崔云峰/郭锋：开放八年，LNG接收站市场化如何（附LNG接收站市场化创新发展思路&发展趋势）

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原标题：开放八年，LNG接收站市场化如何

来源：中国石油石化（微号：ChinacpcM） 文/崔云峰 郭锋  2022-06-14

       我国LNG接收站向第三方开放取得了长足进步，但依然存在着一些待解的问题。

        进口LNG在我国天然气市场扮演着日益重要的角色。如何充分发挥现有LNG接收站的接收能力，提高使用效率，服务我国天然气产供储销体系建设，是一项重要课题。

        2014年以来，为促进包括LNG接收站在内的油气基础设施向第三方公平开放，指导油气运营企业逐步向第三方开放，规范油气管网设施开放行为，国家主管部门出台了一系列政策，如《油气管网设施公平开放监管办法》《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》等，推动我国LNG接收站向第三方开放获得了有益的市场尝试，助推了我国天然气的市场化程度。

形成不同的开放模式

        在我国LNG接收站向第三方开放的历程中，在国家政策的指导下，相关企业积极探索实践，形成了不同的开放模式，各有所长，但也各有不足。

中国石油以线下商谈方式先期试点

       2 014年8月起，在国家发改委、国家能源局的指导下， 中国石油率先以线下商谈的方式向第三方开放LNG接收站窗口期， 取得了多项突破（详见统计表）。这是对接收站第三方开放的重要试点和探索， 但存在合作信息不公开、服务价格不透明、合作不稳定等缺点，难以起到预期的示范效果。

中国海油从线下商谈到窗口期公开招标

         中国海油紧随中国石油开展LNG接收站向第三方开放工作。 2016年4月起，中国海油以 线下商谈方式 ，先后将珠海、宁波、天津浮式LNG接收站分别向中国石化、浙能、新奥开放了窗口期。

        2018年9月20日，中国海油与上海石油天然气交易中心 首次联合发布关于“进口LNG窗口服务”交易准入资格的公告。 此后，双方多次联合发布 “进口LNG窗口一站通”长期协议产品交易等相关公告 。 但是，由于国际LNG现货价格的大幅走高，国际国内LNG价格出现了严重倒挂，“进口LNG窗口一站通”长期协议产品已暂停执行。

        中国海油的窗口期公开招标，有力推动了我国天然气基础设施公平开放的市场化进程。 优点 在于与上海石油天然气交易中心合作，利用交易平台和数字化手段，以竞拍方式开展单个窗口期招标，建立了中长期窗口期租赁合作的一整套机制，形成了热值计量、标准合同文本和流程便利的商务模式，初步实现了接收站窗口期第三方开放的公平性、公开性、规模化、制度化和长效化。 缺点 在于单个窗口期竞拍产生了较高的额外窗口期服务费，中长期窗口期租赁合作按1:1搭售了中国海油长期协议货源，给窗口期使用方带来了较大的经济压力和销售压力。

大鹏LNG接收站向股东方开放

        2018年，大鹏LNG接收站的 粤港股东方 获得了100万吨/年的大鹏LNG接收站代加工权益。同为股东方的中海石油气电集团、bp，分别获得了200万吨/年、60万吨/年的代加工权益。2020年7月，bp与新奥集团、佛燃能源相继签订了天然气购销协议，将近两年享有的60万吨/年广东大鹏LNG接收站代加工权益进行了分配处置。根据协议，bp将从2021年1月1日起，在广东地区向新奥集团和佛燃能源各提供为期2年、每年30万吨的管道天然气资源。

        大鹏LNG接收站向股东方的开放方式，为国内其他接收站向股东方开放提供了参考范本，但未能满足无歧视公平准入的政策要求。

国家管网集团的窗口期集中受理模式

        2019年12月9日，国家管网集团正式成立 ，标志着我国油气基础设施公平开放进入新纪元。目前，国家管网集团已经构建了以接收站剩余能力滚动公开、年度窗口期集中受理及中长期窗口期集中受理为核心的接收站第三方开放工作机制，为国内其他接收站信息公开及第三方开放工作提供了范本和样板。

        但是，国家管网集团2021年窗口期工作执行效果欠佳。2021年窗口期集中受理工作最终入围托运商共有54家，而实际仅有6家企业履约。 当然，这与国际LNG价格相对国内天然气价格无优势有关，但也反映出国家管网集团在2021年窗口期集中受理工作中对托运商入围资质和履约能力要求的不足。

在地方政策的推动下对第三方开放

        2021年2月，国家能源局江苏监管办公室、江苏省发改委发布了《江苏省液化天然气接收站公平开放监管实施细则》。 这是仅有的地方政府出台的LNG接收站向第三方开放相关政策。

