进口LNG价格涨幅约40% 今冬价格杠杆作用或将更明显

告别去年冬季的气荒后，2018年又迎来新的保供形势，而LNG对保供的影响正在迅速上升。这个夏天，本刊记者走进多个LNG接收站，实地探寻LNG产业当下的真相和未来的机遇。

去冬今春的供暖季里，“气荒”成为弥漫在空气里挥之不去的阴霾。今年的秋季已经到来，距离采暖季用气高峰仅有几个月的时间，天然气市场又进入紧张备战状态。

7月16日至19日，国内LNG均价由3977.5/吨涨至4418.75/吨，高达11.09%的三日涨幅仿佛给今年的天然气供给形势进行预热式的警告。

2017年，我国进口LNG量大幅提升，已超过韩国成为全球第二大LNG进口国，仅次于日本。今年，我国LNG市场在多重因素的推动下变得更加活跃，天然气需求显著上升。有关部门和业内人士都对2018年的天然气保供形势开始隐隐地担忧。

从海关数据可以明显看到，今年我国天然气进口数量和金额都呈上涨趋势。截至今年7月，我国进口天然气总量为4942.7万吨，比去年同期增长34.3%。从金额方面来看，2018年7月天然气进口额为301630万美元，同比增长54.4%，1月-7月天然气进口金额同比增长63.1%。按照7月的进口总量和金额推算，进口单价为408.8美元/吨，环比上涨16美元/吨，同比上涨69.1美元/吨。

强劲的LNG增长势头对今冬的保供会有多大的正面影响？气荒再来袭的可能性会有多大？这个夏天，我们走进LNG接收站，探寻LNG产业当下的真相。

走进接收站

8月中旬，正值台风季，“贝碧嘉”正在广西附近徘徊。凌晨四点，隆隆的雷声将来此参访的我们惊醒，排山倒海似的气势直到6点左右方才逐渐停歇。天晴后，《能源》记者来到北海LNG接收站的厂区，四座建成的巨大储罐以及碧蓝海天下的码头占据了大部分的视线。

北海LNG接收站于2013年6月由国家发改委批准同意投建，中国石化(6.880, -0.07, -1.01%)天然气有限责任公司与广西北部湾国际港务集团有限公司合资成立的中石化北海液化天然气有限责任公司（以下简称北海液化公司），负责建设运营北海LNG项目的码头，以及陆域形成工程、接收站工程，双方股比分别为80%和20%。

北海LNG项目接收站陆域为吹沙填海形成的40.32公顷人工岛，通过5.3公里市政配套道路与陆地相连。LNG码头可停泊8-26.6万立方米的LNG船，接收站一期建设4台16万立方米的全容式LNG储罐，以及配套LNG工艺处理设施和公用工程系统。

一期建设规模为300万吨/年，折合供气能力40.5亿立方米/年。二期计划建设规模为600万吨/年。2016年4月19日，首船商业气“甲烷精神”号LNG船舶顺利靠港接卸，BOG低压外输、槽车充装外运同步投用，标志着西南地区首个LNG项目在广西北海正式进入商业运营。

据接收站相关人员介绍，自投产以来，北海LNG接收站安全平稳运行近900天，完成39艘LNG船接卸，完成槽车充装219.21万吨，实现BOG外输2.13亿方。

在接收站厂区参观过程中，工作人员向《能源》记者详细介绍了LNG从接收到进入管道或槽车充装的全过程。从工艺角度来看，LNG接收站可分为三个主要系统：卸船系统、存储系统和外输系统。

简单来讲，LNG通过船上的卸料泵从船舱排出，通过卸料臂进行卸船并通过卸料总管输送到岸上的LNG储罐，同时为了维持船舱压力，配有气相平衡臂；储罐配有上部进料和下部进料两种方式，进料方式由存储的LNG和需要卸船的LNG各自密度决定，使其在注入时充分混合，避免分层导致的翻滚现象；输出系统通常包括罐内泵、再冷凝器、高压泵、汽化器等，部分LNG输送到装车站由槽车进行输送。

在结束了北海之行后，记者又来到2018年3月正式投产的中国石化天津LNG接收站。该接收站位于南港工业区三期规划区，目前在码头仅有中国石化LNG接收站一家。

天津LNG接收站是国家“十三五”重点项目，是中国石化具有完全自主知识产权成套技术的LNG接收站，由中石化天津液化天然气有限责任公司负责建设运营。一期工程项目建设规模300万吨/年，供气能力40亿方/年；二期工程规模将达到1140万吨/年，远期工程规模计划达到2000万吨/年。

