韓若晨

（中海石油氣電集團有限責任公司，北京 朝陽 100028）

0 前言

近年來，我國天然氣行業(yè)高速發(fā)展，已經(jīng)形成國產(chǎn)氣、陸上進口管道氣、海上進口LNG等多氣源互補的供應(yīng)新格局。同時，我國按照構(gòu)建“管住中間、放開兩頭”體制機制要求，推進油氣體制機制改革，促進天然氣市場化程度持續(xù)提升，消費規(guī)模穩(wěn)步擴大。2021年我國LNG進口7 793萬t，位列全球第一，約占全國天然氣進口量的65%、總消費量的30%[1]，安全穩(wěn)定保障LNG供應(yīng)意義重大。在地緣政治環(huán)境復(fù)雜化演變、外部環(huán)境不確定性增加、能源結(jié)構(gòu)加速轉(zhuǎn)型、全國市場化改革加快建設(shè)等背景下，國際LNG市場價格劇烈變化，對LNG產(chǎn)業(yè)健康穩(wěn)健發(fā)展，進一步發(fā)揮天然氣在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型中的橋梁和支撐作用提出更高要求。本文介紹了我國天然氣發(fā)展現(xiàn)狀，進口LNG面臨的發(fā)展機遇、國家相關(guān)政策支持，重點對我國進口LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢進行分析并提出相關(guān)建議。

1 我國天然氣和LNG市場發(fā)展現(xiàn)狀

根據(jù)《中國天然氣發(fā)展報告（2022）》[1]相關(guān)數(shù)據(jù)得知，2021年，全國天然氣消費量為3 690億m3，相較2020年增加410億m3，增速為12.5%。2011—2021年，天然氣消費量由1 305億m3增長至3 690億m3，年均增速為10%，天然氣在化石能源消費中的占比從5.0%提升到8.9%。在基礎(chǔ)設(shè)施方面，截至2021年底，我國主干天然氣管道總里程為11.6萬km，初步形成“五縱五橫”新格局，“全國一張網(wǎng)”骨架初步形成；投運LNG接收站22座，總接收能力達9130萬t/年，在役儲氣庫（群）15座，形成儲氣能力達171億m3。在終端利用方面，截至2021年底，用氣人口達5.36億，工業(yè)、城燃、發(fā)電和化肥用氣分別占比為40%、32%、18%、10%，天然氣發(fā)電裝機約為1.0億kW，占全國發(fā)電總裝機比例不足5%[2]。

由于我國天然氣需求量快速增長，國內(nèi)供應(yīng)缺口不斷擴大，因此進口LNG規(guī)模隨之快速增長。2021年我國LNG進口7 793萬t，增速為19.1%，為全球第一大進口國，約占全國進口天然氣總量的65%，資源主要來自澳大利亞、美國、卡塔爾等國[1]。2021年，LNG進口量由2011年的1 218萬t提升至7 793萬t（如圖1所示），年均增速為18.7%。此外，作為國內(nèi)LNG市場的重要組成部分，2021年國內(nèi)液化廠生產(chǎn)LNG1545萬t[2-3]。

圖1 2011—2021年我國LNG進口量

2 進口LNG產(chǎn)業(yè)面臨的發(fā)展機遇

2.1 LNG市場仍有較大增長空間

天然氣是我國能源轉(zhuǎn)型過程中重要的過渡型能源。根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，為落實好能源消費強度和總量“雙控”相關(guān)政策要求，堅決遏制高耗能、高排放項目盲目發(fā)展，積極開展交通、工業(yè)、建筑等重點領(lǐng)域降碳節(jié)能行動，重點在交通運輸燃料領(lǐng)域開展LNG等清潔燃料替代應(yīng)用[3]，城鎮(zhèn)化發(fā)展和居民用氣水平的提升都為LNG行業(yè)的發(fā)展提供了較大的發(fā)展空間。2025年我國天然氣消費量預(yù)計達4 500億m3，其中進口管道氣預(yù)計在1 000億m3，目前進口LNG長期購銷協(xié)議總量超過740億m3，缺口預(yù)計150億～350億m3（1100萬～2500萬t）需落實[4]，發(fā)展空間更大。