        该政策提出进一步放宽条件，准入门槛为5000万立方米 ；以油气管网设施公平开放信息公开平台为重要支撑，鼓励设施开放企业和申请用户通过平台进行申请、受理和合同签订，为“线上”交易奠定基础；支持和规范市场转让行为。同时配套出台了《液化天然气接收站剩余能力测算规范》。

        在这一政策的推动下，今年2月15日，广汇能源联合上海石油天然气交易中心发布《关于发布广汇启东LNG接收站2022年度设施剩余能力和申请用户遴选办法的公告》，提出符合条件的用户可以向广汇能源提交服务申请，并同时抄送江苏能源监管办。与此同时，同属江苏省的如东接收站也发布了相似公告。

        值得注意的是，江苏省LNG接收站对第三方开放主要是由于江苏能源监管办的政策推动，接收站企业本身对第三方开放的意愿并不强。

存在待解的问题

        在国家相关政策的指导下，经过多年的实践，LNG接收站向第三方开放工作取得了长足进步。但毋庸讳言，依然存在着一些待解的问题。

        开放主体仍有限。截至2021年底，我国共有22座LNG接收站，但经营主体仅有国家管网集团、中国石油、中国海油、中国石化、申能、九丰、广汇、新奥8家主体公司。 从局部市场来看，比如福建、浙江、江苏、山东已运营的LNG接收站，每个月仅有1~2个向第三方开放的主体。可以说向第三方开放的LNG接收站仍属于稀缺资源。

        另外，LNG接收站的现有使用方（即LNG贸易公司）往往是上述8家公司的全资子公司。 LNG接收站向第三方开放，对它们来说无异于引入竞争对手。不想让其他潜在竞争者来分一杯羹，也导致LNG接收站公平开放面临阻力。

        剩余能力信息填报缺乏监管。 国家能源局出台的《油气管网设施公平开放监管办法》和《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》，对油气管网设施运营企业的剩余能力测算监管工作提出了要求 。但从监管措施来看，除了委托第三方专业机构协助对测算情况进行复核，国家能源局及其各派出机构缺乏其他有效监管手段 。也就是说，尽管各接收站按照相关规定定期填报和更新了剩余能力，但所填报和更新的剩余能力数据是否准确，缺乏监管及核实。

计量单位不统一导致交割的不公平性。 在第三方使用接收站进口LNG及提取LNG的过程中，进口LNG卸载计量一般采用热值计量，而接收站在向第三方交付时往往采用非热值计量（质量计量或液化天然气体积计量）。由于接卸LNG与交付LNG计量方式的不同，往往会造成实际接卸LNG量与实际交付LNG量之间存在偏差。这是交割不公平性的根源。而在向下游交付时，具体的计量方式一般由接收站决定。这往往导致第三方在货量上受损。为保证公平，建立能量计量计价体系，对LNG接收站第三方开放十分必要。

        加工服务价格不公开不透明。 目前，除国家管网集团所属LNG接收站的价格信息对外公开外， 其余LNG接收站的价格信息还处于非公开状态 。对于想要使用LNG接收站的第三方企业来说，在获取各接收站价格之前，很难对各接收站进行合理比选。

        另外，各LNG接收站加工服务费参差不齐，价格制定标准不尽统一， 价格的公允性存疑，不符合油气基础实施公平准入的政策精神。

        不实LNG进口需求冲击市场。 由于LNG接收站向第三方开放窗口期时， 一般要求使用方在45天内或最长2个月内完成一船LNG（约6万吨）的提货。 事实上， 仅考虑增量管道气及LNG需求，能满足该要求的终端公司并不多。 而部分大中型终端公司为了尝试进口LNG业务，与拟开放窗口期的接收站及上游供应商沟通时， 往往不顾已签约的管道气合同量及自身不足的LNG销售能力，夸大进口LNG的需求量和消纳能力。 不仅一定程度上抬高了东北亚LNG现货价格，而且在实际业务执行过程中，给国内LNG、管道气市场带来冲击，甚至出现长时间难以完成全部提货的情况。

        因此，从天然气市场长期稳定发展的合理性角度来看，第三方利用接收站窗口期进口的LNG用于终端用户与国内气源方合同量之外的增量部分最为有利，应作为国内主力气源的补充存在，而不应挤占终端用户与国内气源方合同量的市场空间。

一些建议

       LNG接收站公平向第三方开放，对促进上游主体多元化具有重要推动作用。针对目前存在的问题，笔者提出以下建议：

        培育更多的第三方开放主体。 目前我国LNG接收站的经营主体主要有8家企业，但这8家企业并非对所有接收站100%控股。 如果能够参照大鹏接收站的模式，允许各LNG接收站参股方享有与股权比例挂钩的代加工权益，它们就可以自用或者向第三方转移相关权益，那么向第三方开放的主体将会迅速增多。 而且这些参股方与这8家企业所属的贸易子公司基本上无利益关联，将倾向于与第三方就代加工权益转移开展合作，以实现业务共赢。

