SHPGX导读：为进一步推进LNG业务高质量发展，本文在分析三大石油公司LNG主要业务发展现状及“双碳”目标带来的影响的基础上，指出石油公司LNG业务发展面临市场竞争日趋激烈、减排压力增大、LNG应用成本较高、LNG供应稳定性和安全性仍存在诸多风险等几方面挑战，提出坚持低成本战略、推进技术创新、加快LNG行业低碳转型、促进市场公平竞争和能源有序替代、创新商业模式以增强产业链稳定性和抗风险能力等建议。
0 引言
LNG（液化天然气）以其清洁高效、供应灵活的优势，近年来在全球范围内得到广泛发展。自2000年上海LNG调峰站建成投产，中国LNG产业走过了20余年的发展历程，从LNG生产、储运、再气化和终端利用等环节已形成较为完备的产业链，目前LNG进口量已跃升至全球第二。在中国LNG产业快速发展过程中，以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）为主的三大石油公司起到了重要的引领作用，是行业里的主力军。“十四五”期间，全球能源发展进入转型加速期，LNG面临来自新能源的冲击越来越大，国际社会和各国政府对LNG行业温室气体排放也越来越关注；中国天然气市场化改革进一步深入，LNG行业市场主体进一步多元化，竞争进一步加大；国际环境日趋复杂，市场供需受到多方面因素影响，稳定性和安全性仍存在巨大挑战。三大石油公司承担着保障中国能源安全和达成“双碳”目标的重要责任，进一步做好LNG业务，充分发挥LNG在清洁低碳能源体系中的作用，对于实现中国LNG产业高质量发展有着重要意义。本文着重于LNG资源获取、储运设施、市场销售等业务环节，对中国石油、中国石化和中国海油三大石油公司的LNG业务现状及面临形势进行分析，并提出应对策略。
1 LNG业务现状及特点
1.1 中国石油LNG业务现状
中国石油是中国天然气市场的最大供应商，市场份额目前约占60%。中国石油引进LNG最初目的主要是作为管网调峰资源，随着市场需求的不断增长，LNG作为独立能源品种的地位越来越突出。长期以来，中国石油LNG进口量一直紧随中国海油之后，直到2019年被中国石化超过。2020年，中国石油进口LNG 1 270×104 t，同比下降1.6%。
昆仑能源有限公司是中国石油内部专门负责天然气销售、LNG接收站运营的子公司，目前已建成并运营江苏LNG和唐山LNG两座接收站以及海南深南LNG储转站，年接收能力共计1 360×104 t，占全国总接收能力的15.2%。另有大连LNG、深圳迭福北LNG两座接收站在2020年划转至国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）。此外，凭借国内天然气生产的优势，中国石油在国内建设了20余座小型LNG工厂，初步形成了以储气库和沿海大型LNG接收站为主、内陆LNG调峰储备站和小型LNG工厂为补充的调峰供气格局。
在LNG资源获取方面，中国石油国际事业有限公司和中国石油国际勘探开发有限公司分别负责LNG国际贸易业务和海外天然气勘探开发及液化工厂投资合作业务。截至2020年底，中国石油已签署6个LNG长期贸易合同，累计落实中长期LNG资源1 185×104 t/a；通过参股、并购海外资源地的上游气田、中游液化厂的一定权益，逐步建立了俄罗斯、莫桑比克、加拿大、澳大利亚等境外LNG生产基地，拥有海外在产LNG项目权益产能349×104 t/a，在建LNG权益产能476×104t/a，合计825×104 t/a，另有约800×104 t/a权益产能等待投资决策。
1.2 中国石化LNG业务现状
中国石化是中国天然气市场的第二大供应商，也是目前中国第二大LNG进口商。2020年，中国石化LNG进口量达到1 680×104 t，同比增长8.9%。
中国石化天然气分公司是中国石化内部负责LNG及相关产业的专业子公司，目前已建成并运营青岛LNG、天津LNG两座接收站，年接收能力共计1 200×104 t，占全国总接收能力的13.4%。正在实施青岛LNG接收站三期和天津LNG接收站二期扩建工程，项目完成后年接收能力将提升至2 180×104 t，另有北海LNG接收站于2020年划转至国家管网集团。
