中国 LNG 接收站的发展形势

在国家能源战略、环境保护、经济发展形势等多重因素影响下，近年来，LNG 作为清洁、高效的优质 能源，在优化中国能源消费结构、控制温室气体排放、改善大气环境等方面发挥着越来越重要的作用，LNG 产业建设也得到蓬勃发展，截至 2015 年底共建成 11 座 LNG 接收站。受当前国际油价低迷和中国经济 发展形势等因素影响，中国 LNG 接收站产业面临新的挑战和机遇。基于此，对当前国内天然气市场及 国内 LNG 产业发展现状和形势进行分析，提出了今后国内 LNG 接收站建设发展的思路。


　　1、中国 LNG 供需现状与预测
　　在经济快速发展、环境保护及产业结构调整等因素的影响下，中国天然气消费量快速增长(图 1)。


　　由 2006 年的 604×108 m3 增至 2015 年的 1 931×108 m3，年均增长 13.8%;天然气消费量占一次能源比例 由 2006 年的 2.7%升至 2015 年的 5.9%，年均增长 0.9%。与此同时，LNG 产业得到迅猛发展，LNG 进口量增长幅度更为突出，由2006年初进口9×108 m3增至2015年进口258×108 m3，年均增长45.2%(图2)。


　　中国 LNG 主要来源于进口 LNG 和国内天然气液化工厂生产的 LNG。LNG 消费方面，在内陆地区，主要用于边远城镇、调峰、车船等多个领域的用气;在沿海地区，主要通过接收站，经气化后进入干线管 网，满足城镇、工业、发电及化工等用户的需求。近年来，中国 LNG 液态产品的销售发展迅速， 2012?2014 年销量年均增长52%，其中2014年达到985×104 t(138×108 m3)，约占全国天然气表观消费量的7.6%。 车船用量逐渐成为主要市场，LNG汽车用量占比由2012年的11%增至2014年的38%，达到374×104 t (50×108 m3)。

　　根据国办印发的《能源发展战略行动计划(2014～2020 年)》，到 2020 年，我国一次能源消费总量控制在48×108 t标准煤，天然气消费比例超过10%，因此，预计2020年、2025年我国天然气需求分别为 3 200×108~3 600×108 m3 和 4 100×108~4700×108 m3。

　　在进口 LNG 方面，自 2006 年广东大鹏 LNG 接收站投产开始，至 2015 年底中国大陆共有 11 座 LNG 接收站相继投产，同时 LNG 进口量大幅增长。根据国家能源发展的总体规划，并结合国产天然气和进口 管道天然气的供应情况，预计2020年中国进口LNG的需求量为310×108~560×108 m3，预计2025年中国进口LNG的需求量为130×108~560×108 m3。


　　2、 中国 LNG 项目建设现状
　　近 10 年来，中国 LNG 接收站和天然气液化工厂建设蓬勃发展，相继建成多座 LNG 接收站和大量中小型液化厂，基本掌握了接收站工艺技术和液化工艺技术，大部分设备实现了国产化。此外，建成了较为 完善的天然气管道和储气库等配套设施。

　　2.1 LNG 接收站
　　截至 2015 年底，已建成 LNG 接收站 11 座，分布于辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海、浙江、 福建、广东、海南等沿海省市，每年的接收能力达到 3 850×104 t(525×108 m3)，储罐能力为 534×104 m3， 每天供气能力为18.6×104 t，2006～2015年接收规模年均增长32%;在建LNG接收站5座，每年接收能力 为 1 500×104t(205×108 m3)，储罐能力为 272×104 m3。中国 LNG 接收站地理位置的分布情况:除广西北海 LNG 接收站正在建设外，沿海 11 个省市均建有 LNG 接收站。

　　目前国内 LNG 接收站基本采用再冷凝工艺，产生的蒸发气通过 BOG 压缩机增压后进入再冷凝器冷 凝后，与外输 LNG 一起经增压、气化、外输。LNG 储罐基本采用全包容式预应力混凝土顶储罐，常用规 格为16×104 m3，国内最大的LNG储罐为20×104 m3。

