1、 LNG國際環境分析及我國發展策略建議2008-2-28 15:08:19 國際燃氣網網友評論    液化天然氣(LNG)產業在我國屬于新興行業。雖然起步較晚，但發展勢頭強勁。LNG項目已成功投產，LNG項目已落實資源，其他LNG項目也正在緊鑼密鼓地進行中。在高油價的影響下，加速天然氣的開發利用，已成為世界各國共同的選擇，由此造成LNG價格不斷走高，形成了全新的市場格局。在此情況下，中國作為一個發展中國家，如何發展LNG產業受到國外的廣泛關注。 1 全球LNG供需形勢分析11 LNG供應在未來10年將增長180    未來幾年，世界天

2、然氣需求將以每年約31的速度增長，高于26的能源總需求年度增長率，因此將帶動全球LNG產業的迅速擴。2005年，全球LNG的供應量為1.455億t，2006年將增加到1647億t，到2010年和2015年將分別增加到2.787億t和4.108億t，也就是說，2015年LNG的供應將比2005年增長180。LNG供應的增長將從伊士以東地區開始，2010年后，伊士以區的供應也將開始大幅度增長，特別是西非地區的LNG供應將迅速擴大(見圖1)。到2015年，伊士以區的LNG供應量將達到1597億t。圖1 未來伊士以東地區和伊士以區的LNG供應     分地區來看

3、，未來幾年中東地區的LNG供應增長將由卡塔爾主導。到2007年，卡塔爾將成為全球最大的LNG出口國，其大部分新增產能主要供應美國和歐洲地區。非洲的LNG供應增長主要由尼日利亞、阿爾及利亞等西非和北非國家推動。預計澳大利亞將成為亞太地區LNG供應增長的主要力量，其他國家還包括印尼和馬來西亞等。12 LNG需求將快速增長并將在大西洋盆地出現大型的LNG市場    全球能源市場的需求增長勢頭強勁，原油價格的走高導致天然氣價格不斷上升，同時天然氣的價格也變得極不穩定。盡管天然氣價格走高促進了油氣鉆探，但是北美地區的天然氣產量并未見提高，英國地區的石油和天然氣產量還呈下降趨

4、勢，因此，北美和歐洲地區都需要大幅度增加LNG的進口量。    預計歐洲地區的LNG需求量將從2005年的3750萬t增加到2010年的6910萬t和2015年的8910萬t；美洲地區的LNG需求量將從2005年的1390萬t增加到2010年的6230萬t和2015年的1184億t：亞洲地區的LNG需求量將從2005年的9350萬t增加到2010年的1.474億t和2015年的2032億t(見圖2)。隨著2005年2015年歐洲和美國LNG需求量的快速增長，大西洋盆地將形成一個大型的LNG市場。    特別值得指出的是，未來美國在世界

5、LNG消費市場中的份額將急劇增加。從本世紀初期開始，美國在全球LNG產業中的市場份額迅速增加。隨著眾多天然氣液化廠和進口終端開始運營，未來3年5年這一增長速度將加快。預計2010年-2015年，美國將超越日本成為全球最大的LNG進口國(見圖3)。    但是，也應該看到，由于LNG成本的迅速增長，一些LNG工程可能會被擱置或取消，因此，與早些時候的預測相比，全球LNG的新增供應和北美LNG基礎設施的建設進程會減緩，全球LNG供應之爭將更加激烈，對亞洲市場的影響也將逐漸加大。這種激烈的競爭很可能引發LNG價格關系的變動，并促進LNG現貨交易的發展。 13 日本的天然

6、氣消費將不斷增長，LNG進口量將持續上升    (1)日本的天然氣需求持續增長    日本的能源需求量在過去20年里穩步增長，而天然氣消費的增長速度高于能源總消費的增長(見表1)。由于日本政府鼓勵天然氣的消費，未來日本的天然氣消費量會持續增長。天然氣消費的增長，帶動了日本LNG進口量的增長。進口LNG是日本天然氣的主要來源，日本是全球LNG的主要進口國之一，其LNG進口量持續上升。2004年，日本共進口LNG 6000萬t左右，預計2010年的進口量將達到6500萬t左右，2015年將達到7300萬t左右。日本主要從印尼、澳大利亞、馬

