（1.中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室，北京 102249；

2.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710313；3.中国石油规划总院，北京 100083）

经过十几年的发展，中国LNG产业已经形成了比较完整的产业链，进入了快速发展期。总结阐述了中国LNG产业发展现状后，认为中国LNG产业短期内仍面临市场需求增速依旧受限、LNG接收站和液化厂无序或重复建设、LNG接收站和天然气管网第三方准入缺乏可执行性细则等问题；中长期则面临下游市场开拓缓慢或滞后、储备调峰价值未充分体现、LNG国际贸易定价话语权不强、与管道气的供应矛盾和竞争逐渐加剧等问题。为此，提出建议：发挥国家层面战略规划作用，引导LNG产业基础设施建设、合理调控LNG与管道气市场范围；尽快出台LNG接收站和天然气管网第三方准入细则，促进民营企业参与竞争；加大下游市场开发和政策扶持力度，实现下游市场多元化；多途径增强天然气供需和进口灵活性，以降低LNG进口价格。

中国LNG产业 产业现状 LNG接收站 第三方准入 市场多元化

0 引言

经过十几年的发展，中国LNG产业已经形成了比较完整的产业链，在上中下游均取得了较大的进展，进入了快速发展期。根据国际天然气联盟（IGU）的统计数据，从2012年起，中国已经成为全球第三大LNG进口国，仅次于日本和韩国。但是，在未来的5年中国LNG产业仍面临基础设施无序或重复建设、下游市场开发缓慢等诸多问题。为此，笔者总结阐述了中国LNG产业发展现状，分析了中国LNG产业短期、中长期发展将面临的主要问题，并针对性地提出具有建设性的对策建议，希望助推中国LNG产业的健康发展。

1 中国LNG产业发展现状

1.1 LNG市场需求疲软，进口增速大幅下滑

自2006年深圳大鹏LNG接收站投产后，中国开始进口LNG，并呈现快速增长趋势，LNG进口量由2006年的69×104t增至2007年的291×104t，年增长率高达322%。2008-2013年，福建、上海、深圳（二期扩能）、江苏、大连、浙江等地LNG接收站相继建成投产，LNG进口量和占全球进口量的比例均呈等阶梯平稳增长趋势（图1），进口量由最初的334×104t增至1 860×104t，年均增长率达41%，占全球进口量的比例增至7.85%。

自2014年6月以来，全球经济增速放缓，国际油价一路大幅下跌，加之中国天然气门站价格较高，LNG市场需求增量持续放缓趋于疲软，进口量增速大幅下滑，2015年进口量仅为1 983×104t，与2014年基本持平，进口量占全球进口量的比例首次出现下降。

图12006-2015年中国LNG进口量及其占全球进口量比例图

1.2 进口来源以卡塔尔、澳大利亚、马拉西亚和印度尼西亚为主

根据近年来IGU发布的全球LNG统计报告［1］，自2011年以来，中国LNG进口来源国家均在11个以上，2014年达到顶峰为16个，2015年安哥拉LNG出口项目尚未按期恢复出口，埃及由LNG出口国转变为进口国，文莱在亚太地区LNG出口量增大，使得中国LNG进口来源国家降至13个。总体看来，尽管中国LNG进口来源国家数量较多，但从挪威、安哥拉以及尼日利亚在内的多数国家进口LNG量均在50 ×104t/a以下，进口来源一直主要以卡塔尔、澳大利亚、马来西亚和印度尼西亚为主，总共占比80%以上（图2），2014年从以上4国进口LNG达1 595× 104t，占比80.5%；2015年进口LNG达1 654×104t，占比升至83.4%，其中，随着澳大利亚昆士兰柯蒂斯和格拉德斯通LNG项目的相继建成投产［2］，澳大利亚出口量由2014年的2 400×104t大幅提升至2015年的3 100×104t，中国从澳大利亚进口LNG量由2014年的393×104t增至2015年的573×104t，大幅提升45.8%，澳大利亚取代卡塔尔成为中国LNG进口最大来源国。同时，从马来西亚和印度尼西亚进口的LNG量也有小幅提升。