　　2.2 LNG 液化厂
　　截至 2015 年底，国内已建成投产 LNG 液化厂 162 座，日产规模达到 7 234×104 m3，2007～2015 年 液化能力年均增长率为 37%。但是，单座液化厂的液化规模仍然以中小型为主，每年液化规模基本小于 100×104 t，国内目前液化规模最大的液化厂是湖北黄冈LNG工厂，其规模为120×104 t/a。初期，液化工 艺技术由国外引进，目前已自主掌握，并在百万吨级国产液化厂中得到应用。受进口 LNG 现货价格下降 和天然气价格并轨的双重影响，国内液化厂的运行负荷率均低于 50%。

　　2.3 配套管道和储气库
　　截至2015年底，中国建成天然气管网逾7×104 km，覆盖300多个地市，初步形成了横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性输气管道。此外，已建成储气库18座，形成工作气量约55×108m3。


　　3、中国LNG 接收站发展趋势

　　3.1 LNG 市场发展空间影响因素

　　3.1.1 有利因素
　　(1)国家支持天然气发展。自2013年始，国家出台、颁布了多项法规和政策支持天然气发展，主要包括:2013 年9月国务院印发《大气污染防治行动计划》(国发〔2013〕37号);2014年4月，修订通 过《中华人民共和国环境保护法》(中华人民共和国主席令第九号);2014 年4月，国务院办公厅转发发 展改革委员会《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》(国办发〔2014〕16 号);2014 年 6 月，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》(国办发〔2014〕31 号);2014年 9 月，国家发展改革委员会、财政部、环保部联合发布《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》(发改价格〔2014〕2008 号)等。上述法规、政策从环保和天然气供应等角度出发，对中国天然气发展起 到了积极的推动作用，特别是《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》首次明确提出天然气发展目标为“2020 年天然气占一次能源消费比例达到 10%以上”。

　　(2)远期中国天然气市场规模潜力巨大。近年来，我国天然气市场规模稳步增长，“十二五”期间， 年均增速 12.8%。随着国家经济发展、环境保护与低碳减排的需求不断提高，预计“十三五”期间中国天然气市场规模仍将持续增长，年均增速 10%左右，远期用气市场规模有望达到 6000×108 m3。

　　(3)LNG 市场稳步增长。“十二五”期间，国内LNG市场快速增长。虽然受天然气管道建设、价格等因素影响，偏远城镇和远离管网的工业用户逐步被管网覆盖，部分 LNG市场萎缩;但是，随着车船 数量和运量快速增长，城镇燃气调峰需求不断提高，以及节能减排环保政策的大力支持和新用气领域的出现，LNG市场总体上仍将保持增长态势，预计2020年LNG需求量达到286×108 m3，以车用为主。

　　(4)天然气价格市场化提振天然气市场需求。2015 年 11 月，国家发展改革委员会发布了《关于降 低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》。通知规定:非居民用气最高门站价格 自 2015 年 11 月 20 日起每千立方米降低 700 元，并由现行最高门站价格管理改为基准门站价格管理，降低后的门站价格作为基准门站价格，供需双方可在上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。 该规定促进了中国天然气价格进一步市场化，气价下调直接利好下游天然气发电、供热、分布式发电、车用天然气、煤改气等行业，对天然气需求增长起到了积极作用。

　　3.1.2 不利因素
　　(1)经济发展转型“新常态”，天然气市场需求增速回落(图 3)。“十二五”中后期，中国经济发展增速放缓，告别了高速增长，逐步进入中高速增长，国民经济发展整体处于转型期，宏观经济沿着“新常态”轨迹持续发展，产业结构也将持续调整。在这种发展形势下，玻璃、钢铁等用气行业的天然气需求增长趋势减缓，而天然气替代能源加速发展也造成用气增长趋势减缓，如煤价下降、水力发电量大增对发电用气形成制约，因此，中国总的天然气市场需求增速伴随经济转型将有所回落。


