“双碳”目标背景下国内进口LNG产业发展思考

李俊杰

(中海石油气电集团有限责任公司 北京 100028)

液化天然气(LNG)是清洁能源供应体系的重要组成部分。2020年，中国提出了“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的重大战略目标，加速构建清洁低碳高效安全的能源生产和消费体系。天然气是CO2量排放最低的化石能源，是主要的煤炭替代品。然而受各种因素制约，国产天然气不能满足市场需求，进口天然气依然是必要的补充。进口LNG作为获取海外资源的“海上通道”，将会发挥越来越大的作用。但当今世界正处于百年未有之大变局，国际政治经济格局正在进行深刻变革和复杂调整，导致全球LNG供需预期的不确定性增大，从而对进口LNG构成了挑战。为了保障进口LNG的稳定与安全供应，有必要对进口LNG的需求及国际供需环境做出预测和分析，并在此基础上提出发展建议。

1 进口LNG在实现“双碳”目标中的作用

煤炭、石油和天然气等化石能源是CO2的主要排放源，但在具体排放量上差别较大，同等热值下，三者排放量比例约为2.2∶1.5∶1.0，可见天然气排放量最少。2020年，中国CO2排放量98.9亿t[1]，约为全球总排放量的30.9%，其中来自煤炭的排放量占比高达67.4%，天然气的排放量占比仅为5.4%。2020年，中国能源消费总量为49.8亿t标煤，其中，煤炭在一次能源中的比例为56.8%，天然气为8.4%[2]。因此，减煤增气是一定时期内降低碳排放的有效路径。由于风能和太阳能属于间歇性能源，在使用期间必须有后备电源作为补充，而天然气具有与其他能源载体转换灵活的特性，能够与可再生能源形成互补的协作关系，因此在未来清洁能源系统中起到重要的安全稳定供应作用。在实现“双碳”目标过程中，天然气以其低碳和灵活性的特点，成为清洁能源转型的现实选择。预计到2025年，天然气消费量为4 300亿～4 500亿m3，2030年在一次能源消费中的占比提高到15%左右[3]，2040年前后需求达到峰值，约为5 500亿m3[4]。

中国进口天然气包括进口管道气和进口LNG。进口管道气主要来自中亚、缅甸和俄罗斯。中亚3条管线输送土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦天然气，设计输气能力共为700亿m3/a，2020年输气量为373亿m3，其中来自于哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦的天然气为101亿m3；中缅线设计输气能力为120亿m3/a，2020年输气量为39亿m3；中俄东线天然气合同量为380亿m3/a，2020年输气量为39亿m3。由于哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦和缅甸的社会经济发展迅速，本国对天然气需求增长较快，出口量会逐步减少。在“十四五”期间，中国进口管道气预计能够达到1 000亿m3。目前，中国进口LNG长期购销协议总量约740亿m3，“十四五”末则需要新增进口LNG约150亿～350亿m3(1 100万～2 500万t)。

综上所述，在“双碳”目标实现过程中，进口LNG作为天然气资源重要组成部分，有着不可或缺的作用，未来对进口LNG的需求会持续增加。

2 国际LNG及中国进口LNG发展现状

2.1 国际LNG贸易量稳步增加

LNG贸易是洲际间天然气输送的主要方式，2006—2020年，全球LNG贸易量增加了95.2%(图1)。2020年，LNG贸易量已经达到3.56亿t，占全球天然气贸易量的51.9%，同比2019年增长0.8%，也是第一次超过地区间管道气贸易量。LNG出口国主要包括澳大利亚、卡塔尔、美国、俄罗斯、马来西亚等国家，出口量占全球贸易量的比例分别为21.8%、21.7%、12.6%、8.3%、6.7%。虽然受新冠肺炎疫情影响，2020年亚太地区进口量下降1%，但该地区依然是全球最大的LNG进口区域，其中日本、中国和韩国是全球最大的进口国，占全球进口LNG贸易量的比例分别为20.9%、19.3%和11.5%[5]。