就自主化与国产化方面，记者对必维集团进行了采访。必维曾为中国的十余座LNG接收站提供服务，并参与了至今亚马尔的全球最大的LNG项目。必维相关负责人告诉《能源》记者，目前国内的LNG接收站的关键设备，如低温储罐、工艺场站的主要设备等的建造规范还是以国外或国际标准为主，尤其是低温储罐所用的9%Ni低温钢材及现场建造方面还是以欧标为主。不过“国内大型工程公司近年来在设计、采购、建造方面已经积累了足够的经验，在很多项目上取得了成功，LNG储罐主要使用的低温材料也已逐步实现了国产化。”

另一方面，记者从中石化方面获悉，天津LNG接收站输气干线工程按照满足二期输气能力需要，一次建设到位。线路全长620公里，途径10个地市（区），设分输站10座，线路截断阀室31座，向天津、河北、山东三省市供气。与中国石化山东天然气管网、山东LNG接收站、鄂安沧输气管道及文96、文23储气库群相连通，构成气源互补、统一调度的中国石化华北供气管网。

自2018年2月14日首车外运、3月12日外输系统投用，天津LNG接收站外输量稳步提升。截至8月14日，天津LNG接收站已接卸LNG船舶16艘，接卸量98万吨，外输天然气8.96亿方，装车量23.34万吨。

在记者采访期间，恰逢中国石化合资建设的首艘LNG船舶——“中能福石”号船舶靠泊。该船LNG接卸完成后，天津LNG接收站接卸量将突破100万吨，截至记者发稿，天津LNG接收站外输气量已突破了10亿方。

提前“御冬”

LNG进口量大幅增加的同时，价格同样节节攀升。随着油价的上涨和汇率的下跌，今年进口LNG价格整体的上涨幅度大概在30%到40%左右的水平，给整条产业链带来了压力。

在广西北海LNG接收站码头的槽车充装区，已有不少来自广东地区的运输车来装LNG，天津站同样有数量众多的槽车在安检区等候过检充装。据销售人员介绍，现在已经有经销商开始为今年冬季的市场提前做准备。

中国石化天然气分公司华南销售市场部主任张大为介绍说，对于今年冬季的预判，从整个资源供应的情况和市场需求来看，可能还是会处于比较紧张的状态。

根据生态环境部年初部署的清洁取暖任务，今年我国北方地区仍将完成约300万户居民“煤改气”，加上因此带动的工业“煤改气”，统计数据显示，今年上半年，我国天然气消费增量已达到近200亿方。

“我们预计，2018年全年我国天然气消费增量将与2017年基本持平，表观消费总量可达到约2750亿方，增量在350亿方左右。”北京世创油气咨询有限公司董事长杨建红曾表示，接下来在2019、2020年，虽然“煤改气”采暖用气增速会大幅放缓，但工业“煤改气”上行空间依然很大，发电用气增量也将很可观，“保守估计我国天然气消费年均增量仍将达到250亿方以上，且超过300亿方将是大概率事件。”

在冬季天然气用气高峰到来前，8月22日的国务院常务会议确定了促进天然气协调稳定发展的措施。会议提出：

一是构建多元化供应体系，加强管网、储气库、接收站等建设，保障天然气供需平衡和有序利用；

二是加大国内勘探开发力度，创新机制鼓励各类投资主体参与；

三是完善天然气调峰、应急和安全保障机制。

做好今冬明春保供预案，新增气量优先保障城镇居民生活和大气污染严重地区冬季取暖散煤替代。“煤改气”要坚持“以气定改”。用差别化价格政策促进削峰填谷。

实际上，提前“御冬”的行为并非仅仅是经销商在考虑，“三桶油”同样在逐渐增加卸载量和存储量，以便调节冬季用气峰值。

8月初，国家发展改革委副主任、国家能源局局长努尔·白克力，国家发展改革委副主任连维良一行到中国石油调研加强油气安全供应保障情况。连维良强调，要抓紧签订合同、抓紧锁定气源、抓紧新建项目启动、抓紧细化冬季保供方案，确保“煤改气”用气、确保管网应通尽通、确保储气库应储尽储、确保压非保民平稳有序。

从进口来源来看，2018年上半年，中国进口澳大利亚LNG量最多，达到1013.3万吨。上半年中国共进口70船LNG现货，其中21船来自澳大利亚。7月，中国从美国进口的LNG降至一年以来最低，且预计将进一步下降。船运数据显示，美国销售到中国的LNG从5月的近40万吨降至7月的仅13万吨，同时来自澳洲、马来西亚、印尼、俄罗斯和巴布亚新几内亚的供应增加。

《能源》记者从中国石化了解到，该公司在建的文23储气库是国内最大的储气库之一。文23储气库设计库容104亿立方米，建成后有效工作气量40亿立方米以上，将极大缓解华北地区乃至全国在用气高峰期间的用气紧张局面。

中国石化天然气分公司华北天然气销售中心销售管理部主任王超告诉《能源》记者，目前在接收站方面，中国石化正在增加进口资源采购量，入冬之前实现青岛、天津所有储罐满罐，罐存气量将超过7亿方。