        利用数字化手段监管接收站剩余能力信息填报的质量。 建议国家能源局与国家统计局联合建立接收站剩余能力复盘机制，利用数字化手段将接收站剩余能力数据与接收站实际进口数据进行联动对比，在考虑《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》约定的操作预留量的同时，攫取和展示其中偏差较大的数据，从而更加有效地对各接收站剩余能力信息填报工作进行监管。

        建立能量计量计价体系。 《油气管网设施公平开放监管办法》（2019年5月24日印发）提出：“国家推行天然气能量计量计价，于本办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系。”然而，天然气能量计量计价体系至今尚未建立。

        据了解，为响应国家建立天然气能量计量计价体系的号召， 目前各大石油和燃气集团公司正在建立天然气能量计量重点实验室以及能量计量示范案例，以迎接天然气计量计价方式重大变革的浪潮。 此外，天然气能量计量计价体系的建立离不开计量设施设备的转型升级，仪表企业也在积极推动相关工作。

        出台接收站加工服务费价格管理及成本监审政策。 2021年9月以来，国家发改委多次就LNG接收站运营情况、定价情况开展调研，为成本监审政策的出台做准备。

        2022年5月，国家发改委印发《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》，明确了气化服务价格定义及内涵，将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，鼓励“一省份一最高限价”，并明确按照“准许成本加合理收益”的方法制定最高气化服务价格。

        在同属于油气基础设施的天然气管道方面，《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》已经出台。 预计在近几年内，LNG接收站价格管理办法及成本监审办法也将会出台。届时将利好第三方以较为公允合理的价格使用LNG接收站。

        出台国内气源购销合同保护政策或建立保护机制。 当国际LNG采购成本相对国内天然气采购成本，尤其是相对管道气采购成本具有优势时，部分终端用户及其合作方为了利益减少或置换国内气源合同量，转而消纳进口LNG。这种情况严重扰乱国内市场，打击肩负长期保供责任和具有稳定国内市场供需基本盘的国内气源的积极性。因此，建议相关主管部门出台国内气源购销合同保护政策或者建立保护机制，规避第三方进口LNG的冲击。

相关（一）：我国LNG接收站市场化创新发展思路

来源：能源杂志（微号：energymagazine）  文 | 戴海川  2022-03-15

       我国自2006年深圳大鹏接收站进口第一船LNG以来， 至2020年底已累计建设了22座LNG接收站，以国家管网、中石油、中海油为代表 的央企在LNG接收站投资建设和气源协调方面发挥了重要作用，但在接收站的公平开放操作思路、储气服务功能设计以及窗口期以外的市场化产品创新设计方面依然与欧洲国家有所差距，本文通过梳理欧洲国家的LNG接收站最佳实践经验并给与适当建议来支持我国LNG接收站在业务产品创新设计、提升运营效率及加强储气安全保障等方面的进一步优化完善。

欧洲LNG接收站市场化发展经验分析

         西班牙在巴塞罗那1968年建成投运了欧洲第一座LNG接收站 ，其他欧洲国家意大利、法国和比利时等LNG接收站发展较早，市场化程度较高，多数具备第三方准入条件，仅有英国和荷兰等国家的个别LNG接收站被准许豁免对外开放， 其中9个国家14个主要LNG接收站作为欧洲天然气基础设施协会会员单位占据欧洲90%的LNG气化接收能力 ，执行欧洲统一天然气基础设施标准要求，均拥有各自的公司对外信息公开网站及数字化产品交易渠道或备用系统，在基本的接卸存储、管网气化外输和卡车外运功能以外，比利时、英国、法国、意大利和西班牙等国家的增值服务业务场景和数字市场化经验最为丰富，规范化程度和市场信息透明度最高。

        在个性化最佳实践经验方面， 比利时Fluxys天然气基础设施集团通过便利的区域交通优势和储气库、LNG接收站及高压管网一体化的设施组织管理经验，全场景的展示了LNG接收站相关业务产品设计与应用， 除窗口期等传统LNG接收站产品外，在码头的停泊权、外输容量、储气服务和虚拟液化产品量化细分等业务创新方面做了有益探索。

         西班牙6个LNG接收站的虚拟枢纽模型设计则通过不同LNG接收站的容量与商品资源的统筹协调， 借助虚拟交易枢纽工具在提升闲置容量利用效率和加强国家气源保障方面发挥了积极作用。意大利LNG接收站在气化外输能力市场化拍卖机制的引入则对LNG接收站的外输能力拥堵问题提供了很好的解决方案创新思路。

西班牙LNG接收站虚拟枢纽

我国LNG接收站现状及差距分析

        1、现状分析： 截止到2020年底，我国有22座LNG接收站投入运营，位置相对集中在东南沿海经济发达区域，接卸能力达到8660万吨/年，2020年整体负荷68%，远高于全球平均水平（2019年40.3%负荷率）。

