中國進口LNG產業發展形勢分析及對策

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，我國天然氣行業高速發展，已經形成國產氣、陸上進口管道氣、海上進口LNG等多氣源互補的供應新格局。同時，我國按照構建“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提升，消費規模穩步擴大。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]，安全穩定保障LNG供應意義重大。在地緣政治環境復雜化演變、外部環境不確定性增加、能源結構加速轉型、全國市場化改革加快建設等背景下，國際LNG市場價格劇烈變化，對LNG產業健康穩健發展，進一步發揮天然氣在能源結構轉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展現狀，進口LNG面臨的發展機遇、國家相關政策支持，重點對我國進口LNG產業發展形勢進行分析并提出相關建議。

1 我國天然氣和LNG市場發展現狀

根據《中國天然氣發展報告（2022）》[1]相關數據得知，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%。在基礎設施方面，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”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、城燃、發電和化肥用氣分別占比為40%、32%、18%、10%，天然氣發電裝機約為1.0億kW，占全國發電總裝機比例不足5%[2]。

由于我國天然氣需求量快速增長，國內供應缺口不斷擴大，因此進口LNG規模隨之快速增長。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LNG市場的重要組成部分，2021年國內液化廠生產LNG1545萬t[2-3]。

圖1 2011—2021年我國LNG進口量

2 進口LNG產業面臨的發展機遇

2.1 LNG市場仍有較大增長空間

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

2.2 全球LNG產能增長潛力較大

隨著我國對傳統油氣資源勘探開采的技術水平不斷提高，全球天然氣產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現成為LNG產能增加的客觀基礎。同時，LNG貿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。盡管之前低油價導致各國LNG產能投資決策增速放緩，但是2022年新增天然氣液化產能約為1 000萬t，液化總產能約為4.7億t/年，全球天然氣液化產能利用率逼近88%，與2021年相比上漲3%，2023—2024年LNG市場供需也將偏緊，液化產能利用率繼續維持高位。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供應緊張局面有望緩解，2026—2027年產能增長將明顯提速，產能增長潛力為我國LNG進口提供了良好的基礎[4-5]。

2.3 全球LNG貿易模式日趨靈活

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境，其受地緣政治風險相對較小。在此基礎上，受全球LNG貿易量連年增長的拉動，LNG合同中的“目的地靈活條款”、國際轉運量與供應量協同增長，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易，現貨供應十分活躍，提升了供應商的抗風險能力[5]。2021—2022年國際現貨市場價格大漲時期，國內和國際天然氣價格倒掛，國內市場需求維持低位，部分過剩的LNG資源逐漸轉售至價格更高的現貨市場。

2.4 國內基礎設施日臻完善

深化油氣體制改革以來，我國天然氣基礎設施日臻完善，大批LNG接收站、地下儲氣庫和管網緊張建設。2020年，包括中國石油、中國石化及中國海油在內總計7座LNG接收站正式劃轉到國家管網集團。2021年，中石化天津LNG二期、新奧舟山LNG二期接收站投產，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、海南環島管網東環線等，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，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，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產業發展

LNG具有應急調峰及安全保供優勢，積極發展LNG產業有利于提高能源供給能力?！丁笆奈濉爆F代能源體系規劃》將能源安全穩定供給作為能源體系建設中的重點任務，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構中的調節能力，同時要不斷完善天然氣儲運與管網體系建設。到2025年，全國集約布局儲氣能力達到550億～600億m3，優先推進重要港址已建、在建和規劃的LNG接收站項目。

“雙碳”目標下，可再生能源發電大規模并網需要靈活性電源進行支撐。“十四五”期間，新增可再生能源發電量在全社會用電量增量中占比將超過50%，風光發電量實現翻番，目前歐美國家在其電力體系中加快建設以燃氣發電、抽水蓄能等為主體的靈活性調節電源，其在電力系統中占比超過10%，而我國占比僅為6%?？紤]到抽水蓄能電站需因地制宜建設，燃氣電站有較大發展空間，特別是在經濟發達、用電相對緊張的東南沿海地區，燃氣電站的需求更為迫切。而LNG作為東南沿海地區的主力氣源，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，可成為燃氣發電產業發展的重要支撐。

3 進口LNG產業面臨的發展挑戰

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，而受勘探開發和生態環保等多種客觀因素限制，國內自產天然氣增長有限，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%，預計2025年將達到50%左右[5]。天然氣主要應用在城市燃氣、工業用戶和燃氣發電領域，多為關系國計民生的公用事業行業，特別是需要保障城市燃氣和北方地區冬季清潔取暖。在全球低碳轉型加速、國際油氣價格大幅波動的背景下，穩定的天然氣供應渠道、規模和價格面臨重大挑戰，因此迫切需要高度重視能源安全問題。

