【天然气】曹侃侯明扬：进口LNG业务的挑战与展望（含LNG统计数据）

曹侃侯明扬华气能源猎头 2022-04-22

文：曹侃侯明扬

「导语」

“三桶油”LNG业务已出现差异化发展态势，暴露出基础设施不足对进口LNG发展的制约，也引发了各界对天然气供给安全的强烈关注。

2017年，受北方部分地区“煤改气”政策力度加大叠加中亚管道气供气量出现部分短缺等多重因素影响，我国进口LNG量大幅提升，超过韩国成为全球第二大LNG进口国。

在此过程中，我国北方地区冬季LNG需求量大幅增长，导致了“三桶油”进口LNG业务出现较大的差异化发展态势，暴露出基础设施配套建设不足对我国进口LNG业务发展的制约，也引发了政府、企业和学界对保障国内天然气消费市场供给安全的强烈关注。

尽管如此，从外部环境、内部市场、经营主体以及政策导向等方面综合分析，我国进口LNG业务依然处于上升期，未来仍具有较为广阔的发展空间。

我国跃居全球第二大LNG进口国

根据伍德麦肯兹公司最新统计数据披露，2017年我国LNG进口总量高达3830万吨，超过韩国成为全球第二大LNG进口国，年进口量仅次于日本。

从购买类型看，2017年我国通过长期合约进口LNG量约为3030万吨，较2016年增长22%，包括中海油与壳牌、中石油与壳牌、中石油与埃克森美孚、中石化与澳大利亚APLNG等长期合约；此外，通过现货市场购买LNG总量飙升至800万吨，较2016增长近4倍。

从增长幅度看，2017年我国LNG进口增量为1210万吨，超过2012年日本福岛核事故后880万吨的全球单年LNG进口增量纪录；LNG进口在我国天然气供给组合中的占比也大幅增长，由2014年的11%翻倍增长至2017年的22%。

从区域角度看，北方地区2017年LNG进口量大幅增长，山东、曹妃甸、天津和大连四大接收站合计同比增长率高达86%；东部沿海地区进口量同样增长较大，如东、浙江、上海和启东等东部LNG接收站合计同比增长率为65%；南方地区LNG进口则相对平稳，大鹏、福建、广西、粤东和海南等LNG接收站合计同比增长率仅为13%。

政策因素是推动我国LNG进口快速增长的首要因素。近年来，我国社会经济中对环境治理与绿色发展的呼声日渐强烈，政府相继出台了《加快推进天然气利用的意见》、新版《天然气利用指导意见》等文件，努力将天然气培育成为主体能源。

从价格方面看，在我国沿海等地区，由于近年来国际LNG市场价格有所降低，以进口LNG为气源的部分天然气供给相比国产天然气和长输管道引入的“中亚气”，在价格上已具有一定竞争力。

从商业模式方面看，天然气“点供”与分布式利用模式同样推动了我国LNG进口增长。

一方面，“点供”与分布式利用模式下，单个项目的投资规模小、LNG气源广泛且市场准入门槛相对较低，刺激了天然气终端消费主体数量增加；
另一方面，在“点供”模式下，LNG销售价格受城市门站价格约束较为宽松，在供给侧可能给LNG供应商带来更高的效益，在需求侧也大幅降低了天然气终端消费对供气商选择转换的成本。

三桶油进口LNG差异化发展

中海油、中石油和中石化仍是我国LNG发展的绝对主力，但各公司现阶段LNG业务分别呈现出不同的特点。

中海油方面，尽管其与旗下合资公司2017年在我国LNG进口中依然占据主导地位，但业务增长相对放缓，全国市场份额占比由2016年的63%下降至2017年的52%。

从LNG进口类型看，海外长期协议合同购买LNG占据中海油进口的主体地位，占其进口总量的80%左右；而其全年在现货市场购买LNG量约300万吨，占其进口总量的20%左右。
从区域分布结构看，中海油LNG业务主要分布在南方地区，在整个北方地区正在运营的8个LNG接收站中，只有天津浮式LNG项目属于中海油，因此在2017年冬季北方LNG需求“爆发式”增长中，中海油的LNG市场份额相对增长较小，也导致了在全国范围内市场份额的相对萎缩。

中石油方面，

从LNG进口类型看，该公司目前与卡塔尔天然气、埃克森美孚以及壳牌三家公司签订有总规模为725万吨/年的长期合同协议，约占其LNG进口总量的62%；2017年还从现货市场购得LNG共450万吨，约占其LNG进口总量的38%。
从季节因素上看，往年中石油LNG销售在夏季相对较少，在冬季达到顶峰；但在2017年，夏季LNG销售量也出现了强劲增长，使得其进口总量出现了较大幅度的增长。事实上，中石油近两年来LNG进口量增长明显，2016年和2017年分别同比增长25%和44%。
从价格因素上看，根据伍德麦肯兹测算，中石油夏季进口LNG现货价格相对较低，其中大连和南京两个接收站的平均到岸价格约6美元/百万英热单位左右；但进入冬季后进口LNG价格则普遍升高，在12月份达到年度高值。