       我国的LNG接收站建设时间较晚，投资主体以“三桶油”等央企为主，由于前期采用与油价挂钩定价模式进行国际采购导致与国内气价倒挂，盈利能力较差。在2017年冬季出现“气荒”带来LNG价格大幅上涨，LNG接收站才加快建站投运进度，盈利能力有所好转。

        2020年划归国家管网的6个LNG接收站虽然根据国家相关政策要求进行了剩余能力公开， 但是2021年剩余能力合计570万吨占合计处理能力2160万吨的26.4%， 第三方准入实际利用的可操作性需进一步明确，可利用空间较小。

2020年我国主要LNG接收站数据

数据来源：2020年LNG年度报告（GIIGNL)

        2、差距分析： 我国的LNG接收站对安全技术规范要求较为重视但市场化程度低，目前基本以自建自用为主，且多数运营效率较高，并未实现完全的对外开放和动态的信息公开。LNG接收站的第三方准入条件、服务规范及市场化应用条件不完善，因此对外开放缺乏市场化的可操作性。LNG接收站仅有卡车外运、管网外输等基本功能，缺乏其他创新灵活性市场产品开发，另外LNG接收站缺乏数字信息化应用工具辅助进行及时剩余能力信息公开和市场化产品发布与交易。

        伴随我国未来天然气市场化改革进程的不断加快，LNG接收站的公平开放及市场化业务创新也将日益受到重视，为积极把握LNG接收站的市场发展机遇，参照欧洲经验首先可以开展LNG接收站信息化网站和数字化交易系统设计开发，为满足剩余能力公示及市场化交易创造基础条件，其次可以通过优化储气服务产品设计响应国家对集中储气调峰能力的要求，同步通过与管网公司合作开发平衡服务产品参与冬季调峰气源保障，提升LNG资源价值，第三通过努力探索开发LNG船加注、靠泊权和虚拟液化等创新市场产品，支持LNG接收站的运营效率和经济效益提升，最后通过持续完善第三方准入条件及不同产品服务协议的规范，为市场化产品交易防控风险。

我国LNG接收站市场化创新发展思路

1、LNG接收站的数字化平台设计

         LNG接收站的数字化应用 首先是LNG基础设施网站的设计开发，其主要服务功能在于市场化产品信息展示发布及监管信息的报送，LNG船批、车载、冷却、引航等一站式服务申请、LNG接收站剩余储气、外输容量的动态更新及实时交易、计划维护和市场紧急信息查询与公示、不同服务产品的服务协议、定价规则及政府备案批复文件公示、LNG接收站对高压管网的调峰及应急保障支持、LNG接收站增量储气能力申请应用程序与规则等。 通过该数字化平台用户不仅可以及时查询剩余储气能力和窗口期信息 ， 而且可以满足调度提名、管网平衡服务、海事船批服务不同业务场景的服务应用，提高服务效率和用户满意度 。通常LNG商品与接收站的储气能力可以分别在区域性天然气交易中心或管容交易平台进行交易，但作为备用储气能力预订解决方案LNG接收站的电子数据服务平台也可提供相同服务，以满足用户临时需求。

2、LNG接收站的市场化业务模型设计

        LNG接收站的市场化业务模型的设计全景化的展示了LNG接收站的主要业务及相关业务流程，其不仅包括LNG船的卸载、加注、转运、卡车LNG外运、LNG气化外输等业务，同时也包含了LNG商品交易和储气容量、外输容量、停泊权等基础设施能力交易的标准化业务流程说明。

LNG接收站的市场化业务模型

3、LNG接收站的市场化信息公开展示思路与要求

        我国目前虽然在定期展示部分LNG接收站的剩余能力信息， 但是码头接卸能力、卡车LNG外运能力、储罐储气能力和外输容量实时信息展示不足 ，导致短期量化细分容量产品无法灵活设计应用以满足调峰应用或管网商业平衡要求， 根据欧洲经验LNG接收站的信息展示主要包含以下几个方面： a、设施基本信息；b、LNG设施的剩余储存容量和可购买容量信息；c、LNG设施的计划维护信息；d、LNG设施的紧急市场信息；e、业务发展（增量容量项目和基础设施最新发展规划）。

