2009年12月

一 总论

随着中国经济快速发展，对于能源的依赖越来越严重，能源的供需矛盾越来越突出。2007年我国能源消费总量占世界能源消费总量的15%，位居世界第二。目前，天然气消费在世界能源消费结构的比重已达到45%，成为仅次于石油的第二大能源。

在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭的比重最高，是全球平均水平的3倍，而天然气的比重最低，仅占总量的3%，只是全球平均水平的7%。 随着国家对于环境治理的重视，煤炭作为高排放能源，其使用已经受到许多限制。天然气作为清洁能源开始逐步取代煤炭甚至燃料油。

根据全国能源发展总体纲要，我国的能源消耗结构中，天然气所占的比例要从2006年的3%上升到2010年的6%，相当于翻一番。2008年我国天然气消费量已达到778亿立方米，预计2010年天然气消费量为1100亿立方米，2020年需求量将达到2100亿立方米。预计到2010年天然气消费缺口为200亿立方米，2020年缺口将达600亿立方米。

表1 中国未来天然气的供需预测表                        亿立方米

(注：数据引自国家发改委能源报告)

管输天然气由于受到气源、地理、经济等条件的限制，已无法满足社会日益增长的用气需求。如此巨大的天然气用量和天然气市场，仅靠管道输送是难以覆盖的。

经过液化处理的天然气LNG凭借其运输方式灵活、高效、经济等优势，市场规模不断扩大。

中国石油、中国石化和中国海油三大石油巨头，在我国沿海地区建设了多座大型LNG接收站，并在中国西部地区和海上气田，建设了数座LNG液化工厂，以此布局全国市场。 尽管中国液化天然气工业起步比较晚，但近十年来，在LNG链上的每一环节都有所发展，尤其是近几年在某些环节上进展较大。小型液化厂和卫星气站也得到了蓬勃发展。我国从20世纪80年代就开始进行小型LNG装置的实践，第一台实现商业化的天然气液化装置于2001年在中原绿能高科建成，第一台事故调峰型液化装置于2000年在上海浦东建成。在引进液化技术的同时，国内有关企业也开始注重自己开发天然气液化技术，并掌握了小型天然气液化技术。随着国家产能政策的调整、对环境治理力度的加大以及国产设备技术的日臻成熟，LNG这一新兴的能源必将蓬勃发展。

二 国内供应状况

1、进口LNG接收项目

中国进口液化天然气项目于1995年正式启动，当时国家计委曾委托中国海洋石油总公司进行东南沿海LNG引进规划研究。1996年12月，经过一年调研，中海油上报了《东南沿海地区利用LNG和项目规划报告》，为中国发展LNG产业奠定了基础。2006年6月，广东液化天然气项目第一期工程正式投产，标志着中国规模化进口LNG时代的到来。目前已建、在建和规划中LNG项目达13个，分布在广东、福建、上海、浙江、海南、江苏、辽宁等地。

如此多的LNG接收项目所面临的困境是，国际市场中现有的LNG产能几乎已尽数出售，留给中国的资源已经不多。另外，最近国际LNG价格波动剧烈，也大大延缓了这些项目的进度。到目前，仅有5个LNG项目初步落实了气源，分别是中海油广东LNG项目每年300万吨、中海油福建LNG项目每年260万吨、中海油上海LNG项目每年300万吨、中石油江苏LNG项目每年400万吨、中石油大连LNG项目每年300万吨。没有落实气源的LNG项目建设进度缓慢。2009年1-8月，全国共进口317万吨LNG，距离弥补气源缺口尚有大的差距。

表2 已建、在建和规划中LNG项目表

(注：数据引自中国石油天然气分析报告)

2008年随着美国的次贷危机引发的世界金融和经济危机的影响，世界原油价格大幅下跌，会给中国LNG市场开拓带来积极影响。当前中国经济持续快速的发展势头仍将继续，在国际石油价格起伏跌宕的情况下，中国的经济发展与能源紧缺矛盾仍显突出。