中石化方面，2017年该公司长期协议进口LNG总量应为800万吨，但实际进口量仅为580万吨，也是“三桶油”中唯一没有完全消纳长期协约进口LNG量的公司。2017年中石化已建成投产青岛和广西两个LNG终端，但后者受限于当地消费市场规模，利用率相对较低；天津LNG终端则因技术等因素，未能在2017年投产使用，这也是造成我国北方冬季“气荒”的一个重要原因。

此外，中石化2017年全球LNG转运市场上表现相对活跃，其中，APLNG项目超过600万吨的协议供应量中，仅有390万吨被运回我国，其余部分则被转往世界其它地区销售。随着天津终端在今年2月建成投产，预计2018年将有更多来自APLNG项目的进口LNG将被中石化北方市场消纳。

基础设施瓶颈亟待突破

与天然气发展中存在的问题相似，我国进口LNG业务同样面临基础设施建设不足的挑战。

首先，进口LNG业务面临储气库建设严重滞后的影响。截至2017年12月底，我国已建成储气库的天然气储备能力仅为100亿立方米左右，约占国内天然气需求总量5%以下。储气库建设滞后导致我国天然气市场在面对紧急情况时缺乏有效的供给接替，在冬季中亚管道进口天然气供气量不足时，直接引发2017年北方“气荒”。而在此过程中，一方面，第四季度国内天然气供给严重短缺，不得不在现货市场购买大量LNG以满足市场需求，既打乱了相关石油企业正常的进口LNG业务部署，还大幅拉高了我国进口LNG价格、从整体上增加了我国天然气市场利用的成本；另一方面，为保障输往京津冀地区的管道天然气供给，鄂尔多斯和四川盆地等区域内的部分LNG生产企业因气源受限而被迫减产，导致国内LNG市场价格在12月下旬飙升至超过1万元/吨的高价区间，从长远看同样不利于我国进口LNG消费市场的扩展。
其次，进口LNG业务受终端接收能力有限以及区域分布不均等因素制约。从2017年全年我国全部LNG终端的总体情况看，其平均开工率高达70%，较2016年的51%有较大幅度提升；但从冬季北方地区部分接受终端的生产实践看，为应对“气荒”，中海油天津浮式LNG项目将短期接收能力提升至440万吨/年水平，较夏季几乎翻了一番；中石化山东LNG终端和中石油曹妃甸LNG终端也在冬季部分时间内维持了满负荷或超负荷运行。即便如此，2017年冬季天然气消费需求最强劲的京津冀地区仍需要从其他地区引进大量天然气“保供”。

进口LNG前景依然广阔

从国际市场资源供给的角度看，根据IHS2018年初发布研究报告，2017年全球LNG液化能力已高达3.49亿吨/年，较2016年同比增长13%；考虑到现阶段全球还有约1亿吨/年的液化项目在建，预计2020年前世界LNG液化能力每年将超过2000万吨的增长。未来相当长的一段时期内，全球LNG资源市场供给将相对充足，也将为我国进口LNG业务奠定了良好的资源来源和价格基础。

从国内市场资源需求的角度看，根据国家《天然气发展“十三五”规划》等文件分析，2020年我国天然气需求量将突破3600亿立方米，在国内天然气资源禀赋短期内难以获得较大突破以及中亚管道进口天然气供给不稳定的背景下，进口LNG将成为我国天然气消费市场的重要来源。

从经营主体的角度看，首先，未来“三大油”在我国进口LNG业务占绝对主体的局面或将改变，一批地方国有能源企业和民营能源企业将深度参与此领域经营活动。以LNG接收终端项目为例，2018年我国7个此类在建项目中，有3个接收站是由民营企业投资建设，另有浙江能源集团已成为中石化在建温州LNG项目的主要股东；而在我国已核准但尚未开工的7个LNG接收终端项目中，有5个接收站将由民营企业投资建设，且建成后进口的LNG资源也计划销售给附近区域的其它民营企业以及新兴消费市场。此外，在经历了本轮“气荒”后，包括“三大油”、地方国有能源企业以及民营公司等LNG经营主体，都已认识到基础设施配套不足对LNG业务的影响，储气库等调峰设施的建设与完善，不再是“不情愿”的义务，而是保障其竞争力的重要砝码，未来将自觉主动地加大投资力度。