LNG接收站新增罐容的拍卖程序

        通过上述LNG基础设施信息的及时更新可灵活满足日内调峰容量及管网商业平衡等细分市场需求，同时对提升罐容效率及科学规划罐容投资均可发挥重要作用。

4、LNG接收站的市场化产品创新设计思路

        我国目前LNG接收站可交易的市场化产品以窗口期为主，其缺陷在于未将码头LNG接卸能力、罐容及外输能力科学量化细分，从而导致其部分基础设施能力可能闲置无法灵活发挥效率最大化， 参照比利时FluxysLNG接收站成熟经验一个窗口期产品包括不超过5天的码头停泊权，约10天的14万立基本储气能力 ，4200兆瓦时/小时的外输能力等，通过将上述窗口期各项设施能力科学匹配，剩余LNG码头接卸能力可考虑额外停泊权产品进行转运LNG应用，剩余储罐容量可考虑短期或可中断储气服务产品设计，以最大化利用LNG设施能力。

        参照上述产品细分思路可将LNG接收站设施分别设计为车船和容量不同类别产品 ， 然后通过产品的优化组合合理分配给窗口期、小船分拨，储气服务、车载/气化外输等不同业务应用。 在产品创新思路方面码头接卸能力可根据用途设计为独立、转运/额外靠泊权，容量产品可细分设计为满足不同需求的储气容量、外输容量及虚拟液化等产品。

        2020年4月我国出台的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》政策明确要求“鼓励企业自建、合作、租赁、购买储气设施或购买储气服务和气量等多种方式落实储气调峰责任，加快研究开发储气库容等交易产品，并与管容预定和交易机制互相衔接，积极发展二级交易市场，提高储气设施使用效率。”因此以政策机遇为引导，将剩余LNG罐容开发为固定、可中断及租借等不同储气服务产品既可满足政府对燃气企业年用气量5%的储气能力的要求，同时也可以有助于通过政府对燃气企业的燃气特许经营权中期考核要求。

        在冬季气源紧张时期还可考虑参照荷兰经验设计调峰容量产品通过集中竞拍或挂牌预订交易模式以满足计划外储气或外输容量需求（通常荷兰启动冬季调峰供应模式的主要边界条件是环境温度为零下9度）。

        如果LNG接收站位于我国沿海经济开发区或保税区，亦可积极争取LNG保税仓政策，目前宁波中海油LNG接收站一个16万立的LNG保税仓已获得宁波海关批复同意并投用，LNG保税仓的产品创新设计对于LNG海上加注及转口贸易都会带来一定的税收减免优惠。

        除上述基础设施能力应用的市场化创新思路和传统的LNG商品销售以外，自营LNG接收站在拓展LNG商品销售渠道方面可考虑在与相连的高压管网合作进行管网商业平衡操作时通过签订平衡服务协议或销售短期LNG商品合约的方式拓展LNG销售规模，同步协同管网公司实现日内不平衡偏差结算的目标。

5、LNG接收站的增量罐容的科学设计思路

        目前我国LNG接收站的储罐主要为LNG卸载、存储和外输周转自用，对外提供储气服务的剩余能力较小， 未来根据需求自行投资或通过第三方联盟建罐来增加储气服务设施收益是必由之路，因此科学设计新增罐容投资计划对于控制投资风险和加快投资回收将变得十分重要，根据德国管网公司新增容量投资申请程序经验可设计流程由用户主动发起新增罐容储气服务需求申请，经接收站运营商评估审核后进行新增罐容拍卖，用户在确认拍卖结果并缴费后接收站运营商进行新增罐容投资建设，从而合理匹配储气能力供求关系平衡。

6、LNG接收站的“虚拟管网”合作思路

        “虚拟管网”的概念创新思路早期在欧洲来源于英国CNG加气站网络给不同区域的用户加气所带来的便利性，在LNG接收站实践应用上以西班牙案例最具代表性，其6个LNG接收站所形成的虚拟网络通过统一的虚拟交易枢纽在容量和商品资源合理化配置上发挥了重要作用。

        对于我国而言可以由国家管网的现有LNG接收站牵头组建LNG基础设施联盟，通过统一的LNG商品和设施能力交易平台建设和规则设计可以加强LNG资源的优化整合，既可提高我国LNG接收站基础设施运营效率，又可增加我国天然气供气安全保障。

7、LNG接收站的容量拥堵管理解决思路

        LNG接收站运营商的拥堵管理是指对基础设施容量组合进行管理，以期优化和最大限度地利用技术容量，其约束互补因素主要包含码头卸货能力、储存容量、外输（再气化）容量等三部分。

        在基本负荷状态下，LNG贸易商通常利用接收站窗口期将海外上游通过长期合同获取的LNG资源分销至国内。在有流动市场且贸易商收到有效价格信号的市场中，可以有机会改变使用模式并利用市场机会，对于停泊权、存储以及终端外输容量等产品可以灵活选择。

        容量所有者应该有机会对其进行评估，并决定是使用窗口期捆绑产品还是分拆该窗口期为不同产品。从运力持有者的角度来看，面临的挑战是在稳定性和灵活性之间找到一种适当的组合，以便在托运人提出要求的情况下转售未使用的容量。LNG接收站运营商必须通过调整各种参数来优化这些不同约束的管理，如维护计划的协调、与季节性终端使用水平的协调等、液化天然气库存管理和基于托运人需求的管网天然气输气方案。因此，容量分配、拥堵管理和反囤积原则必须平衡现有容量持有人的权利和潜在用户的容量要求。

