韩若晨
（中海石油气电集团有限责任公司，北京 朝阳 100028）
近年来，我国天然气行业高速发展，已经形成国产气、陆上进口管道气、海上进口LNG等多气源互补的供应新格局。同时，我国按照构建“管住中间、放开两头”体制机制要求，推进油气体制机制改革，促进天然气市场化程度持续提升，消费规模稳步扩大。2021年我国LNG进口7 793万t，位列全球第一，约占全国天然气进口量的65%、总消费量的30%[1]，安全稳定保障LNG供应意义重大。在地缘政治环境复杂化演变、外部环境不确定性增加、能源结构加速转型、全国市场化改革加快建设等背景下，国际LNG市场价格剧烈变化，对LNG产业健康稳健发展，进一步发挥天然气在能源结构转型中的桥梁和支撑作用提出更高要求。本文介绍了我国天然气发展现状，进口LNG面临的发展机遇、国家相关政策支持，重点对我国进口LNG产业发展形势进行分析并提出相关建议。
根据《中国天然气发展报告（2022）》[1]相关数据得知，2021年，全国天然气消费量为3 690亿m3，相较2020年增加410亿m3，增速为12.5%。2011—2021年，天然气消费量由1 305亿m3增长至3 690亿m3，年均增速为10%，天然气在化石能源消费中的占比从5.0%提升到8.9%。在基础设施方面，截至2021年底，我国主干天然气管道总里程为11.6万km，初步形成“五纵五横”新格局，“全国一张网”骨架初步形成；
投运LNG接收站22座，总接收能力达9130万t/年，在役储气库（群）15座，形成储气能力达171亿m3。在终端利用方面，截至2021年底，用气人口达5.36亿，工业、城燃、发电和化肥用气分别占比为40%、32%、18%、10%，天然气发电装机约为1.0亿kW，占全国发电总装机比例不足5%[2]。
由于我国天然气需求量快速增长，国内供应缺口不断扩大，因此进口LNG规模随之快速增长。2021年我国LNG进口7 793万t，增速为19.1%，为全球第一大进口国，约占全国进口天然气总量的65%，资源主要来自澳大利亚、美国、卡塔尔等国[1]。2021年，LNG进口量由2011年的1 218万t提升至7 793万t（如图1所示），年均增速为18.7%。此外，作为国内LNG市场的重要组成部分，2021年国内液化厂生产LNG1545万t[2-3]。
图1 2011—2021年我国LNG进口量
2.1 LNG市场仍有较大增长空间
天然气是我国能源转型过程中重要的过渡型能源。根据《“十四五”现代能源体系规划》，为落实好能源消费强度和总量“双控”相关政策要求，坚决遏制高耗能、高排放项目盲目发展，积极开展交通、工业、建筑等重点领域降碳节能行动，重点在交通运输燃料领域开展LNG等清洁燃料替代应用[3]，城镇化发展和居民用气水平的提升都为LNG行业的发展提供了较大的发展空间。2025年我国天然气消费量预计达4 500亿m3，其中进口管道气预计在1 000亿m3，目前进口LNG长期购销协议总量超过740亿m3，缺口预计150亿～350亿m3（1100万～2500万t）需落实[4]，发展空间更大。
2.2 全球LNG产能增长潜力较大
随着我国对传统油气资源勘探开采的技术水平不断提高，全球天然气产能宽松的基本面没有变化，北美页岩气革命、俄罗斯正在实施多个大型LNG项目及非洲新气田的发现成为LNG产能增加的客观基础。同时，LNG贸易量的增长和油气价格高位波动刺激LNG液化项目投资逐步回暖。尽管之前低油价导致各国LNG产能投资决策增速放缓，但是2022年新增天然气液化产能约为1 000万t，液化总产能约为4.7亿t/年，全球天然气液化产能利用率逼近88%，与2021年相比上涨3%，2023—2024年LNG市场供需也将偏紧，液化产能利用率继续维持高位。但随着2019—2021年大量天然气液化项目投资决策，2025年后全球LNG供应紧张局面有望缓解，2026—2027年产能增长将明显提速，产能增长潜力为我国LNG进口提供了良好的基础[4-5]。
2.3 全球LNG贸易模式日趋灵活
进口LNG资源正日趋多元化，相对于进口管道气的供气安全严重依赖于沿线国家的政治环境，其受地缘政治风险相对较小。在此基础上，受全球LNG贸易量连年增长的拉动，LNG合同中的“目的地灵活条款”、国际转运量与供应量协同增长，占比逐渐提高，不断匹配市场新买家的需求，也进一步提升了LNG贸易的灵活性和吸引力。2020年在市场低迷期，壳牌LNG资源对外销售量超过了7 000万t，其中约一半的贡献来自第三方贸易，现货供应十分活跃，提升了供应商的抗风险能力[5]。2021—2022年国际现货市场价格大涨时期，国内和国际天然气价格倒挂，国内市场需求维持低位，部分过剩的LNG资源逐渐转售至价格更高的现货市场。