从政策导向的角度看，国家主管部门将继续加强对我国天然气高效有序发展的推动力度，系列保障我国天然气市场供需平稳的政策措施或将陆续出台。事实上，中石化天津LNG项目正是在有关部委的协调下才在较短时间内破除阻力，于2018年2月正式投产的。而在“十九大”会议期间，部分代表也针对我国天然气市场存在问题提出了诸多建议，包括不同天然气市场主体、不同气源之间基础设施互联互通、LNG接收站严格执行第三方准入、建立我国天然气调峰价格和峰谷价格以及鼓励加强天然气市场经营主体多元化等。上述政策建议的实施，同样有利于理顺我国进口LNG业务全产业链经营环境，创造未来新的发展机遇。

相关（一）：【图说】2017年LNG贸易数据大全：中国从哪些国家买气？

文：国际能源小数据

根据国际液化天然气（LNG）进口国组织最新发布的报告，目前全球共有40个国家进口LNG（比2016年增加一个国家），19个国家出口LNG。2017年LNG出口总量为2.898亿吨，比2016年增长9.9%；其中7760万吨（占27%）为现货或者短期合同贸易。在全球LNG进口需求中，72.9%来自亚洲；而卡塔尔一个国家供应全球LNG出口的26.7%。

2017年中国进口LNG总量为3901万吨，从18个国家进口，主要来自澳大利亚（1782万吨）、卡塔尔（769万吨），来自美国只有138万吨。其他的进口国家是：阿尔及利亚（6万吨）、安哥拉（28万吨）、埃及（6万吨）、赤道几内亚（13万吨）、尼日利亚（35万吨）、挪威（6万吨）、特立尼达和多巴哥（13万吨）、阿曼（19万吨）、文莱（28万吨）、印度尼西亚（314万吨）、马来西亚（421万吨）、巴布亚新几内亚（203万吨）、秘鲁（7万吨）、俄罗斯（44万吨）、转口进口（69万吨）。

在2017年中国进口的LNG中，有862.1万吨来自现货或短期合同，占总进口量的24.7%，主要来自以下国家：澳大利亚（426.5万吨）、马来西亚（62.3万吨）、印度尼西亚（58.7万吨）、美国（32.4万吨）、安哥拉（27.5万吨）、巴布亚新几内亚（20.8万吨）、阿曼（18.8万吨）、俄罗斯（18.2万吨）、文莱（13.7万吨）、特立尼达和多巴哥（13.4万吨）、卡塔尔（11.8万吨）、秘鲁（7万吨）、阿尔及利亚（6万吨）、挪威（6万吨）、埃及（6万吨），转口进口（69万吨）。

相关（二）：天然气市场关键数据都在这里了，一文看懂2018天然气大势（截取部分）

转至：南方能源观察

北京世创启动石油天然气信息咨询有限公司

特别说明：本报告所有数据来源为发给委、统计局、海关进出口公开渠道以及我们调研了解之后的调整数据。

　　1、我国天然气消费情况

　　1.1天然气消费量爆发式增长

　　截至2017年底，我国大陆31个省（市、自治区）337个地级行政单位中，超过300个地级市不同程度地使用上了天然气。2017年我国天然气表观消费量2399亿立方米，绝对消费量2335亿立方米（不含港澳），相比于2016年增加了352亿立方米，增长率为17.8%，增幅显著回升，达到2012年以来的最高水平，是我国天然气市场消费量同比增长首次超过300亿立方米的一年。2017年天然气消费量占全国能源消费总量的6.9%，较上一年增加1个百分点。

逐年天然气绝对消费量及同比变化（亿立方米）

　　1.2工业、发电用户引领全年需求增长

　　2017年我国天然气消费结构为：工业燃料36.3%、城市燃气33.3%、天然气发电18.2%、天然气化工12.1%。发电、工业燃料用气是拉动全年消费增长。国家和地方政府加大环保执行力度，“煤改气”工程得到大力推动，工业燃料同比增长156亿立方米，占总增量的44.4%；随着各省对燃煤发电的控制，中西部地区外输电受阻，发电用气量同比增长73亿立方米，占总增量的20.7%。

2014-2017天然气各消费结构中的气量变化（亿立方米）

2017年天然气各消费结构的增量贡献占比

　　1.3 2017年各用气结构消费特点

城市燃气。初步统计2017年新增居民及采暖用户同比增加约1200万户，新增公福6.5万户，消费量同比增长89亿立方米，为我国用气历史上当年最高增量。高月与低月不均匀系数相差达到0.9，远高于同期的0.8。
工业燃料。2017年全国经济形势好转，同时大气污染问题得到关注，北京、天津、河北、山西、河南等多省份对工业进行“煤改气”及锅炉改造等工程，2017年工业燃料消费量同比增幅超过20%，恢复至2008-2013年我国天然气高速发展时期的增长水平。
发电用气。2017年社会用电量的增长，燃煤电厂发电负荷的限制，促使我国新增大量燃气机组，老机组负荷率提升明显。此外夏季、冬季的极端天气，有效拉动天然气发电消费增长。2017年新增发电装机约600万千瓦，全年发电用气同比增长超过20%，增幅仅次于工业燃料。
化工用气。天然气化工增长原因主要化工品价格升高以及运输通道的打开。甲醇、合成氨等化工产品价格走高，带动天然气化工用气量上升。全年化工用气同比增长13%，扭转了自2014年以来化工用气的下降颓势。

