中國LNG貿易風險及應對策略分析

高建　董秀成

摘 要 ： 隨著我國天然氣市場需求規模的不斷擴大，運用海外進口LNG保障市場供應成為我國天然氣發展趨勢，科學分析LNG面臨的市場風險以及風險規避成為重要議題。本文從市場供應、需求、價格和產業四個方面對LNG市場風險進行系統分析，找出影響和制約我國LNG發展的關鍵因素，最后對如何保障LNG市場持續健康發展規避市場風險提出對策建議。通過推動區域天然氣定價機制和價格樞紐建設、理順國內天然氣產業鏈體系，科學規劃液化天然氣產業發展布局、國內外天然氣一體化投資等多維度化解國內LNG市場風險，穩步協調實現能源結構升級，從而實現低碳經濟發展模式。

關鍵詞：中國 LNG 貿易； 風險 ；應對

全球液化天然氣（LNG）貿易快速發展，成為世界上發展最快最大宗的國際貿易商品之一。截至到2017年全球LNG貿易量15年內增長了40%，在世界天然氣貿易量中的比例從22%增加至34%，同時LNG貿易量中現貨和短期貿易量逐年有所增加。LNG在我國成為國家分布式能源和LNG汽車重要發展方向，另一方面也是我國特別是北方地區天然氣調峰保供的主導方式。2017年中國液化天然氣LNG進口量超越韓國，成為全球第二大LNG進口國，全年LNG進口總量為3789萬噸，進口量增速為48.4%，占2017年天然氣消費總量的22.03%，而2017年管道進口天然氣僅占全年總消費量的17.84%。根據國際能源署2018預測，在2017-2023年間，中國全球天然氣消費增長貢獻率為37%，并將在2019年進口量超過日本，成為世界最大的天然氣進口國。到2030年天然氣在中國一次能源消費結構中所占比重將上升到15%。因此，中國LNG產業面臨著從供應到需求，從價格到市場等多方面的風險。

一、LNG貿易供應風險

（一）氣源生產風險

2017年中國從18個國家進口LNG總量為3901萬噸，主要來源國是澳大利亞（1782萬噸）、卡塔爾（769萬噸）、馬來西亞（421萬噸）、印度尼西亞（314萬噸）和巴布亞新幾內亞（203萬噸），均超過200萬噸的進口規模。我國進口的管道天然氣和LNG進口（澳大利亞除外）主要來源于北半球，而計劃年進口400萬噸LNG的俄羅斯亞馬爾項目則地處俄羅斯北極圈內，受地理環境的影響，天然氣產量規律呈現冬季天然氣自然產量下降同時消費量季節性增強供需緊張的趨勢。我國從陸上管道天然氣最大進口國土庫曼斯坦，2017年進口天然氣占全國管道天然氣進口量的80.5%。2017年因設備故障和管線下氣消費增加等影響，中亞地區來氣量減少對我國天然氣市場穩定造成一定程度影響。

（二）海運航線風險

2017年，全世界共有275條國家與國家之間的LNG貿易路線，較2012年的168條增加了63%，相比2007年90條則增加了205%。2017年全球LNG海運量高達2.92億噸，同比增長9%。較2000年增長180%以上。根據進口規模，我國海上進口LNG的來源國主要是澳大利亞、卡特爾、馬來西亞、印度尼西亞和巴布亞新幾內亞。除澳大利亞海運航向相對安全外，卡塔爾地處中東腹地，航線經過霍爾木茲海峽和馬六甲海峽，非洲的安哥拉和巴布亞新幾內亞則需要經過索馬里海域等咽喉，地緣政治風險、恐怖襲擊和海盜風險較高。同時長距離的海運航線在大幅度增加LNG運輸成本的同時，極端天氣和海上交通事故風險概率增加。

（三）國別貿易風險

2017年我國進口LNG總量達到3809.4萬噸，未來進口國際LNG主要增量是通過海外一體化合作項目進行有效補充，分別是俄羅斯亞馬爾項目、美國LNG項目和加拿大液化天然氣項目。美國LNG進口受中美貿易關系影響出現了貿易間斷，2017年中國進口美國LNG占美國出口量的15%，而2018年6月和9月份中國間斷美國LNG進口， 2018年1-10月，中國進口僅占美國總出口量的9.8%。受俄羅斯投資環境、加拿大政治法律結構的影響都將對LNG項目的穩定供應帶來國別政治和貿易風險。