在LNG资源获取方面，截至2020年底，中国石化已签署4个LNG长期贸易合同，合同量约1 010×104t/a；拥有海外在产LNG项目权益产能225×104 t/a，均位于澳大利亚。
1.3 中国海油LNG业务现状
中国海油率先从国外进口LNG，走出了一条通过贸易带动LNG产业链上资源、市场、设施业务一体化发展的道路。目前中国海油仍保持着中国LNG进口量的最大份额，同时也是全球第三大LNG进口商，2020年LNG进口量为2 840×104 t，同比增长5.6%。
中海石油气电集团有限责任公司是中国海油旗下负责LNG及相关产业的专业子公司，目前已建成并运营广东大鹏LNG、福建LNG、浙江LNG和珠海LNG 4座接收站，年接收能力共计2 360×104 t，占全国总接收能力的26.3%。在建的接收站年接收能力为300×104 t，另有天津LNG、海南LNG、粤东LNG、防城港LNG和深圳迭福LNG 5座接收站在2020年划转至国家管网集团。
在LNG市场开发方面，除了基础市场以外，中国海油对天然气发电和LNG加注（交通）市场颇为关注，并形成了一定的优势，目前已建成并运营6座电厂，总装机规模达708×104 kW，在建规模为138×104 kW。
在LNG资源获取方面，截至2020年，中国海油已签署10个LNG长期贸易合同，累计落实中长期LNG资源2 570×104t/a；中短期和现货资源供应地已扩展至15个国家，共与40多家公司签署了LNG现货贸易主合同；与荷兰皇家壳牌集团（简称壳牌）、日本三井集团、日本邮船株式会社等签署了LNG船租主合同；中国海油境外LNG生产主要布局在澳大利亚，拥有海外在产LNG项目权益产能318×104t/a，在建权益LNG产能53×104 t/a。
1.4 三大石油公司LNG业务特点
中国石油LNG资源相对充足，但下游市场面临其他公司的强有力竞争，现有LNG接收能力、LNG供应能力、市场销售需求不匹配，布局也有待优化，未来在加大市场开拓基础上还需要积极增加自有接收能力或与国家管网集团LNG接收站进行更加紧密的合作。
中国石化近年来LNG市场发展较为迅速，两座接收站均超负荷运转，但LNG资源池中长贸（合同期大于3年）和权益资源相对不足，因而2019年和2020年中国石化均高度依赖于短期和现货LNG采购，这在淡季虽然可以降低成本，但也带来了冬季供暖期不得不承受高价LNG的风险。2021年3月，中国石化与卡塔尔石油公司签署了200×104 t/a的LNG长期购销协议，预计未来还将会有更多类似协议的签署。
中国海油LNG业务发展最早，规模也最大，但也担负了较多的高价长贸LNG的包袱，未来在努力保市场份额的同时，需要进一步消化前期高价资源。值得一提的是，2020年中国海油通过罐式集装箱方式向柬埔寨出口LNG，成为三大石油公司开拓海外LNG下游市场的首次尝试
来自市场的挑战主要包括两个方面：一方面，来自管道气和可再生能源等其他替代能源品种竞争日趋激烈；另一方面，来自第二梯队即三大石油公司以外的LNG市场主体（主要包括城燃企业和部分民营企业）的竞争日益激烈。
从近期来看，进口LNG面临从俄罗斯进口管道气的竞争压力；从中远期来看，随着新能源的技术进步，加上“碳中和”的加持，其发展将越来越迅猛，给天然气带来的竞争也越来越大。
根据国家统计局发布的《中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报》，2020年中国能源消费量约为49.8×108tce，清洁能源消费占比提高至24.3%，扣除天然气占比（约8.7%），2020年非化石能源占比提高至15.6%左右［1］。考虑到大型项目的建设运营周期和中国能源行业的实际情况，对天然气和LNG行业来说，2030年消费量需求是一个重要指标。在宣布“碳达峰”与“碳中和”目标之前，国家发展和改革委员会等部门2017年7月发布的发改能源〔2017〕1217号《加快推进天然气利用的意见》指出：到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右；到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右。