价格暴涨背后：我国LNG进口的风险与应对

文 | 侯明扬 谢治国

供职于中国石化勘探院

2019年，我国天然气需求市场同比增长8.6%，较2017—2018年连续两年的双位数增长率略有下降。其中，2019年我国进口LNG超过6000万吨，同比增长12%，是仅次于日本的全球第二大LNG进口国。

从进口公司主体的角度看，中海油及其旗下合资公司仍是我国LNG最大的进口主体，合计LNG进口2770万吨，占全国总进口量的46%，但市场份额较过去数年有所下降，主要原因是接收站主要在南方沿海，距离受“煤改气”等因素驱动，用气量较快增长的京津冀等北方区域相对较远。

中石化受益于天津接收站投产运行，2019年LNG进口总量约1500万吨，同比增长60%。中石油则在进口管道气和LNG间“艰难平衡”，2019年LNG进口总量仅1360万吨，同比下降13%，同时，其三大LNG接收终端都位于长江以北，因此LNG进口表现出了较强的季节性特征。

此外，申能、新奥、广汇等地方石油企业和民营石油公司等，2019年合计进口LNG超过400万吨，占全国进口量的7%，已成为具有较好竞争力市场参与者。

从进口来源的角度看，2019年我国LNG进口保持多元化发展态势，进口来源包括澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚、俄罗斯和尼日利亚等十余个国家。其中，澳大利亚成为我国最大LNG来源国，向我国出口LNG量2780万吨；卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚向我国出口LNG量也相对较大，分别为830万吨、690万吨和450万吨。而从基础设施的角度看，2019年我国有中海油防城港LNG和深圳燃气华安LNG两大终端建成投产，使我国已投产LNG接收站在13个沿海省份总数达到22座，合计接收能力超过7000万吨/年。

进入2020年后，受新冠疫情影响，我国进口LNG增长有所放缓，但总体保持稳定。其中，第一季度进口LNG合计1525万吨，同比增长2%。根据伍德麦肯兹公司预测，2020年我国LNG进口总量将达到6250万吨，同比增长约3%。

从进口价格变化的角度看，受国际油价变化和新冠疫情综合影响，我国进口LNG价格较2019年价格有明显下降（见图1）。

但受现有长期资源合同，以及国内LNG储存能力和市场消纳能力影响，进口LNG总体仍处于较高水平。从全球LNG国际贸易来看，亚太地区与欧美地区LNG价差明显拉开，“亚洲溢价”体现得较为明显（见图2），在一定程度上反映了亚洲天然气市场和欧美天然气市场在基础设施、市场灵活性等方面的差异。

从进口合同模式的变化看，近年来随着国际LNG市场由卖方市场向买方市场转移，以及国际油公司越来越多地采取“资源组合”的模式，进口LNG合同模式也从原先的“点对点”、长期合同，向不限制目的地的中短期合同方向发展。据统计，2019年来所签署的LNG合同已经有90%以上是不限制目的地的合同，其中也有相当一部分是由资源组合进行供应，也没有限制供应来源。LNG国际贸易的灵活性进一步增强。

长期来看，随着我国国民经济的进一步发展，进口LNG仍有较大的市场空间。伍德麦肯兹公司等公司预测，疫情结束后，未来我国LNG进口市场将持续扩大，2025年、2030年和2035年将分别超过8000万吨、1亿吨和1.2亿吨；现货市场购买LNG气量将在2032年前后超过长约进口LNG气量。

尽管中长期前景预期良好，但在新冠疫情在全球范围内持续扩散、我国天然气市场改革不断深化以及国际能源贸易环境日趋复杂的大背景下，我国LNG市场发展仍面临多重风险。

一是政策性风险。环保因素是当前我国天然气需求增长的主要驱动，特别是“十八大”以来，在环保部的统一推动下，各重点地区“煤改气”要求不断深入，是2017年以来供暖季国内天然气特别是LNG进口需求大幅增长的根本原因。

而在我国现有能源市场定价机制下，由于碳税征收、碳排放权交易市场等相关政策机制尚未建成或仅处于试点阶段，各类能源价格无法完全反应其消费利用的环境成本，因此天然气经济性上与煤炭竞争处于明显劣势。因此，“煤改气”政策的推进很大程度上需要各级政府财政基于补贴。

然而，尽管2020年至今，新冠疫情叠加低油价将使LNG现货进口价格大幅降低，有助于提高天然气的竞争优势，但环境政策仍是左右天然气和LNG需求增长的关键。首先，国家已提出“宜煤则煤、宜气则气”等冬季供暖新要求，或将更为合理的约束天然气以及LNG消费增长；其次，在现阶段应对新冠疫情已大幅增加各地公共开支的背景下，部分地区能否提供充足的财政资金继续补贴“煤改气”存在疑问。

二是价格波动的风险。在原油价格下跌和新冠疫情的双重影响下，国际LNG现货价格大幅下降，国内LNG销售价格从1月份的3500元/吨左右，持续走跌至6月非的2500元/吨左右，较2019年同期平均下跌了893元/吨，跌幅到22%。在价格因素的刺激下，疫情以来，国内天然气需求保持了增长的态势，车辆用气快速增长。但随着国际经济的逐渐复苏，未来LNG不可能始终维持在低位，即便是总体供应宽松，也可能出现季节性的供应紧张。如果国内LNG价格出现较明显的波动，将再次影响天然气市场的预期。尤其在目前，我国仍有相当比例的进口LNG是与原油价格挂钩，LNG的进口成本也将受原油市场价格波动的影响。