7、來西亞、緬甸、卡塔爾等國家進口LNG。保障LNG供應成為日本政府的主要任務之一。    日本的LNG進口價格主要為長期合同價格，早期采用固定價格。現在為了減少原油價格對LNG的影響，日本的LNG進口主要采用S曲線。從上世紀80年代到2003年，日本的LNG進口價一直在2美元MBTU-25美元MBTU。長期合同價格使日本獲得了很好的收益。自近年LNG價格上漲后，日本的LNG進口價一直比美國和歐洲的低，并沒有過分受到油價的影響，實現了進口商和供應商之間的互利。(2)城市燃氣是天然氣在日本的主要用途之一日本的天然氣主要用于發電和城市燃氣(見圖4)。日本城市燃氣的管道總長

8、度為215萬km。該國2004年的城市燃氣銷售量為301億m3，預計2010年、2020年、2030年將分別達到361億m3、415億m3、455億m3。可以看出，年均增速在不斷下降。圖4 日本的液化天然氣需求資料來源：日本電氣工程師學會（2006）                           表1 日本的能源消費結構 

9、 單位：萬t油當量過去值 預測值 年度平均增長率，%1980年 2002年 2010年 2020年 2030年1980 2002年 2002 2010年 2010 2020年 2020 2030年 分類 需求量 比 例，%需求煮 比 例，%需求量 比 例，%需求量 比 例，%需求量 比 例，%總計 21 60010034 50010037 20010039 10010039 8001002.20.90.50.2工業 11 4005314 2004114 7003915 20039157005391.00.50.30.3民用 2 600124 90014 5 400155 60014700143

10、.01.00.50.1商業 2 100106 000176 800187 700208 000205.01.71.30.3交通 5 500259 4002710 3002810 4002710 400272.51.10.2-0.1煤炭 2 200102 20062 10062 10052 10050-0.2-02-0.1石油14 1006521 1006122 5006022 9005922 300561.90.80.2-0.3天然氣 1 00052 40073 10083 60094 000104.23.01.61.0電力4 400208 500259 1002510 1002611 000

11、283O0.91.10.2新能源 等 3001300130013001 0.10.20.8資料來源：亞太能源研究中心（2006）。   （3）日本的天然氣市場化進程    日本的天然氣市場自由化經歷了不斷發展的過程。    1995年天然氣年需求量在200萬m3以上的消費者可自主選擇供氣公司，并可自主商議價格；1999年，上述年需求量減少至100萬m3，同時城市燃氣公共事業公司要求提供第三方準入；2004年，年需求量減少至50萬m3；2007年將減少至10萬m3。    通過天然氣市場

12、的自由化，日本的燃氣公司得到整合公司數量也在減少。東京燃氣、大阪燃氣、東邦燃氣等幾家燃氣公司為日本主要的LNG進口商，它們占了日本LNG進口量的75，其余的進口量為幾家供電公司和242家燃氣配送商所擁有。燃氣公司和燃氣配送商所進口的天然氣主要供應工業、居民和商業用戶。2 中國LNG發展現狀及面臨的挑戰21 中國LNG發展現狀    隨著覆蓋全國的天然氣管網框架的逐步形成，我國天然氣需求快速增長，并帶動了相關產業的發展。“十五”末我國天然氣產量已達到600億m3-700億m3，商品率達到78以上；天然氣銷售由以油田周邊為主向以跨地區供應為主轉變，到2005年底，跨區

13、供應比例已達到34；我國天然氣的消費結構也發生了較大變化。“十五”期間，城市燃氣比例逐年上升，化工原料用氣比例逐年下降；進口LNG項目迅速鋪開小型天然氣液化廠和衛星汽化站異軍突起。    (1)進口LNG項目    進口LNG是我國未來的重點LNG氣源之一。從目前的進展來看，作為進口LNG試點項目的大鵬接收站已投產；、項目正在建設中；、項目正待核準；某、某、粵東、等項目已完成選址、預可研等不同程度的前期工作。    （2)LNG衛星站    從2001年10月燃氣公司開啟LN

14、G在國城市燃氣行業獨立應用的先河至今，我國已建成LNG衛星站100多座，大多數分布在華東和華南沿海發達城市。如今擁有LNG衛星站的城市達數十個用氣企業百家總體市場能力已達到500萬m3/d以上。    (3)LNG生產與運輸    我國已建成6家LNG生產廠，分別位于、某鄯善吐哈油田、福山油田、犍為縣、江陰和某潿洲島。由于工廠分布較散，生產的LNG都通過槽車運輸到消費市場。目前我國的LNG槽車運輸能力已發展到總裝載量2 000萬m3，總車輛700余輛，正常運輸的車輛有600多輛，單車有效容積已從最初的29m3發展到51m3。 