图2 2014年和2015年中国LNG进口来源对比图

1.3 进口LNG溢价空间大幅缩小，价格优势凸显

与多数亚太国家相同，中国LNG进口以长期贸易合同为主，长期合同价格采用与日本原油清关价格（JCC）挂钩的定价方式，该定价方式下的长期合同价格随油价波动变化幅度不大［3］，但却直接导致LNG进口价格长期高于北美和欧洲区域LNG进口价格，即出现“亚洲溢价”现象［4-5］。

2014年6月国际油价开始大幅下跌，由于LNG现货价格对国际油价变化较为敏感，因此中国LNG进口现货价格出现下降，2014年平均价格水平为14美元/MMBtu，2015年平均价格水平大幅降至7.5美元/MMBtu。但是，LNG进口长期合同价格因价格调整滞后期（3～5个月）的存在而无法及时反映LNG市场供需情况，直到2015年初长期合同价格才开始大幅下跌，“亚洲溢价”空间大幅缩小。

在国内天然气价格改革方面，2015年2月，国家发改委发布了《国家发展改革委关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，要求实现存量气和增量气价格并轨，与国内LNG和进口管道气相比，进口LNG价格（特别是进口LNG现货价格）优势逐渐凸显，开始表现出强劲的竞争力。此外，该通知还提出试点放开直供用户门站价格，增强下游用户议价能力，进一步落实LNG终端市场化定价机制，这在一定程度上吸引了更多的民营企业进入LNG产业。

1.4 LNG接收和液化能力过剩

中国LNG产业于2010年开始进入快速发展期，在此期间LNG接收站和液化厂建设也得以快速推进。截至2015年底，全国已建成投运LNG接收站11座，其中中海油7座、中国石油3座、中国石化1座，总接收能力达4 240×104t/a；在建LNG接收站6座，加上正在扩建的2座LNG接收站，预计2016年底将新增接收能力1 800×104t/a，达到6 040×104t/a；2017年将新增接收能力600×104t/a，达到6 640×104t/a。

但是2014年共接收LNG 1 981×104t，接收站利用率仅为50.3%，到2015年降至46.8%，接收能力明显过剩。根据中国石油发布的《2015年国内外油气行业发展报告》预测，2016年中国LNG进口量大概为2 160×104t，接收站利用率或将再降至35.8%。在未来几年LNG市场持续疲软、需求同比增速不乐观的情况下，LNG接收站利用率可能会进一步降低。截至2014年底，中国已建成投运LNG气化工厂共103座，总气化能力约达5 978×104m3/d。主要集中在中西部、中南、西北和环渤海区域，中西部气化工厂生产能力达约2 882×104m3/d，占全国总产能的48.2%；内蒙古、陕西气化工厂生产能力分别达1 870×104m3/d和1 522×104m3/d，占全国总产能的31.3%和25.4%。此外，与LNG接收站相同，目前LNG气化工厂产能也过剩，2014年平均开工率仅有54%。

1.5 民营企业主要以混合所有制形式试水上游和下游

继2014年国家发改委发布《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》之后，国家能源局随后也发布了《关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知》，进一步明确提出国家鼓励、支持和引导各类社会资本参与包括LNG产业在内的能源领域［6］，这首先从政策层面为民营企业进入LNG产业打开了通道。加之2015年LNG现货进口价格大幅下降，众多民营企业积极寻找投资LNG产业的机会，采取以“混合所有制为主、独资为辅”的投资形式［7］，试水经济效益较好的LNG上游和下游产业。在LNG进口权向民营企业放开的前提下，中国石油在2014年陆续向上海申能集团、新奥集团、广汇能源等民营企业开放了江苏如东LNG接收站的富余能力租赁，但限于租赁过罐问题和协调窗口期非优先排产等制约，虽然拥有一定的国外气源供应，民营企业LNG进口量比例依旧较小，2015年仅占全国LNG进口量的2.2%［8］。鉴于此，新奥集团、广汇能源以及哈纳斯新能源集团等民营企业开始规划、布局和建设LNG接收站，新奥集团舟山LNG接收站（一期300×104t/a）已于2016年初开始正式施工建设，建成后新奥将成为国内首个具有LNG进口资质的民营企业［9］，而广汇能源启东LNG分销转运站项目（60×104t/a，未来条件成熟扩建为LNG接收站）也在建设中。此外，早在2014年7月，作为拥有国内最大LNG气化工厂的民营企业，哈纳斯新能源集团一直看好国内外LNG发展形势，大手笔投资约400亿元开展LNG接收站建设，先后与福建省莆田市和广东省珠海市签订了投资意向书，目前以上两处LNG接收站项目已进入前期准备工作阶段。因此，虽然中国民营企业在LNG产业中仍处于机遇期、发展期，但未来将很有可能成为国内LNG领域强有力的补充。

