液化天然气(LNG)产业在我国属于新兴行业。虽然起步较晚，但发展势头强劲。广东LNG项目已成功投产，福建LNG项目已落实资源，其他LNG项目也正在紧锣密鼓地进行中。在高油价的影响下，加速天然气的开发利用，已成为世界各国共同的选择，由此造成LNG价格不断走高，形成了全新的市场格局。在此情况下，中国作为一个发展中国家，如何发展LNG产业受到国内外的广泛关注。

1 全球LNG供需形势分析

1．1 LNG供应在未来10年将增长180％
    未来几年，世界天然气需求将以每年约3．1％的速度增长，高于2．6％的能源总需求年度增长率，因此将带动全球LNG产业的迅速扩张。2005年，全球LNG的供应量为1.455亿t，2006年将增加到1．647亿t，到2010年和2015年将分别增加到2.787亿t和4.108亿t，也就是说，2015年LNG的供应将比2005年增长180％。LNG供应的增长将从苏伊士以东地区开始，2010年后，苏伊士以西地区的供应也将开始大幅度增长，特别是西非地区的LNG供应将迅速扩大(见图1)。到2015年，苏伊士以西地区的LNG供应量将达到1．597亿t。

图1 未来苏伊士以东地区和苏伊士以西地区的LNG供应

    分地区来看，未来几年中东地区的LNG供应增长将由卡塔尔主导。到2007年，卡塔尔将成为全球最大的LNG出口国，其大部分新增产能主要供应美国和欧洲地区。非洲的LNG供应增长主要由尼日利亚、阿尔及利亚等西非和北非国家推动。预计澳大利亚将成为亚太地区LNG供应增长的主要力量，其他国家还包括印尼和马来西亚等。

1．2 LNG需求将快速增长并将在大西洋盆地出现大型的LNG市场
    全球能源市场的需求增长势头强劲，原油价格的走高导致天然气价格不断上升，同时天然气的价格也变得极不稳定。尽管天然气价格走高促进了油气钻探，但是北美地区的天然气产量并未见提高，英国北海地区的石油和天然气产量还呈下降趋势，因此，北美和欧洲地区都需要大幅度增加LNG的进口量。
    预计欧洲地区的LNG需求量将从2005年的3750万t增加到2010年的6910万t和2015年的8910万t；美洲地区的LNG需求量将从2005年的1390万t增加到2010年的6230万t和2015年的1．184亿t：亚洲地区的LNG需求量将从2005年的9350万t增加到2010年的1.474亿t和2015年的2．032亿t(见图2)。随着2005年—2015年欧洲和美国LNG需求量的快速增长，大西洋盆地将形成一个大型的LNG市场。　

    特别值得指出的是，未来美国在世界LNG消费市场中的份额将急剧增加。从本世纪初期开始，美国在全球LNG产业中的市场份额迅速增加。随着众多天然气液化厂和进口终端开始运营，未来3年～5年这一增长速度将加快。预计2010年--2015年，美国将超越日本成为全球最大的LNG进口国(见图3)。

    但是，也应该看到，由于LNG成本的迅速增长，一些LNG工程可能会被搁置或取消，因此，与早些时候的预测相比，全球LNG的新增供应和北美LNG基础设施的建设进程会减缓，全球LNG供应之争将更加激烈，对亚洲市场的影响也将逐渐加大。这种激烈的竞争很可能引发LNG价格关系的变动，并促进LNG现货交易的发展。

1．3 日本的天然气消费将不断增长，LNG进口量将持续上升

    (1)日本的天然气需求持续增长

    日本的能源需求量在过去20年里稳步增长，而天然气消费的增长速度高于能源总消费的增长(见表1)。由于日本政府鼓励天然气的消费，未来日本的天然气消费量会持续增长。

天然气消费的增长，带动了日本LNG进口量的增长。进口LNG是日本天然气的主要来源，日本是全球LNG的主要进口国之一，其LNG进口量持续上升。2004年，日本共进口LNG 6000万t左右，预计2010年的进口量将达到6500万t左右，2015年将达到7300万t左右。日本主要从印尼、澳大利亚、马来西亚、缅甸、卡塔尔等国家进口LNG。保障LNG供应成为日本政府的主要任务之一。
    日本的LNG进口价格主要为长期合同价格，早期采用固定价格。现在为了减少原油价格对LNG的影响，日本的LNG进口主要采用S曲线。从上世纪80年代到2003年，日本的LNG进口价一直在2美元／MBTU-2．5美元／MBTU。长期合同价格使日本获得了很好的收益。自近年LNG价格上涨后，日本的LNG进口价一直比美国和欧洲的低，并没有过分受到油价的影响，实现了进口商和供应商之间的互利。

