中国液化天然气市场发展趋势及建议

摘要：随着中国LNG资源供应逐渐过剩，LNG市场出现独立于管道气发展的趋势。LNG接收站与天然气液化厂的竞争逐渐加剧，接收站外输LNG竞争力持续增强，将逐渐成为中国LNG资源最主要的供应 渠道，天然气液化厂的供应半径将逐渐被压缩，竞争力持续减弱。LNG在天然气汽车和调峰方面具有一定 的发展空间，“十四五”期间，中国LNG市场仍将保持5%～10%的年均增速。LNG下游用户逐渐多元化， 逐渐从单一加气站向加气站、城市燃气和工业用户“三分天下”转变，下游用户的用气特性也将随之改 变。在市场化定价趋势下，LNG与管道气合同外的气量价格联动关系将得到加强。未来，应充分发挥LNG 的供应特点和优势，结合“一带一路”倡议及海洋经济发展方向，对中国现有的LNG产业模式和开拓目标 进行调整。

随着天然气资源供应多元化，中国液化天然气 （LNG）利用市场从无到有，逐渐形成了一条较为 完整的产业链。LNG在补充管道气供应、提高天然 气商品价值、推进产业市场化发展等方面均产生了 较大的促进作用。但是，中国LNG产业发展时间较短，LNG市场发展前景存在较大不确定性。目前， 对国内LNG市场的研究工作多从国际LNG产业趋势、LNG资源进口前景、天然气液化厂技术等角度 进行分析。本文从LNG市场发展特点、资源供应趋势、价格变动角度进行分析，通过估算国产LNG和 接收站外输LNG全周期成本，分析两种不同供应方 式的竞争力，探讨未来中国LNG产业的发展方向。

1 中国LNG市场现状和特点

中国LNG供应主要由天然气液化厂生产的国产LNG和接收站进口的LNG构成。中国LNG产业从液化、运输、接收站汽化到终端利用，已经形成了一条较完整的产业链，并进入了快速发展期。近年来，中国LNG接收站和天然气液化厂建设方兴未艾[1]，随着 LNG资源供应逐渐过剩，LNG接收站与天然气液化 厂的竞争逐渐加剧，LNG市场出现逐渐独立于管道 气发展的趋势。

1.1 LNG市场发展独立性逐渐凸显

LNG凭借投资小、市场灵活、供应充足、终端 竞争力强等优势，市场规模迅速扩大。2014年，中国 LNG消费量仅有123亿立方米，占天然气总消费量1828 亿立方米的6.7%。2019年，中国LNG消费量达到430 亿立方米，年均增长60亿立方米，年均增长率达到 28.4%。同期，天然气市场年均增长186亿立方米，年均增长率为9.2%。LNG市场份额占比由2014年的6.7% 快速增长到2019年的14.0%，实现翻番（见图1）。随着中国LNG市场体量的增加，尤其是天然气 液化厂气源从常规气向非常规气转变，加之接收站提供的LNG资源增加，LNG从管道气的资源补充逐 渐形成了新的商业模式，例如，点供、罐箱运输、铁路联运等，LNG市场独立性逐渐凸显。

1.2 接收站逐渐成为LNG供应主力

在LNG接收站建设初期，中国LNG市场体量较小，仅有少数接收站配套建了LNG装车橇，且基本处于闲置状态。近年，受能源消费结构转型和“煤 改气”政策大力推动等因素影响，中国天然气市场迎来爆发式增长，进口LNG供应量不断增加，在天 然气供应中的占比不断提高[2]。随着LNG市场规模增加，接收站LNG供应能力明显提升，接收站外输LNG占比增加，企业经营由“汽化进管道为主， LNG直接批发零售为辅”，逐渐向两种模式并举转变。近年，新建LNG接收站甚至提出完全以“LNG直接批发零售”的方式销售。2019年，中国生产LNG总量为200亿立方米，比 上年增加19%，国产LNG供应量占比由2018年的50% 降至46%；接收站外输LNG数量为230亿立方米，比上年大幅增长36.6%，保持了较高的供应增速。2018 年，随着北方地区“煤改气”工程的推进，中国接 收站供应的LNG呈爆发式增长，供应量超过国产 LNG，成为中国最大的LNG供应渠道（见图2）。

1.3 LNG供应能力过剩

截至2019年底，中国大陆天然气液化厂总数达到195座，总产能为402亿立方米/年；投产LNG接收站21座，实际接收能力达到1240亿立方米/年，装车橇342 个，液体装车能力为661亿立方米/年。近年来天然气液化厂新增产能仍保持较平稳增长，2014年以来，年均产能增长达到40亿立方米/年左右，生产负荷率基本 维持在40%以上，2019年，因LNG消费量大幅增长，负荷率也仅达到50%。接收站受冬季管道气外输影响，年负荷率在35%左右（见图3）。LNG供应能力整体过剩，导致LNG设施负荷很难达到设计目标。

