摘　要：由于中国自产气和管道进口气无法满足日益增长的天然气消费需求，2015年缺口量将达540×10⁸m³，因此需要通过建设新的LNG接收站设施、大力增加LNG进口量来弥补。但近年来，我国几个新建的进口LNG接收站都遇到了购销价格严重倒挂的经营困境，即如果按照现行的管道气门站价格销售LNG，每卖1m³天然气将会出现2～3元的亏损。采用比较法和内外因分析法研究了这一现状，结果认为，进口LNG价格倒挂问题的根源主要表现在：①亚太市场与油价挂钩的LNG采购定价机制不合理；②国内销售定价方式不科学，忽视了热值和环保因素；③LNG蕴含冷能高达830～860MJ／t，但国内对LNG冷能利用开发力度不够；④液态LNG直销市场价格承受力强，但国内目前开发效果不理想。针对形成上述困境的有关根源，研究并提出了相应的对策和建议：今后要在建立LNG期货交易中心、多采购HH(美国Henry Hub期货交易中心)价格气源、打造海外LNG生产基地、改变国内定价方式、出台环保补贴政策、发展冷能利用和液态直销产业等方面多做工作，争取尽快破解我国新建LNG接收站的经营难题。

关键词：中国 进口LNG 接收站 经营困境 亏损 价格 期货市场 冷能利用 液态直销 定价方式

Abstract：Since Chinese self-produced gas and pipeline gas from abroad cannot meet the growing demand for natural gas，and the huge gap of natural gas supply will be up to 54 billion m³ in 2015，therefore，more and more LNG receiving terminals and facilities will be needed for importing a great volume of LNG to make up for such a gap in China．However，in recent years，several new LNG terminals have experienced a serious business difficulty that the selling prices drop away from the state purchasing prices，that is，if one cubic meter gas is sold at the gate price of pipeline gas，about two to three yuan(RMB)will be lost．Through comparison and cause effect analysis，we found that the roots of the problem are mainly as follows．First，in the Asia-Pacific markets，the LNG procurement-pricing mechanism linked to oil prices is unreasonable．Second，the domestic LNG sales pricing method ignores the factors of calorific value and environmental protection．Third，the huge cold energy of 830-860 thousand kJ／t in LNG has not been fully utilized．And finally，although with a strong price affordability，the direct selling market of LNG in liquid state has been far underdeveloped．For the above reasons，solutions were proposed to break through the business difficulty of new LNG terminals：to build LNG futures trading centers in China，to purchase more Henry Hub Natural Gas Spot Price gas，to build overseas LNG production bases，to change the domestic pricing method，to formulate the environmental subsidy policy of LNG，to expand the cold energy utilization of LNG，and to develop the direct selling market of LNG in liquid state，and so on．

Keywords：China，importing LNG，receiving terminals，business difficulty，deficit，price，futures market，cold energy utilization，directly selling of LNG in liquid-state，pricing method

由于自产气和进口管道气无法满足我国日益增长的天然气需求，需要大力引进LNG以弥补国内天然气供应的缺口。因此，在已有的广东大鹏、福建、上海3个LNG接收站的基础上，近年来国内又陆续新建了江苏如东、大连、浙江宁波、天津浮式、唐山、珠海等LNG接收站。但是，这些新建成的LNG接收站并没有上述3个老接收站那么“幸运”，在生产运营上都遇到了很大的难题，LNG进口价格与销售价格倒挂严重，从而在中国能源界引发了对于新建LNG接收站经营困境的广泛研究和剖析，试图找到解决问题的方式和方法。这就是本文研究的基本背景与出发点。