(2)城市燃气是天然气在日本的主要用途之一

日本的天然气主要用于发电和城市燃气(见图4)。日本城市燃气的管道总长度为21．5万km。该国2004年的城市燃气销售量为301亿m³，预计2010年、2020年、2030年将分别达到361亿m³、415亿m³、455亿m³。可以看出，年均增速在不断下降。

图4 日本的液化天然气需求

资料来源：日本电气工程师学会（2006）　

                     表1 日本的能源消费结构  单位：万t油当量

资料来源：亚太能源研究中心（2006）。

   （3）日本的天然气市场化进程

    日本的天然气市场自由化经历了不断发展的过程。

    1995年．天然气年需求量在200万m³以上的消费者可自主选择供气公司，并可自主商议价格；1999年，上述年需求量减少至100万m³，同时城市燃气公共事业公司要求提供第三方准入；2004年，年需求量减少至50万m³；2007年将减少至10万m³。

    通过天然气市场的自由化，日本的燃气公司得到整合．公司数量也在减少。东京燃气、大阪燃气、东邦燃气等几家燃气公司为日本主要的LNG进口商，它们占了日本LNG进口量的75％，其余的进口量为几家供电公司和242家燃气配送商所拥有。燃气公司和燃气配送商所进口的天然气主要供应工业、居民和商业用户。

2 中国LNG发展现状及面临的挑战

2．1 中国LNG发展现状

    随着覆盖全国的天然气管网框架的逐步形成，我国天然气需求快速增长，并带动了相关产业的发展。“十五”末我国天然气产量已达到600亿m³-700亿m³，商品率达到78％以上；天然气销售由以油田周边为主向以跨地区供应为主转变，到2005年底，跨区供应比例已达到34％；我国天然气的消费结构也发生了较大变化。“十五”期间，城市燃气比例逐年上升，化工原料用气比例逐年下降；进口LNG项目迅速铺开．小型天然气液化厂和卫星汽化站异军突起。

    (1)进口LNG项目

    进口LNG是我国未来的重点LNG气源之一。从目前的进展来看，作为进口LNG试点项目的广东大鹏接收站已投产；福建、上海项目正在建设中；浙江、珠海、唐山、青岛、江苏、大连项目正待核准；天津、海南、广西、温州、粤东、深圳等项目已完成选址、预可研等不同程度的前期工作。

    （2)LNG卫星站

    从2001年10月淄博燃气公司开启LNG在国内城市燃气行业独立应用的先河至今，我国已建成LNG卫星站100多座，大多数分布在华东和华南沿海发达城市。如今．拥有LNG卫星站的城市达数十个．用气企业百家．总体市场能力已达到500万m³/d以上。

    (3)LNG生产与运输

    我国已建成6家LNG生产厂，分别位于河南濮阳、新疆鄯善吐哈油田、海南海口福山油田、四川犍为县、江苏江阴和广西北海涠洲岛。由于工厂分布较散，生产的LNG都通过槽车运输到消费市场。目前我国的LNG槽车运输能力已发展到总装载量2 000万m³，总车辆700余辆，正常运输的车辆有600多辆，单车有效容积已从最初的29m³发展到51m³。

    (4)煤层气液化

    由于天然气气源受限，LNG工厂纷纷寻求煤层气等其他气源，从而促进了煤层气的开发。

    我国煤层气最新探明储量为36．7万亿m³，与陆上常规天然气储量相当。煤层气的液化已在山西、内蒙等产煤省份开始推进。

    香港中华煤气于2006年10月与山西晋城无烟煤矿业集团签订了合资合同，发展煤层气液化项目，总投资4亿元人民币．中华煤气占股70％，合资期限为30年。根据规划，项目一期工程将年产液化煤层气1亿m³，计划于2008年年中投产，二期工程的规模与一期相同。

    中国盛联投资集团也准备在山西晋城市一期投资4亿元人民币用于煤层气液化。该集团已签署协议．计划在沁水和阳城建设加工规模为40万m³/d～60万m³/d的煤层气液化厂。

