进口LNG业务的挑战与展望

　　“三桶油”LNG业务已出现差异化发展态势，暴露出基础设施不足对进口LNG发展的制约，也引发了各界对天然气供给安全的强烈关注。

　　2017年，受北方部分地区“煤改气”政策力度加大叠加中亚管道气供气量出现部分短缺等多重因素影响，我国进口LNG量大幅提升，超过韩国成为全球第二大LNG进口国。

　　在此过程中，我国北方地区冬季LNG需求量大幅增长，导致了“三桶油”进口LNG业务出现较大的差异化发展态势，暴露出基础设施配套建设不足对我国进口LNG业务发展的制约，也引发了政府、企业和学界对保障国内天然气消费市场供给安全的强烈关注。

　　尽管如此，从外部环境、内部市场、经营主体以及政策导向等方面综合分析，我国进口LNG业务依然处于上升期，未来仍具有较为广阔的发展空间。

　　我国跃居全球第二大LNG进口国

　　根据伍德麦肯兹公司最新统计数据披露，2017年我国LNG进口总量高达3830万吨，超过韩国成为全球第二大LNG进口国，年进口量仅次于日本。

　　从购买类型看，2017年我国通过长期合约进口LNG量约为3030万吨，较2016年增长22%，包括中海油与壳牌、中石油与壳牌、中石油与埃克森美孚、中石化与澳大利亚APLNG等长期合约；此外，通过现货市场购买LNG总量飙升至800万吨，较2016增长近4倍。

　　从增长幅度看，2017年我国LNG进口增量为1210万吨，超过2012年日本福岛核事故后880万吨的全球单年LNG进口增量纪录；LNG进口在我国天然气供给组合中的占比也大幅增长，由2014年的11%翻倍增长至2017年的22%。从区域角度看，北方地区2017年LNG进口量大幅增长，山东、曹妃甸、天津和大连四大接收站合计同比增长率高达86%；东部沿海地区进口量同样增长较大，如东、浙江、上海和启东等东部LNG接收站合计同比增长率为65%；南方地区LNG进口则相对平稳，大鹏、福建、广西、粤东和海南等LNG接收站合计同比增长率仅为13%。

　　政策因素是推动我国LNG进口快速增长的首要因素。近年来，我国社会经济中对环境治理与绿色发展的呼声日渐强烈，政府相继出台了《加快推进天然气利用的意见》、新版《天然气利用指导意见》等文件，努力将天然气培育成为主体能源。

　　从价格方面看，在我国沿海等地区，由于近年来国际LNG市场价格有所降低，以进口LNG为气源的部分天然气供给相比国产天然气和长输管道引入的“中亚气”，在价格上已具有一定竞争力。

　　从商业模式方面看，天然气“点供”与分布式利用模式同样推动了我国LNG进口增长。一方面，“点供”与分布式利用模式下，单个项目的投资规模小、LNG气源广泛且市场准入门槛相对较低，刺激了天然气终端消费主体数量增加；另一方面，在“点供”模式下，LNG销售价格受城市门站价格约束较为宽松，在供给侧可能给LNG供应商带来更高的效益，在需求侧也大幅降低了天然气终端消费对供气商选择转换的成本。

　　三桶油进口LNG差异化发展

　　中海油、中石油和中石化仍是我国LNG发展的绝对主力，但各公司现阶段LNG业务分别呈现出不同的特点。

　　中海油方面，尽管其与旗下合资公司2017年在我国LNG进口中依然占据主导地位，但业务增长相对放缓，全国市场份额占比由2016年的63%下降至2017年的52%。从LNG进口类型看，海外长期协议合同购买LNG占据中海油进口的主体地位，占其进口总量的80%左右；而其全年在现货市场购买LNG量约300万吨，占其进口总量的20%左右。从区域分布结构看，中海油LNG业务主要分布在南方地区，在整个北方地区正在运营的8个LNG接收站中，只有天津浮式LNG项目属于中海油，因此在2017年冬季北方LNG需求“爆发式”增长中，中海油的LNG市场份额相对增长较小，也导致了在全国范围内市场份额的相对萎缩。

　　中石油方面，从LNG进口类型看，该公司目前与卡塔尔天然气、埃克森美孚以及壳牌三家公司签订有总规模为725万吨/年的长期合同协议，约占其LNG进口总量的62%；2017年还从现货市场购得LNG共450万吨，约占其LNG进口总量的38%。从季节因素上看，往年中石油LNG销售在夏季相对较少，在冬季达到顶峰；但在2017年，夏季LNG销售量也出现了强劲增长，使得其进口总量出现了较大幅度的增长。事实上，中石油近两年来LNG进口量增长明显，2016年和2017年分别同比增长25%和44%。从价格因素上看，根据伍德麦肯兹测算，中石油夏季进口LNG现货价格相对较低，其中大连和南京两个接收站的平均到岸价格约6美元/百万英热单位左右；但进入冬季后进口LNG价格则普遍升高，在12月份达到年度高值。