        根据欧洲国家LNG接收站的容量拥堵管理经验，主要有三种思路来解决这种风险：

        其一是事前管理机制， 容量持有人未使用的容量服务必须提前足够时间提供给市场，以便其他托运人能够预订和使用该容量。信息的透明度和更新至关重要，比如当储气合同容量不被使用时，容量的主要持有者有权在二级市场提供其未使用的容量，如果没有出售，容量将返回给LNG设施运营商，该运营商通过自己的公告栏提供容量，并在LNG船停泊日期前给予最短的通知期。

        第二是事后管理机制， 对托运商容量利用率进行事后监督，如果在一定时间内未使用一定数量的容量，则预定的未来容量权限将丢失。比如当托运人在某段时间内未使用其分配容量的最低百分比（80%）时，即发生容量使用不足，在这种情况下未来会自动减少未使用部分的容量。

        第三种思路是容量再分配机制可设计为使用权转让或所有权出售灵活组合。 在规划和有效利用已分配的容量时，也有机会对托运人进行偏差处罚或激励。其特点在于容量在开放季订购程序中以年度为基础进行分配，所有容量在短期内分配给一级市场，将每月申请与年度分配进行比较，从而减少了合同拥堵和容量囤积的可能性。

8、LNG接收站的收费定价创新思路

        我国目前对外开放的LNG接收站主要以窗口期服务产品收费为主， 方式较为简单，便于操作，其他市场化创新收费产品较少， 而欧洲的LNG接收站在窗口期产品以外进行了产品定价的精细化区分，比如窗口期服务是由靠泊权、储气容量和外输容量三种产品组合定价而成，除窗口期以外的靠泊权剩余能力又细分为独立、额外和转运靠泊权等不同定价产品，以应用于LNG卸载、加注及小船分拨转运等业务场景 ，储气容量和外输容量也分别根据用途对剩余能力进行了产品的细化分解定义及定价，上述定价机制优点在于充分考虑了长期稳定性和短期灵活性的平衡，通过充分释放基础设施的剩余能力来提升运营效率，从而实现设施资源的价值最大化。

9、LNG接收站的规范化监管思路

        欧盟在进行天然气网销分离市场化改革的过程中，同步建立了市场信息完整性和透明度规则，在规范市场化交易机制及防范市场风险方面积累了成熟经验，参照欧盟天然气基础设施统一管理要求主要在容量分配、收费机制、平衡规则、互操作性和数据交换规则以及拥塞管理指南等方面制定了标准规范，其他监管要求还有LNG设施运营商对改革法令的遵守情况、信息透明度和竞争水平等。因此我国对于LNG接收站的公平开放也应同步建立标准化的制度规范和服务协议，通过数字化手段收集上述行业监管所需的数据信息，及时发现和阻止以内幕交易和市场操纵形式出现的市场滥用行为，为未来市场化健康发展奠定基础。

LNG接收站主要制度及相关协议示例

小结

        基于能源的战略储备和清洁化利用的要求，我国未来LNG接收站的投资规划建设将进一步增加，基础设施的利用在公平开放的市场竞争环境中将从供应紧张向宽松逐步过渡，因此通过合理借鉴欧洲成熟经验不断创新市场化产品设计以满足不同用户的个性化场景业务需求是未来LNG接收站发展和应对竞争的必由之路，同时加强接收站的业务规范和准入条件管理以及市场化交易风险防控对行业监管部门也提出了更高要求，只有借助数字化手段持续优化基础设施能力的资源配置才能确保我国LNG接收站的健康快速发展。

相关（二）：【论文精选】LNG接收站的发展趋势

来源：煤气与热力杂志（微号：GAS-HEAT1978） 摘自《煤气与热力》2021年9月刊，作者：刘筠竹（ 第一作者单位：中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司）

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1、我国LNG接收站概况

       随着国家大力推进天然气“产供储销”体系建设［1］、深化清洁能源战略、实施产业转型升级，我国LNG接收站在功能定位、目标市场、经营模式等方面逐渐发生转变，以适应社会生产、人民生活需要。

        截至2021年5月，中国大陆已建成运行22座LNG接收站（含转运站、储备库）［2］，总接收能力9 230×104 t/a，见表1。

表1   中国大陆已运行LNG接收站

        截至2021年5月，我国正在建设（含新建、扩建）的LNG接收站项目有21个，总接收能力5 775×104 t/a，预计在未来4年内陆续建成投产，到2025年，我国LNG接收站总接收能力将达到1.5×108 t/a［3］，见表2。表2中扩建项目的接收能力均为扩建增加的接收能力。

