【天然气】中国能源报：众多民企LNG接收站停留在审批环节 LNG接收站调峰保供大有潜力

文丨 中国能源报记者 李倩
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       北方供暖季虽已陆续收尾，但期间“气荒”引发的各类话题仍在持续发酵。

在日前召开的第十届国际石油和天然气高峰论坛上，多位专家表示，“气荒”过后，国家有关部门正加速推进天然气储气调峰设施建设，作为重要的调峰油气设施，LNG接收站的审批规划建设，特别是非国有企业投资建设LNG接收站需给予更多政策性支持。

       记者了解到，2014年以来，国家陆续出台降低LNG贸易门槛的政策，鼓励引导民营企业参与LNG产业链竞争。同时，在去年年底我国天然气供需矛盾引发了 “气荒”以及“天价LNG”等现象后，民营企业纷纷看好LNG贸易市场这块大蛋糕，积极筹划建设自己的LNG接收站。然而事实是，迄今为止，我国仅有广汇和九丰这2个民营LNG接收站投产，众多民营LNG接收站的投资申请和建设进程则长时间停留在审批环节。

民企热情高涨

      去年的保供季，进口LNG着实是一匹“黑马”。国家发改委资料显示，2017年我国天然气表观消费量2373亿立方米，同比增长15.3%，消费增速重回两位数。与此同时，我国天然气的对外依存度升至39%，其中LNG进口量超过管道气进口量，同时也超过韩国成为全球第二大LNG进口国。

      多位与会专家预计，今后几年我国天然气消费量将继续保持高速增长，且在国内供应量还有待提升的形势下，天然气进口比例有望进一步扩大，而进口LNG调配灵活、接近消费区，将有巨大发展空间。再加上国际市场上，LNG总体供大于求，价格低廉，LNG市场对民营油气企业具有极大吸引力。

      另一方面，在我国天然气资源相对短缺背景下，民间资本进入LNG贸易市场利国利民。“我们做过测算，进口LNG的最佳辐射半径为800-1200公里，也就是说，在距沿海1200公里以内的地区，终端用户使用进口气要比管道气更经济。”在民企从事进口LNG贸易的陈柏万对记者说，而且民企比国企在体制机制上更适应国际市场，灵活性大，议价能力强。“低廉的气源进入我国市场，既可拓展我国进口气源的多样性，提升总体供应能力，又能使终端用户最终受益。”

      据了解，陈柏万所在的民营公司已与俄罗斯天然气公司签订了一份长达20年的进口LNG“照付不议”合同，约定气价低廉，且可使用人民币进行结算。对此，中石油天然气与管道分公司相关专业人士表示，国有企业的性质客观上决定了国企不太容易能在海外拿到便宜的天然气资源——国际能源市场上确实存在“中国溢价”，而民企在议价方面确实能力更强、更活跃、更灵活、更没有包袱和束缚，如果扩大民营资本的海外能源自由采购空间，或对打破世界天然气市场的“中国溢价”大有裨益。

      值得一提的是，虽然陈柏万所在公司已经落实好低价气源，但由于国内体制政策等因素制约，其便宜的LNG资源一直无法进入国内市场。

热情被“泼冷水”

       事实上，在我国和陈柏万公司处于类似处境的民企不在少数。虽然国家很早就鼓励并支持民企无门槛、无条件、无制约参与油气基础设施建设，但由于政策落实不到位，LNG接收站对民企开放进展缓慢，民间资本进入后发展受限。

        据了解，民企参与进口LNG贸易主要通过两个渠道，一是第三方租赁LNG接收站，二是自建LNG接收站。然而目前这两个渠道并不畅通，第三方准入政策“雷声大雨点小”，实际落实案例少。由于LNG接收站主要为“三桶油”所建，民企难以获得接收站使用协议，进口LNG时需协调接收站窗口期，且须优先让位于“三桶油”长协资源的排产计划。在2014-2016年，中石油LNG接收站曾为第三方进口LNG约90万吨，但去年政策收紧，全年“三桶油”并无一例第三方准入。

