我国LNG贸易在供应、需求、价格方面面临一系列风险，需要在价格体系、产业发展空间等方面加大建设步伐。

○ 文/高 健

　　2017年中国LNG进口量为3789万吨，增速为48.4%，超越韩国，成为全球第二大LNG进口国。根据国际能源署的预测，2018—2023年，中国全球天然气消费增长贡献率为37%，并在2019年进口量超过日本，成为世界最大的天然气进口国。

　　中国天然气在消费快速增长的同时，LNG产业面临从供应到需求以及价格等多方面风险。为应对这些风险，我国在天然气基准价格体系、拓展天然气产业发展空间等方面都应加大步伐。

　　供应风险

　　供应方面，我国LNG贸易在气源生产、海运航线、国别贸易方面均存在一定的风险。

　　气源生产方面，近两年，中国进口LNG，主要来源国是澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚和巴布亚新几内亚，均超过200万吨的进口规模。最为关键的是，陆上管道天然气最大进口国来自土库曼斯坦。但近两年，因设备故障和管线下气消费增加等影响，中亚地区来气量减少，对中国天然气市场稳定造成一定程度影响。

　　海运航线方面，目前，中国LNG进口航线主要集中在澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国家。除澳大利亚海运航向相对安全外，卡塔尔地处中东腹地，航线经过霍尔木兹海峡和马六甲海峡，非洲的安哥拉和巴布亚新几内亚则需要经过索马里海域等咽喉，地缘政治风险、恐怖袭击和海盗风险较高。

　　国别贸易方面，未来进口国际LNG主要增量是通过海外一体化合作项目进行有效补充，分别是俄罗斯亚马尔项目、美国LNG项目和加拿大LNG项目。2018年6月和9月中国间断美国LNG进口，2018年1—10月中国进口仅占美国总出口量的9.8%。俄罗斯投资环境、加拿大政治法律结构，都会对LNG项目的稳定供应带来国别政治和贸易风险。

　　需求风险

　　需求方面，LNG贸易会产生气气竞争、季节消费、政策驱动等风险。

　　目前，中国天然气供应逐步形成“西气东输、北气南输、海气登陆”的格局。在陆上，现阶段拥有中亚天然气管道、中俄天然气管道和中缅天然气管道三条进口通道，加上中国陆上非常规页岩气和煤层气、煤制气项目的推进，以及内陆大量管道气液化工厂的布局，导致海上运输进口LNG存在大量气气竞争风险。季节消费方面，中国北方地区冬季采暖用户较多，冬夏季节用气不均匀性就越大，调峰压力也越大。2011—2018年，中国天然气消费量峰谷比值的平均值为1.4，但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3。政策驱动方面，当前及未来一段时间，中国天然气消费模式为“供应驱动消费”模式，随着天然气供应形势的好转，将逐步转变为“需求拉动消费”模式，尤其是能源结构调整和“大气污染防治”等政策措施将对天然气需求增长产生强烈的刺激作用。同时，中国天然气价格的上涨对需求的增加将产生一定的抑制作用，受影响最大的是天然气发电和“煤改气”等项目。这部分需求主要集中在沿海地区，2020年发电和“煤改气”的天然气需求量分别为930亿立方米、220亿立方米。这主要是因为冬季保供的主要区域为京津冀地区、东北沈阳地区、山东地区、华东区域(苏南、浙江、河南东部)、珠三角地区五大区域。除季节的影响外，整体上煤改气的快速推进，中国天然气供需缺口被放大。

　　价格风险

　　价格方面，中国LNG贸易面临产业倒挂、贸易方式、进口价格风险。

　　产业倒挂方面，长期以来，居高不下的LNG价格再汽化与管道天然气进行混合销售，导致中国进口LNG出现价格倒挂现象，每立方米亏损约1~2元。一方面价格倒挂导致LNG项目出现大面积亏损;另一方面高LNG价格与低终端用气价格加剧了中国天然气供需矛盾，扭曲了市场配置作用。贸易方式方面，近年在国际低油价状态下，现货和短期贸易量逐年有所增加。中国日益明显的天然气季节性需求高峰导致国际现货采购数量增加，对亚太地区乃至全球市场LNG价格贸易结构和价格体系产生冲击，不利于中国长期稳定地发展天然气市场，增加了天然气消费的经济成本。进口价格方面，长期以来，中国LNG进口价格采用与日本一揽子原油价格(JCC)挂钩定价方式，使得进口LNG价格易受到国际原油市场价格的影响而不稳定并且无法反映真实的市场供求，对LNG市场的健康发展造成不利影响。同时，中国进口LNG主要通过中长期贸易合同进行，合同期较长，合同价格缺乏灵活性，没有充分发挥中国的能源优势和市场优势。

　　应对策略

　　推动LNG区域性贸易中心建设，形成天然气基准价格体系。我国需要建立成熟的亚太天然气交易市场，增强天然气进口价格的谈判权，从而降低天然气进口系统风险。中国与日本、韩国分别作为全球前三大LNG进口国，共同参与亚太LNG市场贸易。我国可利用国际市场非常规天然气爆发增长和国际LNG液化产能大幅增长的有利契机，将LNG进口价格与原油价格相挂钩脱离，从而转向以区域枢纽中心定价为基准，摆脱亚洲天然气溢价现象。

　　理顺国内天然气价格传导链条，拓展天然气产业发展空间。我国需加强对LNG进口环节的监管，形成国内有效天然气价格形成机制，真实反映天然气市场价值，与国内天然气消费市场需求或石油等替代能源相挂钩，不仅能够形成资源与市场联动机制，而且能够降低LNG进口风险。与此同时，统筹安排LNG进口，增强中国LNG进口国际定价权，针对终端消费还存在垄断、地方行政干预、基础设施紧缺等问题，需要持续理顺行政、市场与价格关系，建立充分反映天然气市场价值的价格机制。

　　科学规划协调液化天然气发展，避免气与气恶性竞争现象。为缓解进口LNG与管道气的供应矛盾和竞争激烈程度，应发挥国家战略规划作用，引导和控制LNG接收站、运输船等基础设施建设、合理控制LNG与管道气市场供应范围，避免LNG接收站重复建设，以及LNG与管道气之间的过度竞争和供应矛盾，实现天然气资源协调分布。

　　海外合作开发和进口贸易并重，多元化分散进口来源风险。一方面，我国需要加强海外天然气开发投资。另一方面，要开拓LNG资源多元化进口渠道，签署稳定供应合作框架协议，走出去建立海外LNG生产液化基地，并采用资本运作和项目合作等多种方式，收购LNG权益项目，稳定进口来源。此外，为保障液化天然气稳定供应，中国LNG进口资源获取方式应逐步实现从单一签订长期LNG购销合同到LNG购买、项目融资、基地建设等多元化方式转变。

　　责任编辑：周志霞

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