液化天然气进口企业发展对策

　　2016年中国液化天然气（LiquefiedNaturalGas，以下简称“LNG”）进口量高达2606万t，仅次于日本、韩国，为世界第三大液化天然气进口国。国内液化天然气进口企业在经历十几年的快速发展后，随着国内经济环境的变化和油气体制改革的推进，以站线一体化项目为特征的液化天然气企业的发展面临重大挑战。为此，笔者从LNG市场环境的分析切入，针对液化天然气进口企业面临的挑战，提出相应的解决对策。

　　1 LNG市场环境

　　1.1国际LNG供求环境

　　1）全球LNG供应。

　　2016年全球LNG出口量为2.81亿t，较2015年增长9.9%，主要增长动力来自澳大利亚。随着澳大利亚格拉德斯通LNG和柯蒂斯LNG项目分别于2016年2月和8月投产，给澳大利亚出口量提供了614万t增长。根据《BP世界能源展望（2017版）》数据，全球LNG供给在展望期内（2017-2035）将强劲增长，美国和澳大利亚将分别以19bcf／d、17bcf／d的产量引领全球LNG供给的增长。由于目前一系列LNG产能将竣工投产，展望期内（2017-2035）近三分之一的LNG供给增长量将在未来3～4年内完成。

　　2）全球LNG需求。

　　随着全球经济增长放缓，科技创新促使能源结构发生转变，能源利用效率逐步提高，全球能源消费量增长逐渐放缓，天然气等化石类能源增长降幅尤为明显。根据《BP世界能源统计年鉴2016》统计数据，世界天然气消费增长1.7%，与2014年的微弱增长（+0.6%）相比增速提升明显，但仍低于近10年（2005-2015）平均增长水平（2.3%）。世界第一、第二大LNG进口国日本和韩国，LNG进口量分别下降10.4%与4%。2015年中国天然气消费增长4.7%，远低于近10年（2005-2015）平均增速（15.1%）。

　　因近年美国、澳大利亚新建LNG项目逐渐投产供应增加，全球LNG供应将在短期内增长，未来3～4年全球LNG供需将持续宽松。同时因经济增速放缓，国际LNG市场供过于求的影响，导致LNG项目新增投资推迟或部分取消，预测2025年后全球LNG将进入供需再平衡阶段，LNG价格有望上升。

　　1.2国内天然气市场

　　1）天然气消费增速放缓。随着国内经济转型升级及周期性影响，经济发展增速放缓。能源消费因科技创新提高能效及能源结构的不断转变，石油天然气等化石类能源增速逐渐放缓。据专业机构预测未来中国能源增长仅为2%，远低于过去20年年均6%的增长速度。2016年国内天然气消费量2058亿m3，同比增长6.6%，远低于近10年平均增速16%。

　　2）进口LNG供应增加。美国页岩气革命的成功，加快了全球LNG贸易一体化体系的形成；国内LNG接收站基础设施能力大量投放，2015年末国内LNG接收能力增加至4380万t／d，内外因素共同作用为LNG进口创造了有利环境。2016年LNG进口量为366亿m3，同比增长32.9%，远高于近7年LNG进口年均增长率为26.5%。

　　2017年1-6月LNG进口量为223亿m3，同比增长38%，预计2020年我国进口LNG将达到500亿m3。在国内天然气消费增长放缓的背景中，LNG进口量继续保持较高速增长，导致国内天然气供过于求的局面难以扭转，LNG行业市场竞争将日趋激烈。

　　3）天然气行业市场化改革。“十三五”以来油气体制改革不断推进，发布的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》主体思想就是坚持市场导向和问题导向，通过市场竞争还原能源的商品属性。推动油气产业链上、中、下游一体化改革，即放开进出口、流通准入和价格管制3个方面，逐步放开油气行业的竞争性领域，激发油气企业活力。针对天然气行业，亦遵循以上3个方面进行改革：放开LNG进口限制，增加市场供应主体；分步推进天然气主干管道独立，推动省际、省内天然气管道向第三方公平开放，实现管道公平接入的目的；加强输配气环节成本监审和价格监管，创建配售环节公平竞争的市场环境。

　　2 LNG进口企业发展现状

　　2.1僵化的LNG资源合同

　　限制LNG进口企业拥有的LNG资源合同多为长达20年左右的“照付不议”合同，目的在于锁定资源风险。但是随着全球LNG市场的快速变化，长期合同条款僵化问题突出，无法反应快速变化的天然气市场供求关系。亚洲区域因无统一的天然气交易中心，长期资源合同价格条款多绑定（日本原油价格指数）JCC油价，存在较高的溢价空间。LNG价格绑定原油价格的机制，导致与全球LNG市场价格相比有较长的滞后期。目的地条款限制LNG资源不得中途转售，使得LNG资源局限特定市场，而不能实现通过市场竞争发现价格的优势。

