“三桶油”LNG業務已出現差異化發展態勢，暴露出基礎設施不足對進口LNG發展的制約，也引發了各界對天然氣供給安全的強烈關注。
 
2017年，受北方部分地區“煤改氣”政策力度加大疊加中亞管道氣供氣量出現部分短缺等多重因素影響，我國進口LNG量大幅提升，超過韓國成為全球第二大LNG進口國。
 
在此過程中，我國北方地區冬季LNG需求量大幅增長，導致了“三桶油”進口LNG業務出現較大的差異化發展態勢，暴露出基礎設施配套建設不足對我國進口LNG業務發展的制約，也引發了政府、企業和學界對保障國內天然氣消費市場供給安全的強烈關注。
 
盡管如此，從外部環境、內部市場、經營主體以及政策導向等方面綜合分析，我國進口LNG業務依然處于上升期，未來仍具有較為廣闊的發展空間。
 
我國躍居全球第二大LNG進口國
 
根據伍德麥肯茲公司最新統計數據披露，2017年我國LNG進口總量高達3830萬噸，超過韓國成為全球第二大LNG進口國，年進口量僅次于日本。
 
從購買類型看，2017年我國通過長期合約進口LNG量約為3030萬噸，較2016年增長22%，包括中海油與殼牌、中石油與殼牌、中石油與埃克森美孚、中石化與澳大利亞APLNG等長期合約；此外，通過現貨市場購買LNG總量飆升至800萬噸，較2016增長近4倍。
 
從增長幅度看，2017年我國LNG進口增量為1210萬噸，超過2012年日本福島核事故后880萬噸的全球單年LNG進口增量紀錄；LNG進口在我國天然氣供給組合中的占比也大幅增長，由2014年的11%翻倍增長至2017年的22%。從區域角度看，北方地區2017年LNG進口量大幅增長，山東、曹妃甸、天津和大連四大接收站合計同比增長率高達86%；東部沿海地區進口量同樣增長較大，如東、浙江、上海和啟東等東部LNG接收站合計同比增長率為65%；南方地區LNG進口則相對平穩，大鵬、福建、廣西、粵東和海南等LNG接收站合計同比增長率僅為13%。
 

 

 
政策因素是推動我國LNG進口快速增長的首要因素。近年來，我國社會經濟中對環境治理與綠色發展的呼聲日漸強烈，政府相繼出臺了《加快推進天然氣利用的意見》、新版《天然氣利用指導意見》等文件，努力將天然氣培育成為主體能源。
 
從價格方面看，在我國沿海等地區，由于近年來國際LNG市場價格有所降低，以進口LNG為氣源的部分天然氣供給相比國產天然氣和長輸管道引入的“中亞氣”，在價格上已具有一定競爭力。
 
從商業模式方面看，天然氣“點供”與分布式利用模式同樣推動了我國LNG進口增長。一方面，“點供”與分布式利用模式下，單個項目的投資規模小、LNG氣源廣泛且市場準入門檻相對較低，刺激了天然氣終端消費主體數量增加；另一方面，在“點供”模式下，LNG銷售價格受城市門站價格約束較為寬松，在供給側可能給LNG供應商帶來更高的效益，在需求側也大幅降低了天然氣終端消費對供氣商選擇轉換的成本。
 
三桶油進口LNG差異化發展
 
中海油、中石油和中石化仍是我國LNG發展的絕對主力，但各公司現階段LNG業務分別呈現出不同的特點。
 
中海油方面，盡管其與旗下合資公司2017年在我國LNG進口中依然占據主導地位，但業務增長相對放緩，全國市場份額占比由2016年的63%下降至2017年的52%。從LNG進口類型看，海外長期協議合同購買LNG占據中海油進口的主體地位，占其進口總量的80%左右；而其全年在現貨市場購買LNG量約300萬噸，占其進口總量的20%左右。從區域分布結構看，中海油LNG業務主要分布在南方地區，在整個北方地區正在運營的8個LNG接收站中，只有天津浮式LNG項目屬于中海油，因此在2017年冬季北方LNG需求“爆發式”增長中，中海油的LNG市場份額相對增長較小，也導致了在全國范圍內市場份額的相對萎縮。
 
中石油方面，從LNG進口類型看，該公司目前與卡塔爾天然氣、埃克森美孚以及殼牌三家公司簽訂有總規模為725萬噸/年的長期合同協議，約占其LNG進口總量的62%；2017年還從現貨市場購得LNG共450萬噸，約占其LNG進口總量的38%。從季節因素上看，往年中石油LNG銷售在夏季相對較少，在冬季達到頂峰；但在2017年，夏季LNG銷售量也出現了強勁增長，使得其進口總量出現了較大幅度的增長。事實上，中石油近兩年來LNG進口量增長明顯，2016年和2017年分別同比增長25%和44%。從價格因素上看，根據伍德麥肯茲測算，中石油夏季進口LNG現貨價格相對較低，其中大連和南京兩個接收站的平均到岸價格約6美元/百萬英熱單位左右；但進入冬季后進口LNG價格則普遍升高，在12月份達到年度高值。