同年，中国工程院发布的《推动能源生产和消费革命战略研究（一期）》报告认为：中国天然气消费量将在2050年左右达峰，峰值为7 000×108m3［2］。“碳达峰”与“碳中和”目标提出，到2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，较之前的能源革命战略20%的目标增加了5%，能源消费清洁低碳转型进程加快，因此，业内普遍认为天然气达峰的时间将提前，峰值也将相应下降。但对于天然气峰值的判断仍存在较大差异，大部分预测在5 500×108～6 500×108 m3区间，达峰时间约在2035—2040年［3-4］；也有电力行业人士预测，天然气消费量将在2035年达到5 000×108m3峰值［5］，在一次能源中占比约10%。
随着国家管网集团正式运营，中国初步形成了中游管网环节独立且公平开放，上下游投资主体有权自由进入的天然气市场格局。国家管网集团从三大石油公司手中接收了10座LNG接收站，包括7座在运营接收站和3座在建接收站，现有接收能力2 760×104t/a，占比30.8%，一举成为国内接收能力最大的市场主体，进一步推动了接收站能力的公平开放。
第二梯队借助其终端市场优势，加快产业链向中上游延伸，纷纷布局LNG接收站或租用国家管网集团接收站能力，绕开三大石油公司的资源控制，直接在海外参股上游资源或与国际大石油公司结成战略同盟，如，近期道达尔公司与申能（集团）有限公司在LNG供应和中国市场销售上的合作。第二梯队LNG进口量在2020年达到940×104t，几乎是2019年进口量的2倍，使其在中国LNG进口总量中的占比从2019的8.4％上升到2020年的13.6％。第二梯队2020年LNG接收能力为1 280×104 t/a，根据相关项目建设规划，预计到2025年和2030年，第二梯队LNG接收能力可能增加到5 400×104 t/a和8 200×104 t/a，在中国LNG接收能力的占比从14.3%分别提高到32%和36%。可以预计，未来不管是在LNG接收站建设运营还是LNG市场销售环节，竞争压力都将逐步加大。
“碳中和”目标对油气行业的影响主要体现在两方面：一是生产运营的低碳化，二是提供能源产品服务的低碳化［6］。根据能源咨询机构埃信华迈（IHS）研究，LNG产业链中碳排放分布的13%～20%来自于天然气开发和液化环节，1%～4%在船运环节，0%～3%在气化环节，75%～85%在终端利用环节。中上游所占比重不大但相对容易集中控制，下游占比较高控制难度也较大，需要每一个环节共同努力。
此外，LNG行业的甲烷气减排也是一个重要方面，IPCC（政府间气候变化专门委员会）第五次评估报告中明确指出，非二氧化碳温室气体（尤其是甲烷）的深度减排是将全球平均升温控制在1.5℃以下的必要条件［7］。尽管油气行业甲烷排放位于自然排放和农牧业之后，并非最大的排放源，但油气领域甲烷排放相对容易控制，也可能带来经济效益，因此受到政府、环保组织和行业内部的更大关注。从目前来看，甲烷减排的相关法规仍不完善，检测、监测和控制技术还不成熟［8］。
“碳中和LNG”是产品服务低碳化的一个方向，但大规模实施起来还存在挑战：一是成本增加，据IHS研究，按全价值链口径测算，一船6.8×104 t的LNG承载相当于22×104～30×104 t二氧化碳当量，若碳价格按0.3～20美元/t计算，则一船LNG将额外增加6.6×104～600×104美元的“碳中和”费用，相当于单位成本增加了0.02～1.69美元/MMBtu；二是缺乏国际通行的“碳中和LNG”检测、报告和验证的行业标准；三是碳减排量的转移、抵消、补偿等国际贸易机制尚未建立［9］。
一是LNG上游资源大部分掌握在国际大石油公司手中，三大石油公司在海外独立运作天然气开发和液化工厂项目的技术、商务能力还偏弱，LNG液化厂和运输船等设施的建造和运营成本依然较高；二是随着国内市场更加分散，LNG国际采购议价能力未有提升，反映在一些历史长协价格复议上均存在重重困难；三是国内气化、储存、管输、配气链条较长，终端用气价格偏高，需求增长受到价格制约，尤其表现在燃气发电等对燃料价格敏感性较高的行业。
