LNG接收站期待松绑
目前，中国已投产的LNG接收站共有12个，在建和规划建设的项目近20个。经过多年发展，国内LNG业务有效保证了国家供气安全，充分发挥了快速、及时的季节调峰作用；大幅减少了废气排放，助力了大气环境的改善；打通了海上油气通道，提升了国际市场中LNG贸易地位；使国内天然气市场更加繁荣，增强了国内LNG接收站自主建造民族工业水平。
但是，受国际金融危机影响，在全球油气价格低位徘徊、中国经济发展步入新常态的环境中， LNG接收站业务发展开始暴露出一些问题。一是受长贸价格的影响，进口LNG国内销售亏损严重；二是接收站的富余能力没有被市场有效利用；三是计量方式没有统一给交易各方，造成一定程度的困扰；四是在立项核准、建设管理、运营维护、功能发挥等方面还有很多可优化的空间。
上述环境也不同程度地影响了LNG的需求增速。油气价格低位震荡的持续时间不可预期，各种资本形式的成员企业进入，价格放开和高价长贸倒挂销售等给LNG企业带来了新的矛盾和问题。
此外，在国家实施生态文明战略、实现有质量有效益可持续发展的大背景下，市场对清洁高效的LNG需求仍然有较快增速。预计“十三五”末，国内LNG需求较2015年将翻一番，达到750亿～800亿立方米。面对LNG业务发展的机遇和挑战，本文对我国LNG接收站在“十三五”期间的业务发展做出一些建议。
核准简明化 功能多元化
本世纪前十年，国内规划了十几个接收站，对全球LNG市场是一个相当大的冲击。由于当时国内LNG项目上马过于集中，再加上国家规定LNG项目要落实资源后方能进行核准，且当时LNG采购全部是20-25年的长期贸易，导致资源销售方顺势抬高了当时国际市场的LNG贸易价格，造成采购商缺失谈判筹码。
2015年，LNG现货价格跌破8美元，最低曾一度降至6.5美元。由于国内市场承受价格在7-11美元间波动，因此导致长贸销售十分困难。近5年来，受照付不议制约，国内石油公司进口LNG只能在销售环节中把出货量置于首位，在此基础上确定销售价格。曾经一个时期内，国内石油公司销售1标方气就要亏损2元人民币，接卸1艘26.7万立方米LNG船国内销售要亏损3亿元人民币。
LNG接收站是企业的经营手段和工具。企业必须要在充分的市场调研和对未来发展精心谋划的基础上做出抉择。所以，打破以落实资源为前提的立项模式，实现LNG项目立项在建站环境允许的情况下以市场需求作为首要条件。政府相关部门应下放审批权限，简化核准要件。政府可以考虑将项目建设的环保、安全、布局和规模等方面核准由省级政府进行合理合规合法性审核，效率会变得更高。
近十年，LNG产业突飞猛进，接收站的功能定位也在与时俱进，除简单的气化进管道外输又增加了许多新功能。
随着LNG运输业的发展，LNG槽车、滚装船、LNG分装船、火车等都成为LNG的运输工具，实现了管道、公路、铁路、内河和近海航道四位一体的外输方式。于是，接收站陆续增设了槽车和集装箱装车站、分装船和滚装船码头。随着LNG利用业的发展，许多接收站已经建设或正在考虑建设海上船用加注站、陆上车用加注站，所在园区用气化站，自备电厂、所在园区或直接并网电厂。
与此同时，随着冷能利用业的发展，冷能利用技术取得长足进步。在LNG运输船舶冷却、LNG冷能发电、低温冷库、低温干燥与粉碎等方面都有很大突破。国内多家LNG接收站均实施了LNG冷能利用项目。但受许多客观条件和市场环境的制约，实现盈利还十分困难，所以很多接收站放弃了冷能利用项目。为提升能源综合利用水平，实现绿色发展和增加产业经济增长点，笔者建议国家加大LNG冷能利用项目政策扶持力度，充分发挥其功效。
能力规模化 储罐大型化
当前国内已经投产、在建和规划建设的接收站分布零散，区域密集，单站设计规模比较小，接卸能力为300万～650万吨/年，储存能力为3座16万立方米储罐。除去安全库存，可利用库存比较小。目前，珠三角和长三角两个区域已经建设了13个接收站，规划建设中还有5个是小单元接收站，相临两站距离大部分不足百公里，有的已经成了“隔墙邻居”。因此，国内LNG接收站呈现出区域内重叠、规模小、布点零散的特点，这导致海域资源的浪费和投资的分散，使LNG接收站没有形成规模效益，缺乏竞争力。这种局面不利于产业的可持续发展。