    此外，山西和内蒙古还有其他煤层气液化项目正在运作中。

2．2 中国发展LNG所面临的挑战

    国际LNG市场已呈现卖方市场态势特征。亚太地区在2011年前可上线的新项目有限，供应难以满足需求；LNG长期合同价格与原油价格挂钩的系势明显上升，计价曲线趋直。

    (1)气源供应紧张．可供选择的资源短缺

    全球目前在建的LNG项目产能大约在1．1亿左右．但以亚太地区本区内市场为目标的在建项目屈指可数．且大多数都已落实买家。

    受美国和欧洲天然气需求交替急增的推动2005年全球LNG贸易量达到1．435亿t，比2004年增长8．8％，增幅超过2004年的5．4％和以往15年的年均增幅7．6％，但仍没有满足市场的需求。

    受全球高油价和欧美高气价的引导，LNG资源西流。2010年全球的LNG生产能力将比2005年年均递增13．5％，但可供亚太地区的供应量仅年均递增4％。在LNG生产大国印度尼西亚，不仅阿伦LNG厂减产，产能最大的邦坦LNG工厂也要减产或转产，这将导致亚太地区的LNG供应不足。有关资料显示，2003年，天然气在印尼能源消费结构中所占的比例为26．5％，到2025年这一比例将上升到30．0％。未来发电需求将占印尼天然气需求的60％-65％，为满足这一潜在的需求，未来10年印尼天然气的国内销售将增加150％1)2)2。2014年后，印尼仍需要新的气源才能满足国内需求。为此，印尼不得不削减LNG的出口。因此，预计在未来几年，LNG的长期合同供应仍将维持短缺状态，价格可能居高不下。

    最近一段时间以来，由于各种原因，拟供应亚洲区内的几个主要的LNG项目可能会延期投产。比如，定于2010年投产的澳大利亚高更项目由于受环保方面的质疑和投资超预算的影响，其投产目标可能会落空；萨哈林2号项目的环保争议也给该项目的推进带来了不确定性；澳大利亚普拉脱(Pluto)项目由于资源预留争议等问题，动摇了项目启动的资源基础，目前谈判仍在进行。这三个项目的延误，无疑是给本地区的LNG供应雪上加霜。

    与此同时．市场对LNG需求却很旺盛。日本在2010年前后到期的合同量很大，在印尼减少续签合同量、压缩出口的形势下，日本续签、新签了2 000万t LNG合同：与此同时，韩国也签订了500万t～600万t合同．印度也在为自己的接收站四处寻找资源，因此造成了一个LNG项目有多个用户在争夺的局面。

    来自欧美和东亚的合力竞争，造成全球特别是亚太地区在2010年左右的合同资源紧张，可供选择的资源短缺。

    (2)气价大幅上扬，现货和期货价格剧烈波动

    2005年底至2006年初，在冬季取暖需求和国际油价大幅上扬的推动下，美欧市场天然气现货价格骤升，美国Henry Hub天然气现货价格曾高达15．2美元／MBtu，英国NBP天然气现货价格曾高达17．4美元／MBtu。进入2006年9月，美欧天然气现货和期货价格出现了明显的下跌，9月14日Henry Hub 30天交割的期货在两年内首次跌人5美元／MBtu以内．大约一周之后，现货价也跌入5美元／MBtu．9月底达到3．66美元／MBtu。进入11月份，随着取暖季的到来，Henry Hub 30天交割的期货又恢复到7．1美元／MBtu上下的水平，NBP价格在8．5美元／MBtu的水平。

    在原油价格居高难下、供应紧张和现货贸易价格高企的刺激下，LNG供应商对长期合同价格的期望值不断抬升。在油价为60美元／桶时，卡塔尔、澳大利亚同用户新签的LNG合同价格己超过6美元／MBtu，至攀升至11美元／MBtu。上海与马来西亚达成LNG合同，标志着中国接受了卖方市场的现实．今后中国将同其他国际用户在相同的条件下竞争。

    由于长期合同条款向卖方倾斜，广东项目获得的封顶气价已逐步为此后合同的“S”曲线价格公式^①替代，有的卖方甚至获得了直线计价条款(按照这种计价方式．进口LNG价格可高于进口原油的平均到岸价)，这是新一轮强势卖方市场的表现。所以，目前亚太地区LNG的价格形势十分严峻。

    (3)LNG的运输价格也有较大幅度上升

    全球现有LNG运输船约210艘，已定造的LNG运输船约有150艘。LNG运输比原油运输价格更高，需要更经济的规模。一艘运输量在13．5万m³的LNG船，其运输成本要占总成本的35％，而原油的运输成本一般只占全部成本的10％。自上世纪90年代末开始，由于供应和需求的快速增长，刺激了LNG产业的复苏，LNG的运输价格也较以前上升了50％。