        另一方面，迄今为止真正投产的民企自建LNG接收站更是屈指可数。“民企建设LNG接收站不缺资金，也不缺技术，关键在于获得政府批准。要顺利建成LNG接收站，需要层层审批，跑断腿也跑不下来。”陕西省燃气设计院院长郭宗华很无奈地说。

        据记者了解，LNG接收站审批程序复杂，除了要经过市级、省级以及国务院有关部委三级审批，陆上LNG接收站码头还要通过交通局审核，浮式LNG接收站则归海洋局管。其实，早在2013年，就有不少呼吁LNG接收站审批权放开的声音，但到目前为止，收效甚微。

      值得一提的是，即便民企有了自己的LNG接收站，也可能面临接入难问题，即接收站很难接入长输管道，仅能够以液态形式在周边范围内进行销售，也不能按规定享受国家增值税返还政策。

“还得看政策”

      对于下一步如何解决民企投建LNG接收站难题，多位业内人士表示。其中中石油经济技术研究院天然气市场所经济师王新哲还表示：“要加快LNG接收站的审批程序，在填海造陆和浮式设施等方面给予一定的政策倾斜，提升LNG进口能力。”

      其次，在深化天然气改革方面，国家发改委价格监测中心研究员刘满平对记者表示，鼓励基础设施混合所有制改革是下一步工作重点，或将出台《油气基础设施引入社会资本指导意见》（下称《意见》）。据悉《意见》已拟完，但何时下发未知。

      对于该《意见》是否会真正推动民企进入进口LNG市场，有业内专家持观望态度。“《意见》中对民企民资的放开程度，即民资可控股的程度是关键，部分参股还是全资控股，效果截然不同。”

      在完善天然气体制机制方面，刘满平表示，要探索天然气进口基础设施投资回收的新机制，在保障石油公司前期建设投资回收的前提下，继续松绑以石油公司为主导的LNG进口政策，公平开放LNG设施投资。“未来，在调峰责任更加明确、赢利模式逐步完善的基础上，LNG接收站、地下储气库、城市门站调峰设施建设将加快发展，形成多元化调峰储备体系。”

LNG接收站调峰保供大有潜力

文丨中国能源报记者 仝晓波

原文：https://mp.weixin.qq.com/s/kmfbdKiVH0OgXIzPWF934Q

      3月26日，在位于浙江宁波北仑区的中海油宁波LNG接收站码头，一艘来自卡塔尔的Q-Flex型“AL KARAANA”号LNG运输船正在进行接卸气作业。约一天后，约9.5万吨液态LNG（约合近1.4亿方气态天然气）被输送到该站的3个16万方水容积LNG储罐中，再气化外输到各个下游用户端，或通过LNG槽车运输到全国各地……

      时值冬供尾声，此时的宁波LNG接收站已远没有刚刚过去的几个月那样忙碌，但气化外输量仍达到1400万方/天，接收站内19个装车撬一直在连续24小时运转。

       “2017年11月到今年3月底共计4个月时间里，我们供浙江的气化外输天然气达到近19亿方，占到同期浙江省天然气消费总量的‘半壁江山’。进口LNG已经成为浙江省名符其实的主力气源。”近日，中海石油气电集团浙江销售分公司生产运行部经理吕俊对记者说。

保供主力作用尽显

        记者进一步从中海油气电集团获悉，作为中海油LNG接收站及贸易的运营平台，去年11月到今年3月，该集团所属宁波、天津、广东接收站，通过与中石油、中石化资源串换，累计向广东、浙江、天津、福建地区增供近10.6亿方天然气。与原计划相比，冬供期间，中海油共增加采购LNG34船，折合约32亿方天然气。

      “为保障华北地区民生用气，我们还组织100台LNG槽车‘南气北运’，途径2300多公里，每天从广东、福建地区向华北地区增供LNG20车，折合约60万方/天。”中海石油气电集团贸易分公司LNG贸易经理魏琳对记者说。