2.2 全球LNG產(chǎn)能增長潛力較大

隨著我國對傳統(tǒng)油氣資源勘探開采的技術(shù)水平不斷提高，全球天然氣產(chǎn)能寬松的基本面沒有變化，北美頁巖氣革命、俄羅斯正在實施多個大型LNG項目及非洲新氣田的發(fā)現(xiàn)成為LNG產(chǎn)能增加的客觀基礎(chǔ)。同時，LNG貿(mào)易量的增長和油氣價格高位波動刺激LNG液化項目投資逐步回暖。盡管之前低油價導(dǎo)致各國LNG產(chǎn)能投資決策增速放緩，但是2022年新增天然氣液化產(chǎn)能約為1 000萬t，液化總產(chǎn)能約為4.7億t/年，全球天然氣液化產(chǎn)能利用率逼近88%，與2021年相比上漲3%，2023—2024年LNG市場供需也將偏緊，液化產(chǎn)能利用率繼續(xù)維持高位。但隨著2019—2021年大量天然氣液化項目投資決策，2025年后全球LNG供應(yīng)緊張局面有望緩解，2026—2027年產(chǎn)能增長將明顯提速，產(chǎn)能增長潛力為我國LNG進口提供了良好的基礎(chǔ)[4-5]。

2.3 全球LNG貿(mào)易模式日趨靈活

進口LNG資源正日趨多元化，相對于進口管道氣的供氣安全嚴重依賴于沿線國家的政治環(huán)境，其受地緣政治風險相對較小。在此基礎(chǔ)上，受全球LNG貿(mào)易量連年增長的拉動，LNG合同中的“目的地靈活條款”、國際轉(zhuǎn)運量與供應(yīng)量協(xié)同增長，占比逐漸提高，不斷匹配市場新買家的需求，也進一步提升了LNG貿(mào)易的靈活性和吸引力。2020年在市場低迷期，殼牌LNG資源對外銷售量超過了7 000萬t，其中約一半的貢獻來自第三方貿(mào)易，現(xiàn)貨供應(yīng)十分活躍，提升了供應(yīng)商的抗風險能力[5]。2021—2022年國際現(xiàn)貨市場價格大漲時期，國內(nèi)和國際天然氣價格倒掛，國內(nèi)市場需求維持低位，部分過剩的LNG資源逐漸轉(zhuǎn)售至價格更高的現(xiàn)貨市場。

2.4 國內(nèi)基礎(chǔ)設(shè)施日臻完善

深化油氣體制改革以來，我國天然氣基礎(chǔ)設(shè)施日臻完善，大批LNG接收站、地下儲氣庫和管網(wǎng)緊張建設(shè)。2020年，包括中國石油、中國石化及中國海油在內(nèi)總計7座LNG接收站正式劃轉(zhuǎn)到國家管網(wǎng)集團。2021年，中石化天津LNG二期、新奧舟山LNG二期接收站投產(chǎn)，新增

接收能力達980萬t[6]。截至2021年年底，我國共投運LNG接收站22座，總接收能力達9 130萬t/年。在天然氣管網(wǎng)方面，2021年新建成神木-安平煤層氣管道、粵東LNG接收站配套外輸管道、海南環(huán)島管網(wǎng)東環(huán)線等，新增天然氣管道里程約為2 100 km。在地下儲氣庫方面，油氣公司加快布局和推進地下儲氣庫建設(shè)，西南油氣田相國寺儲氣庫、中國石油遼河油田雙臺子儲氣庫，以及中國石化勝利油田永21和四川清溪等儲氣庫相繼投產(chǎn)，全年新增儲氣能力達29億m3。目前，我國地下儲氣庫儲氣能力已達171億m3[1]。

