【青蛙化工头条】LNG专题：液化天然气(LNG)作为化石能源体系当中处理最为干净、低温液态特色低碳化石能源，这十几年在中国得以高速发展，并逐步形成了中国特色的LNG产业链完整体系，为了今后中国LNG产业链更为健康可持续发展，对以前发展历史和过程进行深入思考和反思是非常有价值的。
接收站管线燃气电厂一体化布局模式
广东LNG是中国第一个LNG接收站，BP作为作业者，主导规划设计了广东LNG产业链主体框架。广东LNG产业链核心主线条就是接收站管道燃气电厂一体化布局模式，即接收站、管道、燃气电厂同时规划、同时建设、同时投产，十几年的实践证明，这一模式是非常成功有效的。虽然城市燃气用户群、工业用户群、车船加注用户群是LNG的基荷用户群体，但由于单个用户用量较小、分散、发展提量都需要较长的时间，很难保证LNG接收站尽快达到设计规模，只有用气量大的燃气电厂与接收站同时投产进行战略协同，才能确保LNG长协合同得以履行、LNG主产业链基础设施功能和效率得以发挥。
福建LNG产业链坚持了这一战略规划理念，发展得也很好，缺协同配套燃气电厂或管道的LNG接收站，投产后都要经历数年的市场缓慢发育期，并承担亏损、艰难度日。笔者建议新的LNG接收站还是继续坚持这一战略规划理念为上策。
接收站管线股权多元化公司组建模式
广东LNG股东是由中海油、BP、深圳燃气、香港港华燃气、广州煤气、东莞燃气、佛山燃气、深圳能源、粤电等上下游产业链共同发起设立的，并坚持了股权多元化公司设立理念。LNG接收站和管线作为产业链上利益共同体基础设施承载者，股东各自发挥自身的资源、工程、市场、资金等特色优势，心往一处想，劲往一处使，确保LNG产业链物流、现金流、信息流畅通，广东LNG发展的非常健康，盈利非常好，股东们非常满意。这一公司组建模式使得广东LNG有机融入当地区域经济，得到政府、用户和百姓大力支持。后来有的LNG接收站放弃了这一公司组建模式，甚至走上独资之路，投产初期发展相当困难。笔者建议新的LNG接收站还是坚持股权多元化、形成利益共同体、有效融入当地经济为好。
聚焦：中国LNG发展的瓶颈与痛点
LNG接收站位置与规模战略布局模式
对任何一个拥有海岸线的沿海城市而言，航道、港口等都是宝贵的稀缺资源，能少用就少用。广东LNG战略规划不足之处就是没有预料到LNG发展速度会如此之快，炸山平地后只能有5个LNG储罐布局规模，严重限制了广东LNG发展空间，如果广东LNG按照一个三千万吨接收站规划，将整个迭福山谷全部规划成LNG储罐群，完全可以满足需求，将宝贵的海岸线留下来发展游艇码头更好更科学。而目前的现状是在深圳宝贵的海岸线要建四个同等性质的LNG接收站，同性相斥，这是基本道理，对航道、港口、土地、投资、人员都是极大的浪费，规模上去后淡季大家的日子都不会好过。
聚焦：中国LNG发展的瓶颈与痛点
一个要建LNG接收站的沿海地级以上城市，国家应该明文规定，只能建设一个LNG接收站，如一千万吨不够，可以按照2000到3000千万吨规划，只要将LNG接收站罐区和气化装置规划足够大即可，填海造地也可以。笔者建议接受广东LNG规模偏小的规划缺陷，建设LNG接收站的城市只能按一个大型LNG接收站进行规划，减少对海岸线的占用和伤害，避免多个接收站之间恶性竞争，增加接收站生存空间和盈利能力。大家都想投资，可以股权多元化，共同投资建设。
LNG低价采购与低价资产并购
中国十几年LNG发展经历了从供大于求广东LNG低价采购，长协的斜率和常数非常有利于买方，参股上游，伴随油价波动对买卖双方都比较有利的天花板价格和地板价格，在中国乃至世界LNG发展史上，非常优秀的低价购买长协合同。随着油价走高，LNG长协谈判越来越有利于卖方，谈判人的个人谈判能力再强、英语水平再高，也不可能获得低价采购有利于买方的优惠条款，采购时机的把握远远比谈判能力和外语水平更重要。没有LNG长协就不能启动LNG接收站的建设，这一管理模式严重限制了对LNG低价购买灵活性商机的把握，其实LNG购买和接收站的建设是可以分开进行的。