图1 2006—2020年全球LNG贸易量

2.2 中国积极推进LNG接收站建设

20世纪90年代，中国海油牵头研究引进LNG业务，并开始在沿海各省规划建设LNG接收站。2006年6月，由中国海油主导建设的大陆第一座LNG接收站——广东大鹏LNG项目建成投产，标志着中国大陆进口LNG产业正式进入新的发展阶段。2020年，全国进口LNG为6 713万t，比2006年增长97倍，约为进口天然气的67%[6](图2)。

图2 2006—2020中国大陆LNG进口量

国内进口LNG企业主要包括中国海油、中国石油和中国石化。2020年，这三家企业进口LNG约为国内总进口量的90%，其中，中国海油是国内最大的LNG进口商，也是全球排名第三的LNG贸易商，2020年LNG进口2 975万t，占全国的44%。其他进口LNG企业包括地方国企和民营企业，例如广东省能源集团有限公司、北京燃气集团有限责任公司、新奥集团股份有限公司、广汇能源股份有限公司、广东九丰能源集团有限公司等，但总体进口规模相对较小。

从广东大鹏LNG项目开始，中国进口LNG企业陆续在沿海地区开展LNG接收站建设，截至2020年底，中国大陆建成投产LNG接收站22座(含LNG中转储备站)，接收能力超过9 000万t/a。2020年9月，国家管网集团正式运营后，中国海油、中国石油和中国石化共有7座投产LNG接收站划转至国家管网集团。

3 中国进口LNG面临的挑战

1) 进口地区相对集中，受国际政治经济关系影响较大。

2020年，中国进口LNG来自全球20多个国家和地区，从进口地区的分布范围来看，资源国遍布非洲、北美、欧洲、中东、南亚和澳洲，进口LNG比进口管道气具有明显分散的特点。但是从分地区的进口量看，从澳大利亚进口的LNG为405.7亿m3，高达2020年中国大陆进口LNG总量的43.2%，资源来源地区相对还是比较集中。未来国际LNG市场，北美是LNG出口增长最快的地区，其次为中东、非洲和俄罗斯。美国和卡塔尔将成为全球最大的LNG出口地区，到2040年约占全球LNG出口总量的40%[7]。近几年国际形势复杂，世界力量再平衡、地缘政治竞争、全球气候治理、贸易逆全球化、新冠肺炎疫情蔓延等因素交织叠加在一起，中美关系、中澳关系、中东地缘政治不稳定性增加，对全球LNG贸易产生负面影响，也给中国进口LNG带来更大的风险。

2) 全球能源转型增加天然气需求，资源竞争加剧。

在全球气候治理的大背景下，以低碳化、无碳化为特征的新一轮能源转型正在全面铺开。根据BP公司对未来天然气需求预测的分析，2018—2050年，在能源快速转型、净零和一切如常等3种情境中，虽然天然气的消费结构会发生变化，但需求总量均将持续增加，即使在净零情景中，被用于制造蓝氢的天然气使用量的增加仍然会抵消掉电力和建筑行业天然气利用的减少量[8]。天然气作为化石能源中唯一的低碳、清洁能源，正成为推动能源转型的重要力量。全球天然气消费量在经历了2020年下降1.9%的低点之后，2021年在全球经济复苏和极端天气的双重刺激下，需求强劲反弹，全年消费量同比增长4.6%[9]，2030年的增速比2019年上升14%[10]，消费总量预计在2035—2040年间达到峰值。2040年，天然气在全球一次能源中的比例将由2018年的23%提高至25%，超过煤炭成为仅次于石油的一次能源[11]。全球天然气贸易在供应中所占比例将由2018年的20%提高到2040年的24%；LNG在天然气贸易中的比例会继续保持增速趋势，所占比例将由2018年的26%提高到2040年的57%[12]。亚太地区仍然会是主要的LNG进口地区，中国是需求增量最大的国家，在“十四五”期间，将超过日本成为最大的LNG进口国。然而，与日益增长的需求相比较，全球LNG项目的投资没有跟上发展趋势。近两年全球做出最终投资决策的LNG项目总产能约有1.5亿t/a，其中，2019年底在建或批准开发的液化能力为1.2亿t/a，但受疫情影响，项目进展有所延后，现有和正在开发的项目可以满足2024年前的大部分需求[13]。但是，由于LNG项目投资具有一定的周期性，疫情造成的全球LNG项目投资延后有可能在2025年之后影响供应，全球市场开始出现供需缺口。同时，疫情的反复对全球经济的长远发展带来更大的不确定性，市场的波动性风险持续存在，资源竞争加剧，中国获取海外天然气资源的难度在增加。