近年来，中国LNG项目强劲发展，形成了发展LNG产业的有利条件。中国近海油气生产已形成相当规模，随着渤海、东海、南海的天然气登陆，沿海一带的天然气管网已初步形成；沿海一带经济发达地区资源普遍匮乏，天然气需求愿望强烈，且在城市燃气、化工、发电等应用方面都已具备完善的基础设施，对天然气的消化潜力大，对气价的承受能力强；中国沿海港口设施条件好，便于进口液化天然气的运输、装卸和接收站建设，液化天然气可与城市燃气系统贯通、与海上天然气登陆衔接，形成两种气源的互补；“西气东输”和“广东大鹏LNG项目”示范和宣传作用，极大地促进了中国天然气市场的培育。

2、LNG加工生产情况

LNG产业起步晚，但因其优势，发展却越来越受到社会各界的重视，它是管输天然气的一个有机补充，如同在铁路大动脉运输物资以外，还必须有巨大的汽车运输市场一样。

2008年底，我国国内已建成的LNG工厂有20个，设计日处理天然气能力424万立方米；到2009年底将陆续建成8座，日新增产能303万立方米。 这意味着2009年底，我国国内将有年产24亿立方米LNG的能力。尽管如此，对于全国市场的需求缺口仍是杯水车薪。

表3 中国已建和在建的商业化液化装置表

从目前的情况看，进口LNG项目饱受争议，许多是没有落实气源就仓促立项，因为国际市场上LNG可供采购的数量已经不是太多，国内所生产的数量又太少。因此，较长一段时间我国气源缺口将拉大，供应紧张的局面未来5年内不会有大的改观。

三 国内市场情况

因为受到全球金融危机的影响，国际原油期货价格持续走低，LNG市场也由2008年的卖方市场转向买方市场， LNG销售价格较为低迷，2009年8月份国内生产企业普遍出厂价格低于3300元/吨，比较去年同月下降了18%。这种情况的出现应归于第一是国际原油期货市场低迷的传导作用，第二是季节原因，第三是金融危机导致工业用户特别是沿海地区工业用户减少的原因。

LNG接收市场同样较去年有所下降，但是在沿海经济发达地区接受价格近期有所上升，个别地区升幅较大，前景看好。

表4 2008年国内部分企业销售情况

表5 2009年8月国内部分企业销售情况

表5 2009年11月国内部分企业销售情况

表7 2008年部分LNG用户采购价格

表8 2009年8月部分LNG用户采购价格

（注： 表4-表8数据分别由安阳安彩LNG公司、中石油西宁LNG天然气公司、江苏江阴LNG公司、成都金科深冷设备公司、哈尔滨深冷设备公司提供。）

上述表格中数据是在充分调研基础上得出的，今年国内生产企业出厂价格较去年有所下降，但终端用户采购价格较去年下降幅度小，特别是长江下游地区降价更少，目前许多地区、许多用户对于天然气依赖程度很高。这反映出经济较发达、天然气市场培育好的地区抗价格冲击能力较强，不论市场风云如何变化，价格都较为稳定。

2009年8月，中国石油与埃克森石油公司签署了430亿美元的LNG采购大单，未来20年内，中石油将进口225万吨LNG，这一大手笔采购必将中国天然气消费水平引入每立方超过5元的门槛。作为中国最大的天然气供应商和运营商，中石油这一动作引起业内普遍关注，我国天然气消费价格长期处于低位徘徊的僵局将被打破。将于2009年10月投入运行的中石化川气东送也传递出强烈的价格上调信号，其平均出厂价格为1.28元/立方米，比西气东输出厂价高出84%。

以上分析表明，无论市场决定还是政府定价，天然气价格逐步上调是必然的。一是目前金融危机已经触底，经济逐步回升将带动天然气价格回升；二是我国由于天然气价格被人为低估，性价比严重失调（目前天然气价格以3元/立方米、93号汽油以6元/升测算，天然气价格上仅相当于同等热值汽油的51%），因此国家发改委在逐年上调天然气价。

2008年内地各LNG生产企业全年平均出厂价均在3元/立方米以上略高，根据以上的分析推断，2009年内地各LNG生产厂家全年平均3元/立方米出厂价是能够实现的。

四 LNG产品优势

国家发改委、建设部将LNG产品确定为低碳能源首选，LNG产品大规模应用的许多技术瓶颈问题也获得了突破。目前，国内开始大量兴建LNG加注站、卫星接收站和正在规划兴建的主要省份是广东、福建、内蒙古、山东、北京等省区，福建、内蒙古、广东、湖南等多座城市的公交线路已经实现LNG加注，2011年山东省大多城市将实现公共交通车辆、大型物流运输车辆LNG加注。现在山东省交通厅、重汽集团、绿能高科等已经达成5年内，省内60%大型货车实现LNG加注的协议。

