我国LNG进口何时能成买方市场？

　　中国目前是世界第三大天然气消费国，同时也是第三大LNG进口国。根据国务院最新发布的《加快推进天然气利用的意见》，至2030年，天然气占一次能源比重应达到15%。即使按最保守口径，2030年中国一次能源消费也将超过50亿吨标煤（2016年为43.6亿吨标煤），15%对应的就是超过6000亿方/年的天然气消费量。这一天然气消费量，将是2016年的三倍以上，且将让中国超过俄罗斯，成为仅次于美国的第二大天然气消费国。

　　考虑到中国的天然气资源禀赋，届时的进口比重很可能将超过50%，即至少3000亿方/年的进口规模，这势必让中国成为全球最大的天然气进口国。从能源安全的角度考虑，不宜过于依赖来自中亚和俄罗斯的管道气进口。按现有规划，管道气进口规模将不会超过1600亿方/年，即未来LNG进口需求或将超过1400亿方/年，约合1亿吨/年，中国未来将成为全球最大的LNG进口国。

　　随着进口量的提升，中国天然气市场对全球LNG市场的影响力日益加强，但由于自身尚未建立公开有效的价格传导机制，依然只能被动接收卖方设定的定价方式，导致在国际天然气市场上的话语权较低。因此，拟建议：（一）结合管输、配送成本的监审情况和储气调峰的客观需求，推动重建可反映终端消费者价格承受力并可吸引新增资源及基础设施投资建设的门站价格机制；（二）参考日本银企联合建立挂钩JCC（日本进口原油报关价）的LNG定价体系和获取海外资源的方式，推动中国企业与国开行、中投等金融机构联合出海，建立挂钩中国门站基准价的LNG定价体系，切实增强中国在国际天然气市场上的话语权和定价权，甚至最终建立天然气人民币体系。

　　1理顺价格机制

　　开始大规模进口天然气标志着中国天然气市场的发展已从资源驱动型转变为需求拉动型。需求拉动的增长潜力，一方面取决于由经济发展水平所决定的消费者价格承受力，另一方面更取决于合理的价格传导机制，将尽可能多的需求落实为可吸引增量供应的有效需求。

来源：思亚能源（SIA）

　　中国天然气产业链如上图所示。由于长输管道和省管网、城市燃气的垄断特点，中国天然气行业的主要利润集中于中间环节。目前，中国进口天然气严重亏损，页岩气、煤制气、煤层气等非常规气的供应成本，在叠加现行的高额管输、配送成本后，也无法实现盈亏平衡。这直接导致了2014~2016年期间的天然气需求增速大幅滑落。

　　2017年上半年，国家陆续出台长输管道和输配管网成本监管的政策，多数省份直接或间接降低了省内输配费用，同时，随着油价、煤价同比大幅回升，中国天然气消费同比大幅增长15%以上。这表明在当前煤价、油价、电价水平下，现行的天然气门站基准价格（即长输管道与省管网或大型城市燃气网的连接节点价格）是可以被消费者所接受的。维持目前的门站基准价格水平和与油价联动的关系，通过延长折旧年限等财务手段，降低长输管道和LNG接收站的输配成本，将可大幅提高中国市场对进口天然气资源和国产非常规天然气资源的承受力，释放有效需求。

　　同时，消费高速增长伴随着大规模的基础设施建设需求。以往的门站基准价机制只能确立价格标杆，但管道建设和储气设施的建设，更依赖地域和时间价格差。特别是中国天然气淡旺季需求差异大，储气能力严重不足，需要尽快建立围绕门站基准价的调峰气价机制。建议参考中国煤电联动的长协机制，由政府牵头，组织供需双方每年底前按门站基准价确定来年的均衡供应气量，所有调峰需求通过上海油气交易中心等现货市场解决（淡季若需求不足，可按市场价转卖当期长协供气指标，旺季若有额外需求，可在现货市场采购，或按市场价从其他采购方处购买当期长协供应指标）。这可为储气设施的价值提供参考依据，有效刺激投资，推动市场发展。在经历一段过渡期后，随着现货交易量的提高，门站基准价将被自然淘汰，届时中国天然气市场即具备了完全市场化的条件。

　　2银企联合出海，增强中国话语权和定价权

　　受限于自身资源禀赋，中国天然气市场的发展需要优质进口资源的保障。相比于高度依赖双边政商关系的管道气进口，可实现进口来源多元化的LNG是资源保障的重要渠道。如何获取优质低价的海外LNG资源，是当前的重要课题，甚至未来发展的瓶颈。

　　向东北亚供应的LNG分为现货供应和长约供应两种，前者主要参考普氏JKM指数，按一船一议的固定价方式成交；后者以挂钩JCC（日本进口原油报关价）为主，随着美国LNG出口的增加，挂钩美国管道气价HH的长约量开始增加。由于LNG现货交易规模仍较小，现货价暂不足以作为LNG上游投资的参考。一方面，无论是挂钩JCC还是HH的长约LNG价格，与中国市场价格缺乏联动关系，采购方风险较高，限制了中资企业进一步积极获取海外资源。另一方面，中国市场价格其实已是世界最高水平。大量三桶油之外的第二梯队建设LNG接收站并出海获取资源，以及全球潜在新增LNG供应均以中国市场为主要新增市场，都说明了这一点。因此，按中国市场价格来为进口LNG定价，有需求也有可行性。

　　按中国市场价格倒推定价，需要中国的金融机构提供项目融资支持。传统LNG长约挂钩JCC，很重要的原因是在融资时，日本的财团接受甚至要求按此作价。美国LNG项目坚持与HH挂钩，按成本加成作价，让自己可以旱涝保收，而对外的坚持理由是，银行只接受这种作价方式，否则不给贷款。因此要推动中国天然气发展，获取优质海外资源，建立中国价格的话语权和定价权，需要银企联合，实现中石油等项目开发和提货方与国开行、中投等贷款方的紧密配合。

　　物美价廉的海外上游天然气项目是存在的。天然气产业发展初期，靠的是供应驱动，即零成本甚至负成本的油田伴生气通过管道低价供应临近的城市，替代煤气。LNG开发项目同样有机会找到零成本原料气，即全面参与上游开发，靠卖页岩油或凝析油保本，则天然气产量就相当于“零成本”，制成LNG向国内销售即可实现超额收益。（界明城）