15、;   (4)煤層氣液化    由于天然氣氣源受限，LNG工廠紛紛尋求煤層氣等其他氣源，從而促進了煤層氣的開發。    我國煤層氣最新探明儲量為367萬億m3，與陸上常規天然氣儲量相當。煤層氣的液化已在、蒙等產煤省份開始推進。    中華煤氣于2006年10月與無煙煤礦業集團簽訂了合資合同，發展煤層氣液化項目，總投資4億元人民幣中華煤氣占股70，合資期限為30年。根據規劃，項目一期工程將年產液化煤層氣1億m3，計劃于2008年年中投產，二期工程的規模與一期相同。  

16、  中國盛聯投資集團也準備在市一期投資4億元人民幣用于煤層氣液化。該集團已簽署協議計劃在沁水和陽城建設加工規模為40萬m3/d60萬m3/d的煤層氣液化廠。    此外，和還有其他煤層氣液化項目正在運作中。22 中國發展LNG所面臨的挑戰    國際LNG市場已呈現賣方市場態勢特征。亞太地區在2011年前可上線的新項目有限，供應難以滿足需求；LNG長期合同價格與原油價格掛鉤的系勢明顯上升，計價曲線趨直。    (1)氣源供應緊可供選擇的資源短缺    全球目前在建的

17、LNG項目產能大約在11億左右但以亞太地區本區市場為目標的在建項目屈指可數且大多數都已落實買家。    受美國和歐洲天然氣需求交替急增的推動2005年全球LNG貿易量達到1435億t，比2004年增長88，增幅超過2004年的54和以往15年的年均增幅76，但仍沒有滿足市場的需求。    受全球高油價和歐美高氣價的引導，LNG資源西流。2010年全球的LNG生產能力將比2005年年均遞增135，但可供亞太地區的供應量僅年均遞增4。在LNG生產大國印度尼西亞，不僅阿倫LNG廠減產，產能最大的邦坦LNG工廠也要減產或轉產，這將導致亞太地區

18、的LNG供應不足。有關資料顯示，2003年，天然氣在印尼能源消費結構中所占的比例為265，到2025年這一比例將上升到300。未來發電需求將占印尼天然氣需求的60-65，為滿足這一潛在的需求，未來10年印尼天然氣的國銷售將增加1501)2)2。2014年后，印尼仍需要新的氣源才能滿足國需求。為此，印尼不得不削減LNG的出口。因此，預計在未來幾年，LNG的長期合同供應仍將維持短缺狀態，價格可能居高不下。    最近一段時間以來，由于各種原因，擬供應亞洲區的幾個主要的LNG項目可能會延期投產。比如，定于2010年投產的澳大利亞高更項目由于受環保方面的質疑和投資超預算的

19、影響，其投產目標可能會落空；薩哈林2號項目的環保爭議也給該項目的推進帶來了不確定性；澳大利亞普拉脫(Pluto)項目由于資源預留爭議等問題，動搖了項目啟動的資源基礎，目前談判仍在進行。這三個項目的延誤，無疑是給本地區的LNG供應雪上加霜。    與此同時市場對LNG需求卻很旺盛。日本在2010年前后到期的合同量很大，在印尼減少續簽合同量、壓縮出口的形勢下，日本續簽、新簽了2 000萬t LNG合同：與此同時，國也簽訂了500萬t600萬t合同印度也在為自己的接收站四處尋找資源，因此造成了一個LNG項目有多個用戶在爭奪的局面。    來

20、自歐美和東亞的合力競爭，造成全球特別是亞太地區在2010年左右的合同資源緊，可供選擇的資源短缺。    (2)氣價大幅上揚，現貨和期貨價格劇烈波動    2005年底至2006年初，在冬季取暖需求和國際油價大幅上揚的推動下，美歐市場天然氣現貨價格驟升，美國Henry Hub天然氣現貨價格曾高達152美元MBtu，英國NBP天然氣現貨價格曾高達174美元MBtu。進入2006年9月，美歐天然氣現貨和期貨價格出現了明顯的下跌，9月14日Henry Hub 30天交割的期貨在兩年首次跌人5美元MBtu以大約一周之后，現貨價也跌入5美元MBt

