■ 殷建平 王彥輝 中國石油大學（北京）

隨著我國LNG(進口液化天然氣)進口量的增大，進口LNG的風險日益凸顯。本文主要介紹了我國LNG進口現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢，分析了我國進口LNG氣源風險，并探討了防范風險的對策。

一、我國L N G進口現(xiàn)狀及趨勢

我國LNG進口呈現(xiàn)出多元化和聚集化。2006年我國主要從澳大利亞進口LNG，所以LNG氣源直接依賴于澳大利亞。到2010年氣源國達到12個，分別是澳大利亞、尼日利亞、埃及、赤道幾內亞、馬來西亞、也門、印尼、特立尼達和多巴哥、卡塔爾、俄羅斯、阿聯(lián)酋、比利時。雖然我國LNG氣源已經(jīng)呈現(xiàn)多元化，但是澳大利亞、印尼、馬來西亞、卡塔爾四國占到2010年總進口量的85.55%，因而這四國氣源穩(wěn)定性對我國的LNG氣源具有決定性影響。

自2006年6月中海油建成投產(chǎn)中國第一個LNG接收站以來，中石油、中石化也相繼加緊布局自己的LNG接收站網(wǎng)絡，截止到2011年初三大石油公司已經(jīng)布局22個LNG接收站，其中已經(jīng)投產(chǎn)的有4個，屬于中海油的3個，接受能力635萬噸/年。屬于中石油的1個，接受能力350萬噸/年。故現(xiàn)階段我國LNG接收能力保持在1000萬噸/年。在建或規(guī)劃中的項目18個（詳情見表1）。

從表1中已經(jīng)投產(chǎn)的LNG接收站氣源來看，現(xiàn)階段主要來自印度尼西亞東固氣田（260萬噸/年），澳大利亞（大于375萬噸/年），卡塔爾 Qatar gasⅳ（350萬噸/年）。近期將要投產(chǎn)的項目主要來自于澳大利亞、卡塔爾、伊朗、馬來西亞、印度尼西亞。

表1 中國LNG接收站分布情況

隨著LNG接收站的建立，氣源的落實顯得尤為重要。以2002年5月中海油與澳德賽公司簽訂第一個氣源合同為標志，國內三大石油公司與世界主要LNG出口國陸續(xù)簽署了長期供氣協(xié)議。由表1和表2知，中石化已簽訂兩個合同，氣源為澳大利亞APLNG和巴布亞新幾內亞。中石化2011年4月21日宣布與澳大利亞太平洋液化天然氣有限公司（“APLNG”）正式簽署了液化天然氣購銷協(xié)議,但是協(xié)議尚需取得中國政府和澳大利亞外國投資審查委員會的批準，以及APLNG獲得最終投資決議。中石化青島LNG項目擬于2013年投產(chǎn)，氣源來自巴布新幾內亞，而巴布新幾內亞的兩個LNG項目GasNiugin和PNG LNG均是在建項目。因此，中石化所定氣源及LNG項目投產(chǎn)時間均具有很大的不確定性。

相比之下中海油斬獲頗豐。其已有3個LNG接收站項目投產(chǎn)，且所定氣源為Tangguh、Qatargas、尼日利亞Akpo、馬來西亞等國家的氣源。由表2知，中海油已簽氣源量1650萬噸，其已投產(chǎn)或在建項目需求達到1900萬噸。中海油所定氣源多為已投產(chǎn)氣田，比如卡塔爾氣田、尼日利亞Akpo、東固氣田、澳西北大陸架LNG項目。這為中海油LNG氣源穩(wěn)定性增加了保障。

中石油氣源項目主要集中在澳大利亞和中東地區(qū)。中石油已投產(chǎn)或在建項目需求量在2000萬噸左右，已落實氣源1025萬噸，兩者差距較大，未來3-5年內在建項目陸續(xù)建成的話，中石油尋求氣源的壓力將會很大。其中所簽澳洲昆士蘭、澳洲高更、伊朗南帕爾斯氣田項目均是在建項目，氣源項目是否可以按期完工投產(chǎn)仍是未知數(shù)。