3) 国际LNG市场话语权较低，难以主动应对市场变化。

全球LNG定价机制并不统一，具有明显的区域特点，主要定价方式有与油价挂钩的定价方式和气-气竞争的定价方式。在北美、欧洲和亚洲3个主要市场，美国出口LNG完全为气-气竞争，欧洲进口LNG中的气-气竞争占比约60%，亚洲国家进口LNG主要与油价挂钩[14]。在中国执行的进口LNG长期购销协议中，与油价挂钩的合同量超过90%。这些合同主要与日本原油综合指数(JCC)挂钩，而JCC本身波动较大，且存在原油溢价，再加上亚洲天然气资源缺乏，造成LNG的“亚洲溢价”。东北亚LNG现货价格比美国现货价格高80%，比欧洲也要高20%。中国进口LNG占全球的比例约为19.3%，也是需求增量最大的国家，在数量上对全球市场有着较大的影响力，但在定价话语权上影响很低，国际现有的天然气价格指数不能反映中国市场，又没有国际认可的中国天然气价格指数，难以有效应对全球市场变化，被动承担国际市场投机风险，提高了国内用气成本。

4) 国内天然气市场化程度低，定价机制不完善。

中国天然气价格改革主要经历了政府定价、双轨制和指导价格3个阶段，目前执行的是指导价格，还没有全面建立起市场形成价格的机制。进口LNG主要有长、中、短以及现货购销协议等几种合同模式。长期购销协议是国际LNG贸易的主要模式，一般采用照付不议的国际规则，优点是每年有一个相对固定的供应量，价格也采用相对固定的价格公式，受当期天然气市场影响较小。现货则是随行就市，灵活性较大，量价更容易受到当期市场供需形势影响。随着中国对未来天然气需求预期增加，国内进口LNG企业陆续与国外资源商签署了一批新的LNG长期购销协议。但是，由于国内天然气市场需求峰谷差较大，市场上需要有一定数量的购销灵活的LNG现货资源作为必要补充。2020年，LNG现货进口量2 717万t，同比增长28.9%，占LNG进口量的40.5%。LNG现货价格波动较大，以亚太地区亚洲天然气日韩标杆指数(JKM)LNG现货价格为例：在2020年7月降至近几年最低点约2美元/MMBtu(百万英热单位)，之后持续攀升，在2021年1月份达到约8美元/MMBtu，但由于极寒天气因素影响，2月急剧上升到18美元/MMBtu。进口LNG价格变化应该按照市场规则顺延到下游用户身上，通过市场供需关系变化，形成均衡价格和均衡数量。但是，在中国现行的定价机制下，市场价格没有全面反映供需关系，国际资源价格的变化难以及时传导给终端市场。尤其是在全球供应紧张的特殊情况下，国内供应商从国际市场能够获取的资源数量少且价格高，供应商价格倒挂销售，较低的价格不能促使用户调减用气量，资源量又不能满足用户需求，加剧了市场供需紧张形势，供应商经营效益受到影响，用户也得不到满意。

5) 国内油气企业采购行为分散，容易在国际市场造成无序竞争。

2013年之后，LNG接收站建设和LNG进口权逐步放开，不再局限于中国石油、中国石化和中国海油三家石油公司，更多的企业进入进口LNG行业。2017—2018年，因为大力推进“煤改气”的缘故，国内天然气需求规模急剧扩大，消费增速分别为15.2%和17.1%，一改2014年以来的天然气消费增速为个位数的萎靡不振状况，同时国际LNG现货价格走低，刺激了国内企业进口LNG的极大热情，纷纷采用各种方式走向国际市场，寻求采购机会。各企业独立行动，采购力量不集中，虽然采购数量较少，但由于采购商数量众多，容易在国际市场形成无序竞争，造成价格波动幅度变大，甚至出现供应商故意抬高物价的现象，不利于进口LNG资源获取的稳定性，这种状况在中国采购铁矿石等贸易中已经有过教训。