2.5 國家政策有利于LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展

LNG具有應(yīng)急調(diào)峰及安全保供優(yōu)勢，積極發(fā)展LNG產(chǎn)業(yè)有利于提高能源供給能力。《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》將能源安全穩(wěn)定供給作為能源體系建設(shè)中的重點任務(wù)，提出要不斷提升我國天然氣的存儲能力及其在能源體系結(jié)構(gòu)中的調(diào)節(jié)能力，同時要不斷完善天然氣儲運與管網(wǎng)體系建設(shè)。到2025年，全國集約布局儲氣能力達到550億～600億m3，優(yōu)先推進重要港址已建、在建和規(guī)劃的LNG接收站項目。

“雙碳”目標下，可再生能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)需要靈活性電源進行支撐?！笆奈濉逼陂g，新增可再生能源發(fā)電量在全社會用電量增量中占比將超過50%，風光發(fā)電量實現(xiàn)翻番，目前歐美國家在其電力體系中加快建設(shè)以燃氣發(fā)電、抽水蓄能等為主體的靈活性調(diào)節(jié)電源，其在電力系統(tǒng)中占比超過10%，而我國占比僅為6%?？紤]到抽水蓄能電站需因地制宜建設(shè)，燃氣電站有較大發(fā)展空間，特別是在經(jīng)濟發(fā)達、用電相對緊張的東南沿海地區(qū)，燃氣電站的需求更為迫切。而LNG作為東南沿海地區(qū)的主力氣源，加之相較管道氣，LNG可一定程度上降低用氣和用電高峰疊加下燃氣電站對管輸能力的要求，可成為燃氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要支撐。

3 進口LNG產(chǎn)業(yè)面臨的發(fā)展挑戰(zhàn)

3.1 天然氣對外依存度不斷提高

我國天然氣消費需求快速增長，而受勘探開發(fā)和生態(tài)環(huán)保等多種客觀因素限制，國內(nèi)自產(chǎn)天然氣增長有限，大量天然氣需要依靠進口，對外依存度已由2015年的32.6%快速攀升至2021年的46%，預(yù)計2025年將達到50%左右[5]。天然氣主要應(yīng)用在城市燃氣、工業(yè)用戶和燃氣發(fā)電領(lǐng)域，多為關(guān)系國計民生的公用事業(yè)行業(yè)，特別是需要保障城市燃氣和北方地區(qū)冬季清潔取暖。在全球低碳轉(zhuǎn)型加速、國際油氣價格大幅波動的背景下，穩(wěn)定的天然氣供應(yīng)渠道、規(guī)模和價格面臨重大挑戰(zhàn)，因此迫切需要高度重視能源安全問題。

3.2 全球LNG供應(yīng)格局發(fā)生深刻變化

近年來，澳大利亞、美國和俄羅斯等主要的天然氣出口國在LNG產(chǎn)能建設(shè)方面均快速增長，其供應(yīng)格局相比10年前發(fā)生較大的轉(zhuǎn)變。2011—2021年，澳大利亞、美國和俄羅斯分別保持了15%、49%、10%的年均增速，貢獻了主要的新增產(chǎn)能。2021年，澳大利亞LNG出口量占比全球份額超過20%，成為全球LNG出口量第一的國家。其次是卡塔爾、美國和俄羅斯分別占20%、18%、7%。LNG供應(yīng)份額正向少數(shù)國家集中，在國際政治環(huán)境愈加復(fù)雜多變、貿(mào)易逆全球化的發(fā)展態(tài)勢下，需警惕對我國能源供應(yīng)安全的影響。同時，烏克蘭危機正導(dǎo)致全球LNG貿(mào)易流向發(fā)生調(diào)整，歐洲天然氣需求格局存在轉(zhuǎn)變的較強預(yù)期。在此背景下，俄羅斯向東方拓展天然氣市場空間的意愿也將更加強烈，這些不確定性都將對LNG穩(wěn)定供應(yīng)產(chǎn)生深遠影響。