三是替代能源竞争的风险。国内天然气的主要用途仍以发电为主，但天然气发电的成本不仅远高于煤炭，随着风电、太阳能发电成本的不断降低，天然气发电成本的问题成为了影响天然气及进口LNG发展的关键问题之一。

在国内油气加大增储上产力度的形势下，国产陆上天然气同时通过管道和槽车两种形式向天然气价格承受能力相对较高的东南沿海市场发展，对进口LNG构成了较强的竞争。同时中俄管线的投产，也加大了LNG价格竞争的风险。根据俄气公司披露，2020年1-8月，中俄东线管道已向我国输送天然气23亿方，预计2020年、2021年和2022年向我国输送天然气量分别可达50亿方、100亿方和150亿方。

四是基础设施仍存在一定瓶颈。一是我国接收站集约化程度普遍不足，部分接收站规模较小、储存能力有限。平均每个泊位设计接收能力较国际领先水平差距较大，现有在产项目中，仅有大连LNG、曹妃甸LNG、如东LNG、山东LNG和大鹏LNG等少数项目接收能力在500万吨/年以上。二是我国LNG接收站地域布局不均衡，从整体看，南方地区较多，北方地区较少。其中，在冬季用气高峰，华北区域LNG接收站基本处于满负荷运行状态，长江沿线LNG接收能力薄弱，华南地区LNG接收能力未能充分发挥。

五是能源贸易风险。“页岩革命”使美国成为全球LNG供给的重要来源，但中美贸易冲突对我国进口美国LNG影响较大。2019年5月，国务院关税税则委员会决定对美国LNG关税提升到25%；我国石油企业在2019年下半年也暂停执行与美国的LNG进口协议。进入2020年后，中美贸易冲突有所缓和，我国也暂免了对美国LNG加征25%的进口关税。

但中美贸易冲突未来仍存在恶化可能，预计我国石油企业后续将会慎重签署购买美国LNG的长期协议。此外，根据伍德麦肯兹测算，在较低油价下，即使没有关税，与HenryHub基准气价挂钩的美国LNG同与油价挂钩的其它部分地区LNG相比也缺乏竞争力。

六是分销渠道风险。从供气模式上看，LNG“点供”以其灵活的供应方式及较好的价格竞争力水平，对部分城市燃气经营企业的市场产生了明显冲击，但其在法律层面上是否侵犯城燃企业特许经营权存在争议。从交通运输上看，近年来，槽车运输成为国内LNG分销渠道的重要组成部分，是“点供”等LNG异地调配的主要运输方式。

据业内估测，仅2019年初，国内LNG槽车数量已破万。但LNG槽车运输缺乏专业行业法规约束，存在一定的安全隐患，是各地区交通、安监等部门监管的重点对象，后续规模化扩张存在较大阻力。

此外，随着国内各级天然气管道的增建、扩建及天然气市场化定价的推进，也都将在渠道上对LNG市场增长产生压力。

在当前复杂内外部发展环境下，我国政府和天然气行业和石油企业要重视应对LNG市场存在的各类风险。

首先，要转变思路，进一步强化天然气在一次能源中的主体地位。习近平主席在第七十五届联合国大会上做出了二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的庄严承诺。为实现化石能源向可再生能源的转换，不断降低温室气体排放，目前最为可行的就是充分利用国际资源，提升天然气和LNG在一次能源中的比例，充分发挥天然气作为未来化石能源向可再生能源和新能源发展方向转换的桥梁型能源作用。

其次，要继续积极参与国际LNG贸易，优化进口LNG结构，降低LNG资源成本。2019年，我国进口LNG已经超过6000万吨，成为仅次于日本的第二大LNG进口大国。在国际LNG市场供应宽松的形势下，LNG市场中买方的力量不断加强。我国应充分利用国际LNG资源，在不断推动国际LNG资源市场发展的基础上，增加LNG资源采购话语权，通过推动市场的发展，与LNG资源方一起解决我国LNG资源采购在刚进入国际市场时出现的长期协议不够灵活，价格过高等问题。

第三，要拓展渠道，积极参与国际天然气资源上游开发，降低LNG产业链整体成本风险。我国参与LNG资源的主体仍以三大石油公司为主。三家石油公司在油气资源开发生产、大型境外项目运营等方面均积累了丰富的经验。为减少国际LNG引进的价格波动风险，关键还在于参与上游，在获得稳定的资源储量的同时，降低成本，减少产业链整体的价格波动风险。

第四，要充分发挥国家管网公司作用，加大基础设施建设力度，提高储气能力，应对市场供需的变动。年初国际油价大幅下跌以来，欧洲天然气市场利用发达的储存设施，充分吸收了国际LNG的低价富余产能，保障了对清洁能源的利用。

我国在成立国家管网公司后，一方面要继续推动供气企业增加储气能力，另一方面要通过体制机制设置，鼓励国家管网公司形成更多的天然气储存能力。通过基础设施增强对国际LNG价格变动的吸纳和抵御能力。

第五，要进一步推动国内天然气市场的发展。在国内建设天然气交易中心的基础上，不断完善天然气定价机制与准入机制，打造一个公开透明的市场环境，推动形成中国市场基准价，充分反映国内天然气市场的需求和供应关系，减少上下游不匹配的价格风险。从整体上提高国内天然气行动的效率，为我国LNG市场乃至整个天然气市场的长远发展创造良好环境。

此外，我国石油企业还是要加大国内天然气勘探开发力度，在强化常规天然气增储上产的同时，重视页岩气等非常规天然气的资源接续作用，通过技术水平和管理能力的持续提升，努力增加国产天然气的供给能力，为稳定国内LNG供给夯实基础。