3 中国发展LNG应注意的问题

    面对国际国内天然气和LNG市场的发展趋势，从战略上来讲，我国必须进口LNG，而且必须积极抓紧进口；在战术上则必须讲究策略，冷静有序、稳扎稳打，按实践证明是完全正确的程序办事。作为买家，我国LNG进口企业需要有更多的耐心和智慧，在LNG贸易的博弈中，尽可能获得对自己有利的条件。

3．1 市场开拓是项目的基础

    我国沿海特别是东南沿海经济发达、价格承受能力强的地区，应该是LNG的目标市场，对LNG项目规模和进度的确定应该坚持几个原则。

    一是坚持替代能源有经济性的市场定位原则，即LNG只替代单位等热值价格比自身高的LPG、油制品、电、人工煤气，以及禁燃煤地区的煤。

    二是大力开发居民、工商业团体用户(包括集中空调和热、电、冷联产用户)、特定的大工业用户、LNG汽车、CNG汽车等，适当配置调峰燃气电厂的用气。

    三是采用谨慎的市场开发策略。新市场的开发要经过普查一分类初选。优选斗意向书和框架协议的程序。

    四是在输气管线没有覆盖的地区积极开拓槽车输送加卫星站汽化的市场，大力扩展LNG的供气范围。即使在管线覆盖的地区，也可以考虑采用卫星站作为时调峰和管输盲区供气的手段。对市场竞争力最不确定的电厂用户．要对其承受能力、上网电价、用气比例、实行差别气价的可能性和经济性等作详细分析。

    五是以有承受力和有经济性的用户用量作为市场容量，以确定LNG项目的规模、采购量和建设时间。

3．2 LNG引进项目要有序展开

    引进LNG资源落实是先决条件。目前，我国等待核准和排队启动的LNG项目有十多个，相当于将在国际市场上增加3 000万t～4 000万t的采购量(约占目前全球总交易量的四分之一)，这是明显不适当的。我们必须根据资源落实条件，分清项目的轻重缓急，有序实施。同时，工程的进度必须与资源提供的进度以及市场开发的进度吻合。

3．3 应以国际价格积极参与竞争

    既然要积极引进LNG，就必须面对目前高气价的现实，量力而行。同时应该看到，LNG购买价只要是原油等热值价格的折扣价，就具有竞争力。因此，资源采购的重点不仅是一定油价下的气价，而更重要的是天然气价与原油价的折扣率，在LNG的价格谈判中要争这个折扣率。目前LNG卖方给出的折扣率越来越小，这将增加交易的风险。

3．4 对采购环境改善的机会要积极利用

    2010年前的LNG资源已基本无望，可能有的供应资源是在2010年以后。对于俄罗斯、中东和澳大利亚等可能性较大的供应地，应有针对性地做工作。同时．还应看到，鉴于以下情况，亚太地区的LNG用户还是有可能改善采购环境的。

    一是国际油价、气价近期都持续下降。

    二是北美和欧洲地区管道气项目已有所突破。例如．北美地区的Mackenzie管线，日输气量为0．4亿m³，合LNG 1050万t/a；阿拉斯加管线，日输气量为1．6亿m³，合LNG 4500万t/a；欧洲地区挪威到英国的Ormen Lange管线，日输气量为0．56亿m³，合LNG 1500万t/a；俄罗斯到西欧的北欧管线，日输气量为1．27亿m³，合LNG 3400万t/a。此外，来自荷兰和比利时的两条年输气量约150亿m³的天然气管线也将于2007年晚些时候投产，届时，英国乃至欧洲市场的天然气价格会相应走低。

    三是若干重量级的LNG项目正顺利推动。这些LNG项目包括：澳大利亚的Browse、Scarborough等项目(产能约为2 500万t)，伊朗的南帕斯、波斯等项目(产能约为3 000万t)，尼日利亚的LNG 6、7、8号线(产能约为2 000万t)、OK项目(产能约为1 000万t)、Brass项目(产能约为l 000万t)，安哥拉的项目(产能约为500万t)等。以上项目的顺利开展会拉动气价下滑，促使原运往大西洋的LNG回流到亚太地区。

    在LNG的采购方式上．中国要接受求实的双边谈判．慎重参与卖方的招标。中国的LNG合同要以长期合同为主，以期货和现货为辅，以后者来平衡市场的峰谷需求：也可以利用国际LNG市场的淡季低价买进。以降低总的进气价格。