　　特别是 2015 以来，中国经济下行压力依然很大，对能源需求减缓也影响到 LNG 行业。高气价使化工原料用气不能承受向市场方向回归的价格(如化肥、甲醇)，沿海的玻璃、陶瓷等部分行业订单减少，对LNG燃料的需求下降，市场走弱的形势使得 LNG 行业的盈利能力下降，相关企业对于继续投资建设 LNG 设施和产业趋于谨慎。

　　(2)国际油价持续下跌，天然气价格调整滞后，影响天然气需求增长。从 2014 年下半年开始，国际 油价的大幅下降，导致终端市场的成品油价格不断下调，但国内天然气价格调整相对滞后，削弱了天然气 的价格优势和经济性，从而抑制了天然气需求的增长速度，特别是 LNG 车用需求放缓，工业用户的“油 改气”“煤改气”动力不足。同时，油价大幅走低加速了中俄历时 20 多年的天然气谈判，并于2014年签署了“东线”的380×108 m3天然气供应合同，目前正在商谈“西线”300×108 m3天然气供应合同，俄气的 进口将在很大程度上提高国内的天然气能源的供给能力，但部分高价 LNG 合同将受到影响。

　　(3)随着供应形势变化，气源间竞争愈加激烈。目前，中国已经形成多气源供应格局，国产气、进口管道天然气和进口 LNG 三者形成了相互竞争的形势。随着俄气进入中国市场，以及今后中国非常规气 (页岩气)和煤制气的大规模开发和生产，三者的竞争将越来越激烈。从目前中国已签订的LNG长期购 销协议来看，LNG 价格相对较高，竞争能力较差，因此进口 LNG 想要占有更多的市场份额存在一定难度。

　　3.2 机遇和挑战

　　3.2.1 全球液化能力提高和 LNG 资源充足
　　截至2015年底，全世界主要LNG液化厂共有94条生产线，每年总生产能力达到3.05×108 t，比2014 年增加 1 050×104 t，中东和亚太是主要的 LNG 生产地区，其中卡塔尔、印度尼西亚、澳大利亚、阿 尔及利亚、马来西亚、尼日利亚是主要的 LNG 生产国。

　　北美页岩气的大量开发及非洲东部海域天然气的发现，使这些地区成为新的 LNG 供应区，特别是澳 大利亚和美国 LNG 液化厂不断投产，今后几年 LNG 供应量将增大，LNG 供应市场将趋于宽松。据此预 测2020年全球LNG液化厂年产能约为5.74×108 t，LNG产能规模将增长1倍。

　　全球 LNG 需求增长将低于 LNG 液化厂生产能力的增长，因此，全球 LNG 液化能力将有富余，LNG 资源有保障。

　　3.2.2 LNG 现货及短期贸易蓬勃发展
　　近 10 年来，LNG 贸易结构发生了较大改变。以往 LNG 贸易以传统的长期购销合同模式交易为主，

　　现货贸易仅占很小一部分，自 20 世纪 90 年代始，现货贸易开始稳步增加，特别从 2006 开始，现货贸易 及短期贸易快速增加(图 4)，2015 年 LNG 现货及短期贸易出口量为 6 839×104 t，占全球 LNG 贸易总 量的 29%，同比增长 7%。其中，亚洲 LNG 现货及短期贸易成为主导，2014 年亚洲 LNG 现货及短期贸 易进口量为 5 162×104 t(图 5)，占全球现货及短期贸易进口总量的 74%。



　　与全球 LNG 现货和短期贸易情况相同，近年来，中国 LNG 现货和短期贸易量亦逐年增加，2015 年中国大陆LNG现货和短期贸易进口量369.7×104 t，约占全球现货及短期贸易进口总量的5.4%，占国内 LNG 进口量的 18.5%。