目前我国新建和在建的一批LNG接收站是在“十一五”末期以及“十二五”初期被审批通过的，当时环境保护问题已日益引起中央政府的高度重视，并决定加快调整我国的能源消费结构。由于天然气环保性能优异^[1]，又可大规模利用，已成为世界清洁能源的主要发展形式。中国的天然气消费总量目前排在世界第三位，而且大有争当亚军的趋势，但是人均年消费天然气量和天然气在一次能源中所占的比例都大大低于全球平均水平(图1)。在多地频现严重雾霾和环境污染治理的重压之下，中国必须提升天然气这种清洁能源的利用水平，于是政府出台了《国家能源“十二五”规划》，其中明确提出要大力发展清洁环保的天然气，计划在“十二五”末期实现天然气在一次能源消费结构中的比重由4％左右提升至7.5％，提升3.5个百分点。

 

根据政府对节能降耗和能源结构调整的强约束政策，又基于国民经济社会发展预期，在“十二五”和“十三五”期间，随着中国城镇化的快速发展，能源消费总量将快速增加。从总体上判断，中国天然气实际需求总量(包括调峰用气)2015年将达到2740×10⁸m³，2020年将达到5060×10⁸m³，而在不考虑LNG进口的情况下，中国天然气的供应能力(自产气和管道进口气)2015年仅为2200×10⁸m³，2020年将达到3900×10⁸m³，天然气供应缺口2015年为540×10⁸m³，2020年将增至1l60×10⁸m^3[2]。

依照能源界所达成的共识，弥补天然气供应缺口最基本也是最有效的途径就是引进LNG。因此，根据上述缺口量数据，中国LNG引进量2015年将为4000×10⁴t，2020年将为8600×10⁴t。而“十二五”之前只有广东大鹏(一期、二期合计670×10⁴t规模)、福建LNG(一期260×10⁴t规模)、上海LNG(300×10⁴t规模)建成投产，总接收能力仅为l230×10⁴t，与上述能源供应缺[J相去甚远，故在“十二五”期间中国又加紧建设了福建LNG二期、江苏如东LNG、大连LNG、浙江宁波LNG、天津浮式LNG、唐山LNG、珠海LNG、深圳LNG、海南LNG、青岛LNG、粤东LNG等一大批接收站，同时规划了“十三五”的建设站点。按照新建、在建和规划建设的站点情况，我国LNG接收站规模2015年将达5000×10⁴t，2020年将达8200×10⁴t。这些接收站规模基本能够满足弥补天然气供应缺口的要求。

因此，这些新建站点是中国能源发展的必然选择，也必将为中国的清洁能源供应发挥巨大的作用。

亚太地区LNG市场近年来已由买方市场转变为卖方市场，并且随着油价暴涨，LNG价格也一路走高。广东大鹏LNG来自澳大利亚西北大陆架、福建LNG来自印度尼西亚东固一期气、上海LNG来自马来西亚LNG较为低廉的价格已难觅踪影，江苏如东、大连、浙江宁波等几个新建LNG接收站基本上都是签订的来自卡塔尔的长期LNG合约，到岸价格基本都在4元／m³左右的超高价位；同样现货价格也常节攀升，2013年来自也门的LNG现货价格也一度达到了5元／m³左右的到岸价。

目前，我国进口LNG进入管网输送系统后，销售价格一直都是与管道气一样，以体积计量方式统一销售，基本上都执行的是不超过2元／m³的门站价格，导致进口LNG购销价格严重倒挂。以中石油江苏如东LNG接收站为例，西气东输一线供到江苏的天然气门站价格仅为1.99元／m³，而来自卡塔尔的LNG到岸价加上税费和气化费之后，成本已在5元／m³左右。如此一来，接收站每销售1m³天然气就要亏损3元钱左右。由于该站主要用于管道气调峰，液态LNG销售量非常小，该接收站2013年引进了LNG303×10⁴t，如果全部卖掉，则全年亏损将达120亿元之多。即使按照广东、广西天然气价格改革试点分别确定的门站价格2.74元／m³、2.57元／m³来测算，江苏LNG每销售lm³天然气也会亏损在2元以上，价格倒挂依旧严重。中石油的大连LNG、刚投产的唐山LNG命运与江苏LNG相仿，中石化旗下的在建LNG接收站未来也会面临相同的窘境。