21、u9月底達到366美元MBtu。進入11月份，隨著取暖季的到來，Henry Hub 30天交割的期貨又恢復到71美元MBtu上下的水平，NBP價格在85美元MBtu的水平。    在原油價格居高難下、供應緊和現貨貿易價格高企的刺激下，LNG供應商對長期合同價格的期望值不斷抬升。在油價為60美元桶時，卡塔爾、澳大利亞同用戶新簽的LNG合同價格己超過6美元MBtu，至攀升至11美元MBtu。與馬來西亞達成LNG合同，標志著中國接受了賣方市場的現實今后中國將同其他國際用戶在相同的條件下競爭。    由于長期合同條款向賣方傾斜，項目獲得的封頂

22、氣價已逐步為此后合同的“S”曲線價格公式替代，有的賣方甚至獲得了直線計價條款(按照這種計價方式進口LNG價格可高于進口原油的平均到岸價)，這是新一輪強勢賣方市場的表現。所以，目前亞太地區LNG的價格形勢十分嚴峻。    (3)LNG的運輸價格也有較大幅度上升    全球現有LNG運輸船約210艘，已定造的LNG運輸船約有150艘。LNG運輸比原油運輸價格更高，需要更經濟的規模。一艘運輸量在135萬m3的LNG船，其運輸成本要占總成本的35，而原油的運輸成本一般只占全部成本的10。自上世紀90年代末開始，由于供應和需求的快速增長，刺激了

23、LNG產業的復，LNG的運輸價格也較以前上升了50。3 中國發展LNG應注意的問題    面對國際國天然氣和LNG市場的發展趨勢，從戰略上來講，我國必須進口LNG，而且必須積極抓緊進口；在戰術上則必須講究策略，冷靜有序、穩扎穩打，按實踐證明是完全正確的程序辦事。作為買家，我國LNG進口企業需要有更多的耐心和智慧，在LNG貿易的博弈中，盡可能獲得對自己有利的條件。31 市場開拓是項目的基礎    我國沿海特別是東南沿海經濟發達、價格承受能力強的地區，應該是LNG的目標市場，對LNG項目規模和進度的確定應該堅持幾個原則。 

24、60;  一是堅持替代能源有經濟性的市場定位原則，即LNG只替代單位等熱值價格比自身高的LPG、油制品、電、人工煤氣，以及禁燃煤地區的煤。    二是大力開發居民、工商業團體用戶(包括集中空調和熱、電、冷聯產用戶)、特定的大工業用戶、LNG汽車、G汽車等，適當配置調峰燃氣電廠的用氣。    三是采用謹慎的市場開發策略。新市場的開發要經過普查一分類初選。優選斗意向書和框架協議的程序。    四是在輸氣管線沒有覆蓋的地區積極開拓槽車輸送加衛星站汽化的市場，大力擴展LNG的供氣圍。即使在管線覆蓋的地區

25、，也可以考慮采用衛星站作為時調峰和管輸盲區供氣的手段。對市場競爭力最不確定的電廠用戶要對其承受能力、上網電價、用氣比例、實行差別氣價的可能性和經濟性等作詳細分析。    五是以有承受力和有經濟性的用戶用量作為市場容量，以確定LNG項目的規模、采購量和建設時間。32 LNG引進項目要有序展開    引進LNG資源落實是先決條件。目前，我國等待核準和排隊啟動的LNG項目有十多個，相當于將在國際市場上增加3 000萬t4 000萬t的采購量(約占目前全球總交易量的四分之一)，這是明顯不適當的。我們必須根據資源落實條件，分清項目的輕重緩急，有

26、序實施。同時，工程的進度必須與資源提供的進度以及市場開發的進度吻合。33 應以國際價格積極參與競爭    既然要積極引進LNG，就必須面對目前高氣價的現實，量力而行。同時應該看到，LNG購買價只要是原油等熱值價格的折扣價，就具有競爭力。因此，資源采購的重點不僅是一定油價下的氣價，而更重要的是天然氣價與原油價的折扣率，在LNG的價格談判中要爭這個折扣率。目前LNG賣方給出的折扣率越來越小，這將增加交易的風險。34 對采購環境改善的機會要積極利用    2010年前的LNG資源已基本無望，可能有的供應資源是在2010年以后。對于俄羅斯、中