相比较而言，国外经营较好的接收站能力规模化的现象非常明显。例如，韩国Incheon（仁川）接收站额定产能27.5×106t／a，总罐容为288×104m3，包括10个10×104m3的地上储罐，2个14×104m3的地下储罐和8个20×104m3的地下储罐。
接收站实施能力的规模化，首先可以提高仓储能力，将接收站作为储气库来使用，有利于保障能源安全。其次，尽管在建和规划建设接收站的布点已经趋于饱和，但总体能力不能满足国内市场需求，很多企业仍在谋划建设接收站。当前最经济和快捷的手段就是与现有接收站企业合资合建或合作经营，避免海洋资源浪费，降低建设成本和周期。在提高能力和效率的同时，增加国家的战略储备能力和企业的资本运营能力，实现互利共赢和效益最大化。最后，随着管道的发展和市场的变化，进口LNG气化产品执行管道气价格，LNG进口价格较高，形成价格倒挂，一些建成的接收站已经作为管道气的补充和调峰，变成了调峰站。而增加储存容量和气化能力，积极参与市场调峰，推行调峰起价，有利于提高接收站的盈利能力。
当前国内LNG接收站的储罐绝大多数是16万立方米的，也是当前国内最大的LNG储罐。只有江苏LNG接收站在建一座20万立方米的，计划2016年投产，并已经着手研究27万立方米罐的建造技术。而国际上新建扩建LNG储罐中呈现出单体罐容越来越大型化的趋势。据调查，已建和在建18万立方米以上的地上9%镍钢全容罐已超过20座。大容积储罐可有效降低单位容积建设成本，提高土地利用率，避免浪费珍贵的海域资源面积，有利于提高投资效益。储罐大型化已经是今后接收站规划建设和扩建的必然趋势和客观要求。
建设国产化 建管集约化
中国的LNG接收站建设经历了设计、采办、施工、管理、开车完全需要依赖国外承包商完成的引进阶段和以中石油首批三个LNG接收站为代表的国产化建设阶段。以中国寰球工程公司为代表的总承包商单位，率先扛起了EPC大旗，首次在2011年4月顺利完成了国内首个自主建设的接收站——江苏LNG接收站。
截至目前，国内已经实现了技术自主、管理自主和运维自主。Ni9钢、低温泡沫玻璃砖、低温保冷材料、低温不锈钢管材等主要材料完全实现国产化，关键设备浸没燃烧式气器（SCV）、开架式气化器（ORV）、BOG压缩机、海水泵等均已经实现国产化，彻底打破了国外在LNG接收建设和运营中全覆盖的垄断局面。不仅缩短了主要材料和关键设备的采办周期和项目的建设周期，降低至少15%的建设成本，而且掌握了LNG接收站的核心技术，并已经向国外输出。所以，今后国内LNG项目建设必然要走国产化道路。
在管理方面，国内已经建设的接收站大多是一对一地成立项目经理部，配备的各方面专业人才可以完成接收站从项目前期、可研、设计、采办、施工直至项目竣工投产全过程的管理。多年的实践探索和经验积累，使国内专业人员已经完全掌握了大型LNG接收站的建设技术，积累了丰富的管理经验。国内LNG接收站建设采用的都是国际通用的EPC建设模式，EPC承包商也已经成熟。
当前，中国已度过同时集中建设几个接收站的特别时期。对于在今后规划建设多个接收站的企业，完全没有必要沿用过去的管理模式，只要抽调相关专业人才作为管理团队，成立一个LNG项目部，完全可以统管新建LNG接收站的规划、建设。这种模式既节省了人力，又能让有限的优秀人力资源发挥更大的作用，在提高动作效率的同时大幅降低人员管理成本。
运维服务化 运营市场化
目前，国内投产运营超过5年的LNG接收站已经有5个。这些接收站在各自运行和维检修中都积累了丰富的实践经验。能够独立处理生产中的各类问题，对运行系统各环节尤其是关键设备的维检修已经非常娴熟 ，对进口设备的主要配件逐步实现了国产化，有些接收站甚至可以对进口设备根据自身需要进行自主改造。由于国内接收站在设计中存在相当大的共性，尤其是拥有多个接收站的企业。应该鼓励这些已经投产多年的企业建立运行团队和维修团队，也可以考虑利用一个或几个接收站作为基地建立运行和维检修中心。培训专业团队为各接收站提供全方位服务。新建接收站的运行和维检修完全可以通过服务外包的形式对市场进行招标，没有必要浪费时间和人力从零起步。
现在，国内接收站的运营模式大致分为三种：负责资源采购、接卸储存、外输外运、市场营销全过程的独立运营式；资源靠计划配置，负责接卸储存、外输外运、市场营销过程的半独立运营式；三是不负责资源采购和市场营销，只按计划接卸储存和外输外运过程的计划运营式。
