LNG的液态直销市场属于LNG的高端市场，目前主要是车船加注市场。由于与同热值汽柴油相比具有较大的价格优势，LNG加注行业可以承受5元／m³以上的高价LNG，同时也为接收站节省了可观的气化成本。根据中海石油气电集团在天津渔船改造的试验情况，改造后渔船变成了柴油—LNG混合燃料船舶LNG对柴油的替代比率达到70％，LNG目前市售价格约4.5元／m³，而柴油价格则约为8元／L。如果实行替代，上述渔船每年的燃料费用可以节约20％以上。据统计，目前全国渔船燃油消耗量约800×10⁴t／a，如果都改造成LNG—柴油混合动力渔船，则全年可以节约100亿元以上的燃油费用，如果改造成纯LNG动力船舶，则其经济效益将会更加明显^[1]。液态直销的方式在汽车LNG加注领域的经济效益也同样突出。

此外，LNG以常压形态存在，燃点高(645℃)、爆炸下限值高、密度低，稍有泄漏很快在空气中挥发扩散，安全性能较高。而且LNG燃料与CNG燃料相比优势也比较突出(表1)，可以说是车、船替代燃料的理想选择。但是由于加注站建设土地获取难度大、车船改造费用高昂、改装后的检验和运行管理规范缺乏、水上或岸基加注站建设规范缺乏等问题，我国的LNG加注产业发展并没有达到预期设想，发展加注产业较早的中海油目前每年加注量也仅仅超过20×10⁴t。这与该公司LNG超过l000×10⁴t／a的引进量相比，只能算是杯水车薪。

 

针对形成上述困境的相关根源，研究并提出了以下相应对策和建议。

根据上述分析，亚洲LNG市场价格之所以一路攀升到北美市场价格的4倍、西欧市场价格的2倍之高，主要原因之一就是亚太区域LNG价格与不断攀升的原油价格挂钩，失去了按照供需上下波动的自主性。因此，如何才能使LNG价格与油价脱钩，已成了亚洲各国在LNG定价方式改革方面的头号课题。经过研究，专家们得出初步结论，使亚洲LNG价格摆脱与JCC油价挂钩的最好途径就是建立亚洲自身的LNG期货交易中心。

建设亚洲LNG期货交易市场的可能性有多大呢?这主要取决于两个方面：①亚洲LNG的消费总量，据统计，亚洲目前已经成为全球最主要的LNG消费市场，2012年，亚洲国家和地区累计消费LNGl.67×10⁸t，占全球LNG总产量的70.7％，同比增长9.2％，随着中国和印度经济的高速发展，亚洲LNG市场需求量将进一步提升^[5]，因此亚洲已经具备了建立LNG期货交易中心的市场基础。②亚洲LNG交易标准化和金融化的程度，目前亚洲各国为支持LNG的现货贸易，LNG市场已经形成了从运输船舶到接收站卸载、外输等方面明确的技术标准，我国也是ISO天然气技术委员会成员国，在天然气技术标准方面也日益成熟；另外，亚洲LNG市场活力为全球最强，随着金融市场的全球化，将会有越来越多的投资基金加入到LNG产业中，支撑亚洲LNG期货交易中心的运作^[6]。

目前，日本正在谋求建立LNG期货市场，如果建成后自然对于亚太LNG市场是一个利好，但是届时包括我国在内的其他亚洲国家都参考经济高度发达、LNG价格承受力较强的日本市场价格，显然也会有失公平。其实，我国沿海地区的LNG供应竞争已经较为激烈，同时也逐渐形成了各大区域的统一管网系统，气源多元化，并且具备较为充分的LNG储存设施(运营和在建的已达13座)。这说明中国也已具备了建立LNG期货交易中心的物质基础，可以在东南沿海先行开展LNG交易试点，为我国天然气价格改革以及亚太LNG定价机制探索和积累经验^[6]。

在未形成亚洲自己的期货交易价格之前，我们还可以通过购买北美与气价直接挂钩的LNG，逐步改变与油价挂钩的定价方式。北美的LNG资源基本上都参考的是美国Henry Hub期货交易中心的价格，近期该价格一直维持在3～4美元／MBtu，仅相当于亚洲JCC价格的五分之一左右，即使加上适当的运费和溢价，也大大低于亚洲目前的市场价格，具有很强的竞争力。目前，韩国KOGAS已经获得了来自美国Cheniere公司Sabine Pass项目的350×10⁴t LNG购销合同，根据Cheniere公司的估计，从美国墨西哥湾将LNG运到亚洲市场的航运成本是2.8美元／MBtu，如果KOGAS现在就从美国进口LNG，加上税金等其总成本将是约9美元／MBtu，远远低于当前韩国16美元／MBtu的LNG到岸价格^[7]。日本的三井、三菱、大阪燃气、中部电力也分别与美国的卡梅隆、自由港项目签订了总量超过1000×10⁴t的LNG购销协议^[6]。

