中国LNG产业现状分析及发展建议

高振宇 高 鹏 刘 倩 周 颖 李天杨 孙士昌

（1. 中国石油大学（北京）机械与储运工程学院，北京 102249；2. 中国石油规划总院，北京 100083；3. 中石油管道有限责任公司，北京 100029）

0 引言

当前，我国天然气产业链各环节都进入了快速发展阶段［1］。自2006 年广东大鹏LNG 接收站建成，至2017 年我国天然气进口呈现“海陆并举”的格局，同时我国LNG 进口量超过韩国成为全球第二大LNG 进口国，再到2018 年我国成为全球第一大LNG进口国，我国LNG 产业各环节实现了快速发展。为明确我国LNG 产业发展状况，通过分析当前我国LNG 产业产供储销多个环节的发展现状与问题，希望为中国LNG 产业和未来天然气市场发展培育提出有价值的建议。

1 中国天然气产业发展现状

随着国内经济平稳增长、产业结构稳步调整、“煤改气”和北方地区清洁取暖政策有序推进等因素影响，国内天然气消费量持续高速增长。2006年至今我国天然气消费量年均增长14.3%。其中，“十三五”期间年均增长率达18.1%，明显高于“十二五”期间的10.0%，天然气消费市场正呈加速扩大趋势。2018年我国天然气消费量达2 803×108m3，是2006 年的561×108m3的近5 倍（如图1）。根据相关机构预测，在基准情形下，我国天然气消费量将于2035 年和2050 年分别达到6 100 × 108m3和6 800 × 108m3［2］，天然气在一次能源消费中将分别达到15%和17%。据此来看，我国天然气消费市场还有较大增长潜力。

图1 2006-2018年我国天然气消费量变化情况图

在天然气消费市场需求旺盛的背景下，我国天然气供应和国产气供应分别呈现“国产气为主，进口气为辅”、“常规气为主，非常规气为辅”的态势。主要表现为：①国产气供应呈现“三大四中”的勘探开发格局，“三大”气区为鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地，“四中”气区为海域、柴达木、松辽和渤海湾地区［3］，其中，2018 年三个主要产气区合计产气量占当年全国产量的75%以上；②进口气方面呈现“海陆并举”的态势，进口管道气资源主要来自于中亚地区，进口LNG 资源主要来自于澳大利亚、卡塔尔、马来西亚等国。

此外，截至2018年底，我国已建成天然气长输管道约7.9 × 104km［4］，管道建设呈现了“横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外”特征［5-6］，长输管道及油田周边管网年输送能力超过3 500×108m3［1］。

2 中国LNG产业发展分析

2.1 中国天然气进口量持续高速增长，LNG 进口量及增速明显高于管道气

在近年天然气消费量高速增长的背景下，管道建设周期长、供应辐射范围有限、输气量无法快速增加等缺点逐渐显现，再加上国产气增储上产尚需时日，LNG 资源有望成为补充需求缺口和能源消费“转型升级”的重要抓手。截至2018年底，我国累计进口天然气5 582×108m3。其中，进口管道气2 527×108m3，占累计进口量的45.3%；进口LNG 3 055×108m3，占累计进口量的54.7%，略高于管道气进口总量，且管道气进口总量与LNG 进口总量差距呈加大趋势。

据相关部门统计，2018年我国进口管道气3 663× 104t（509 × 108m3），同比上涨29.1%；进口LNG 5 378 × 104t（731 × 108m3），同比上涨39.0%（如图2）。增长率方面，2006-2018年我国天然气进口量年均增长49.4%。其中，管道气2010-2018 年年均增速为39.4%，近3年年均增速为18.9%；LNG 2006-2018年年均增速为43.0%，近3 年年均增速为42.7%，远高于进口管道气和国内自产气增速。

图2 2006-2018年我国天然气进口量变化情况图

2.2 LNG 进口以澳大利亚等3 国为主，美国增长势头受中美贸易战影响较大

据国际气体联盟（IGU）《全球LNG报告》及相关文献统计［7-11］，2011-2018年我国LNG进口来源国家每年均在11个以上。其中，2016年中国LNG进口来源国为13 个，LNG 主要气源国家为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚5 国。2017 年，中国开始从阿尔及利亚、安哥拉和赤道几内亚进口LNG，当年进口量分别为6 × 104t、28 ×104t 和14 × 104t；2018 年中国开始从喀麦隆进口LNG，当年进口量为17×104t，LNG进口来源国家上升到19 个。2016-2018 年，来自这5 国（澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚）的LNG 进口量合计占当年我国LNG 进口总量的84%以上（图3），其中澳大利亚占比超过45%，LNG进口来源相对集中。