　　2.2基础设施向第三方开放的挑战

　　国际LNG行业的基本性质决定LNG接收站站线一体化企业通常采取逐级传递的方式将长期LNG资源“照付不议”的风险转移给下游用户。随着油气体制改革的逐步推进，LNG接收站及其配套天然气管道将加快向第三方公平开放直至最终独立运营，最终实现管输与销售的分离。油气体制改革打破了站线一体化项目形成的自然垄断，企业直接面对充满竞争的下游市场竞争。“背靠背”传导风险的模式无法应对快速变化的市场供求关系，难以持续，将给已有长期资源的消纳带来挑战，并要求资源价格具备竞争性。

　　2.3天然气市场竞争加剧

　　随着国际油价逐步走低，国际LNG供求进入宽松阶段，非传统油气企业逐步进入LNG行业。2015年2月4日新奥舟山LNG项目获得国家能源局核准，一期工程将于2018年投产运行，标志着民营能源企业开始进入LNG进口领域。

　　2015年10月中国华电与BP签署100万t／d的LNG购销协议，拟从2020年开始进口；2015年12月广汇能源与马来西亚国家石油公司签署LNG购销协议，并将于2017年执行。同时天然气上游领域将不断开放，国内LNG市场供应主体将不断增加，市场竞争将进一步加剧。

　　天然气下游竞争性环节逐步放开，进口管道气、国产天然气、国产LNG与进口LNG将直接竞争。在天然气“同质化”的基础上，不同气源之间的竞争直接表现为价格方面的竞争。LNG进口企业拥有的长期气源除大鹏LNG、莆田LNG外，其他各家企业获得的资源多为在2014年之前签署的高价资源合同，与管道气、国产气相比价格缺乏竞争力，甚至存在价格“倒挂”现象，市场开拓困难。

　　3发展对策建议

　　3.1改变LNG资源长期协议模式

　　随着美国页岩气革命的成功，LNG贸易的全球一体化格局将加快形成，且LNG与原油价格分离的趋势逐渐显现。在全球LNG资源供应充足、买卖双方地位发生变化的当下，应抓住近3～4年的资源供应宽松的有利时机，获得更多灵活、低价的资源合同。

　　着手缩短协议期限，争取签署5年左右中短期资源合同。针对短期资源合同，坚持市场引领资源的原则，以国内管道气或替代能源价格为基础进行定价。加强LNG现货资源采购，合理配置现货资源与长期协议资源比例，分散资源风险。缩减长期合同LNG价格与原油价格的滞后期，LNG定价力争参考JCC、NBP、美国亨利井口价，逐步摆脱进口LNG价格与原油价格的挂钩，从根本上解决“溢价”的现象。同时，加强LNG全球贸易意识，搭建整体商务框架，扩展LNG进口渠道，实现多元化的资源组合，改变现有合同模式不利于买方的现状，最终获得灵活、低价的LNG资源。

　　3.2股权改革盘活天然气管道资产

　　站线一体化企业应主动适应管道设施向第三方开放、独立运营的改革方向。以天然气管道互联互通为切入点，在确保控股或相对控股的原则下，通过向第三方出售股权等混合所有制改革的方式，实现市场化改革。第三方可以选择新的市场进入者或产业链下游企业（城市燃气经营商），坚持共担风险、共享收益的原则，实现合作共赢。

　　通过市场化的途径解决目前天然气管道运行中存在的管道设施利用率低、新建管道投资回收难的问题，达到既分担企业资金压力、转移投资风险，又确保公司控制权、主导权和经营权的目标。天然气管道互联互通，不仅可以提高区域市场的安全保供能力，同时可以促进LNG贸易，提高LNG进口企业在全球LNG市场中的议价能力。以天然气管道资产的股权改革为抓手，逐步实现天然气管道财务独立、法人独立，达到管道与运输分离的目标，借由混合所有制改革的途径逐步完善现代企业制度。

　　3.3深度参与终端应对市场竞争

　　推进LNG卫星站建设，加大天然气管道未通达地区LNG直供（点供）市场的开发力度，提前做好天然气前期市场培育。参股城市燃气公司组成利益共同体，延伸产业价值链，一定程度实现上下游一体化。推动大用户直供，采取合资建设工业用户燃气设施、设备等方式，增强与工业用户之间的黏性。加大车船用气终端设施的建设，加快市场布局，不断拓展市场空间和提高市场占有率。

　　4结束语

　　LNG进口企业应从资源着手，通过改变资源协议的期限、定价模式、组合类型、缩减LNG价格与原油价格滞后期等方式，获取更加灵活、更能有效反映全球LNG市场供求变化的资源合同；认真研究天然气管道互联互通的事宜，以股权改革为抓手盘活管道资产，提高企业竞争力；深度参与终端市场开发，通过控制终端，提高应对市场变化的能力。（文/史涛 李宏勋 左玉梅 陆晖，中国海油福建天然气有限责任公司 中国石油大学 中国石油西南销售分公司 诺桑比亚大学纽卡斯尔商学院）