2 国产LNG与接收站外输LNG的竞争力分析

天然气液化厂和LNG接收站的生产成本、工 艺流程区别较大。未来，随着LNG逐渐从管道气独 立，LNG市场供大于求趋势将更加明显，LNG接收站快速增加外运能力，天然气液化厂努力增加气源，双方将形成更加强烈的竞争关系。

2.1 成本构成

国产LNG从购入气源到终端销售过程中，主要产生气源、液化、储藏装车、运输等成本。接收站外输LNG从进口LNG资源到岸到终端销售过程中， 主要产生气源、储藏装车、运输等成本。

1）气源采购价格，通过与上游企业签订天然气购销合同，获 取气体形态的天然气资源；部分天然气液化厂的气 源来自自有气田或甲烷生产设备，但仍会有成本产 生。

2）液化成本，各天然气液化厂的成本不同，年开工率在50%左右的天然气液化厂，平均液化成本为 0.6元/立方米。

3）储藏装车成本，LNG需要注入特制的LNG储罐中进行储藏，同时在LNG的存储中，面临LNG蒸发等损耗，一并计入储藏成本；LNG主要通过特定装车橇将LNG从储罐中注入槽车，在此过程中产生装车成本。天然气液化厂及接收站的储 藏装车成本基本一致。

4）LNG槽车从液化厂到用户 产生运输成本，随着运输距离增加，单位运输成本 会逐渐降低。

2.2 竞争力

为便于研究，假定陕西某天然气液化厂和天津某LNG接收站供应的LNG汽化率和热值相同。资源获取以高价格长输管道气对比进口LNG长期合同价格，以低价格天然气液化厂当地油气田自产气对比进口LNG现货价格，所有价格为理想价格，不考虑 未来天然气液化厂可获取价格下降，以及进口LNG 增值税返还部分的价差。

1）长输管道气与进口LNG长期合同资源对比。天然气液化厂长输管道气的当地门站价格为 1.22元/立方米，综合管输费按0.4元/立方米考虑，则 气源采购价格为1.62元/立方米。2019年，中国长期 合同进口LNG到岸均价约为9美元/百万英热单位， 折算成气体价格为2.1元/立方米，考虑9%的增值 税，则气源成本为2.29元/立方米。

2）本地油气田与进口LNG现货对比。在天然气 液化厂的气源中，自采常规气价格成本最低，综合气源成本约为1.2元/立方米。2019年，中国LNG现货平均进口价格为4.5美元/百万英热单位，折算成气体价格为1.12元/立方米，考虑增值税后，气源成本为 1.23元/立方米。在以上气源成本对比的基础上，天然气液化厂 的液化成本大约是0.6元/立方米，进口LNG不再计入液化成本。因此，考虑高价气源价差，国产LNG成本比接收站外输LNG成本低0.07元/立方米（1.62 + 0.6－2.29 =－0.07）。考虑低价气源价差，国产LNG成本比接收站外输LNG成本高0.57元/立方米（1.2 + 0.6－1.23 = 0.57）。2019年，中国以国产气为原料 的LNG产量占LNG总产量的44%，进口LNG现货占 LNG进口总量的16.7%。对国产LNG和进口LNG供 应成本分别进行加权，则国产LNG加权成本为2.29 元/立方米，进口LNG加权成本为2.11元/立方米，两 者价差为0.18元/立方米。价差决定两种LNG的合理经济半径。目前，中国北方地区LNG槽车运费为0.06元/（立方米?100千 米），因此产自陕西的LNG较天津的进口LNG经济 运输半径少300千米左右，基本可覆盖河北全境。

2.3 资源趋势

2019年，中国天然气消费量比上年增长251亿立方米，增幅9%。未来，预计随着“煤改气”工程放缓，中国天然气需求增速将随之放缓。此外，中俄 东线天然气管道投产，国产天然气大规模上产，天 然气资源供应增长较快，LNG接收站项目集中投运 后，进口LNG资源过剩的风险将凸显[3]。在供大于求的背景下，气源增长将主要以国产气及进口LNG现货为主，均为低价气源。预计“十四五”期间，国 产LNG成本将有所下降，但接收站外输LNG的价格 竞争力更强，增长速度更快。