图3 2016-2018年我国LNG主要进口国家图

自美国页岩气革命后，特朗普政府大搞“美国优先”“美国先行”政策，谋求全球“能源统治”地位。在“美国优先”和中美贸易摩擦的大背景下，近年不断增长的美国LNG 进口量也基本搁置停顿。2018 年，除中国石油与切尼尔公司的LNG 长贸协议外，其他能源项目基本没有实质性进展。当年，中国仅从美国进口LNG 226 × 104t（约30.3 × 108m3），仅占当年我国LNG 进口量的4.1%，略高于2017 年150×104t的进口量和3.8%的进口占比，增长势头不及预期［12］。

2.3 “亚洲溢价”空间明显减小，但LNG到岸价明显高于我国现行门站价

长期以来，亚洲地区LNG 进口价格都存在高于欧美地区3～7美元／MBtu的溢价空间［13］。近年随着LNG 合同中市场目的地供应限制的取消、全球天然气市场一致性增强、市场流动程度及定价透明度的增加等，“亚洲溢价”空间明显呈减小态势。如2012-2014 年亚洲LNG 到岸价约为16 美元／MBtu，欧洲LNG 到岸价约为10 美元／MBtu，价差达6 美元／MBtu；2015-2017年亚洲LNG到岸价为6～11美元／MBtu，欧洲LNG 到岸价为4～10 美元／MBtu，价差减小到3美元／MBtu。

但是，与亚洲地区大多数国家一样，当前我国还没有成熟的LNG 交易市场，进口LNG 长贸合同基本采用与日本原油清关价格（JCC）挂钩联动的定价方式，该定价方式的明显缺点是滞后于国际油价3-6个月，无法及时反映LNG市场供需情况［14-15］。

据海关总署统计，2018 年我国进口LNG 5 378×104t（731×108m3），LNG 平均进口价格约为2.428 元／m3。对比国家发改委最新颁布的《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规［2019］562 号），按照门站价格最高上浮20%的情景测算，我国仅有上海、广东、浙江3省可能实现进口LNG销售盈利。但是，2006-2017 年上述3 省天然气消费量最多仅占当年全国天然气消费量的17%，并且这3省都位于天然气长输管道建设终端，市场开发情况良好，无法实现进口LNG 资源的大面积销售。以此来看，进口LNG 资源在我国以“气态”形式销售基本无法实现盈利。

2.4 LNG 接收站接卸能力不足，天然气液化工厂开工率较低

2018 年，我国新建成中国石化天津滨海、新奥舟山和中国海油深圳迭福3座LNG接收站，接收能力分别为300×104t／a、300×104t／a、400×104／a。截至2018年底，我国共建成LNG接收站20座，主要分布在环渤海、江浙沪和华南地区，地区分布相对集中。截至2018 年底，中国LNG 接收站年接收总量超过6 640×104t［16］。我国LNG接收站运营方式较为丰富。目前来看，早期建设的LNG 接收站运营模式以接收站建设者自用为主，较少实现向第三方开放；近年建设的中国石油江苏、中国海油浙江等LNG 接收站的运营模式以第三方使用为主，LNG 接收站建设主体只负责气源采购及下游销售市场开拓。

2018 年，我国新建天然气液化工厂产能约90×104t，年底国内天然气液化工厂总产能达到约2 600×104t／a，年增长率约3.6%，略低于近5年全球天然气液化工厂5.5%的复合增长率。并且由于受到天然气市场“淡季不淡，旺季更旺”的消费态势和上游供应气源价格较高等因素影响，2018 年天然气液化工厂开工率不足47%，与2017年基本持平。

2.5 天然气相关政策为LNG产业发展创造利好环境

“十二五”至今，天然气产业链各环节相关政策密集出台。其中，“十三五”期间出台政策超过40项，涉及产业发展规划、清洁取暖、天然气生产和储运、管输和门站价格管理、天然气消费利用等多个环节。

2016年至今，国家能源局、发改委相继发布《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》《关于统筹规划做好储气设施建设运行的通知》《油气管网设施公平开放监管办法》等多项文件通知，要求对已建LNG 接收站做好信息公开工作，对新建LNG 接收站做到统筹规划、合理布局，落实相关调峰责任，促进LNG 接收站等储气设施和天然气管网协调运行。

2018 年8 月，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，提出加快推进天然气进口国别、运输方式等方面多元化，加强天然气基础设施“互联互通”，加快LNG 接收站等项目建设，积极发展沿海、内河小型LNG 船舶建设，出台LNG 罐箱多式联运相关法规政策和标准规范等，为LNG 产业发展的规划工作提供多方面指导。但从总体来看，LNG接收站开放还存在着第三方准入需求暴露不足、LNG接收站建设主体开放动力不足、LNG高峰期接收能力不足和相关约束和监管力度不足等问题，LNG 接收站总体开放程度有限［17］。

此外，交通运输部于2018年8月和9月相继印发《关于深入推进水运行业应用液化天然气的意见（征求意见稿）》和《关于加快长江干线推进靠港船舶使用岸电和推广液化天然气船舶应用的指导意见》等文件，未来将大力开发LNG 下游船舶燃料供应市场，LNG资源市场占有率有望得到一定程度的提高。