表2 中國LNG進口氣源合同詳情

二、我國進口LNG氣源存在的主要風險

目前國內三大石油公司都已積極落實氣源，然而不同國家的氣源具有不同的風險，下面主要結合與一些國家合作的氣源項目，從政治、成本、需求等角度分析我國LNG氣源風險。

（一）政治風險

政治風險是指完全或部分由政府官員行使權力和政府組織的行為而產(chǎn)生的不確定性。政治風險主要包括：戰(zhàn)爭和政治性暴力事件、征收和國有化、匯兌限制、政府違約。其中戰(zhàn)爭和政治性暴力事件風險主要指東道國發(fā)生革命、戰(zhàn)爭和內亂，致使外商及其財產(chǎn)蒙受重大損失，直至無法繼續(xù)經(jīng)營。我國在伊朗投資的風險主要是伊朗國內可能發(fā)生戰(zhàn)爭的風險。

伊朗擁有世界第二大天然氣儲量，2010年天然氣產(chǎn)量為1385億m3，占該年世界產(chǎn)量的4.3%，據(jù)BP世界能源統(tǒng)計，其中以管道運輸形式出口84.2億m3。由于缺乏LNG技術，截止2011年6月伊朗才建成第一條LNG生產(chǎn)線，其天然氣主要靠管道運輸方式出口。

2006年12月4日,伊朗國家天然氣出口公司與中國石油天然氣集團公司達成為期25年的協(xié)議，從2011年起每年向中石油供應約300萬噸LNG。然而，由于伊朗特殊的國際形勢，這一協(xié)議能否履行面臨嚴峻政治風險的考驗。2010年7月1日美國總統(tǒng)奧巴馬簽署了迄今為止最嚴格的制裁伊朗法案H.R.2194，將制裁對象擴大到全球任何一家向伊朗能源部分投資、向伊朗出口成品油以及向伊朗能源部門提供金融、保險服務的企業(yè)。加拿大、歐盟、聯(lián)合國安理會決議也紛紛開展對伊朗的單邊制裁。挪威國家石油海德羅公司8月1日證實，將不再向伊朗進行任何新的投資。道達爾、殼牌、俄羅斯盧克石油等公司，相繼宣布撤出伊朗或廢棄在伊朗的項目。因此面對美國、歐盟、加拿大的單邊制裁，中石油與伊朗的合作環(huán)境面臨著嚴峻的政治風險。其中由于受國際制裁的影響，一些西方公司退出波斯灣LNG項目，2010年10月伊朗海洋石油公司總經(jīng)理稱：“位于波斯灣拉萬島上的LNG項目已經(jīng)取消”,并且伊朗已經(jīng)推遲了其他LNG出口計劃。由于中石油珠海振戎LNG項目以伊朗天然氣為氣源，雖已于2011年6月獲得伊方供氣,但中石油珠海振戎LNG項目原計劃于2008年投產(chǎn)，投產(chǎn)時間也被迫推遲了3年之久。

為穩(wěn)固氣源，中石油于2007年1月初與伊朗方面簽署協(xié)議，投資36億美元開發(fā)伊朗南帕斯氣田第14區(qū)塊的LNG項目。由于國際制裁，導致額外的商業(yè)成本增加。不確定的環(huán)境因素致使投資方不敢做長期規(guī)劃，還需考慮局勢動蕩是否會影響企業(yè)的應收賬款和安全風險。某些貨幣無法使用，比如美元。一些公司為防止美國報復拒絕了與伊朗公司的往來，因此中國在伊朗投資的LNG項目也必然受到影響。

2006年9月22日，中海油與印尼達成25年內每年向中國福建LNG項目供應260萬噸的LNG協(xié)議,氣源為印尼東固項目。然而在東固建設初期伊里安島分裂主義思潮較高，該項目就具有一定風險性。另外印尼處于政治經(jīng)濟改革時期，改革進程亦是亦步亦趨，這無疑也增加了印尼境內投資的政治風險。