2 中国LNG产业发展存在的主要问题

2.1 短期发展问题

1）短期内国内LNG市场需求增速依旧受限，或导致市场需求下降。根据国际货币基金组织、高盛和花旗银行等咨询机构预测，短期内全球经济复苏增长乏力，且存在经济继续下行的风险，对能源需求的减缓将会持续传导到LNG市场需求上，市场需求持续疲软走弱。另外，日韩等国的经验表明，持续低油价环境可能会引发部分LNG市场区域出现“逆替代”现象，进一步降低LNG市场需求。

2）不同投资主体无序或重复建设接收站和气化厂，产能过剩风险较大。由于国内3大石油公司在部分地区一直存在普遍的竞争现象，加上近年来民营企业争相在沿海圈建LNG接收站，国内一些LNG接收站项目未经深入考察论证就急促上马，且建设选址过于集中、布局不合理，已投运和在建LNG接收站主要集中在珠三角和长三角地区。与LNG接收站建设相类似，国内LNG气化厂也存在无序或重复建设的问题，不仅会加剧LNG市场竞争，而且会面临接收和气化能力过剩等风险。

3）LNG接收站和天然气管网第三方准入缺乏可执行性详细细则。虽然早在2014年国家从政策层面首次放开了LNG接收站租赁、实施天然气管网第三方准入，但是，对于租赁费用、接收站富余能力定义、开放租赁监督、管网准入定价以及运行规则等具体问题并未形成和发布相应的第三方准入细则，使得LNG接收站开放租赁并未大规模推广、天然气管网未真正实现第三方准入，民营企业在LNG进口和气化管道输送时仍存在一定约束。

2.2 中长期发展问题

1）下游LNG市场开拓缓慢，滞后于基础设施建设。为了避免LNG盲目采购，保证国内天然气市场安全平稳运行，下游LNG市场必须确保能够长期、稳定地消纳进入的LNG资源。然而，国内下游LNG市场开拓较为缓慢，主要用于直销部分市场用户以及弥补管道天然气不足，应用领域较为单一。一些LNG气化厂建成投产后，其下游LNG市场却迟迟难以落实，使得气化厂开工率较低甚至停产。

2）LNG储备调峰价值未充分体现。继气田调峰、被迫压减可中断用户需求、储气库调峰之后，LNG储备调峰是冬季“四级调峰模式”中比较重要的一环。与日韩等国家LNG调峰应用相比，限于LNG调峰成本较高、LNG调峰站布局不合理、浮式LNG气化船缺位、天然气管网尚未实现第三方准入等因素，目前中国LNG储备调峰价值未充分体现。

3）LNG国际贸易定价话语权不强。由于亚洲天然气市场缺乏灵活性，尽管日本、韩国、中国和印度是全球4大LNG进口国，但一直承受着全球最高的LNG进口价格，LNG国际贸易定价话语权不强。一旦未来油价反弹，“亚洲溢价”问题将卷土重来。

4）未来进口LNG与管道气的供应矛盾和竞争将逐渐升级。未来逐步落实天然气管网第三方准入政策后，一方面，大量的进口LNG可能经过气化进入管道，与管道气的间接竞争转变为直接竞争；另一方面，瓶组气化站供气和储罐气化站供气等“点到点”式LNG供气经济半径将进一步扩大，从沿海300～500 km扩展至近乎全部市场区域，与管道气的沿海区域竞争转变为全面竞争，使得进口LNG与管道气的供应矛盾和竞争逐渐升级。