2.4 供应稳定性对比

在气源获取方面，液化厂和接收站的发展趋势不同。其中，国产LNG主要依托国产天然气，接 收站外输LNG主要依托国际资源采购。当天然气市 场出现短时供应紧张时，液化厂会采取临时限产措 施，接收站会以限制槽车外运、加大外输汽化量的 方式，辅助调节管道气供应。从供应可控的角度来看，国产天然气的可调节空间较大，液化厂可以通过合同约束或交易中心采 购的方式，平衡生产与可获取资源之间的关系。长期合同进口的LNG，因受“照付不议”合同约束， 资源供应量和到港时间均受较大程度的限制，调节空间较小，但可以通过国际转卖和LNG现货采购的 方式进行调节。

当天然气市场供小于求时，为保障管道气终端用户的正常生产，往往限制国产LNG产量，进口 LNG接收站因资源调配灵活，保供压力较小，LNG外输量较为稳定。当天然气市场供需平衡时，天然 气液化厂与接收站均可以稳定地供应下游市场。当天然气市场供大于求时，进口LNG长期合同导致进 口LNG压减困难，根据相关经验，在国际上临时转 卖LNG资源将会造成0.6～1元/立方米的亏损。为保 障资源进口公司的利益，应该用国产天然气进行调节，这将导致天然气液化厂可获取资源减少，LNG 生产受到限制。未来一段时间，中国天然气市场将 主要维持供大于求状态，接收站外输LNG稳定性更 强，可以更好地满足下游市场需求。综上所述，国产LNG在特殊时期（例如冬季国 际天然气价格上涨期间）仍有一定的价格优势。从价格趋势及供应稳定性的角度来看，接收站外输LNG的 竞争力在持续增强，尤其是随着国家油气管网公司成立，沿海LNG接收站将纳入国家油气管网公司，实现 向第三方开放，下游用户可以直接进行国际LNG资源 采购，资源获取成本有望进一步降低。随着LNG市场 规模的扩大，中国天然气行业改革的深入，接收站外 输LNG将逐渐成为中国LNG资源最主要的供应渠道， 天然气液化厂的供应半径将逐渐被压缩，生产负荷进 一步降低，竞争力持续减弱。

3 中国LNG市场发展展望

根据中国LNG市场发展趋势判断，LNG在 天然气汽车和调峰方面具有一定的发展空间， “十四五”期间，中国LNG市场仍将保持5%～10% 的年均增速。随着LNG下游用户逐渐多元化，LNG 用户逐渐从单一加气站，向加气站、城市燃气和工 业用户“三分天下”转变，下游用户的用气特性也 随之改变。目前，中国进口LNG价格高于国产天然 气价格，但LNG销售价格因中间环节费用较低，可 以被市场接受[4]。在市场化定价趋势下，LNG价格随 着LNG供需形势与用户结构的变化而变化，与管道 气合同外的气量价格（交易中心竞拍价）联动关系 将得到加强。

3.1 由刚性需求向弹性需求转变

LNG加气站属于刚性需求用户，所服务的重型 卡车总量持续增长，LNG用气量较为稳定。LNG城 市燃气和工业用户属于弹性需求用户，主要作为管 道天然气的替代资源，受LNG价格、订单、产品价 格等多重因素影响，用气量波动较大。随着LNG城 市燃气和工业用户占比持续增加，未来LNG市场预 期风险也随之增长，对于LNG的竞争力和服务水平 提出了更高要求。

3.2 顺价能力由较强向较弱转变

LNG加气站对应的能源主要为柴油，LNG在 全国大部分区域具有明显的价格优势，LNG加气站可以更好地将价格变化传递给用户。而城市燃气用 户下游价格受到监管限制，工业用户价格敏感性较 高，LNG城市燃气和工业用户持续增加，导致LNG 顺价能力明显偏弱。

3.3 由单一气源用户向多气源用户转变

LNG加气站仅能接入LNG，对于该类用户而言，LNG是不可替代的。但是，对于城市燃气和工 业用户来说，LNG一般是作为调峰气源或临时性气 源，这两类用户一般会接入管道气，形成多气源的 供应格局，随着管道气供应能力增加，城市燃气和 工业用户对LNG的需求粘度会下降。在用户种类逐渐改变的趋势下，LNG用户的价格敏感度增强。LNG用户开始要求上游提供LNG资 源“锁价锁量”合同，而LNG供应商更愿意接受淡 季用气量占比更高的调峰用户。未来，随着LNG资 源独立性增强，LNG市场自我调节价格的能力逐渐 增强，LNG价格波动将逐渐放缓，在淡季和旺季均 有不同于管道气的价格变化趋势。

3.4 LNG价格与管道气合同外的气价趋同

目前，合同外的部分管道气资源在交易中心竞 价交易，属于管道气的市场化定价部分，与LNG定价 机制相似。随着国家油气管网公司成立，国内管网覆盖面不断扩大，加之中俄东线天然气管道投产后，国内资源供大于求局面将维持较长一段时间，国产LNG和进口LNG的资源成本均有下降空间，LNG供应价 格呈逐步下降的趋势。2019年以来，成交的合同外部 分管道气价格与LNG价格趋同。管道气市场化程度加 大，LNG价格将有望与管道气额外气量价格联动，形 成既互相竞争又互相参考的定价模式。