3 中国LNG产业发展建议

在国内常规资源增储上产有限，非常规资源仅有鄂尔多斯盆地致密气、山西煤层气、西南页岩气等油气田实现规模化、效益化开采［18］，西北、西南方向天然气进口远离目标市场的背景下，LNG 产业具备高速增长的需求条件。与此同时，多层次天然气储备体系有序建设、国内清洁采暖逐步推广、油气管网等基础设施快速建设及逐步公平开放也使LNG 产业发展具备快速发展的政策环境和基础设施条件。但是，我国LNG 产业仍需要做好弥补接收站和国内液化工厂等基础设施建设、接收站向第三方市场开放程度、“亚洲溢价”空间等方面的不足。

3.1 加强基础设施和进口多元化体系建设

在沿海LNG 接收站和配套天然气管网已经具备一定规模的背景下，短期内发挥国家层面规划指导作用，以国家油气管网公司成立为契机，加快LNG接收站和外输管道的扩建工作，确保LNG 接收站在用气高峰期具备较强的接收和外输能力，加快实现LNG外输管线与输气支干线的“互联互通”；中长期在全国范围内进行LNG 接收站合理布局和科学规划工作，解决当前LNG 接收站“南密北疏”与消费市场“集中于环渤海、长三角地区”的空间矛盾，充分挖掘海岸线、深水航道与码头潜在价值，加快在进口来源、贸易合同模式、运输方式等多方面的多元化建设。

3.2 推动相关基础设施向第三方开放

在油气行业体制机制改革有序推进、国家油气管网公司即将成立的背景下［19-20］，充分把握LNG 需求量快速增长的历史机遇，统筹国有石油公司、民营企业等各方需求，适时推进LNG 接收站等基础设施向第三方开放。建议以《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《油气管网设施公平开放监管办法》、《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》等政策为基础框架，推出基础设施第三方准入等细则条款，推进LNG 接收站向第三方开放，有效提高LNG接收站产能利用率和经济性；同时，降低民营企业进入LNG 产业的门槛和难度，促进LNG 接收站的所有企业和使用企业双方创建“新型合作关系和商务模式”，搭建新型共享合作平台，充分发挥双方的企业优势，促进LNG产业快速发展。

3.3 多措并举降低LNG进口价格

当前，中国LNG 进口价格基本挂靠日本JCC 原油的价格模型为“S 曲线”或“直线”，但实际上该定价方式不能真实反映中国LNG 市场的实际供需状况。在我国“一带一路”战略逐步实施、LNG 进口逐步多元化、中俄东线天然气管道建成、美国成为天然气净出口国等多方面有利背景下，应抓住中俄东线天然气供应对LNG 带来的价格压力，强化管道气和LNG 资源的市场竞争，平抑进口LNG 资源增长势头。短期内推动建立我国LNG 进口价格与美国Herry Hub、日本JCC 等油价相关的混合定价机制，争取LNG 进口价格复议条款，推进双方修订“目的地限制”和“禁止转输”等合同条款，减少LNG 进口环节亏损情况；中长期通过将上海、重庆两处交易中心建成区域性、国际性交易中心，与日、韩等周边国家联合形成天然气进口联盟，减少甚至消除“亚洲溢价”空间。

3.4 推进LNG资源销售价格市场化改革

当前，天然气作为影响国家经济、社会可持续发展的重要战略资源而受到国家管控。目前，我国多数大型LNG 接收站掌握在三大石油公司手中，这些LNG 接收站建设时间早，管网配套完善，因此多采用“液来气走”的方式进入天然气管网并以门站价格销售。相比来看，近年新建的广汇能源、新奥能源的LNG 接收站多采用由供需双方商议决定价格的“液来液走”形式销售，接收站运营主体可获得较好利润。建议做好以下方面推进LNG 资源销售价格市场化：①继续推行门站价格改革，确定合理的门站价格公式并按照定价周期及时调整天然气门站价格；②取消或减少LNG资源价格管制措施，促进LNG 资源顺价销售，避免LNG 销售价格与天然气门站价格倒挂；③建立上下游价格联动机制，对LNG发电、交通运输等终端市场进行适当扶持补贴，保障能源服务产业快速成长；④充分发挥沪渝两个天然气交易中心的市场化优势，逐步提高天然气线上交易规模，推进国内LNG价格市场化进程。

4 结束语

在我国天然气市场“供需两旺”状态持续的背景下，LNG 产业面临进口量持续增长、政策发展相对利好、进口来源多元化建设取得一定成果、“亚洲溢价”空间明显缩小、LNG 接收站接卸能力不足、天然气液化工厂开工率较低等较为复杂的发展现状。综合来看，LNG 产业具备快速发展的需求条件、政策环境和基础设施条件。因此，建议做好四个方面的工作，即：加强基础设施和进口多元化体系建设，推动LNG 接收站等基础设施公平、无歧视地向第三方开放，多措并举降低LNG 进口价格以及促进LNG资源销售价格市场化改革。