2017年各用气结构不均匀波动情况

　　1.4逐月消费情况呈现出淡季不淡，旺季紧缺的市场态势

　　2017年我国天然气逐月“U”字型特征明显，从增幅角度看，呈现“低、高、低”的态势，4-10月消费量增幅均超过20%，呈现淡季不淡，其中2017年12月为全年最大月，不均匀系数达到1.25。一季度天然气消费结构以城市燃气为主，占比在38%左右，主要是采暖消费的增加拉动整体消费量，采暖季结束后，消费量下降明显，城市燃气占比也随之降低。二、三季度工业燃料逐渐占据消费结构的首要位置，占比超过40%。进入四季度，城市燃气消费量开始重回消费结构的首位。

2016年、2017年我国天然气绝对消费量

　　1.5各地区呈现出不同的发展态势，六省消费量超百亿立方米

　　我国天然气消费主要集中在环渤海、西南、长三角及东南沿海等地区，上述四地区天然气消费总量达到了1488亿立方米，占全年天然气消费总量的63.6%。环渤海地区消费量为409亿立方米，居八大地区之首；超过100亿立方米省级行政区有江苏、广东、四川、北京、新疆、山东六个，此外多省超过90亿立方米。其中江苏省是我国天然气消费第一大省，达到233亿立方米，同比增长50亿立方米。

2017年我国天然气分地区消费占比

2017各省消费分布情况

　　2、我国天然气资源供应情况

　　2.1国产常规气产量结束近年下降颓势，出现大幅增长

　　由于受到天然气市场需求量快速增长的影响，2017年国产常规气产量稳中有增，同比增长100亿立方米，增幅8.1%，在2015年、2016年产量连续下降的基础上首次出现增长，我国常规气田仍有增量空间。2017年我国天然气生产仍以长庆气区、川渝气区、塔里木气区及海洋气区四大气区为主。

逐年国产常规天然气产量及同比变化（亿立方米）

　　2.2非常规气资源增长较为稳定，增速有所放缓

　　2017年非常规气近年来，我国页岩气产量快速增长，形成涪陵、长宁—威远两大页岩气产区。2017年页岩气产量90亿立方米，同比增长12亿立方米，增幅15.4%。目前我国煤层气开发规模最大的5个企业分别是晋煤、中石化、中石油、中海油（控股中联煤）和河南煤层气公司。主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地。2017年煤层气产量47亿立方米，同比增长2亿立方米，增幅4.4%。截至2017年底我国煤制气项目共有大唐克旗煤制气、伊犁庆华煤制气、蒙古汇能煤制气和伊犁新天煤制气四个，2017年煤制气产量22亿立方米，同比增长5亿立方米，同比增幅34.3%。

年国产非常规天然气产量及同比变化（亿立方米）

　　2.3进口天然气涨幅接近30%，LNG进口量首超管道进口量

　　2017年全国进口气量共计951亿立方米，比去年增加208亿立方米，同比增幅28.0%。其中进口管道气431亿立方米，进口LNG共计520亿立方米。2017年我国进口管道气较2016年增加了42亿立方米，增幅为10.9%。其中以土库曼斯坦天然气资源为主，其它分别从哈萨克斯坦、缅甸等国家进口，增量主要来自土库曼斯坦。2017年投产的LNG接收站有揭阳LNG、启东LNG，新增接收规模260万吨/年。进口LNG同比增长166亿立方米，增幅46.7%，首次超过管道气成为我国最大的进口通道。

逐年进口天然气及对外依存度变化（亿立方米）

近年管道气与进口LNG占比变化

　　2.4 LNG接收站高负荷运行，销售量大增

　　2017年进口LNG大幅增长，全年进口量接收站负荷率普遍提高，全国接收站实际接收能力6000万吨/年，海关统计接收量3813万吨，负荷率为66.6%，同比增加17个百分点。大鹏接收站销售量共计614万吨，稳居全国第一。多个LNG接收站超设计能力运行，从年接收量来看，宁波、上海LNG接收站负荷率超过100%。其中：宁波接收站年进口358万吨，负荷率119%。上海接收站进口气303万吨，负荷率101%。6月份投产的启东LNG接收站半年的接收量为45万吨，达到年设计能力的75%。

2017年接收站接收量及负荷率（亿立方米）

来源：能源杂志（微号：energymagazine）作者：曹侃侯明扬&国际能源小数据&南方能源观察/北京世创启动石油天然气信息咨询有限公司

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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