3 推动中国LNG产业健康发展的建议

1）发挥国家层面战略规划作用，引导LNG产业基础设施建设、合理调控LNG与管道气市场范围。为了减少基础设施重复建设、资源协调不平衡等恶性竞争现象发生，应当充分发挥国家层面战略规划作用，组织开展全国LNG产业基础设施长期（15～20年）建设规模和时机专题研究，以LNG资源为基础、市场发展为导向，统筹规划LNG基础设施项目，由国家能源局负责相关项目审批；通过控制天然气管网和LNG产业基础设施建设布局、资源平衡流向，合理调控LNG和管道气的市场范围，实现多元化资源战略协同发展。

2）尽快出台LNG接收站和天然气管网第三方准入细则，促进民营企业参与竞争。以出台的《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》等政策为基础框架，由国家能源局和国家发改委作为牵头单位，中国石油、中国石化、中海油和哈纳斯新能源集团等相关中国投资主体协同合作，尽快出台LNG接收站和天然气管网第三方准入细则，从而进一步降低民营企业进入LNG产业的门槛和难度。在短期内LNG现货价格反弹幅度不大的情况下，以有力促进民营企业参与LNG产业链竞争。

3）加大下游市场开发和政策扶持力度，实现下游市场多元化。重点推进LNG船舶燃料和LNG汽车燃料是LNG下游市场开发的两个主要方向，也比较符合中国目前的环境保护和生态文明战略规划目标；鉴于当前LNG船舶燃料、汽车加注以及LNG发电企业面临前期投资巨大的问题，政府应当给予减免税费、增加补贴等政策扶持，力促LNG产业下游市场实现多元化发展。

4）多途径增强天然气供需和进口灵活性，降低LNG进口价格。为了从根本上消除“亚洲溢价”现象、合理化LNG进口价格，在管网设施建设和第三方准入等条件成熟后，应多途径增强天然气市场的灵活性。具体为：① 主动积极寻找合作机会，构建LNG进口多元化格局，规避资源供应风险；② 联合日本、韩国和印度等国，扩大上海石油天然气交易中心的国际影响力，增强亚洲地区国家的LNG国际贸易定价话语权；③ 加快区域天然气管网设施建设，实现区域天然气市场联通性，形成双边或多边天然气市场协调机制。

4 结束语

低油价对中国天然气产业链结构改革是挑战与机遇并存，作为中国天然气资源的重要来源，LNG产业发展同样面临着很好的机遇。“十三五”期间，凭借其资源供应、完善的技术体系等优势，在全国力推低碳环保发展的改革环境下，应当合理利用政策、统筹政企效益，积极有序地推进中国LNG产业健康发展。

［1］IGU.2016 World LNG Report［R］.Heershaomu：IGU，2016：6-14.

［2］侯明扬.2015年全球LNG市场特点及前景展望［J］.国际石油经济，2016，24（3）：84-89.

［3］李晓宇，王长友，刘玉文，等.“十三五”期间中国天然气行业竞争态势及对策［J］.天然气工业，2016，36（2）：119-124.

［4］张宝成，马宝玲，郜峰.LNG市场的“亚洲溢价”问题分析及对策［J］.天然气工业，2015，35（7）：110-114.

［5］钱兴坤，单卫国，王新哲.提高亚洲天然气市场的灵活性［J］.国际石油经济，2015，23（12）：55-59.

［6］中国国家能源局.国家能源局关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知［EB/OL］.（2016-03-31）［2016-04-24］.http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto81/201604/ t20160413_2232.htm.

［7］陈银泉，唐振宇，张晓锋.关于推动我国LNG产业发展的思考［J］.中国海上油气，2015，27（1）：125-130.

［8］中国石油信息技术服务中心.LNG放开需政策支持，民企进入门槛高［EB/OL］.（2016-03-21）［2016-04-24］. http://wap.cnpc.com.cn/system/2016/03/21/001585081.shtml.

［9］华润燃气.国内首家拥有进口LNG资质民企将诞生［EB/ OL］.（2016-01-29）［2016-04-24］http://www.crcgas.com/ news/industry/201601/t20160129_374827.html.

（编辑：蒋龙）

B

2095-1132（2016）05-0001-05

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.05.001

修订回稿日期：2016-09-13

陆争光（1991-），硕士，从事油气长距离管输和天然气市场的研究工作。E-mail：shidafighter@163.com。