保供新助力

实际上，今冬的天然气供给形势依然不容乐观。去年严峻的供需形势带来的“气荒”，暴露了目前国内天然气产业的短板，尽管这并非朝夕之间能够完全弥补，然而亡羊补牢犹未晚矣。在2018年新的保供期，新的诸多措施也将在实践中得到检验。

但是，“今年国内LNG市场供应量预计将比去年下降15%左右，降至约850万吨，约合120亿立方米，在全年表观消费总量中的占比将由去年的不到6%进一步下滑至4%多一点。”卓创资讯天然气分析师刘广彬曾表示。

国家能源局原副局长张玉清告诉记者：“国内天然气供需矛盾越来越大，天然气产量增长无法满足日益增长的消费需求，对外依存度不断攀升，2017年对外依存度高达39%，为了弥补国内天然气供应的不足，要加大对LNG的投入。”

为保证冬季安全，记者从中国石化了解到，该公司华北销售中心已对华北地区做了一系列保供准备和应对措施。

首先，资源供应最大化。在进口LNG方面，除长约合同外，拟采购部分现货资源，保证采暖期青岛、天津两座接收站满负荷运行，进口资源供应达到上限；在国产常规气田方面，鄂尔多斯大牛地气田冬季全面释放产能，预计可增供气量50-100万方/日；油田伴生气方面，胜利油田、中原油田伴生气井冬季常态化生产，预计可增供气量100万方/日；煤层气方面完成延川南煤层气集气管网气井全覆盖，预计可增供气量50万方/日。

其次，积极做好调峰用户储备工作，目前华北市场已开发调峰用户5家，冬季可调峰气量280万方/日；除调峰用户外，入冬前与沿线直供和燃气公司转供大型工业用户衔接，预计应急期间可增加城市燃气公司资源供应量150万方/日。

库存同样是重中之重。为确保入冬前库存达到最高，在管网方面，除自有基础设施外，统筹区域内参（控）股合资公司管网，入冬前，将华北沿线管网整体升压，增加可支配管存气量；储气库方面，优化文96储气库注气工艺，充分利用文23工作库容，目前正在开展文96储气库注气工作，预计10月上旬完成注气。同时，开展了文23储气库先导注气工作，争取文23储气库尽早具备投产条件；接收站方面，增加进口资源采购量并实现满罐。“仅通过优化库存，预计冬季增加可供应气量4亿方，可较好地缓解供需矛盾。”华北销售中心方面表示。

与此同时，管道互联互通是优化资源配置的重要举措。从全局调度来看，年初以来，中国石油、中国石化、中国海油通力合作，建立上游企业互保互供机制。将通过广东区域内LNG接收站与西气东输二线联通、通过广西LNG接收站与中缅管道联通、实施中卫—贵阳输气通道联络增输工程、陕京四线增输工程，确保今年冬季采暖前形成“南气北上”3000万立方米/日的能力，明年冬季供暖前形成“南气北上”6000万立方米/日、陕京四线形成8000万立方米/日的输气能力。同时实施大连LNG、双6储气库外输通道增输联络工程，形成东北天然气输往华北700万立方米/日的能力。

此外，根据国家发改委工作部署，预计2018年11月前将在天津LNG外输干线南港阀室与中石油港沧线实现互联互通，未来中国石化华北管网将与川气东送管网，与中石油中俄东线、陕京线实现互联互通。

除互联互通外，LNG槽车运输同样是灵活调度的关键所在。中国石化华南销售方面表示，目前已备案LNG槽车1600余台，司机和押运员2600余人，人员和车辆状态良好，到时根据华北区域天然气需求，保供车辆可增至200台/日左右，以保证有持续的LNG运到北方城市。

价格杠杆作用或将在今冬体现得更为明显。总体来看，尽管上游企业千方百计增加资源供应，较市场需求仍然相去甚远。根据往年用气情况，我国的天然气利用存在很大的不均衡性，冬季部分经济、政治地位较高的城市资源相对充裕，群众和企业节约用气的意识相对淡薄，二、三线城市资源供应相对吃紧，部分地区甚至出现“气荒”的情况。

对此，记者从中石化了解到，为体现天然气的商品属性，今冬拟在国家规定的范围内针对天然气价格进行调整，同时在上海、重庆天然气交易中心进行线上交易，充分发挥价格杠杆作用，借助价格调整平抑部分高能耗、低附加值企业的用气需求，从而达到削减冬季供气规模的目的；通过公平竞拍确定资源流向，缩小地区间供气差异。

面对今年仍然不容乐观的保供形势，中国石化天然气分公司已做好了充分的准备：“受去年气荒影响，今年我们加大了保供力度，资源端加强了中亚资源保供、海外LNG采购等工作，消费端按照‘以供定需’原则有序开拓市场，我们预测今年‘气荒’形势不会比去年更加严重。”