 
中石化方面，2017年該公司長期協議進口LNG總量應為800萬噸，但實際進口量僅為580萬噸，也是“三桶油”中唯一沒有完全消納長期協約進口LNG量的公司。2017年中石化已建成投產青島和廣西兩個LNG終端，但后者受限于當地消費市場規模，利用率相對較低；天津LNG終端則因技術等因素，未能在2017年投產使用，這也是造成我國北方冬季“氣荒”的一個重要原因。此外，中石化2017年全球LNG轉運市場上表現相對活躍，其中，APLNG項目超過600萬噸的協議供應量中，僅有390萬噸被運回我國，其余部分則被轉往世界其它地區銷售。隨著天津終端在今年2月建成投產，預計2018年將有更多來自APLNG項目的進口LNG將被中石化北方市場消納。
 
基礎設施瓶頸亟待突破
 
與天然氣發展中存在的問題相似，我國進口LNG業務同樣面臨基礎設施建設不足的挑戰。
 
 
首先，進口LNG業務面臨儲氣庫建設嚴重滯后的影響。截至2017年12月底，我國已建成儲氣庫的天然氣儲備能力僅為100億立方米左右，約占國內天然氣需求總量5%以下。儲氣庫建設滯后導致我國天然氣市場在面對緊急情況時缺乏有效的供給接替，在冬季中亞管道進口天然氣供氣量不足時，直接引發2017年北方“氣荒”。而在此過程中，一方面，第四季度國內天然氣供給嚴重短缺，不得不在現貨市場購買大量LNG以滿足市場需求，既打亂了相關石油企業正常的進口LNG業務部署，還大幅拉高了我國進口LNG價格、從整體上增加了我國天然氣市場利用的成本；另一方面，為保障輸往京津冀地區的管道天然氣供給，鄂爾多斯和四川盆地等區域內的部分LNG生產企業因氣源受限而被迫減產，導致國內LNG市場價格在12月下旬飆升至超過1萬元/噸的高價區間，從長遠看同樣不利于我國進口LNG消費市場的擴展。
 
其次，進口LNG業務受終端接收能力有限以及區域分布不均等因素制約。從2017年全年我國全部LNG終端的總體情況看，其平均開工率高達70%，較2016年的51%有較大幅度提升；但從冬季北方地區部分接受終端的生產實踐看，為應對“氣荒”，中海油天津浮式LNG項目將短期接收能力提升至440萬噸/年水平，較夏季幾乎翻了一番；中石化山東LNG終端和中石油曹妃甸LNG終端也在冬季部分時間內維持了滿負荷或超負荷運行。即便如此，2017年冬季天然氣消費需求最強勁的京津冀地區仍需要從其他地區引進大量天然氣“保供”。
 
進口LNG前景依然廣闊
 
從國際市場資源供給的角度看，根據IHS2018年初發布研究報告，2017年全球LNG液化能力已高達3.49億噸/年，較2016年同比增長13%；考慮到現階段全球還有約1億噸/年的液化項目在建，預計2020年前世界LNG液化能力每年將超過2000萬噸的增長。未來相當長的一段時期內，全球LNG資源市場供給將相對充足，也將為我國進口LNG業務奠定了良好的資源來源和價格基礎。
 
從國內市場資源需求的角度看，根據國家《天然氣發展“十三五”規劃》等文件分析，2020年我國天然氣需求量將突破3600億立方米，在國內天然氣資源稟賦短期內難以獲得較大突破以及中亞管道進口天然氣供給不穩定的背景下，進口LNG將成為我國天然氣消費市場的重要來源。
 
從經營主體的角度看，首先，未來“三大油”在我國進口LNG業務占絕對主體的局面或將改變，一批地方國有能源企業和民營能源企業將深度參與此領域經營活動。以LNG接收終端項目為例，2018年我國7個此類在建項目中，有3個接收站是由民營企業投資建設，另有浙江能源集團已成為中石化在建溫州LNG項目的主要股東；而在我國已核準但尚未開工的7個LNG接收終端項目中，有5個接收站將由民營企業投資建設，且建成后進口的LNG資源也計劃銷售給附近區域的其它民營企業以及新興消費市場。此外，在經歷了本輪“氣荒”后，包括“三大油”、地方國有能源企業以及民營公司等LNG經營主體，都已認識到基礎設施配套不足對LNG業務的影響，儲氣庫等調峰設施的建設與完善，不再是“不情愿”的義務，而是保障其競爭力的重要砝碼，未來將自覺主動地加大投資力度。
 
從政策導向的角度看，國家主管部門將繼續加強對我國天然氣高效有序發展的推動力度，系列保障我國天然氣市場供需平穩的政策措施或將陸續出臺。事實上，中石化天津LNG項目正是在有關部委的協調下才在較短時間內破除阻力，于2018年2月正式投產的。而在“十九大”會議期間，部分代表也針對我國天然氣市場存在問題提出了諸多建議，包括不同天然氣市場主體、不同氣源之間基礎設施互聯互通、LNG接收站嚴格執行第三方準入、建立我國天然氣調峰價格和峰谷價格以及鼓勵加強天然氣市場經營主體多元化等。上述政策建議的實施，同樣有利于理順我國進口LNG業務全產業鏈經營環境，創造未來新的發展機遇。