3.3 國際LNG貿(mào)易中的話語權(quán)和定價權(quán)有待提升

從全球各區(qū)域來看，LNG的定價機制在歐洲、北美等地具有不同特點。雖然亞太地區(qū)LNG進口量與日俱增，但是其天然氣定價交易市場及配套的LNG定價機制并未建立起來，長期形成的供需關(guān)系及貿(mào)易流向走勢造成了LNG在亞太地區(qū)的溢價現(xiàn)象。2022年，國際地緣政治局勢的演變加大對天然氣市場供需和價格的影響，LNG現(xiàn)貨市場向“歐洲溢價”轉(zhuǎn)變，區(qū)域市場聯(lián)動增強，高企的歐洲價格成為拉升亞洲價格的主要因素，買家開始轉(zhuǎn)向青睞長協(xié)，以10年期合同為例，中東賣家要求斜率高于12%且目的地條款限制嚴格[5]。我國LNG進口量占全球LNG貿(mào)易量超過20%，由于反映我國天然氣/LNG市場供需的價格指數(shù)建設(shè)仍處于起步階段，因此我國在國際LNG貿(mào)易活動中的定價權(quán)與話語權(quán)仍有待進一步加強。

3.4 LNG采購行為分散

2014年以來，國際油價大幅下跌導(dǎo)致LNG長協(xié)價格進入下行通道，同時新增產(chǎn)能的增加和東北亞地區(qū)市場需求不暢引發(fā)LNG現(xiàn)貨價格低迷。為保障長協(xié)照付不議消納，傳統(tǒng)三大石油公司對LNG現(xiàn)貨需求有限，加之國內(nèi)天然氣市場化改革進展加快，一批以發(fā)電企業(yè)、大型城燃企業(yè)等為代表的主體開始進入LNG國際采購領(lǐng)域，以繞開中間環(huán)節(jié)，降低采購成本。然而，各企業(yè)基于自身利益的獨立采購行為，會由于采購力量不集中，容易在國際市場造成無序競爭，降低我國整體談判議價能力，不利于充分發(fā)揮市場規(guī)模優(yōu)勢獲取穩(wěn)定的進口LNG資源。

3.5 LNG價格和國內(nèi)市場價格聯(lián)動機制有待完善

當前，國內(nèi)天然氣市場與國際LNG市場價格體系存在差異。從價格看，國際進口LNG的價格目前仍主要與國際石油價格掛鉤，其受國際油氣產(chǎn)量波動、國際油價和貨幣匯率等因素影響，價格波動較大，且目前成本較高。而國內(nèi)市場仍然是政府定價，以門站價格為機制，LNG市場定價受其影響。國際國內(nèi)價格體系的差異導(dǎo)致國際資源價格無法進行有效傳遞，價格機制矛盾日益突出。而天然氣貿(mào)易在上游購銷商務(wù)合同中，大部分采用照付不議方式，執(zhí)行也十分嚴謹。下游方面，終端市場信用體系尚不完善，難以簽署照付不議購銷合同，即使簽署，在執(zhí)行上也存在難度。

4 未來發(fā)展對策

4.1 努力構(gòu)建多元供氣格局

2021年以來，天然氣價格高企以至全球市場供應(yīng)局部受阻，我國可進一步完善多元供氣格局，加大國內(nèi)常規(guī)氣和非常規(guī)氣開發(fā)力度，加強不同氣源的供應(yīng)協(xié)調(diào)，能有效提高我國天然氣市場供應(yīng)的彈性空間。目前，非常規(guī)天然氣已成為我國天然氣重要資源，2021年致密氣、頁巖氣、煤層氣和煤制氣產(chǎn)量已達903億m3[7]。在國家層面上，應(yīng)進一步鼓勵國產(chǎn)氣勘探開發(fā)，增加對海氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)氣的財稅補貼力度，并加大生物質(zhì)燃氣技術(shù)攻關(guān)和支持力度，充分體現(xiàn)生物質(zhì)燃氣負碳排放特點，多手段提高我國天然氣的自給保障能力，保障國家天然氣供應(yīng)安全。