随着应用的广泛，LNG产品正面临严重供求脱节的问题。预计未来三到五年内，LNG价格将上涨40%以上甚至更多。

五 销售方案

我们测算的加工成本（含税）为0.46元/立方米，LNG运输成本0.055元/100公里/立方米（注：淄博交运集团危险品运输分公司提供）。LNG产品出厂定价应为围近地区厂家出厂价基础上加运输距离价格。

虽然目前国内LNG市场处于供求相对平衡的局面，但要充分考虑到LNG产品属于季节性商品，有其特殊性。春冬季节时市场需求会激增，价格迅速上涨，尤其是在北方取暖的四个月期间，价格处于高位运行。而当来年4月份始至10月份期间，价格会逐渐下降，其中6月份到9月份之间，由于市场需求减少，价格会处于全年最低点，每年10-11月价格拐点将会出现。据了解，行业内冬季价格要比夏季价格高出12%左右。

表8 LNG项目产量成本对照数据

在制定工厂未来三年营销方案上，要不同于普通商品市场。原因一方面是产量小；另一方面LNG产品属于高危产品，生产运输环节存在一定风险。

为此，营销模式应是两个方面，既有自主开发的燃气市场消化，又有面向用户的销售。面向用户销售方面：对天然气比较紧张的华北部分地区、东北、华东、华中地区进行市场开发，筛选出3-5家经济支付能力强，信誉度高，常年均衡稳定用气的单位。气价随行就市，冬季执行冬季价，夏季执行夏季价。重点侧重于山东、河北京津地区、苏南和浙江市场。

营销目标是产销率100%，事故率为零。 具体地应是：

1、充分考虑工业用户、居民用户和LNG加注站，自行开发供气市场。发展诸如边远居民小区、发达工业乡镇、无法实现管道连接的企业等，尽多将所生产LNG自己消化，实现产供销一条龙。在LNG工厂周边地区，自己开发部分用户，重点是工业用户。可考虑自建LNG加注站和小型LNG存储站形式的居民供气。如此是上下游都经营，良性互动，可全面有效提高企业盈利水平。

2、重点与LNG加注站、燃气公司和LNG卫星站结成供销同盟，预付销售，降低流动资金的机会成本。

3、每年一度的设备检修尽量安排在6-9月销售价格较低的时间段。

六 LNG行业不确定性与经营风险分析

1、发电领域面临挑战。近几十年，燃气发电成为天然气工业发展的主要驱动力。由于燃气效率提高和有利于改善环境，天然气成为新建电厂及现有老电厂燃料转换的首选。但是，许多国家及电力企业担心天然气价格和供应问题，都在重新考虑新建燃气电厂计划。目前，许多国家正在大量投资研究清洁煤技术，提高煤炭的竞争力，核电也重新受到重视，以应对燃气发电构成的威胁。

2、工业需求可能会减少。在世界各地，有许多大型石化和化工等企业都是利用低成本天然气为原料建设的，绝大多数是可以实现燃料转用替代的，另有一些工业也是以低成本天然气为燃料的，天然气价格走高，将使不论是以其为原料，还是以其为燃料的工业面临着窘境，丧失经济性和市场竞争力，导致天然气在工业领域的需求下降。

3、管道天然气的竞争。管道的建设成本虽然非常高，但是运营成本很低。目前国内第二条长输管线川气东送将投入运行，国内也有许多输气管线正在建设和准备建设。

附 各类能源折算标准煤的参考系数

平均低位发热量 折标准煤系数

原煤

20934千焦／公斤 0．7143公斤标煤／公斤

精洗煤

26377千焦／公斤 0．9000公斤标煤／公斤

其他洗煤

8374 千焦／公斤 0．2850公斤标煤／公斤

焦炭

28470千焦／公斤 0．9714公斤标煤／公斤

原油

41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

燃料油

41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

汽油

43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

煤油

43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

柴油

42705千焦／公斤 1．4571公斤标煤／公斤

液化石油气

47472千焦／公斤 1．7143公斤标煤／公斤

炼厂干气

46055千焦/ 公斤 1．5714公斤标煤／公斤

天然气

35588千焦/立方米 1.2143公斤标煤/立方米