由于各方面的原因，中国在北美尤其是在美国采购LNG进展不顺利，但一些公司还是找到了曲线采购的办法来获得Henry Hub价格的气源，例如中海油与英国BG公司2013年签署的500×10⁴t LNG中的部分资源量是与Henry Hub价格挂钩的。其实，北美的加拿大等国也在谋求向亚太地区出口LNG，即使美国也没有明确限制LNG出口中国的规定或政策，我们要敢于接触，寻找资源谈判机会。

天然气资源开发属于投资巨大的行业，当前即使是发达国家的天然气区块勘探开发最紧缺的也同样还是资金投入，我们要抓住这种机会，积极介入国外天然气上游产业，通过参股或控股的形式获得价格有竞争力的资源。中海油、中石油、中石化三大国有能源公司已经在澳洲、美国、加拿大、东非、塞浦路斯等国家和地区开展了LNG生产基地的相关工作。目前，俄罗斯由于向欧洲出口天然气不太顺畅，天然气价格逐步下降；另外，获得俄罗斯出口专营权的俄气公司正在遭到俄国内要求打破垄断的挑战。2013年1月，俄总理梅德韦杰夫在达沃斯经济论坛上表示，取消液化天然气出口垄断具有一定的可能性，这也许会给我们带来介入这一能源大国天然气上游开发的良好契机。此外，伊朗的政治环境有所改善，我国中断几年的北帕斯气田等天然气项目的开发又迎来了新的转机。总之，我们要通过海外资源基地的建设，获取到价格有竞争力的LNG资源，以期有助于解决新建接收站的LNG购销价格严重倒挂的难题。

当前我国的天然气市场，既有陆上气源，也有海上气源，既有常规气源，也有煤层气、页岩气等非常规气源，既有进口管道气，也有进口LNG，可以说气源已经实现了多元化和多源化，对于中国的能源供应发挥了多渠道保障的作用，但是这也会带来一个问题，即气源的气质各不相同。目前我国采用的以体积定价的方式已不适应当前多气源的供应格局，应该逐步采用国际通行的以热值定价的方式才能更加公平合理。如果实行以热值定价，那么组分更加纯正的LNG由于热值更高就会获得更好的回报。同时针对LNG在调峰和应急保供中的巨大作用，应尽快出台LNG季节性调峰和昼夜峰谷定价机制。

由于LNG在液化过程中已经基本去除了硫化物、氮氧化物以及其他固体颗粒杂质，甲烷含量一般在90％以上，其燃烧成分主要是二氧化碳和水，与常规天然气相比环保效果更加突出。当前，我国正在大力治理雾霾大气污染，部分省份还立下了军令状，拿出大量的财政资金投入到环保领域，要在未来几年下大决心改善空气质量。硫化物、氮氧化物及其他固体颗粒污染物都是雾霾天气的元凶，与石油燃料相比，燃烧天然气由于上述污染物排放量更少，因而各地正大力倡导发展天然气工业。但有时也忽略了LNG比普通天然气更加环保的优点。其实，大力发展LNG产业对改善雾霾天气更能发挥立竿见影的作用。因此，国家和地方政府应该根据对于环境保护的贡献，出台面向LNG提供商的合理补贴政策。

按照前面的分析，冷能利用对LNG接收站本身的经济和产业发展效益也不可忽视。工程研究的数据表明：一个300×10⁴t大型LNG接收站通过售冷、节省SCV燃料气收益加上税金，总经济效益近4亿元／a(扣除相应成本和损耗后)，投资财务内部收益率(税前)可由l0％提高到l5％，税后投资财务内部收益率可由8％提高到l2％，而且能够带动下游冷能产业链的形成，增加一批投资效益好的项目^[8]。