3.2 全球LNG供應格局發生深刻變化

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產能建設方面均快速增長，其供應格局相比10年前發生較大的轉變。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供應份額正向少數國家集中，在國際政治環境愈加復雜多變、貿易逆全球化的發展態勢下，需警惕對我國能源供應安全的影響。同時，烏克蘭危機正導致全球LNG貿易流向發生調整，歐洲天然氣需求格局存在轉變的較強預期。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穩定供應產生深遠影響。

3.3 國際LNG貿易中的話語權和定價權有待提升

從全球各區域來看，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，長期形成的供需關系及貿易流向走勢造成了LNG在亞太地區的溢價現象。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現貨市場向“歐洲溢價”轉變，區域市場聯動增強，高企的歐洲價格成為拉升亞洲價格的主要因素，買家開始轉向青睞長協，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貿易量超過20%，由于反映我國天然氣/LNG市場供需的價格指數建設仍處于起步階段，因此我國在國際LNG貿易活動中的定價權與話語權仍有待進一步加強。

3.4 LNG采購行為分散

2014年以來，國際油價大幅下跌導致LNG長協價格進入下行通道，同時新增產能的增加和東北亞地區市場需求不暢引發LNG現貨價格低迷。為保障長協照付不議消納，傳統三大石油公司對LNG現貨需求有限，加之國內天然氣市場化改革進展加快，一批以發電企業、大型城燃企業等為代表的主體開始進入LNG國際采購領域，以繞開中間環節，降低采購成本。然而，各企業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，不利于充分發揮市場規模優勢獲取穩定的進口LNG資源。

3.5 LNG價格和國內市場價格聯動機制有待完善

當前，國內天然氣市場與國際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。國際國內價格體系的差異導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。而天然氣貿易在上游購銷商務合同中，大部分采用照付不議方式，執行也十分嚴謹。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，在執行上也存在難度。

4 未來發展對策

4.1 努力構建多元供氣格局

2021年以來，天然氣價格高企以至全球市場供應局部受阻，我國可進一步完善多元供氣格局，加大國內常規氣和非常規氣開發力度，加強不同氣源的供應協調，能有效提高我國天然氣市場供應的彈性空間。目前，非常規天然氣已成為我國天然氣重要資源，2021年致密氣、頁巖氣、煤層氣和煤制氣產量已達903億m3[7]。在國家層面上，應進一步鼓勵國產氣勘探開發，增加對海氣、煤層氣、煤制氣等非常規氣的財稅補貼力度，并加大生物質燃氣技術攻關和支持力度，充分體現生物質燃氣負碳排放特點，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安全。

4.2 多措并舉不斷提升資源池的抗風險能力

LNG相關企業應加大國內和國際資源協同力度，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資源，宜使國內資源和進口LNG長協保障能力不低于80%[1]，并結合國際資源供給態勢動態優化資源池結構，年內提前落實LNG現貨、接收站儲備罐容和跨區域資源串換補充高峰季缺口。將海外權益資源、LNG長中短期合同、LNG國際轉運資源及LNG現貨等多種能源獲取方式結合，不斷豐富資源池的供應結構，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變能力。同時，在資源池優化中應加大來源多元化力度，降低對單一國家的依賴。

4.3 積極延伸產業鏈上中游業務

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

4.4 持續推進天然氣價格市場化

持續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規模采購優勢，分布形成亞洲地區乃至全球的天然氣定價中心，加強國際定價權，打造具有影響力的天然氣價格指數，逐步消除“亞洲溢價”影響；引入第三方監管機構或評級機構，對供用氣企業合同執行情況進行評級，將用氣企業履約情況納入國家征信系統。

4.5 提升LNG接收站規?；\營水平

突出規模效應，在北方沿海等重點地區規模化、集約化發展LNG儲備基地，鼓勵在港址、陸域條件較佳的現有LNG接收站擴大儲罐規模和LNG接卸碼頭，提升航道通過能力，優化船舶作業窗口，并做好與國家管網主干管道互聯互通，消除高峰季的氣化外輸瓶頸。同時，在粵港澳大灣區、長江三角洲和環渤海等LNG接收站主要部署區域，可探索由行業內具有豐富經驗的LNG運營商統一采購、統一運營、統一調配的共享服務模式，并大力發展LNG冷能利用及接收站周邊的多能互補供能體系，努力降低中間環節成本，合理配置資源。