表2   在建LNG接收站项目

 

2、LNG接收站功能定位

        LNG接收站是我国重要的天然气资源供应来源，近10年LNG进口量逐年增加，在总资源量中占比也持续上涨，2020年达到6 713×104 t（折合成天然气在101 325 Pa，0 ℃下的体积为926×108 m3）［4］，是2015年进口LNG量的3.4倍。这 一方面 是由于国家大力推进“煤改气”，而只靠管道气难以支撑快速增长的天然气消费市场［5］，需要进口LNG补充资源缺口； 另一方面 得益于LNG在天然气储备、季节调峰、应急保供等领域的显著优势，可以有效缓解高峰用气紧张局面，保障天然气供应安全平稳［6］。

 

2.1  资源供应属性到达平台期

        “十三五”期间，国内天然气产量强劲增长，年均涨幅约10%，其中页岩气产量更是增长了4.5倍，2020年产量达到200.4×108 m3，已经成为国产天然气增产的主力军［7］。预计2025年国内天然气产量将达到2 500×108 m3，2030年达到3 000×108 m3［8］。

        在进口管道气方面， 根据已签署的长贸协议，中亚天然气管道、中缅天然气管道供气能力将长期稳定在500×108 m3/a左右。随着中俄东线北段、中段陆续投产，自2021年1月起，中俄东线已全面按照100×108 m3/a合同气量开始供气，2025年全线投产后输气能力达到380×108 m3/a［9］，届时进口管道气量预计可达850×108 m3/a。考虑到正在建设的中亚D线以及未来中俄天然气在西线、远东深化合作的可能性，预计2030年进口管道气量可达1 150×108 m3/a。

        与国产气和进口管道气相比，进口LNG的生产和运输成本高，到岸价格较高， 适合作为前两者的补充气源。根据国务院发展研究中心以及国内多家研究机构数据，预计2025年我国天然气表观消费量将达到约4 500×108 m3，2030年将达到约5 500×108 m3 ［10-11］。相对应的进口LNG需求为2025年8 333×104 t（折合成天然气1 150×108 m3），2030年9 783×104 t（折合成天然气1 350×108 m3），进口LNG增速将逐年放缓。预计自2025年开始，我国对进口LNG的依存度略有下降，在天然气总资源量中占比稳定在25%左右，LNG接收站的资源供应属性到达平台期，见表3，其中2025年、2030年的数据为预测值。

表3   我国天然气资源结构现状及预测

2.2  储气能力建设需求提升

        2018年4月国家发改委、国家能源局印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，要求到2020年，供气企业拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，县级以上地方政府形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力，城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力，且各方的储气指标不得重复计算。 截至2020年底，全国已形成储气能力约200×108 m3，相当于全年天然气消费量的6%左右，与指标要求存在较大缺口。 其中，累计建成地下储气库27座［12］ ，有效工作气量约120×108 m3；已运行LNG接收站罐容1 071.5×104 m3，有效储气能力约67×108 m3； 另外，还有LNG工厂、LNG调峰储配站、LNG气化站等也提供了一定储气能力。

        提高储气能力主要有增建地下储气库和LNG储罐两个主要路径。 地下储气库选址难度大，建设期长，注采成本高，目前中石油、中石化等企业已制定相关发展规划，有序推进储气库扩容和建设。LNG储罐具有投资较低、适应范围广、技术成熟、建设期较短等优势，适于快速形成储气能力， 目前国家管网、三大石油公司（中国石油、中国海油和中国石化）以及多家燃气企业均在增建LNG接收站，在建总罐容达到1 238×104 m3，折合成储气能力77.4×108m3，见表4。

表4   我国LNG接收站储气能力建设情况

        由表4可知，在已投用储气能力中，中央企业占79.5%，地方国企和民营企业占比较低。在在建储气能力中，地方国企和民营企业占比45.9%， 体现了其对储气能力的迫切需求。另外，部分地方政府、燃气企业通过与LNG项目建设单位合作，委托其代建代管LNG储罐的方式获得储气能力指标［13］，见表5。

表5   委托建设LNG储罐实例

        由此可见，LNG接收站储罐的功能已不再局限于短期储存和资源周转，而是作为储气能力的重要组成部分，已建、在建LNG接收站项目有必要扩大储罐建设规模，通过合作共建或对外出租罐容来实现效益运行。

 

3、LNG接收站目标市场

        长期以来，我国LNG接收站行业形成了以气态外输为主、液态为辅的市场结构，主要服务于国家天然气管网各级气态用户，液态用户规模较小。“十三五”期间，受国际LNG贸易价格以及国内“煤改气”政策、“国六”排放标准实施等影响，LNG消费量呈现振荡上涨态势，经历2017年爆发式增长后，2020年再次步入发展快车道［14］，见表6。