4.2 多措并舉不斷提升資源池的抗風險能力

LNG相關(guān)企業(yè)應(yīng)加大國內(nèi)和國際資源協(xié)同力度，多措并舉簽訂落實中長期LNG增量合同并因地制宜獲取國內(nèi)資源，宜使國內(nèi)資源和進口LNG長協(xié)保障能力不低于80%[1]，并結(jié)合國際資源供給態(tài)勢動態(tài)優(yōu)化資源池結(jié)構(gòu)，年內(nèi)提前落實LNG現(xiàn)貨、接收站儲備罐容和跨區(qū)域資源串換補充高峰季缺口。將海外權(quán)益資源、LNG長中短期合同、LNG國際轉(zhuǎn)運資源及LNG現(xiàn)貨等多種能源獲取方式結(jié)合，不斷豐富資源池的供應(yīng)結(jié)構(gòu)，提升資源供給的多樣性和彈性，進而提高資源獲取的抗風險能力和應(yīng)變能力。同時，在資源池優(yōu)化中應(yīng)加大來源多元化力度，降低對單一國家的依賴。

4.3 積極延伸產(chǎn)業(yè)鏈上中游業(yè)務(wù)

當前，作為LNG貿(mào)易商或者LNG進口國的公共事業(yè)公司，均逐步通過參股的方式將產(chǎn)業(yè)鏈向LNG上游業(yè)務(wù)延伸。建議我國的傳統(tǒng)油氣企業(yè)充分把握當前的國際政治與經(jīng)濟環(huán)境形勢，落實國家“走出去”的戰(zhàn)略部署，以打造天然氣上中下游產(chǎn)業(yè)鏈一體化運作為目標，尋求機會增加境外天然氣開發(fā)和液化工廠的權(quán)益，注重項目產(chǎn)業(yè)鏈條均衡發(fā)展和奉獻合理分擔，以均衡LNG貿(mào)易價格波動風險。特別是同“一帶一路”的主要資源國加強產(chǎn)能合作，并在新興LNG市場尋找LNG接收站的天然氣終端利用領(lǐng)域的緊密合作，拓寬LNG產(chǎn)業(yè)鏈合作縱深。此外，探索FOB（船上交貨價）合同交付模式，布局第三方貿(mào)易業(yè)務(wù)已成為未來LNG貿(mào)易的主要發(fā)展方向，建議LNG進口企業(yè)應(yīng)增加此類合同的選擇，豐富資源池構(gòu)成，并與重點LNG船運龍頭企業(yè)形成聯(lián)盟，探索自有LNG船隊建造，打通LNG產(chǎn)業(yè)鏈條，提高應(yīng)對LNG價格極端波動的能力。

4.4 持續(xù)推進天然氣價格市場化

持續(xù)推進天然氣價格市場化，增強天然氣市場履約意識。利用天然氣交易中心價格作用，通過發(fā)展多種天然氣交易品種，逐漸打造并培育具有充分競爭性的天然氣市場；充分利用LNG規(guī)模采購優(yōu)勢，分布形成亞洲地區(qū)乃至全球的天然氣定價中心，加強國際定價權(quán)，打造具有影響力的天然氣價格指數(shù)，逐步消除“亞洲溢價”影響；引入第三方監(jiān)管機構(gòu)或評級機構(gòu)，對供用氣企業(yè)合同執(zhí)行情況進行評級，將用氣企業(yè)履約情況納入國家征信系統(tǒng)。

4.5 提升LNG接收站規(guī)?；\營水平

突出規(guī)模效應(yīng)，在北方沿海等重點地區(qū)規(guī)?；?、集約化發(fā)展LNG儲備基地，鼓勵在港址、陸域條件較佳的現(xiàn)有LNG接收站擴大儲罐規(guī)模和LNG接卸碼頭，提升航道通過能力，優(yōu)化船舶作業(yè)窗口，并做好與國家管網(wǎng)主干管道互聯(lián)互通，消除高峰季的氣化外輸瓶頸。同時，在粵港澳大灣區(qū)、長江三角洲和環(huán)渤海等LNG接收站主要部署區(qū)域，可探索由行業(yè)內(nèi)具有豐富經(jīng)驗的LNG運營商統(tǒng)一采購、統(tǒng)一運營、統(tǒng)一調(diào)配的共享服務(wù)模式，并大力發(fā)展LNG冷能利用及接收站周邊的多能互補供能體系，努力降低中間環(huán)節(jié)成本，合理配置資源。