　　中石化方面，2017年该公司长期协议进口LNG总量应为800万吨，但实际进口量仅为580万吨，也是“三桶油”中唯一没有完全消纳长期协约进口LNG量的公司。2017年中石化已建成投产青岛和广西两个LNG终端，但后者受限于当地消费市场规模，利用率相对较低；天津LNG终端则因技术等因素，未能在2017年投产使用，这也是造成我国北方冬季“气荒”的一个重要原因。此外，中石化2017年全球LNG转运市场上表现相对活跃，其中，APLNG项目超过600万吨的协议供应量中，仅有390万吨被运回我国，其余部分则被转往世界其它地区销售。随着天津终端在今年2月建成投产，预计2018年将有更多来自APLNG项目的进口LNG将被中石化北方市场消纳。

　　基础设施瓶颈亟待突破

　　与天然气发展中存在的问题相似，我国进口LNG业务同样面临基础设施建设不足的挑战。

　　首先，进口LNG业务面临储气库建设严重滞后的影响。截至2017年12月底，我国已建成储气库的天然气储备能力仅为100亿立方米左右，约占国内天然气需求总量5%以下。储气库建设滞后导致我国天然气市场在面对紧急情况时缺乏有效的供给接替，在冬季中亚管道进口天然气供气量不足时，直接引发2017年北方“气荒”。而在此过程中，一方面，第四季度国内天然气供给严重短缺，不得不在现货市场购买大量LNG以满足市场需求，既打乱了相关石油企业正常的进口LNG业务部署，还大幅拉高了我国进口LNG价格、从整体上增加了我国天然气市场利用的成本；另一方面，为保障输往京津冀地区的管道天然气供给，鄂尔多斯和四川盆地等区域内的部分LNG生产企业因气源受限而被迫减产，导致国内LNG市场价格在12月下旬飙升至超过1万元/吨的高价区间，从长远看同样不利于我国进口LNG消费市场的扩展。

　　其次，进口LNG业务受终端接收能力有限以及区域分布不均等因素制约。从2017年全年我国全部LNG终端的总体情况看，其平均开工率高达70%，较2016年的51%有较大幅度提升；但从冬季北方地区部分接受终端的生产实践看，为应对“气荒”，中海油天津浮式LNG项目将短期接收能力提升至440万吨/年水平，较夏季几乎翻了一番；中石化山东LNG终端和中石油曹妃甸LNG终端也在冬季部分时间内维持了满负荷或超负荷运行。即便如此，2017年冬季天然气消费需求最强劲的京津冀地区仍需要从其他地区引进大量天然气“保供”。

　　进口LNG前景依然广阔

　　从国际市场资源供给的角度看，根据IHS2018年初发布研究报告，2017年全球LNG液化能力已高达3.49亿吨/年，较2016年同比增长13%；考虑到现阶段全球还有约1亿吨/年的液化项目在建，预计2020年前世界LNG液化能力每年将超过2000万吨的增长。未来相当长的一段时期内，全球LNG资源市场供给将相对充足，也将为我国进口LNG业务奠定了良好的资源来源和价格基础。

　　从国内市场资源需求的角度看，根据国家《天然气发展“十三五”规划》等文件分析，2020年我国天然气需求量将突破3600亿立方米，在国内天然气资源禀赋短期内难以获得较大突破以及中亚管道进口天然气供给不稳定的背景下，进口LNG将成为我国天然气消费市场的重要来源。

　　从经营主体的角度看，首先，未来“三大油”在我国进口LNG业务占绝对主体的局面或将改变，一批地方国有能源企业和民营能源企业将深度参与此领域经营活动。以LNG接收终端项目为例，2018年我国7个此类在建项目中，有3个接收站是由民营企业投资建设，另有浙江能源集团已成为中石化在建温州LNG项目的主要股东；而在我国已核准但尚未开工的7个LNG接收终端项目中，有5个接收站将由民营企业投资建设，且建成后进口的LNG资源也计划销售给附近区域的其它民营企业以及新兴消费市场。此外，在经历了本轮“气荒”后，包括“三大油”、地方国有能源企业以及民营公司等LNG经营主体，都已认识到基础设施配套不足对LNG业务的影响，储气库等调峰设施的建设与完善，不再是“不情愿”的义务，而是保障其竞争力的重要砝码，未来将自觉主动地加大投资力度。

　　从政策导向的角度看，国家主管部门将继续加强对我国天然气高效有序发展的推动力度，系列保障我国天然气市场供需平稳的政策措施或将陆续出台。事实上，中石化天津LNG项目正是在有关部委的协调下才在较短时间内破除阻力，于2018年2月正式投产的。而在“十九大”会议期间，部分代表也针对我国天然气市场存在问题提出了诸多建议，包括不同天然气市场主体、不同气源之间基础设施互联互通、LNG接收站严格执行第三方准入、建立我国天然气调峰价格和峰谷价格以及鼓励加强天然气市场经营主体多元化等。上述政策建议的实施，同样有利于理顺我国进口LNG业务全产业链经营环境，创造未来新的发展机遇。（曹侃 侯明扬）