2.4 国内基础设施日臻完善
深化油气体制改革以来，我国天然气基础设施日臻完善，大批LNG接收站、地下储气库和管网紧张建设。2020年，包括中国石油、中国石化及中国海油在内总计7座LNG接收站正式划转到国家管网集团。2021年，中石化天津LNG二期、新奥舟山LNG二期接收站投产，新增
接收能力达980万t[6]。截至2021年年底，我国共投运LNG接收站22座，总接收能力达9 130万t/年。在天然气管网方面，2021年新建成神木-安平煤层气管道、粤东LNG接收站配套外输管道、海南环岛管网东环线等，新增天然气管道里程约为2 100 km。在地下储气库方面，油气公司加快布局和推进地下储气库建设，西南油气田相国寺储气库、中国石油辽河油田双台子储气库，以及中国石化胜利油田永21和四川清溪等储气库相继投产，全年新增储气能力达29亿m3。目前，我国地下储气库储气能力已达171亿m3[1]。
2.5 国家政策有利于LNG产业发展
LNG具有应急调峰及安全保供优势，积极发展LNG产业有利于提高能源供给能力。《“十四五”现代能源体系规划》将能源安全稳定供给作为能源体系建设中的重点任务，提出要不断提升我国天然气的存储能力及其在能源体系结构中的调节能力，同时要不断完善天然气储运与管网体系建设。到2025年，全国集约布局储气能力达到550亿～600亿m3，优先推进重要港址已建、在建和规划的LNG接收站项目。
“双碳”目标下，可再生能源发电大规模并网需要灵活性电源进行支撑。“十四五”期间，新增可再生能源发电量在全社会用电量增量中占比将超过50%，风光发电量实现翻番，目前欧美国家在其电力体系中加快建设以燃气发电、抽水蓄能等为主体的灵活性调节电源，其在电力系统中占比超过10%，而我国占比仅为6%。考虑到抽水蓄能电站需因地制宜建设，燃气电站有较大发展空间，特别是在经济发达、用电相对紧张的东南沿海地区，燃气电站的需求更为迫切。而LNG作为东南沿海地区的主力气源，加之相较管道气，LNG可一定程度上降低用气和用电高峰叠加下燃气电站对管输能力的要求，可成为燃气发电产业发展的重要支撑。
3.1 天然气对外依存度不断提高
我国天然气消费需求快速增长，而受勘探开发和生态环保等多种客观因素限制，国内自产天然气增长有限，大量天然气需要依靠进口，对外依存度已由2015年的32.6%快速攀升至2021年的46%，预计2025年将达到50%左右[5]。天然气主要应用在城市燃气、工业用户和燃气发电领域，多为关系国计民生的公用事业行业，特别是需要保障城市燃气和北方地区冬季清洁取暖。在全球低碳转型加速、国际油气价格大幅波动的背景下，稳定的天然气供应渠道、规模和价格面临重大挑战，因此迫切需要高度重视能源安全问题。
3.2 全球LNG供应格局发生深刻变化
近年来，澳大利亚、美国和俄罗斯等主要的天然气出口国在LNG产能建设方面均快速增长，其供应格局相比10年前发生较大的转变。2011—2021年，澳大利亚、美国和俄罗斯分别保持了15%、49%、10%的年均增速，贡献了主要的新增产能。2021年，澳大利亚LNG出口量占比全球份额超过20%，成为全球LNG出口量第一的国家。其次是卡塔尔、美国和俄罗斯分别占20%、18%、7%。LNG供应份额正向少数国家集中，在国际政治环境愈加复杂多变、贸易逆全球化的发展态势下，需警惕对我国能源供应安全的影响。同时，乌克兰危机正导致全球LNG贸易流向发生调整，欧洲天然气需求格局存在转变的较强预期。在此背景下，俄罗斯向东方拓展天然气市场空间的意愿也将更加强烈，这些不确定性都将对LNG稳定供应产生深远影响。
3.3 国际LNG贸易中的话语权和定价权有待提升
从全球各区域来看，LNG的定价机制在欧洲、北美等地具有不同特点。虽然亚太地区LNG进口量与日俱增，但是其天然气定价交易市场及配套的LNG定价机制并未建立起来，长期形成的供需关系及贸易流向走势造成了LNG在亚太地区的溢价现象。2022年，国际地缘政治局势的演变加大对天然气市场供需和价格的影响，LNG现货市场向“欧洲溢价”转变，区域市场联动增强，高企的欧洲价格成为拉升亚洲价格的主要因素，买家开始转向青睐长协，以10年期合同为例，中东卖家要求斜率高于12%且目的地条款限制严格[5]。我国LNG进口量占全球LNG贸易量超过20%，由于反映我国天然气/LNG市场供需的价格指数建设仍处于起步阶段，因此我国在国际LNG贸易活动中的定价权与话语权仍有待进一步加强。
3.4 LNG采购行为分散