      其中在广东地区，2017年12月起，广东省天然气管网在从化鳌头首站正式开启天然气反输通道，将来自中海油的南海海气和珠海LNG资源反输到中石油西气东输二线，最高达到500万方/天，整个供暖季累计串换量超过3.3亿方。

      中海油宁波LNG接收站是浙江省唯一的应急调峰气源，其进口气量占到中海油进口LNG总量约四分之一。从2016年开始，中海油宁波LNG接收站在浙江省官方层面的定位就已由调峰气源上升为该省的主力气源，即“基本负荷+调峰”气源。

      记者在调研中了解到，2017年，浙江省天然气消费量首次突破100亿方大关，达到105亿方，其中宁波LNG接收站提供的气源量达到近30亿方，占到其中近三分之一，尤其在2017年冬，宁波LNG接收站应急调峰保供主体作用尽显。

      2017年入冬后，中石油西一线、西二线供浙江的气量锐减，大量调往华北地区。据吕俊介绍，2016年冬天，中石油供浙江的气每天约有600—800万方，但2017年冬最低时每天只供200多万方，还只是西二线，西一线全停。不仅如此，中石化供浙江的管道气也有连续近20天每天减供100万方，以上所有减供的缺口全由宁波LNG接收站补充。

      “去年冬天，宁波LNG接收站日最高供气量超过1900万方，比2016年日最高供应量高出约500万方，与接收站2000万方的生产负荷极限持平。”吕俊说。

        距离宁波1000公里以外的天津，在“2+26”大气污染传输通道城市中排名仅次于北京，是典型的北方用气城市，峰谷差达到8.2:1。天津目前只有中石油、中海油两家气源，中海油天津LNG接收站在立项之初就被定位于天津的应急调峰气源，目前一期两个3万方水容积的LNG储罐已投入运行。记者近日在该接收站调研时了解到，2017年，该接收站LNG销量从2016年的96万吨，跃升到210万吨，增幅达到114%。

       “中海油向天津供应的气态天然气大部分在冬季，2017年冬季，中海油天津接收站气化外输气量最高达到近1500万方/天，液态装车超过400车/天。为保障向华北地区供气，我们承担应急保供主体责任，通过滨达管线与中石油串换资源，合计向华北地区与天津提供了超过3.8亿方应急气源。整个供暖季向天津提供了13亿方的气液态天然气，占同期天津天然气消费总量的26%。”中海石油气电集团天津销售分公司副总经理王长禄对记者说。

调峰潜能待“挖”

       “事实上，在广东地区，去年在中海油与中石油资源串换的500万方/天基础上，通过优化设施维修及排产计划，中海油在该地区还有约300—400万方/日的天然气增供潜力。”魏琳说。

       业内专家指出，未来3—5年，中国北方冬季天然气区域性供需矛盾仍将存在，解决这一问题最直接、最有效的手段是加快释放已建成LNG接收站产能。

据记者了解，目前国内运行的18个接收站，2017年平均利用率也只有65%。据初步统计，仅中海油广东大鹏、深圳、广西、粤东、福建LNG接收站总计就有约5000万方/天的富余产能。

       有燃气行业权威专家在接受记者采访时指出：“根据现有规划，到2020年，我国投产运行的接收站预计可达到28个，其实只要在每个接收站基础上加快扩建，无需再新建站，未来依靠LNG接收站调峰保供，设施能力就已足够。”

       据介绍，中海油作为国内LNG领军企业，目前正在加速规划和实施天然气产业布局。尤其在LNG接收站方面，目前正计划在原有已建成的10座LNG接收站的基础上，筹划和扩建浙江宁波、天津两座LNG接收站，新建漳州、江苏两座LNG接收站，并积极在北方地区布局规划新的LNG接收站。

       根据规划，宁波LNG接收站二期将新建3个16万方水容积的储罐及配套装置，预计将于2020年投产，届时气化外输能力将在现有2000万方/天基础上翻番，达到4000万方/天。

       另据记者从其他渠道了解，正拟启动二期建设的天津LNG接收站，初步计划将再建1座LNG码头与10座20万方水容积的LNG储罐，预计到2021年应急储备能力超过10亿方。