　　3.2.3 进口 LNG 价格下降
　　2013 年到 2014 年上半年，中国 LNG 现货价格为 14.30~20.05 美元/MMBtu，高于 LNG 平均进口价 格。随着 2014 年下半年原油价格大幅走低，无论是长期购销合同或现货，LNG 价格均有所下降，特别是 东北亚地区 LNG 现货价格大幅下降，也使中国进口 LNG 现货价格大幅下降(图 6)，2015 年底国内 LNG 现货价格降至 7 美元/MMBtu 左右，因此提高了LNG在天然气消费市场中的竞争力。


　　3.2.4 调峰需求巨大和成本相对较低
　　中国天然气市场需求存在季节不均匀性，特别是北方地区，供需峰谷差大、调峰储备需求大。以北京 市为例，其 2014—2015 年度峰值用量是平均用量的 2.55 倍，是夏季用量的 10 倍，预计 2020 年季节调峰 量将超过60×108 m3。

　　虽然中国已建成 18 座地下储气库，但储气能力总体不足，仅承担了不到 20%的调峰量，存在资源分布欠均衡、地质条件差、技术复杂、达容周期长、建设运行成本高等问题。

　　目前，中国天然气调峰主要以上游气田调峰为主，承担了近 30%的调峰量，但整体上调峰投资高、成本高，上游企业生产压力大，运行难度大。而 LNG 接收站具有快速、灵活等特点，利用 LNG 接收站进行调峰，可以满足较大的瞬时调峰量，而且运行成本费用相对较低。

　　经过近 10 年的发展，中国 LNG 接收站建设呈现跨越式发展，但目前 LNG 接收站业务发展也面临不 少挑战:1由于 LNG 运输的特殊性，能够用于建设 LNG 大型接卸码头的沿海优良码头资源已经很少，新 建 LNG 接收站仅码头、航道及陆域形成投资就超过 10×108 元，造成投资居高不下。2中国 LNG 接收站 运行负荷较低。2015 年投产的11座 LNG 接收站中，9 座全年运行，平均负荷率仅为 50%左右，其中负荷 率较高的江苏 LNG 接收站，自投产以来平均负荷率 70%。随着在建 LNG 接收站的陆续投产，较低的负荷 率仍将持续。3LNG 进口价格较高，形成价格倒挂，特别是中国石油，其进口 LNG 气化产品基本进入长 输管道，根据国家规定，气化后的天然气执行管道气价格，大大低于进口 LNG 价格。4受油价下跌、国 内天然气调价、关税攀高和更廉价燃料冲击等因素影响，国内天然气需求增长受到一定抑制，减缓了 LNG 用量的增长。


　　4、结论与建议
　　(1)通过十几年的建设，全国骨干输气管网基本成型，目前 LNG 接收站均与干线管道连接，国内 天然气供应已经形成多气源供气格局，供气资源互联互通，综合保障市场需求和供应安全格局基本形成。

　　(2)从环保、节能减排、能源结构优化等方面考虑，中国天然气市场潜力巨大。受中国经济放缓、国际油价低位运行、全球天然气供应宽松等因素影响，LNG 市场面临激烈竞争，进口 LNG 增速放缓。

　　(3)中国 LNG 下游市场化程度较高，LNG 业务多方资本参与，同时，今后几年内全球 LNG 供应宽 松，LNG 贸易向买方市场倾斜，而且 LNG 短期和现货贸易越来越活跃，在 LNG 资源采购方面可以采用 更加灵活的方式，从而为 LNG 项目带来更多的活力。

　　(4)针对国内 LNG 接收站的建设发展，提出以下建议:放缓新 LNG 接收站的建设节奏，以扩大现 有接收站能力为主;根据所在市场需求，差异化定位功能和规模;增加储存容量和气化能力，积极参与市 场调峰，提高负荷率。