2014年以来，国际油价大幅下跌导致LNG长协价格进入下行通道，同时新增产能的增加和东北亚地区市场需求不畅引发LNG现货价格低迷。为保障长协照付不议消纳，传统三大石油公司对LNG现货需求有限，加之国内天然气市场化改革进展加快，一批以发电企业、大型城燃企业等为代表的主体开始进入LNG国际采购领域，以绕开中间环节，降低采购成本。然而，各企业基于自身利益的独立采购行为，会由于采购力量不集中，容易在国际市场造成无序竞争，降低我国整体谈判议价能力，不利于充分发挥市场规模优势获取稳定的进口LNG资源。
3.5 LNG价格和国内市场价格联动机制有待完善
当前，国内天然气市场与国际LNG市场价格体系存在差异。从价格看，国际进口LNG的价格目前仍主要与国际石油价格挂钩，其受国际油气产量波动、国际油价和货币汇率等因素影响，价格波动较大，且目前成本较高。而国内市场仍然是政府定价，以门站价格为机制，LNG市场定价受其影响。国际国内价格体系的差异导致国际资源价格无法进行有效传递，价格机制矛盾日益突出。而天然气贸易在上游购销商务合同中，大部分采用照付不议方式，执行也十分严谨。下游方面，终端市场信用体系尚不完善，难以签署照付不议购销合同，即使签署，在执行上也存在难度。
4.1 努力构建多元供气格局
2021年以来，天然气价格高企以至全球市场供应局部受阻，我国可进一步完善多元供气格局，加大国内常规气和非常规气开发力度，加强不同气源的供应协调，能有效提高我国天然气市场供应的弹性空间。目前，非常规天然气已成为我国天然气重要资源，2021年致密气、页岩气、煤层气和煤制气产量已达903亿m3[7]。在国家层面上，应进一步鼓励国产气勘探开发，增加对海气、煤层气、煤制气等非常规气的财税补贴力度，并加大生物质燃气技术攻关和支持力度，充分体现生物质燃气负碳排放特点，多手段提高我国天然气的自给保障能力，保障国家天然气供应安全。
4.2 多措并举不断提升资源池的抗风险能力
LNG相关企业应加大国内和国际资源协同力度，多措并举签订落实中长期LNG增量合同并因地制宜获取国内资源，宜使国内资源和进口LNG长协保障能力不低于80%[1]，并结合国际资源供给态势动态优化资源池结构，年内提前落实LNG现货、接收站储备罐容和跨区域资源串换补充高峰季缺口。将海外权益资源、LNG长中短期合同、LNG国际转运资源及LNG现货等多种能源获取方式结合，不断丰富资源池的供应结构，提升资源供给的多样性和弹性，进而提高资源获取的抗风险能力和应变能力。同时，在资源池优化中应加大来源多元化力度，降低对单一国家的依赖。
4.3 积极延伸产业链上中游业务
当前，作为LNG贸易商或者LNG进口国的公共事业公司，均逐步通过参股的方式将产业链向LNG上游业务延伸。建议我国的传统油气企业充分把握当前的国际政治与经济环境形势，落实国家“走出去”的战略部署，以打造天然气上中下游产业链一体化运作为目标，寻求机会增加境外天然气开发和液化工厂的权益，注重项目产业链条均衡发展和奉献合理分担，以均衡LNG贸易价格波动风险。特别是同“一带一路”的主要资源国加强产能合作，并在新兴LNG市场寻找LNG接收站的天然气终端利用领域的紧密合作，拓宽LNG产业链合作纵深。此外，探索FOB（船上交货价）合同交付模式，布局第三方贸易业务已成为未来LNG贸易的主要发展方向，建议LNG进口企业应增加此类合同的选择，丰富资源池构成，并与重点LNG船运龙头企业形成联盟，探索自有LNG船队建造，打通LNG产业链条，提高应对LNG价格极端波动的能力。
4.4 持续推进天然气价格市场化
持续推进天然气价格市场化，增强天然气市场履约意识。利用天然气交易中心价格作用，通过发展多种天然气交易品种，逐渐打造并培育具有充分竞争性的天然气市场；
充分利用LNG规模采购优势，分布形成亚洲地区乃至全球的天然气定价中心，加强国际定价权，打造具有影响力的天然气价格指数，逐步消除“亚洲溢价”影响；
引入第三方监管机构或评级机构，对供用气企业合同执行情况进行评级，将用气企业履约情况纳入国家征信系统。
4.5 提升LNG接收站规模化运营水平
突出规模效应，在北方沿海等重点地区规模化、集约化发展LNG储备基地，鼓励在港址、陆域条件较佳的现有LNG接收站扩大储罐规模和LNG接卸码头，提升航道通过能力，优化船舶作业窗口，并做好与国家管网主干管道互联互通，消除高峰季的气化外输瓶颈。同时，在粤港澳大湾区、长江三角洲和环渤海等LNG接收站主要部署区域，可探索由行业内具有丰富经验的LNG运营商统一采购、统一运营、统一调配的共享服务模式，并大力发展LNG冷能利用及接收站周边的多能互补供能体系，努力降低中间环节成本，合理配置资源。
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