4 中国LNG产业发展方向探讨

中国LNG市场走出与欧、美、日、韩等完全 不同的发展路径，尤其是在LNG利用方面，充分体现了中国天然气市场的特色，LNG资源供应、销售 模式、下游利用均具有较高的创新性和规模发展效 应。随着管道气覆盖面拓宽，为保障LNG市场继续 稳定发展，应充分发挥LNG的供应特点和优势，结 合“一带一路”倡议及海洋经济发展方向，对现有 LNG产业模式和开拓目标进行调整，以保障未来市 场规模以较高速度增长。

4.1 小型LNG接收站建设有望成为趋势

小型LNG接收站一般以LNG储备站、加注站的名义核准建设，总接收能力主要受港口码头能力限制。一般认为，具有LNG接收码头和储罐，最大可 靠泊LNG运输船规模在4万立方米以下的LNG终端为小型LNG接收站。根据日本LNG接收站的建设经验，可在大型LNG接收站周边建设众多小型LNG卫 星站。中国陆地及海域面积广阔，纵深更长，市场 需求重心更为复杂，对小型LNG接收站和小型储备 站具有较大市场需求。截至目前，中国已投入运行的沿海小型LNG接 收站共有5个，即上海五号沟LNG安全应急项目、东 莞九丰LNG接收站、中油深南LNG储备站、广西防城 港LNG储运站项目、深圳天然气储备与调峰站项目， 规划建设有广州LNG应急调峰气源站等。在建的内河LNG接收站仅1座，为江阴中天LNG接收站；核准 的内河LNG接收站有2座，即芜湖长江LNG内河接收 （转运）站、岳阳LNG接收站（储备中心）项目；根据长江内河LNG接收站整体规划布局，长江中下游有 3座沿江LNG接收站项目处于前期立项阶段。小型LNG接收站选址相对灵活，可选择紧邻有 调峰需求的天然气市场建设，形成灵活的LNG分销 转运链，从而覆盖城市应急调峰站，为下游用户提 供可靠稳定的LNG资源。

4.2 建设小型橇装液化设备，充分利用零散天然气资源

对陆上零散的天然气资源及非常规气资源来说，建设长输管道不具备经济性，使用小型橇装液化 设备，可以有效提高国产天然气资源的利用效率。

4.3 LNG替代散烧煤炭，助力大气污染治理

大气污染治理属于中国长期发展战略，相关治 理政策不断出台，为天然气行业的发展提供了核心 驱动力。中国大气污染治理中，清洁采暖、散煤治 理、燃煤锅炉改造三大措施主要针对农村等相对偏 僻地区，这些地区使用管道天然气成本过高，LNG 因其较好的灵活性而衍生出“点供”等商务模式， 可以在大气污染治理中发挥重要作用，将继续保持 高速增长。2017、2018年，中国LNG替代散煤已经具有一 定规模，但是由于LNG价格波动大，资源供应量不 足，用户对LNG资源的信任度明显下降。随着LNG 价格波动放缓，资源量逐渐增加，未来LNG替代散 煤仍具有较好的发展前景。LNG市场开发者需重新 梳理商业模式和资源供应方式，积极培育市场，稳 健推进替代工程的发展。

4.4 LNG替代柴油高硫燃料油，交通领域仍有增长空间

随着柴油重卡、船舶的排放污染问题日益加 重，目前多省市交通主管部门逐渐加大对超标柴油 车、高硫燃料油船舶的限制力度。LNG不仅具有污 染物排放低的优势，还具备较高的价格竞争力。截 至2020年7月，按等热值价格计算，天然气价格仅为 柴油价格的70%，天然气替代占有价格优势，未来在 交通领域具备较大的增长空间。

中国能源消费总量增速放缓，各类能源增长空 间较小，加之新能源、生物质能等高速发展，进一 步挤压LNG市场发展空间，LNG将面临与其他能源 的直接竞争。

4.5 绿色岛屿旅游产业开发带来机遇

中国海岛及周边海域旅游资源较为丰富，截至 2017年底，全国海岛上已经确认的自然景观有1028 处，人文景观有775处[5]，海岛旅游资源的开发力度 不断增加，未来旅游业发展前景广阔。随着海岛旅游 产业的开发，建设绿色海岛将成为未来发展方向，通 过小型运输船供应LNG具有较好的发展前景。

来源：国际石油经济

作者：王伟明 

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