表6   我国LNG供应及消费情况

        由表6可知，自2017年起，LNG接收站槽批量超过LNG工厂产量，成为国内LNG市场的主要供货渠道。由于国际LNG贸易价格长期处于较低状态，国内LNG工厂生存空间被严重挤压，除了具有气源价格优势的页岩气、煤层气之外，多数以管道气为气源的LNG工厂产品面临与市场价格倒挂局面［15］，未形成产业链和规模优势的工厂将陆续被淘汰，市场进一步被LNG接收站所取代。 在LNG接收站外输形式中，气态外输受管道气增量影响涨势放缓，而液态槽批量占比稳步上涨，2020年达到进口量的33.4%，见表7。

表7   我国LNG接收站气/液态外输情况

        “十三五”期间，在国家推进产业升级的影响下，车船用LNG业务成为LNG消费量的重要增长点。相比于柴油重卡，LNG重卡在经济性和环保方面优势明显［16］，成为各大车企重点发展方向，销售量屡创新高，截至2020年底全国LNG重卡保有量约60×104 辆［17］，根据卓创咨询及克拉克森预测，到2025年有望达到100×104 辆。船用LNG业务预计到2025年，内河LNG动力船达到1 200艘，国际LNG动力船达到3 000艘（其中在我国航行和补充燃料的200艘）［18］。工业及城市燃气用LNG量受“煤改电”和煤炭清洁利用推广影响，“煤改气”热度降低，预计“十四五”期间保持低速增长，发电用LNG消费量可能维持稳定。

        可以预见，“十四五”期间国内LNG消费量将维持稳定增长，车船用LNG业务步入快速发展阶段。 LNG接收站作为液态市场主要供货方的地位日趋凸显，液态销售业务将是未来LNG接收站的重要发展方向。

 

4、LNG接收站经营模式

         在我国LNG接收站发展初期，国际LNG贸易价格与国内天然气价格倒挂 ，三大石油公司承担了产业布局和推广的使命，在背负巨额亏损的情况下，保障了天然气供应的安全与稳定。随着国内天然气市场规模日益扩大，以及国际LNG贸易价格走低，许多企业有意进军LNG市场。 但是，国内适合建设LNG接收站和发展LNG业务的港址有限 。2019年4月，交通运输部等三部委发布《关于全国沿海与长江干线液化天然气接收站码头布局发展的意见》，提出统筹规划、体系衔接、科学布局、相对集约等基本原则，划分了重要港址、一般港址、应急调峰港址和预留港址，指导和限制LNG码头布局，未纳入该《意见》的港址将不予支持建设LNG码头。此外，建设LNG接收站投资大、门槛高、手续复杂，这也给许多新入场企业带来很大经济压力和时间成本 。在已建成的LNG接收站中，运行负荷率平均约70%［19］，在满足运营企业自用后存在一定剩余能力，运行效益有上升空间。在多重因素影响下，国家推动LNG接收站向社会公平开放。

        2019年5月，国家发展改革委等四部委联合发布《油气管网设施公平开放监管办法》，规范油气管网设施开放行为，维护油气管网设施运营企业和用户的合法权益。国家管网和三大石油公司作为首批对外开放的LNG接收站运营企业，已建立相应的规章制度，公开开放服务的条件、程序和剩余能力等信息，截至目前已完成了多次LNG接收站使用服务，实现了LNG接收站从企业自用向社会公用的经营模式转变［20］。预计未来国家将持续完善相关工作程序，逐渐扩大适合公平开放的LNG接收站范围，或将公平开放原则作为新建LNG接收站项目立项的依据之一，鼓励企业发挥自身优势，积极参与国家天然气产供储销体系建设，保障油气安全稳定供应。

 

5、结论

        通过分析近5年LNG行业相关数据以及解读国家天然气产业相关政策，对我国LNG接收站在功能定位、目标市场、经营模式方面的发展趋势进行分析。

        ①随着我国推进天然气产供储销体系建设，LNG接收站的储气能力与资源输入能力上升到同等地位，已建、新建LNG接收站有必要扩大储罐的建设规模，以满足地方政府和企业的储气指标需要，通过合作共建或出租罐容来实现效益运行。

        ②预计“十四五”期间国内LNG消费量将维持稳定增长，车船用LNG业务步入快速发展阶段；LNG接收站作为液态市场主要供货方的地位日趋凸显，液态销售业务将是未来LNG接收站的重要发展方向。

        ③LNG接收站经营模式实现了从企业自用向社会公用的重要转变，预计未来将逐渐扩大适合公平开放的LNG接收站范围，或将公平开放原则作为新建LNG接收站项目立项的依据之一，保障油气安全稳定供应。

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（本文责任编辑：李欣雨）

来源：中国石油石化&能源杂志& 煤气与热力杂志

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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