在国家要求油气管网设施向市场公平开放和网运、网售分开改革的大背景下，无论接收站归属如何，面向市场公平开放，在保障照付不议的长贸按计划接卸的前提下，让有限的窗口期被市场充分利用已是产业发展的必然要求。因此，接收站运营市场化当前要解决好八个问题。
第一，给接收站独立经营权。管售分离已是改革必然。而接收站何去何从，投资者各持己见。就销售系统而言，拥有了接收站便掌握了销售主动权；而管网系统一旦失去接收站和储气库就如同消化系统没有了胃，只能靠大大小小的肠道来运作，是不可能健康运行的。所以，无论接收站归属如何，都要在保证现有长贸按合同期约定进入国内市场的基础上，将接收站面向市场公平开放。而多数接收站必须接受控股母公司的指令运营，在接受上级计划命令下从事生产经营，必然要经历申请、审批和实施等决策。而市场机会转瞬即逝，容易错失商机。
2014-2015年，有些接收站经过科学运营，创造性地实现了对外开放使用。但由于接收站不能对第三方客户的申请做出快速反应而失去接卸时机，给接收站创收提效带来严重影响。这对资产几十亿元的接收站的生产经营至关重要。因此，建议赋予接收站独立决策权，使其可以积极尝试开展代加工(TUA)、换货与套利交易、现货交易、期货交易、转运、租赁接收站产能、船舶燃料加注、船舶冷却服务等业务，提高接收站利用率。
第二，处理好长贸、现货采购和控制国产气生产的关系。过去一个时期，企业在发展LNG业务上更多的判断是LNG价格趋势将持续走高，所以进口LNG贸易以长贸采购为主、现货采购为辅。面对油价低位震荡的新形势，企业更多在考虑如何拿到低价现货。当前，企业应改变传统贸易思维，认识到在供求关系趋于平衡阶段，恰恰是容易被采购方忽略的签订长贸的有利时机。签订长贸合同应更加注重规避因价格大幅波动带来的经营风险。同时，在价格低位期通过采购中短期和现货方式扩大进口量，适度保留国内天然气资源，放缓开发速度，以保证能源安全和积累企业发展后劲。
第三，建立交易平台，鼓励企业进行资本运营，增加LNG贸易中的话语权。国家已经建立天然气交易中心，鼓励企业在价格低位期积极采购国际市场上的现货、短期、长贸的LNG资源,鼓励国内外贸易商积极投入交易中心进行现货和期货交易，让低价格气源更多流入国内市场，让企业获取更多运营收入。同时，要增加中国在全球LNG贸易中特别是订价中的话语权，促进国内天然气价格市场化，尽快与国际市场接轨。
第四，建立国际通行的计量体系。国内天然气计量单位一直采用气态标方，LNG交易也是以标方和质量计量为主。而天然气要通过燃烧产生热量实现使用价值，因气质不同自然要造成交易上的不公平和纠纷，也给不法分子进行造假、谋取暴利造成可乘之机。因此，以热值为单位进行计量已经迫在眉睫。
第五，完善定价体系。国家在以市场为先导进行价格改革上已经做了大量工作，在“十三五”期间决定面向市场放开天然气价格。由于LNG是管道气的补充，在市场需要增加时，国际市场的价格自然会升高。在这个时期每个经销商都处在保供和亏损的矛盾之中。为此，建议国家给予阶梯气价和调峰气价指导意见，以保证气源稳定供应。
第六，资源供应多国、区域化。随着国际市场LNG生产能力快速提升，卖方市场的格局已经被打破，为进口LNG资源提供了更多选择。而国际能源贸易作为关系国家安全的特殊贸易，一直与地缘政治关系存在微妙联系。我国作为LNG进口国之一,在首先考虑地缘政治关系前提下，面对选择增多的情况应尽可能保证LNG进口多元化。过去，我国进口LNG主要来源国为卡塔尔、澳大利亚和马来西亚。当前，我国可以适度增加非洲、美洲和俄罗斯等其他地区和国家的LNG供应，以保证能源安全。
第七，利用互联网+的思维发展LNG业务。由于LNG加注站、LNG运输车辆和点对点供气站等业务本身就具备网络化特点，实现用互联网+思维进行共赢管理将有效提高资源利用率和运营效率，降低管理成本。
第八，以绿色发展为引领，培育LNG利用市场。LNG作为国际上公认的清洁能源，在国家鼓励绿色发展的背景下，企业要从天然气的坐商中走出去，采取有效措施积极培育LNG利用市场。在汽车轮船等动力燃料应用、城市燃气发电冶炼工业和燃气加工上还有相当大的市场空间。同时，按照“十三五”规划要求，要发展天然气分布式能源，进一步实现接收站内能量的优化运行。
来源：中国石油石化
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