3．5 针对不同的下游用户实行不同的定价策略

    (1)联合循环电站用户

    此类用户的特点是直接由LNG接收站供气，用气规模大而稳定，在LNG项目初期，承担着保证到岸的LNG能按照“照付不议”合同条款稳定消费的重要作用。但是此类用户主要用LNG替代低价的煤炭发电和水电，竞争力不强，对LNG的价格承受能力较低，因此，应当使其享受尽可能的低价，以LNG接收站保本为底线。

    但是，目前中国天然气与煤的等热值比价已经超过了2．4的临界值，天然气发电不可能大规模发展，只能在LNG项目启动初期占下游用户的较大比例，发挥市场先驱的作用，并以做调峰电站为主。随着LNG下游市场的逐渐开拓，发电用气的比例将逐步缩小，这也是全球发展趋势。以日本为例，日本是一个天然气消费大国，该国未来将优化核能的使用，减少天然气发电。到2010年，日本核能发电所占的比例将从2004年的30％增长到37％，2030年将达到41％，LNG发电所占比例将从2004年的29％减少到2010年的26％、2020年的25％。

    (2)城市民(商)用燃气用户

    这类用户有以下特点：一是分布较为分散，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因此，燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高；二是资源利用效率很低：三是在没有管网的城市，天然气主要替代LPG，消费量相对较小，占经营成本的比例较小，价格承受能力较强：四是消费总量有限，不可能成为市场开拓的主力。这些特点决定了这类用户的用气价格宜较高，也决定了这类用户应当是项目早期的主要市场之一和投资回收的主要来源。

    但是，城市民用天然气定价必须考虑居民中贫困人口的负担能力。可以采用按量累计计价的方法：保证最低生活需要的燃气价格较低，超过这一基量的部分，累计加价。或者对低保户给予一定的补贴。在国外，对民用天然气的管理也是比较严格的。例如，日本的民用天然气以零售价格为主，由政府控制，政府每月对天然气的零售价格进行一次核查。

    (3)规模化的城市，工业园区分布式能源系统用户

    就这类用户而言，供气成本低，能源利用效率高，是LNG项目的最大市场。通过扩大这个市场，可尽快提高LNG的消费量，降低“照付不议”合同条款对买方的风险。因此，对这类用户应当实行“薄利多销”的原则，给予尽可能优惠的燃气价格。

    (4)炼油石化企业用户

    此类用户将天然气作为制氢原料和燃料，替代的是目前市场上价格较高的重油或轻烃，有利于资源的节约和综合利用，因此应实行较低的价格，鼓励大量使用。

    (5)车用燃料(LNG／CNG加气站)用户

    此类用户以LNG或CNG替代柴油和部分汽油，有利于提高能源利用效率、改善环境，而且此类用户对LNG价格的承受能力很强。但是，考虑到LNG车辆的开发需要一个完整的产业链来支撑，因此，还必须给罐箱运输公司、加气站等留下合理的利润空间。

3．6 小型气田的开发应配套相应规模的LNG电厂

    中国有很多的小型气田，为了开发这些气田，必须要建有相应规模的LNG发电厂，这是由中国的现实决定的。最适合的LNG电厂规模是LNG的日消耗量在300t-500t。这些电厂适宜与地处偏远且单独运转的小型天然气井和煤层气田配套建设。

3．7 LNG运输必须未雨绸缪

    LNG运输船的交货时问一般是3年～4年，而现有LNG船队的剩余可载量并不多。一旦LNG的首要问题—供应问题解决了。其运输问题很快就会成为新的问题。LNG的运输不是一件简单的事，除了要有性能良好的船只外，还必须有丰富的运输经验，能做到准时交货。

    由于中国的LNG市场发展迅速，造船能力也在不断扩大，中国应该发展自己的LNG运输业。中国未来LNG运输可能的发展模式是由中国的LNG进口商／船东与外国船东建立合资企业。由中方提供货物，由外方提供资金、技术、人才等。通过这种方式，中方可以获得LNG的国际运输经验。外方可以获得船只的使用保证。

    目前天然气在我国一次能源消费中的比例仍仅为3％。旺盛的天然气需求使我国天然气产业面临难得的发展机遇，而严峻的资源问题、价格问题和供应安全问题等，也使我国天然气产业面临严峻的挑战。作为对管道天然气的重要补充，积极发展LNG是我们必然的选择，但在目前的资源条件和高气价环境下，制定适当的发展策略显得尤为重要。

注：①S曲线价格公式是将LNG价格按照一揽子原油价格进行调整。该价格曲线在一定的原油价格范围内为线性关系。当原油价格低于下限时，S曲线向上偏移；当原油价格高于上限时，S曲线向下偏移。这一价格曲线能有效保护合同各方免受油价高幅震荡带来的影响。