一百多美元高油价，中国也经历并参与了高价购买的疯狂，同时也品尝了高价LNG的苦果，高油价获得境外LNG资源的最好方式是中国石油公司自己投资境外天然气田的勘探开发、自己投资液化天然气工厂的建设，可惜中国石油公司还没有足够的自己投资建设的LNG液化工厂。只有中国石油公司自己拥有足量的境外天然气资源和液化工厂生产的LNG，才能获得LNG战略发展主动权，靠完整产业链控制LNG价格，高价上游丰厚的利润中国石油公司可以获得，也有能力适度降低在中国的销售价格。
低油价期间，因高油价大规模境外油气上游资产并购和LNG长协购买，油价下降后损失惨重，除个别公司小规模行动外，中国石油公司大都错失了购买良机，没有足够的有竞争力的气源与国家治理雾霾，打赢蓝天保卫战进行战略协同，去年冬天煤改气加力后，形成了气荒。随着地下储气库的发展，笔者建议油价在50美元/桶以内作为中国购买签订LNG长协，并购境外LNG气田资源和液化工厂资产战略机遇期，一是低价区间，同时作为中国煤改气大发展战略机遇期，二是即使自己淡季用不了，也要坚定大规模低价购买，存到储气库。国家除支持企业低价购买外，也可以动用殷实的外汇储备，直接参与低价购买行动，远比购买美债更有价值更能增值。
LNG远洋运输船队
国货国运，国船国造，是非常好的LNG远洋运输发展理念。中国已经攻克LNG远洋运输船造船行业这一皇冠上的明珠，对中国能源进口来讲，多进口低碳干净的LNG，要远远好于进口中碳污染较重的原油，LNG未来进口量会越来越大，需要LNG远洋运输船越来越多。只有中国自己的LNG远洋运输船队才是最可靠的，特别是世界LNG运输船紧张的时候。中国钢铁生产工厂众多、劳动力资源丰富，数量众多大规模LNG远洋运输船的建造可以助力中国经济增长，解决就业，增加中国税收，关键是能确保中国LNG远洋运输安全和足量。笔者建议，除个别情况外，LNG远洋运输一定要坚持国货国运，国船国造这一国家利益至上这一基本原则。
LNG及天然气的陆路运输
LNG只是天然气一种物流形态，没有LNG纯粹产业链，欧美日等发达国家，天然气主体运输渠道就是天然气管道。每一个LNG运输车、每一个LNG卫星站及储罐群都是危险化学品爆炸源，除了车船加注用LNG液态运输外，LNG液态调峰使用量和陆路运输量越少越好，尽量减少社会不安全因素。管道深埋地下，比LNG陆路耗能运输安全的多，只要天然气管道足够多足够密，能满足各城市天然气运输需求，以加压力天然气就可以到达，而且天然气运输量越大运输成本越低。天然气主调峰基础设施是大规模天然气地下储气库和沿海LNG接收站大规模储罐群，而不是城市LNG卫星站和LNG储罐群，城市燃气商、大工业用户、燃气电厂等为保证自己的调峰用气需求，可以入股地下储气库和LNG大型接收站投资建设，获得调峰用气保障。
在用气量小的偏远乡镇，铺管道单位运输成本太高，建设LNG卫星站是合适的，等到以后用气量上去后，铺管道有经济性了，可以转为管道输送。笔者建议，为了城市和社会安全，要加大天然气管道投资建设力度，确立管道是天然气主体运输渠道，LNG是辅助运输渠道的LNG及天然气物流运输理念。
聚焦：中国LNG发展的瓶颈与痛点
综上所述，LNG在调整中国能源结构、调整中国电力结构、调整中国交通结构、治理雾霾、打赢蓝天保卫战、建设美丽中国等方面，将发挥重要作用。想尽一切办法降低LNG购买及获得成本，科学规划LNG接收站、管道、燃气电厂等基础设施，建立中国自己的LNG运输船队，调动LNG产业链个方面的积极性，携手共同打造好LNG产业链利益共同体，是深入思考中国LNG产业链发展历史应该得到的正确结论。
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立足天然气开发历程和国内外开发形势，从产量、需求、进口及未来天然气地位等4个方面对中国天然气工业发展进行展望。
天然气产量迅速攀升，常规气与非常规气并举