随着国际石油价格暴涨，亚太LNG价格也一路高企，LNG冷能越来越显得珍贵，其利用也愈发必要。这对于人均能源资源只有世界平均水平一半的中国来讲，就更加必要。当前，国家主管部门已经将冷能的经济有效利用作为了审批整个LNG项目的条件之一^[9]，创造了一个能够与LNG接收站项目同步发展LNG冷能利用产业的历史机遇，我们应该尽可能把每个大型LNG接收站都规划为包括冷能利用产业链、天然气冷热电联供的工业／城镇能源循环经济链，以及轻烃分离用作化工原料产业链的循环经济园区；并积极开发具有自主知识产权的LNG冷能综合优化利用技术，使LNG冷能得到科学的和尽可能充分的集成优化利用^[10]。

LNG液态直销市场对于价格的承受力很高，与汽柴油相比，LNG价格即使达到6元／m³，仍然具有很强的竞争力，如果大力发展车船加注等LNG液态直销市场，即使按照当前进口LNG的最高成本(接近5元／m³)来计算，盈利空间仍然还是很大的。据《中国统计年鉴2012》的数据，2011年我国公路营运汽车保有量为1263×10⁴辆，其中载货汽车ll79×10⁴辆，对于载货汽车，按日行驶400km，100km耗气40m³，年运营300d计算，单台车年耗气约4.8×10⁴m³。如果全国有5％的载货汽车改用LNG作燃料，则LNG总需求量将达375×10⁸m³之多。折合约2700×10⁴t^[2]，而全国的年引进LNG量2011年为l200×10⁴t，2013年还不到2000×10⁴t。再加上矿山机械、水运船舶等都可以采用LNG作燃料，LNG液态直销市场不可小觑。这对于解决新建LNG接收站经营困境有可能将发挥巨大的作用。

总之，要从根本上解决目前新建LNG接收站项目的经营困境，需要多方重视、多管齐下、各施其责、落到实处。这样才能共同支撑清洁环保的LNG产业在我国不断发展壮大。

 

[1]韩广忠．LNG动力渔船快速发展的优势、障碍及对策[J]．水运管理，2013，35(11)：17-20．

HAN Guangzhong．Advantages，difficulties and counter measures of rapid LNG ship development[J]．Shipping Management，2013，35(11)：17-20．

[2]周淑慧，郜婕，杨义，等．中国LNG产业发展现状、问题与市场空间[J]．国际石油经济，2013，21(6)：5-15．

ZHOU Shuhui，GAO Jie，YANG Yi，et al．Development．problems and market share of LNG industry in China[J]．International Petroleum Economics，2013，2l(6)：5-15．

[3]郭揆常．液化天然气(LNG)应用与安全[M]．北京：中国石化出版社，2008：2-3．

GUO Kuichang．Utilization and safety of LNG[M]．Beijing：China Petrochemical Press，2008：2-3．

[4]杨红昌，鹿院卫，马重芳，等．LNG冷能梯级利用系统优化研究[J]．可再生能源，201l，29(1)：72-75，80．

YANG Hongchang，LU Yuanwei，MA Chongfang,et al．Optimization study on the cascade utilization of LNG cold energyr[J]．Renewable Energy，2011，29(1)：72-75，80．

[5]郜峰，钱铮，赵酷．全球LNG市场供需发展新特点及新动向[J]．国际石油经济，2013，2l(6)：26-31．

GAO Feng，QIAN Zheng，ZHAO Zhe．Features and trend of supply and demand in the global LNG market[J]．International Petroleum Economics，2013，2l(6)：26-31．

[6]谢治国．逐渐来临的亚太LNG期货市场[J]．国际石油经济，2013，21(3)：56-61．

XIE Zhiguo．Advent of an Asia Pacific LNG futures market[J]．International Petroleum Economics，2013，21(3)：56-61．

[7]王晓苏．LNG净出口国[N]．中国能源报，2012-02-13(12)．

WANG Xiaosu．USA is expected to be a net exDorter of LNG in 2016[N]．China Energy News，2012-02-13(12)．

[8]华贲，熊永强．中国LNG冷能利用的进展和展望[J]．天然气工业，2009，29(5)：l07-111．

HUA Ben，XIONG Yongqiang．Progress and prospect of LNG cold energy utilization in China[J]．Natural Gas Industry，2009，29(5)：107-111．

[9]邢云．中海油LNG产业链的形成及发展[J]．天然气工业，2010，30(7)：103-106．

XING Yun．Shaping and development of an LNG industrial chain in CNOOC[J]．Natural Gas Industry，2010，30(7)：103-106．

[10]华贲．大型LNG接收站冷能的综合利用[J]．天然气工业，2008，28(3)：10-15．

HUA Ben．Integrated utilization of cold energy from largescale LNG receiving terminals[J]．Natural Gas Industry，2008，28(3)：10-15．