数字能源网讯：能源咨询公司伍德麦肯兹预测，2020年我国液化天然气（LNG）进口总量达到6250万吨，比2019年增长约3%。近年来，进口LNG合同模式由“点对点”、长期合同，向不限制目的地的中短期合同方向发展。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。

但在受疫情影响、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。为此，要强化天然气在一次能源中的主体地位，积极参与国际LNG贸易，降低LNG资源成本，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，充分发挥国家管网公司作用，提高储气能力，应对市场供需的变动，推动国内天然气市场发展。

2020年12月，亚洲LNG现货价格创新高，与国际油价挂钩的长期协议定价模式重新恢复优势，再次受到市场青睐。在现货市场价格走高的情况下，更多买家开始重新选择长期协议。能源咨询公司Energy Aspects指出，随着在建项目复产、新项目问世，预计2021年有更多LNG入市，届时亚洲LNG价格可能小幅回落。

本版文图除署名外由侯明扬 谢治国 提供

我国液化天然气进口保持较快发展态势

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

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、印尼、巴布亚新几内亚、俄罗斯和尼日利亚等十几个国家。其中，澳大利亚是我国最大的LNG来源国，向我国出口LNG为2780万吨；卡塔尔、马来西亚和印尼向我国出口的LNG数量也相对较大，分别为830万吨、690万吨和450万吨。从基础设施的角度来看，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，使我国已投产的LNG接收站在13个沿海省份的总数达到22座，合计接收能力超过7000万吨/年。

2020年，受新冠肺炎疫情影响，我国进口LNG增长有所放缓，但总体保持稳定。其中，一季度进口LNG合计1525万吨，同比增长2%。根据能源咨询公司伍德麦肯兹预测，2020年我国LNG进口总量达到6250万吨，比2019年增长约3%。

从进口价格变化的角度看，受国际油价变化和疫情综合影响，我国进口LNG价格较2019年有明显下降。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价格总体仍处于较高水平。

从全球LNG贸易来看，亚太地区与欧美地区的LNG价差明显拉开，“亚洲溢价”体现得较为明显，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，以及国际石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年以来签署的LNG合同已有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发展，进口LNG仍有较大的市场空间。伍德麦肯兹预测，疫情结束后，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。

进口液化天然气仍面临诸多市场风险

虽然中长期前景预期良好，但在疫情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力，特别是“十八大”以来，在环保部门的统一推动下，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的定价机制下，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映其消费利用的环境成本，天然气在经济性上与煤炭竞争处于明显劣势。

“煤改气”政策的推进很大程度上需要各级政府财政补贴。然而，虽然2020年至今疫情叠加低油价使LNG现货进口价格大幅降低，有助于增强天然气的竞争优势，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，或将更为合理地约束天然气和LNG消费增长；其次，在现阶段应对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”存疑。

二是价格波动的风险。在油价下跌和疫情的双重影响下，国际LNG现货价格大幅下降，国内LNG销售价格从2020年1月的3500元/吨左右，持续走跌在6月的2500元/吨左右，较2019年同期平均下跌了893元/吨，跌幅为22%。在价格因素的刺激下，疫情发生以来，国内天然气需求保持了增长态势，车辆用气快速增长。

但随着国际经济的逐渐复苏，未来LNG价格不可能始终维持在低位，即使是总体供应宽松，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。尤其是当前我国仍有相当比例的进口LNG是与油价挂钩，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是发电，但燃气发电的成本不仅远高于燃煤发电，而且随着风能、太阳能发电成本的不断降低，燃气发电成本高将成为影响天然气及进口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，国产陆上天然气通过管道和槽车两种方式向气价承受能力相对较高的东南沿海市场发展，对进口LNG构成了较大的竞争。

与此同时，中俄东线管道的投产也增加了LNG价格竞争的风险。根据俄罗斯天然气工业公司披露，2020年1~8月，中俄东线管道已向我国输送天然气23亿立方米，预计2020年、2021年和2022年向我国输送天然气分别达50亿立方米、100亿立方米和150亿立方米。

四是基础设施仍存在一定瓶颈。首先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。其次是我国LNG接收站地域布局不均衡，整体来看，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。页岩气革命使美国成为全球LNG供给的重要来源，但中美贸易摩擦对我国进口美国LNG影响较大。2019年5月，国务院关税税则委员会决定将美国LNG进口关税提升到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。2020年初，由于中美贸易摩擦有所缓和，我国也暂免了对美国LNG加征25%的进口关税。

但中美贸易摩擦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，根据伍德麦肯兹的测算，在较低油价水平下，即使没有关税，与美国亨利中心基准气价挂钩的美国LNG同与油价挂钩的其他部分地区LNG相比也缺乏竞争力。

六是分销渠道风险。从供气模式来看，LNG“点供”以其灵活的供应方式及价格竞争力，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。从交通运输方面来看，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。

数据显示，2019年初国内LNG槽车数量就已破万。但LNG槽车运输缺乏专业行业法规约束，有一定的安全隐患，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，随着国内天然气管道的增建、扩建及天然气市场化定价的推进，也将在渠道上给LNG消费增长施加压力。

加大天然气勘探力度 重视非常规资源接替

在当前复杂的内外部发展环境下，我国政府、天然气行业和油气企业要重视应对LNG市场存在的各类风险。

第一，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转换，不断降低温室气体排放，目前最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。

第二，要积极参与国际LNG贸易，优化进口LNG结构，降低LNG资源成本。在国际LNG市场供应宽松的形势下，LNG市场上买方力量不断加强。我国应充分利用国际LNG资源，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。我国参与天然气资源开发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进口的价格波动风险，关键在于参与上游开发，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，应对市场供需的变化。2020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，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替作用，通过技术水平和管理能力的持续提升，努力提高国产天然气的供给能力，为稳定国内LNG供给夯实基础。