27、東和澳大利亞等可能性較大的供應地，應有針對性地做工作。同時還應看到，鑒于以下情況，亞太地區的LNG用戶還是有可能改善采購環境的。    一是國際油價、氣價近期都持續下降。    二是北美和歐洲地區管道氣項目已有所突破。例如北美地區的Mackenzie管線，日輸氣量為04億m3，合LNG 1050萬t/a；阿拉斯加管線，日輸氣量為16億m3，合LNG 4500萬t/a；歐洲地區挪威到英國的Ormen Lange管線，日輸氣量為056億m3，合LNG 1500萬t/a；俄羅斯到西歐的北歐管線，日輸氣量為127億m3，合LNG 3400萬t

28、/a。此外，來自荷蘭和比利時的兩條年輸氣量約150億m3的天然氣管線也將于2007年晚些時候投產，屆時，英國乃至歐洲市場的天然氣價格會相應走低。    三是若干重量級的LNG項目正順利推動。這些LNG項目包括：澳大利亞的Browse、Scarborough等項目(產能約為2 500萬t)，伊朗的南帕斯、波斯等項目(產能約為3 000萬t)，尼日利亞的LNG 6、7、8號線(產能約為2 000萬t)、OK項目(產能約為1 000萬t)、Brass項目(產能約為l 000萬t)，安哥拉的項目(產能約為500萬t)等。以上項目的順利開展會拉動氣價下滑，促使原運往大西洋的

29、LNG回流到亞太地區。    在LNG的采購方式上中國要接受的雙邊談判慎重參與賣方的招標。中國的LNG合同要以長期合同為主，以期貨和現貨為輔，以后者來平衡市場的峰谷需求：也可以利用國際LNG市場的淡季低價買進。以降低總的進氣價格。35 針對不同的下游用戶實行不同的定價策略    (1)聯合循環電站用戶    此類用戶的特點是直接由LNG接收站供氣，用氣規模大而穩定，在LNG項目初期，承擔著保證到岸的LNG能按照“照付不議”合同條款穩定消費的重要作用。但是此類用戶主要用LNG替代低價的煤炭發電和水電，競爭力

30、不強，對LNG的價格承受能力較低，因此，應當使其享受盡可能的低價，以LNG接收站保本為底線。    但是，目前中國天然氣與煤的等熱值比價已經超過了24的臨界值，天然氣發電不可能大規模發展，只能在LNG項目啟動初期占下游用戶的較大比例，發揮市場先驅的作用，并以做調峰電站為主。隨著LNG下游市場的逐漸開拓，發電用氣的比例將逐步縮小，這也是全球發展趨勢。以日本為例，日本是一個天然氣消費大國，該國未來將優化核能的使用，減少天然氣發電。到2010年，日本核能發電所占的比例將從2004年的30增長到37，2030年將達到41，LNG發電所占比例將從2004年的29減少到201

31、0年的26、2020年的25。    (2)城市民(商)用燃氣用戶    這類用戶有以下特點：一是分布較為分散，要求天然氣輸送管道逐級降壓、調配，因此，燃氣公司的投資折舊和管理財務成本較高；二是資源利用效率很低：三是在沒有管網的城市，天然氣主要替代LPG，消費量相對較小，占經營成本的比例較小，價格承受能力較強：四是消費總量有限，不可能成為市場開拓的主力。這些特點決定了這類用戶的用氣價格宜較高，也決定了這類用戶應當是項目早期的主要市場之一和投資回收的主要來源。    但是，城市民用天然氣定價必須考慮居民中貧困人口的負擔能力。可以采用按量累計計價的方法：保證最低生活需要的燃氣價格較低，超過這一基量的部分，累計加價。或者對低保戶給予一定的補貼。在國外，對民用天然氣的管理也是比較嚴格的。例如，日本的民用天然氣以零售價格為主，由政府控制，政府每月對天然氣的零售價格進行一次核查。    (3)規模化的城市，工業園區分布式能源系統用戶    就這類用戶而言，供氣成本低，能源利用效率高，是LNG項目的最大市場。通過擴大這個市場，可盡快提高LNG的消費量，降低“照付不議”合同條款對買方的風險。因此，對這類用戶應當實行“薄利多銷”的原則，