二、LNG貿易需求風險

（一）氣氣競爭風險

目前，我國天然氣“西氣東輸、北氣南輸、海氣登陸”的供應格局已經形成。陸地管道天然氣進口主要包括西北方向的中亞天然氣ABC三條管道，西南地區的中緬天然氣管道和東北地區的中俄管道東線工程，同時國內開發的非常規頁巖氣、煤層氣和煤制氣，以及管道天然氣液化工廠補充，導致海上運輸進口液化天然氣存在大量氣氣競爭風險。隨著我國國家骨干管網的快速完善和管道互聯互通，“點到點”槽車運輸LNG等方式市場不斷成熟彌補了天然氣市場不足，從而形成包括區內國產天然氣、長輸管道管輸天然氣、區內的LNG、煤制氣以及非常規天然氣等多元化的供應格局，這些將對進口LNG帶來較大的長期競爭壓力。

（二）風險替換風險

居民燃氣、季節供暖制冷和燃氣汽車等不同消費對象具備差異化用氣規模特點和消費變動規律。市場總體用氣量的大小決定天然氣的消費規模，天然氣行業特點和居民生活用氣模式差異，終端用氣量會產生季節性波動，其中燃氣需求特別是供暖季節性明顯。居民和采暖用氣主要受氣溫變化影響，我國北方地區冬季采暖用戶較多，冬夏季節用氣不均勻性就越大，調峰壓力也越大。2011-2017年，我國天然氣消費量峰谷比值的平均值為1.4，2017年達1.5倍，但同期的天然氣產量峰谷比值維持在1.2～1.3之間，進口LNG數量峰谷比值始終維持在2倍左右，2017年達2.5倍。

（三）政策驅動風險

低碳環保的能源環境政策對我國天然氣消費規模變化產生至關重要的沖擊性影響。2017年京津冀大氣污染傳輸通道城市“2+26”城市冬季清潔取暖重點工程，導致北方供暖地區和全國的天然氣缺口分別在48億和113億立方米左右。政策刺激需求規模迅速擴大，與天然氣基礎設施依賴呈現的低彈性供應間呈現出巨大的缺口，加之貿易中間商和運輸商借機增加牟利空間，從而最終形成了2017冬季的價格暴漲和供應短缺并存的“氣荒”現象。根據估計，到2020年天然氣發電用氣新增消費930億立方米，煤改氣新增需求則達到220億立方米。冬季保供的主要區域為京津冀地區、東北沈陽地區、山東地區、華東區域（蘇南、浙江、河南東部）、珠三角地區等5大區域。除了季節的影響，整體上煤改氣的快速推進，中國天然氣的供需缺口被放大。

三、LNG貿易價格風險

（一）產業倒掛風險

由于我國大多數進口LNG的長期貿易合同簽定當期處于石油價格較高時期，導致我國LNG合同價格除了早期建設的廣東大鵬、上海洋山等項目外，絕大多數處于15～17美元/MMBtu（3.75～4.25元/立方米）范圍內。居高不下的LNG價格再氣化與管道天然氣進行混合銷售，導致我國進口LNG處于價格倒掛現象，每立方米虧損約1～2元。一方面價格倒掛導致LNG項目出現大面積虧隨，同時高LNG價格與低終端用氣價格加劇了我國天然氣供需矛盾，扭曲市場配置作用。我國東部沿海地區LNG經過再氣化后成本不低于2.6元/立方米，而目前廣東（2.08）、上海（2.08）、江蘇（2.06）和浙江（2.07）門站價格相比，會產生0.52-0.54元產業虧損。