2016年中国天然气总产量1371亿m3，2020年预计1800亿m3，2030年预计2520亿m3，将进入常规与非常规并重的发展阶段，表现为常规气稳定发展、致密气长期稳产、页岩气快速上产、煤层气稳步推进的发展态势。常规气2016年产量918亿m3，2020年预计1115亿m3，2030年预计1300亿m3。非常规气2016年产量453亿m3，2020年预计685亿m3，2030年预计1220亿m3，其中页岩气是产量增长主体。
1、常规气稳定发展
常规气2017—2020年发展要充分结合新区突破、在建气田上产与已开发气田稳产，其中塔里木气区克深—大北气田群、库车山前勘探新区预计2020年新增产量50亿m3，四川气区川中震旦系、川东北高含硫、川西海相预计2020年新增产量120亿m3，深海海域预计2020年新增产量30亿m3。2020—2030年，目前已开发的常规气田大部分已进入递减期，新发现气田品质差，新建产能主要弥补递减，2030年保持产量缓慢增长至1300亿m3。
2、致密气长期稳产
依靠鄂尔多斯盆地苏里格气田外围、神木气田及盆地东部的新区上产，预计致密气产量由2016年330亿m3增加到2020年的360亿m3，2020—2030年依靠勘探新区缓慢上产至400亿m3。苏里格外围主要包括苏里格东部及南部滚动扩边，预计2020年新增产量8亿m3。神木气田及盆地东部一期、二期方案设计规模18亿m3，预计2020年产量35亿m3，新增产量24亿m3。
3、页岩气快速上产
依靠深层突破，中国页岩气将迎来跨越式发展。四川盆地及周缘3500m以浅的海相页岩气资源量2万亿m3，可工作面积3500km2，2020年可上产220亿～260亿m3;3500～4500m海相页岩气资源量10万亿m3，可工作面积达20000km2，技术和效益突破后，预计2030年产量可上升到600亿～800亿m3。
4、煤层气稳步推进
煤层气以中高煤阶为主，预计产量可由2016年44亿m3增加至2020年75亿m3，其中中石油沁南、鄂东、蜀南筠连3个区域2020年可上产40亿m3，其他公司区块可由2016年28亿m3上产至2020年35亿m3。二连盆地、鸡西、白家海等低煤阶区块有望获得规模突破，助推2030年煤层气产量上产120亿m3。番茄吧（fanqieba.com）。
天然气需求旺盛，消费结构呈现多元化
预计2020年国内天然气需求量将为3000亿m3，2030年需求量将达5220亿m3。与发达国家相比，中国工业、发电及居民用气比例处于较低水平，未来天然气消费结构将呈现多元化发展：在节能减排政策的促进下，发电和工业燃料气代煤将加速，有望成为消费主体;城镇化持续推进，城市燃气消费量将随之稳定增长;在城镇化和价格优势两个因素的驱动下，天然气交通仍有发展潜力。
预计到2020年，中国天然气消费结构中，发电、工业燃料、城市燃气及交通运输分别占24.5%、32.0%、26.4%和16.3%，到2030年分别占30.0%、25.6%、20.2%和15.0%。
天然气进口量上升，对外依存度加大
在全球能源市场供需宽松的背景下，进口管道气、进口LNG迎来新的机遇。长期贸易合同保障了进口管道气的长期稳定供应，进口LNG的快速发展使天然气洲际贸易规模化，并进一步缩小了国际三大消费市场的价格差距。进口气包括中亚的管道气以及广东大鹏和福建进口的LNG。中国天然气进口量预计2020年达到1200亿m3，对外依存度达到40%，2030年进口量将为2700亿m3左右，对外依存度将超过50%。
天然气将成为能源结构调整的主要增长点
天然气作为最具潜力的清洁能源，是能源转型的主力军。近年来天然气需求完善，发展迅猛，在能源结构中的比例上升到6.2%，但远低于世界平均水平。相关规划明确提出，到2020年天然气在中国一次能源消费比重将达到10%。
未来中国将进入常规气与非常规气并重的发展阶段。天然气需求持续旺盛，将呈现出以发电气、工业燃料气、城市燃气及交通运输气为主体的消费结构多元化。来源：能源杂志
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