6) 国内LNG接收站规划建设能力过剩，利用效率不均衡。

中国投产的LNG接收能力超过9 000万t/a。2019年底，全国已核准和开工项目13个，接收能力4 980万t/a，规划和前期项目13个，接收能力4 400万t/a，如果全部建成投产，国内LNG接收能力将超过1.8亿t/a，预计2025年利用率仅为40%左右。例如在广东省，目前在运营的LNG接收站有广东大鹏LNG项目、珠海金湾LNG项目、广东粤东LNG项目、深圳迭福LNG项目，接收能力共1 630万t/a，每年可以为广东提供约228亿m3天然气，另外，在建、规划和准备开展前期研究工作的还有12座LNG接收站，供应能力将远远大于市场对基础设施的需求。大规模建设LNG接收站既造成重复投资、资金浪费；又占据优势岸线资源，影响港口有效利用。另外，国内LNG接收站的投资主体较多，每个主体都掌握着一定的进口LNG资源，以接收站为中心覆盖一定的市场区域。但是，国内南北用气季节性差异较大，同一时期，有些区域的接收站即使满负荷运行也难以满足当地市场需求，而某些区域接收站则因为需求不足而利用率偏低。虽然管网基本实现了互联互通，接收站也开始向第三方公平公正开放，但在实际操作过程中，由于主体差异、市场风险以及信息失灵等因素的存在，上述问题并没有很好的解决，而且随着接收站建设规模和用气需求的扩大，将来问题会更加突出。

4 中国进口LNG发展建议

中国已经进入新发展阶段，将逐步形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。未来天然气供应，也需要以国产气为主，同时做好进口天然气，尤其是进口LNG的安全保障，为“双碳”目标的实现夯实基础。

1) 加强重点LNG资源国多边合作，构建安全稳定的国际资源供应体系。

在国际资源获取方面，充分发挥中国在天然气产业资本技术输出上的优势，加强与重点资源国，尤其是“一带一路”国家的多边合作[15]，促进进口渠道多元化。“一带一路”连接了65个国家和地区，覆盖了俄罗斯、中亚和中东三大天然气产区，油气资源丰富。中国已经掌握了包括天然气液化、大型储罐设计、LNG储运、中间介质气化等LNG全产业链关键环节技术[16]，基本实现了关键材料、重大设备的国产化，并配备有较强的设计施工能力，与“一带一路”上的资源国正好形成优势互补，合作空间广阔。双方可以探讨利用中国的资金和技术，在资源国建设天然气液化项目，生产LNG后再运到国内。另外，在开展LNG国际贸易的同时，还可以择机深入参与上游勘探开发，着力获取海外权益气，从源头上保障资源供应。2013年，中国积极参与了俄罗斯亚马尔LNG项目，这是中国提出“一带一路”倡议后在俄罗斯实施的首个特大型能源合作项目，也是中国能源公司第1次全过程参与天然气勘探开发、液化、运输、销售一体化项目，2018年全面投产后，每年向中国供应400万t LNG；2019年，中国再次参与了俄罗斯的北极LNG2项目(Arctic LNG 2 Project)，预计在2026年全面投产后，供应中国的LNG约为400万 t/a。这些合作对实现中国进口LNG供应多元化、保障国内用气安全具有重大战略意义。

2) 利用即将成为最大LNG进口国的优势，努力争取国际LNG定价权。

积极参与或者创建国际LNG组织，在国际市场上发出更多的中国声音，加强国际合作，增进相互了解，争取更多支持；充分发挥中国进口LNG数量多并且需求增量最大的特点，用数量来影响价格，促使中国获得与进口需求相匹配的国际价格的参与权重；在中国研究能否建立独立的、完善的进口LNG市场体系，增加进口LNG市场透明度，减少外界对行政干预市场的过分担忧，让进口LNG在国内市场的供需情况及时反映国际LNG市场变化，增加全球LNG行业对中国市场的认同度，认可中国的定价是全球定价体系的重要组成部分；建立天然气期货交易市场，创建中国天然气基准价格指数，打造有影响力的国际天然气现货和期货价格指数，分阶段逐步形成东亚、亚洲、乃至全球天然气定价中心，并在国际贸易中逐步扩大人民币计价和结算范围，增强国际定价话语权，消除“亚洲溢价”。