（二）貿易方式風險

LNG貿易方式主要包括中短期合同、現貨交易、易貨交易等多種貿易形式。近年國際低油價狀態下，現貨和短期貿易量逐年有所增加，2017年比2012年增加了23%。2012年至2017年世界LNG貿易中短期和現貨貿易量保持在25%至29%之間。在2017年中國進口的LNG中，有862.1萬噸來自現貨或短期合同，占總進口量的24.7%。中國日益明顯的天然氣季節性需求高峰導致國際現貨采購數量增加，對亞太地區乃至全球市場LNG價格貿易結構和價格體系產生沖擊，導致LNG季節性現貨價格波動性進一步增加，不利于我國長期穩定的發展天然氣市場，增加了天然氣消費的經濟成本。以卡塔爾、俄羅斯和美國為代表的LNG國家市場供應規模不斷擴大，給我國LNG長期供應合同的條款優化尤其是定價方式、價格復議和目的地限制等方面創造了有利的外部條件，積極利用這一時機特點，優化進口來源、降低供應風險和進口成本，保障我國天然氣進口量價穩定和渠道穩定。

（三）進口價格風險

不同于國際原油市場，全球天然氣市場主要特征之一就是呈現區域差異化性定價。天然氣價格波動的主要原因是天然氣市場供需雙方面彈性缺乏，在供應中斷或者需求擴大時，產業鏈供需恢復平衡周期長，市場沖擊效應明顯。中國海關統計數據顯示，2018年上半年LNG進口量約為2300萬噸，增加50%，價格同期上漲13%；管道天然氣進口量約為1800萬噸，增加20%，價格上漲4%。LNG定價方式趨向多元化，但增速緩慢。與油價掛鉤仍然是中長期LNG合同首選定價方式，截止2020年，亞洲和中東買家進口的LNG合同量中仍有80%與油價掛鉤。我國的進口 LNG 定價與國際原油市場價格掛鉤，主要通過中長期貿易合同進行，合同的協議期一般都在20-30年，合同價格缺乏靈活性。由于長久以來日本進口LNG形成的亞洲地區定價基準，導致我國長期以來不得不以高于歐美價格進口LNG，不符合更不利于我國能源市場發展現狀和未來趨勢。

四、LNG貿易產業風險

（一）調峰能力風險

2017年全國天然氣貿易量已經達到920億立方米，對外依存度40%左右，而地下儲氣庫工作氣量僅占年消費量的4.2%，地下儲氣庫儲備規模存在較大差距，輸氣管道建設水平與消費水平不相匹配。我國目前已建成儲氣庫 25 座，其中中國石油 23 座，中國石化 2 座，共形成調峰能力70億立方米。與國外相比，美國有392座地下儲氣庫，儲氣規模占年天然氣消費量的18.10%，德國、法國和意大利儲氣規模占年消費量分別達到了30%、27%和26%，我國無論是儲氣總規模還是儲氣比例都與發達國家存在很大差距。

（二）管網壁壘風險

我國天然氣管道網絡體系整體不夠完善，和美國相比，我國僅相當于美國七分之一的天然氣管網卻運營了四分之一的天然氣消費量，所以我國天然氣管網建設還需要大量的投資，另一方面我國天然氣管網主要是由三大石油公司投資建設，互聯互通相對不足。我國天然氣整體消費量的大幅增長，近年來隨著各省市天然氣管網公司和民營LNG接收站的多元化投資引入，有效落實《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》、《油氣管網設施公平開放監管辦法（試行）》，理順我國天然氣引入的第三方公平上網，管網氣源市場互聯互通和天然氣運營商的剝離運營，成為突破管道壁壘障礙的風險。天然氣管網一體化的要求日益明顯，多氣源、多管網、多方向的天然氣干線、支線、互聯互通成為天然氣消費保供的客觀要求。國家需要進一步明確包括LNG設施在內的第三方開放條件和運行準則，保障多方共贏準則下，共享天然氣產業基礎設施，避免低水平重復建設和利用效率不足。

（三）產業鏈條風險

整個 LNG 產業鏈主要包括上、中、下游三個環節。產業鏈條價值、規模、進度是否協調一致，特別是天然氣產業環節當中LNG 的儲存和裝載、運輸，接收站（包括儲罐和再氣化設施）和供氣主干管網的建設是否存在瓶頸約束。LNG產業從天然氣氣田開始，涵蓋管網運輸、液化站、LNG海運、液化接收站，最后通過再氣化管道或者LNG槽車運輸，產業鏈條長，技術要求高，設備投資大，建設周期至少要五年左右，LNG上游氣田及液化廠總投資一般在100 億美元以上， LNG接收站投資則要達到10億美元，LNG 遠洋船只2億美元以上。LNG接受站整體利用率不高、季節性開工現象明顯，儲氣規模不足、管網未互聯互通、天然氣消費用戶燃料轉換能力不足、天然氣基礎設施的產業環節不匹配、地區分布不均衡問題凸顯。