總之，兩國政治的不穩(wěn)定，增加了我國來源于伊朗、印尼氣源的不確定性。

（二）氣源成本壓力風險

據(jù)BP統(tǒng)計，截止2010年，澳大利亞天然氣保有量2.9萬億m3。其中天然氣產(chǎn)量504億m3,國內消費量304億m3,出口LNG253.6億m3。國內三大石油公司中石油、中石化、中海油分別與奧德賽、澳太平洋LNG有限公司、荷蘭殼牌共簽訂了985萬噸LNG合同,占已定氣源的三分之一。2010年從澳大利亞進口的LNG占到我國總進口量的40.7%，位列第一。因此澳大利亞氣源對于我國的LNG氣源穩(wěn)定性具有決定性作用。

澳大利亞LNG項目面臨巨大的成本壓力。澳大利亞的西北海域為澳提供了巨大氣源，然而其水深大多超過200米，對開采技術要求大，成本高。同時，澳大利亞炎熱的氣候也增加了天然氣的液化成本。廣州大鵬項目投產(chǎn)時其價格只有3美元每百萬英熱單位(M Btu)。而現(xiàn)在為8-10美元每百萬英熱單位，價格翻了數(shù)倍。雖與澳方簽訂的是照付不議協(xié)議，但面對澳大利亞LNG的成本壓力，若氣源成本繼續(xù)上升，其是否可以依協(xié)議供氣有待觀察。

（三）氣源供應不確定性風險

印度尼西亞是世界上最大的LNG生產(chǎn)國、出口國和亞太地區(qū)LNG供應能力最強的國家，2010年共出口313.6億m3。2010年我國從印尼進口LNG24.5億m3。印尼已成為我國的第二大LNG供應國。

印尼有三大LNG生產(chǎn)基地，分別是阿倫項目、邦坦項目和東固項目。然而，由于阿倫生產(chǎn)線的天然氣剩余儲量減少，已有兩條生產(chǎn)線停產(chǎn)，與日本于1977年簽訂的合同交易從2001年開始轉移到Bontang生產(chǎn)線。?？松梨诠镜囊幻賳T2011年1月7日說，阿倫LNG的天然氣儲量將在2014年耗盡，?？松梨诠驹谟∧醽嘄R省的阿倫液化天然氣廠2011年的液化天然氣(LNG)產(chǎn)量有可能下降24%。埃克森美孚印尼分公司發(fā)言人說，2011年來自阿倫LNG廠的LNG產(chǎn)量有可能從2010年的38船減少到29船。雖然我國氣源為印尼東固項目,然而阿倫項目LNG的枯竭將增加東固項目的出口壓力。從長期看可能對我國LNG氣源產(chǎn)生影響。

此外，印尼國內石油供應不足，將增加國內天然氣供應以彌補能源需求。印尼2000年石油產(chǎn)量為71.5百萬噸,然而2010年印尼石油產(chǎn)量卻為47.8百萬噸。印尼2011年的石油消費量為59.6百萬噸，可見印尼已經(jīng)成為石油凈進口國。為此印尼將把部分天然氣應用于工業(yè)，比如發(fā)電、化學生產(chǎn)及工業(yè)消耗，以彌補石油的短缺。另外，印尼國家石油公司(PGN)建設的天然氣傳輸管道已經(jīng)在2002年完工，并對蘇門答臘群島、爪哇群島和加里曼丹島進行供氣。同時印尼2010年分別向馬來西亞和新加坡每年管道供氣29.4億m3和69.5億m3。這都將減少印尼LNG的對外供應量。

澳大利亞政府于2006年宣布了一項“國內天然氣保留政策”。要求LNG項目必須保留相當于其15%的產(chǎn)量用于國內消費，這也將影響澳大利亞對我國的LNG出口量。