       王长禄指出，未来天津LNG接收站的设施能力不仅完全可以满足发改委要求的上游需要具备年销售气量10％的储气调峰要求。在此基础上，富余的一部分能力接收站也能够承担天津市下游用户需要具备的不低于年用气量5％的调峰能力。

互联互通是关键

       对于接下来挖掘LNG接收站应急调峰潜力所面临的阻碍，调研过程中，受访人士一致指出，提升接收站的设施能力固然重要，但天然气基础设施的互连互通更为关键。

       记者了解到，虽然在冬季用气高峰期，中海油天津LNG接收站实际发挥的作用已相当于天津市的主力气源，但淡季时该接收站的管道气只有天津门站一个出口，而津燃华润作为天津市惟一的管道气运营商，也是接收站的惟一管道气用户，在天然气消费淡季时却只接受中石油的管道气。但事实上，天津LNG接收站要保证基本的连续运转，每天产生的自然蒸发气就有30万方，而这部分气源在夏季天然气消费淡季时只能靠华能电厂消化，一旦华能电厂面临检修，这部分气就得烧掉。

       “如果一年中只有4个月运行时间，8个月却在闲置，上游进口的积极性肯定会受到打击。我们希望未来接收站也能够成为未来保障天津市冬夏供气的主力气源。但目前还面临打通下游用户‘最后一公里’，如管径匹配、以及新建管线铺设方面的瓶颈，而这还要取决于天津市政府的协调力度。”王长禄说。

       值得一提的是，据记者了解，中海油自主投资建设的蒙西管线，其东段部分即中海油天津接收站至大港的管线按计划将于今年供暖季前投产，届时中海油天津LNG接收站将可打通与中石油、中石化管线互联互通的渠道，绕过天津门站向华北地区提供必要的应急保供气源。

       虽然浙江省独特的“多气源一环网”优势使得省内气源供应商“三桶油”的互联互通成为可能，从而极大地提高了该省天然气管网的应急保供能力，但从长远看，随着宁波接收站的扩容，以及未来新奥舟山、中石化温州接收站的陆续投产，这样的互联互通仍显不足，未来依然面临外输瓶颈。

       “浙江管道气消费市场集中在宁波—绍兴—杭州沿线，但该区域内主干管网仅杭甬线一条，对我们的接收能力只有2400万方/天，目前已接近极限。因此现眼下需要尽快启动杭甬复线建设计划以备用。”吕俊说。

       吕俊进一步指出，真正的互联互通不应仅限于浙江省内，而应是浙江与周边地区以及三桶油管网之间的互联互通。

       纵观全国，2017年我国进口LNG超过3800万吨，合550多亿方天然气，已占到全国天然气消费总量约四分之一。但因LNG进口接收站主要分布在沿海地区，受输气管道互联互通瓶颈限制，目前只供应到沿海各省。

       由于国内天然气供销布局的不均衡与天然气基础设施互连互通的滞后，一方面导致沿海地区天然气供大于求，基础设施闲置，如广东地区年需求量约200亿方，但资源供应能力已经超过400亿方；另一方面，冬季采暖季期间，在中西部、北方地区天然气供应紧张的情况下，包括南方沿海国产气、中缅进口气、进口LNG接收站的产能都不能得到有效释放。

       “建议国家能够统一协调实施，加快实现LNG接收站、三桶油天然气管线互联互通。”魏琳说，“同时应统筹安排天然气供应的战略性部署，积极引导国际LNG资源采购来源多元化，最大限度消除影响国内天然气安全稳定供应的地缘政治风险，降低LNG进口成本。此外，考虑到天然气的环保和保供价值，还应进一步完善LNG进口环节增值税退税政策与对三桶油的年度绩效考核办法，降低因价格倒挂对进口LNG产生的消极影响。”

来源：中国能源报（微号：cnenergy）记者： 李倩& 仝晓波 责编 | 卢奇秀
编辑：华气能源猎头（energyhunt）

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