五、中國LNG貿易風險應對策略

（一）推動LNG區域性貿易中心建設

建立成熟的亞太天然氣交易市場，以國際天然氣市場買方市場格局趨勢和我國大規模進口天然氣為契機，加塊推進中國的天然氣基準價格體系，有效降低天然氣價格進口風險。國際上看美國、英國等國家已經成為區域價格基準體系，能夠及時反映本區域天然氣市場特點。中國在努力推動區域天然氣貿易中心建設同時，可以聯合日本、韓國等國家，建立東北亞天然氣交易中心為目標，利用國際市場非常規天然氣爆發增長和國際LNG液化產能大幅增長的有利契機，脫離LNG進口價格與日本進口原油加權價格（JCC）相掛鉤基準，加速價格復議談判。

（二）拓展天然氣產業發展空間

加強對LNG進口環節的監管，持續理順天然氣價格機制。我國天然氣價格市場化改革是我國未來的發展趨勢，充分利用價格手段理順天然氣產業鏈傳導機制，解決天然氣價格發展中的產業價格倒掛現象。建成天然氣上中下游協調穩定發展的產供銷體系，國家采取對天然氣勘探開發適度放開、中游儲運領域一體化經營和終端分銷有限特許經營的不同環節差異化產業政策，進口價、管輸價、儲氣費、門站價和分銷價層層遞進的天然氣價格傳導體系，真實反映各產業環節投資成本和運行費用，有效吸引行業投資建設，建成收益合理、成本與收益匹配、體現供需波動的科學天然氣價格體系。

（三）避免氣與氣惡性競爭現象

國家要科學制定能源發展戰略規劃和天然氣產業發展規劃，一方面可以積極引領國家各級部門和行業企業進行投資布局，另一方面可以有效防止天然氣產業發展的盲目性，避免重復投資建設，防止氣與氣惡性競爭的現象發生。天然氣產業基礎設施建設依賴明顯，尤其是天然氣儲氣和分銷中下游領域公共品屬性明顯，不同的天然氣氣體來源和供氣形式存在較大的設施投資需求和差異化成本，控制避免LNG與管道氣的供應矛盾和惡性競爭， LNG運輸、儲備和液化接收設施建設穩重有序，平衡管道氣、LNG資源平衡流向，合理控制LNG與管道氣市場供應范圍，發揮國家層面戰略規劃作用、實現天然氣資源協調分布。

（四）多元化分散進口來源風險

加強海外天然氣開發投資，實現海外多元化天然氣供應格局。我國海外進口的天然氣主體是貿易進口方式，部分是海外合作項目形成的權益天然氣。與國際直接采購天然氣相比，海外權益天然氣不受進出口貿易環境的影響，供應穩定性特征明顯，我國在俄羅斯亞馬爾和加拿大LNG項目上已經開始大規模進行海外投資開發和權益產氣，一方面可以擴大我國石油公司海外勘探開發規模，同時還可以開拓LNG資源多元化進口渠道。簽署穩定供應合作框架協議，走出去建立海外LNG生產液化基地，采用資本運作和項目合作等多種方式，收購LNG權益項目，保障穩定進口來源。

（五）提升天然氣儲備調峰能力

發達國際天然氣市場發展的經驗表明，穩定健康的天然氣儲氣量至少要達到年消費量的15%左右，美國多年一直穩定在18%左右，而全球地下儲氣庫調峰能力大約是全球消費量的10%。我國天然氣進口依存度已經超過40%，建立規模高效的天然氣儲備體系勢在必行。國家《天然氣“十三五”發展規劃》中提出，逐步建立以地下儲氣庫為主，天然氣氣田調峰、配合CNG、LNG（液化天然氣）儲備站，可中斷用戶調峰為補充的綜合性調峰系統。我國已經明確要求，到2020 年各級地方政府至少形成不低于保障本行政區域日均3 天需求量的儲氣能力；城鎮燃氣企業到2020 年形成不低于年用氣量5% 的儲氣能力。由供氣企業、地方政府、城鎮燃氣企業各方分別實現各自的儲氣能力指標，補足儲氣調峰短板。

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