（四）氣源項目延期風險

2010年卡塔爾生產(chǎn)天然氣1167億m3，占到該年世界產(chǎn)量的3.6%，位列世界第三。出口量757.5億 m3，占到該年世界的25.45%，位列第一。2010年我國從卡塔爾進口 161億m3，占我國LNG進口量的12.58%。卡塔爾有兩大LNG項目，Ras Gas項目和Qatar Gas項目。其中Qatargas-2項目時下正在建造2條LNG生產(chǎn)線，原計劃2008年投產(chǎn)，現(xiàn)已被推遲。2009年2月11日參與Qatargas的第4個液化天然氣項目（Qatargas-4）的德國官員說，世界最大的液化天然氣出口國卡塔爾和殼牌將有可能把他們的Qatargas-4 LNG項目的投產(chǎn)時間至少推遲一年，推遲到2011年。Qatargas-4的產(chǎn)量主要出口到中國及其他亞洲國家。因此，我國中石油江蘇LNG項目被推遲到2011年投產(chǎn)?？梢妼τ谠诮庠?，無論是人為還是自然原因，都會導致其推遲投產(chǎn)。

三、我國防范進口LNG氣源風險的建議

（一）國家要統(tǒng)一規(guī)劃，控制進口總量

LNG進口作為能源安全的一部分，國家要統(tǒng)一規(guī)劃,設定風險預警指標。目前中亞天然氣管道已經(jīng)開始供氣，到2013年全部完工后，每年輸氣量將達到300億m3；中緬油氣管道也已經(jīng)開工，預計2013年實現(xiàn)通氣，屆時，每年將有120億m3的天然氣輸送到我國西南地區(qū)；而正在談判中的中俄天然氣管道，將可能在2015年從東西兩線同時向我國東北地區(qū)和新疆輸氣，預計輸送能力將達到每年680億m3。除了管道氣外，2010年中國LNG進口量為935萬噸，面臨蓬勃發(fā)展的進口局面，未來10-20年我國天然氣對外依存度將超過50%。

國際權威咨詢機構Wood Mackenzie最近發(fā)布的一項研究顯示，中國對液化天然氣(LNG)的需求量到2020年時將增加48%，達到4600萬噸/年。但2020年以后，中國新增的LNG需求量將只有未來10年的一半，而且自2020年以后，中國將不需要再增加管道輸送的天然氣。到2030年，中國煤制氣、煤層氣、尤其是頁巖氣每日的供應量將可超過120億立方英尺；而從2020年開始，中國對船運LNG的新增需求將從每年1600萬噸縮減到每年800萬噸。目前我國三大石油公司所簽LNG協(xié)議已超過3300萬噸/年，按照二十年的協(xié)議計算，到2030年我國LNG進口將超過3300萬噸，那時將導致我國LNG進口過剩。

（二）對氣源項目要進行協(xié)議前風險評估

在協(xié)議簽訂前，要對準氣源項目進行風險評估。伊朗國內LNG項目具有很大的政治環(huán)境風險，在伊朗等有政治風險的國家投資要堅持“短線投資，見好就收”的策略。另外,伊朗在建項目缺乏建造LNG生產(chǎn)線的資金和技術，要考慮其項目是否會受到技術、人才、資金等因素的限制而不能按時完工。中石油江蘇LNG項目被迫推遲源于Qatarga-4投產(chǎn)的推遲，故要盡量尋求成熟LNG氣源，因為在建項目受眾多因素的影響，項目工期變動很大。這些都要在協(xié)議簽訂前進行詳細分析。

（三）對已運行項目要進行風險控制

已運行項目也有著復雜的環(huán)境，其風險直接影響我國LNG氣源的穩(wěn)定性。例如，澳大利亞LNG生產(chǎn)成本逐年增加，氣源國成本壓力很大，必要時可以給予適當?shù)难a貼，以幫其渡過難關。另外，澳大利亞頒布的LNG保留法令，也許會影響澳大利亞西北大陸架LNG氣源項目對我國的供氣量，要有思想準備。

同時要發(fā)展現(xiàn)貨貿(mào)易作為補充。氣源的風險有時是不可預測的，為保證氣源的及時供應，一旦出現(xiàn)意外，由于現(xiàn)貨貿(mào)易具有靈活的特點，可以及時補充缺貨量。但要限制現(xiàn)貨貿(mào)易在LNG交易中的比重，太高的現(xiàn)貨比重反而給氣源帶來不確定性?！?/p>