相比之下，中海油旗下新建成的浙江LNG、广东大鹏二期、福建LNG二期情况则稍好一些。一方面是因为中海油的LNG采用市场定价销售方式，并且LNG液态直销(价格承受力强)占一定比例；更重要的是因为其采用了捆绑销售的方式，旗下的广东大鹏一期、福建LNG一期等低廉的存量气以及自产的海上天然气资源(以下简称海气)可以对整个资源池价格起到有效的平抑作用。当然随着中海油珠海LNG、天津LNG、深圳LNG、粤东LNG、海南LNG的相继投产，如果按照现在的形势发展，其存量气和产量有限的海气资源(海气资源开采成本也在大幅提升)对于LNG价格的平抑作用将会越来越弱，中海油的新建LNG接收站经营也会面临着亏损的困境。

既然建站初衷是正确的，并且对于中国的能源供应意义重大，那么我们就必须找到进口LNG价格严重倒挂的问题根源，逐一分析并有效破解。这样才能使新建LNG接收站在发挥能源供应生力军作用的同时，逐步摆脱自身严重亏损的困境。为此，采用比较法和内外因分析法研究了这一现状后认为，造成目前困境的原因主要如下。

按照LNG主要消费国所在区域，将国际LNG市场主要分为北美、西欧和亚洲三大市场。

1)北美市场的LNG价格主要参考Henry Hub等天然气期货价格，基本与油价脱钩，近年来维持在4美元／MBtu上下(1Btu≈1.055kJ)，按照当前的汇率，约合l元人民币／m³。

2)西欧市场的LNG价格主要是参考英国NBP天然气期货价格，近年来基本在9美元／MBtu左右，约合2.2元人民币／m³。

3)亚太市场的LNG价格主要是参考日本JCC价格，与油价直接挂钩，近年来由于原油价格一直高位运行，故该地区的LNG价格基本处于l6美元／MBtu左右的超高水平，约合4元人民币／m³。中国处于亚太地区，由于缺乏定价话语权，基本是跟随日本、韩国等国家按照JCC价格来采购LNG。因此LNG价格也就只能随着油价一路高企了。

由于LNG在液化过程中去除了水分、硫化物、氮氧化物、重质烃等杂质，甲烷含量超过87％吲，一般情况下其热值要高于普通管道气，另外其环保效果也更好。因此，LNG与管道气统一按体积定价销售的方式是不科学的，忽视了热值和环保效果上的差异。

LNG的季节性调峰作用非常显著。例如，2013年夏季，浙江省遭受“百年一遇”的极暑天气，电力供应严重吃紧，天然气需求量激增，浙江省面临巨大的天然气供应缺口，经多方商讨，最终的解决途径是由中海油协调安排浙江LNG接收站加大LNG供应量，临时安排多个船次的LNG补充浙江省内的需求。在整个迎峰度夏期间，浙江LNG接收站日最大外输量较平均日计划外输量增加了近2倍，持续供应41d，有效地承担起了浙江省的应急保供责任。再如，燃气电厂作为天然气的主要用户之一，目前在国内基本上发挥的是电网调峰作用，由于国内电价缺乏上网电量峰谷定价机制，无法充分体现天然气在发电方面的特殊调峰作用。因此，目前国内缺乏天然气季节性价差和昼夜峰谷气价的定价机制，也是使得LNG价格倒挂的原因之一。

LNG的存储压力较低(一般小于200kPa)，温度约为-162℃，LNG接收站根据不同的用户需求，将LNG加热至0℃以上输送到用户，传统的加热方式是直接采用海水汽化器或是燃气加热器加热。但无论采取哪种方式都会使830～860MJ／t的冷量白白浪费掉，但若将此冷能转换为电能则可达240kwh／t^[4]。目前，在国际上LNG冷能利用技术已较为成熟，LNG的巨大冷能既可以用于冷库制冷或者用来发电，同时也可以用于粉碎橡胶等工业领域。LNG的冷能利用对于提升LNG的综合利用率以及经营效益可以发挥积极作用。但遗憾的是，当前国内已建成的LNG接收站基本都没有形成一体化的LNG冷能利用产业链。