3) 继续推进油气体制改革，平衡好政府宏观管控和市场调节作用。

由于天然气供应的公共属性，天然气能否稳定供应对社会经济的影响是宏观性和全局性的。平衡发挥好政府和市场的作用对天然气市场的健康发展有着重要意义，两者互为补充，相互促进，不可偏废，缺一不可。中国油气体制改革也明确要求在改革中要发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用。政府作用更多地体现在对市场的宏观管理和控制上，需要站在国家角度对天然气供需做出合理预判，并从战略层面制定预案，综合运用法律、财政等手段，制定市场规则，创建公平公正的市场环境。对涉及到国计民生的用户加强统筹管理，利用行政手段，保民生、保重点、保发展，减少特殊情况下引起的社会异常反应。市场作用则主要是通过天然气供需关系形成价格，利用价格手段调节天然气资源配置，形成动态的量价平衡。对于市场化程度较高的非居民用户则可以充分发挥市场作用，尤其是对于供应比较灵活的进口LNG，可以尝试完全交由市场来决定价格，让资源商和用户自行承担市场主体责任，自主决定数量和价格，形成有效的价格传导机制，最终实现社会效益和企业效益的双提升。

4) 协调国内LNG采购需求，实施统一的采购策略。

政府加强对进口LNG产业的监管和指导，通过法律法规约束企业行为，避免企业过度追求局部利益而对市场规则的破坏；设立类似行业协会的民间组织，及时掌握并共享国外资源及国内各企业采购需求信息，通过行业公约，加强内部协调，促进统一步调，实施一致的采购策略；根据进口LNG业务特点，对开展国际LNG采购业务设置一定高度的指标要求，提高产业集中度，提升采购的专业化程度；企业间形成共识，加强战略合作，形成利益共同体，在开展国际LNG资源采购时，既要避免分散采购导致内部竞争造成的外商获利，也要避免集中采购导致商业机密泄露引起国际市场价格大幅上升，防止重蹈铁矿石覆辙。

5) 统筹LNG接收站的建设运营，提高基础设施利用效率。

采用优先扩建现有站点、审慎选择新建站点的方式，在经济承受能力高、天然气需求量大的地区，集约化、规模化建设LNG接收站。主要是围绕粤港澳大湾区、长江三角洲和京津冀等主要的天然气消费中心区域，在充分做出市场预测的基础上，统一部署接收站建设，利用LNG调度灵活的特点，弥补管道气的不足。同时，与国家管网集团协同做好LNG外输管道的规划建设，保证气化外输能力与LNG接卸能力相匹配。另外，由行业内具有丰富运营经验的进口LNG供应商，统一运营国内LNG接收站、统一调配进口LNG接卸，促使资源在基础设施内实现完全自由流动，以解决资源和设施的局部不匹配问题，避免设施能力的不足或浪费，提升整个行业的经营效益。中国海油近几年利用接收站数量较多的优势，在接收站开放过程中，为用户提供“一点卸货、多点提货”的服务，得到了良好的市场反馈，为全国LNG接收站统一运营、统一调配模式做了非常有借鉴意义的尝试。

5 结束语

进口LNG是国内天然气供应的重要补充，也必将会大力支撑“双碳”目标的实现。国内外政治经济环境的变化为进口LNG带来了较大的不确定性，国外资源的供需变化、国内消费市场的变革都会带来重要影响。未来进口LNG产业的发展，在国际上，要积极创造良好的能源合作环境，广泛开拓LNG进口渠道，多措施保障LNG资源安全供应；在国内，要继续深化油气体制改革，加快建立现代市场体系，做好进口企业之间的协同，统筹规划天然气基础设施建设、提高LNG接收站利用效率，全面推动进口LNG产业健康持续发展，在国内构建清洁低碳能源体系中继续发挥重大积极作用。