尽管过去两年到现在国际LNG价格还处于低谷期，但随着供需形势的变化，特别是在全球新冠疫情逐渐得到控制后，随着未来世界经济的缓慢复苏，LNG价格还将回归理性区间。能源研究机构伍德麦肯兹（WoodMac）预测，到2040年前，亚洲LNG到岸价格可能震荡上涨至8～9美元/MMBtu，2021年上半年LNG价格已经显现上涨苗头。在此背景下，三大石油公司的LNG生产经营难度将进一步增加。
虽然目前全球范围内LNG供应较为充足，但中长期供应仍存在一定风险。未来LNG需求增长主要来自中国和东南亚、南亚等地区，由于需求增长的不确定性和需求规模进一步分散化，买家对签署长期合同、大规模采购合同越来越谨慎，在缺乏足够长期购销合同协议支持的情况下，上游液化项目投资决策也将变得复杂和困难。叠加上新冠疫情的影响，2020年全球液化项目通过最终投资决策（FID）的数量创新低，仅墨西哥的Energia Costa Azul LNG T1达成FID，项目产能为300×104 t/a。根据壳牌2021年2月发布的LNG展望报告（2021年）［10］，即便考虑卡塔尔的扩建项目，若后续几年再无其他新液化项目投资，预计供应短缺可能提前到2025年前。
另外，中国和亚洲新兴LNG进口国的储备和调峰能力普遍不足，会出现区域性、时段性供需矛盾。LNG供应安全还深受国际形势影响，贸易战、地区冲突以及类似新冠疫情的“黑天鹅”事件都将会给产业链的安全性带来极大风险。此外，天气和气象条件、技术故障、关键航运通道阻碍等也是经常出现和不可忽略的影响因素。
3.1 坚持低成本战略，以有竞争力的价格支撑需求的可持续增长
不管是应对新能源品种还是新的市场参与者的竞争，最根本的是综合成本的竞争。坚持低成本战略需要从LNG整个价值链出发，三大石油公司应该充分发挥自身上下游一体化优势，做好国内外、上下游投资布局和现有项目提质增效。同时，建议逐渐调整完善天然气和LNG业务经营管理机制，建立更加贴近市场、反应敏捷、协调顺畅、管理高效的一体化LNG团队。
降低LNG资源获取成本是关键，建议一方面加强采购策略研究，调整完善LNG资源池；另一方面，利用油气行业调整转型的机会，把握油气资源富集国对其丰富油气储量面临搁浅的担心而急于变现的心理［11］，继续寻找机会增加有竞争力的境外天然气开发和液化工厂项目权益，对冲LNG贸易资源尤其是现货资源的价格波动风险。
3.2 严格控制温室气体排放，加快LNG行业低碳转型
根据壳牌的实践经验，LNG行业减排措施主要包括以下方面：一是做好生产全流程的甲烷气体管理，减少非必要放空，提高回收利用率，加强泄漏检测和监测；二是提高能效；三是增加生产性环节的清洁电力利用，降低化石能源消耗；四是在天然气生产、液化、LNG发电等二氧化碳集中排放领域推广实施碳捕集和封存；五是以森林碳汇等方式形成碳循环。
结合中国的实际情况，首要是做好LNG接收站及终端消费环节的节能提效，其次辅以森林碳汇进行补偿，碳捕集和封存作为长期发展方向和实现净零排放的“兜底”措施。
LNG冷能利用可有效节约能源，提高能源综合利用率及减少碳排放。建议尽量集约化、规模化建设LNG接收站和储罐，配套发展LNG冷能综合利用产业，进一步提高冷能利用率。在天然气利用端探索推进有条件区域多能互补、集成优化，开拓天然气与可再生能源融合发展的高效市场，大力开展气电与风光融合项目［12］，进一步加大节能技术创新和节能工艺、设备推广应用，大力实施建筑节能，减少天然气消耗。
3.3 争取政策支持，促进市场公平竞争和能源有序替代
政策支持是LNG产业健康发展和能源转型的重要保障。无论从能源的经济性、安全性（包括使用安全和供应安全）、环保性角度综合考量，还是从新能源和储能技术迭代的周期性研判，应当认识到天然气在中国能源转型中具有不可替代的重要作用，应该继续持鼓励发展政策。
当前中国“双碳”目标已经明确，下一步需要加紧完善和细化碳排放相关法规和标准规范，建立完善全国碳市场，引导形成天然气和碳的市场化定价机制。加强温室气体排放监管，加强管网和接收站成本监审，推进互联互通，推动建立完善国家级公开透明、公平开放的管容、地下储气库库容、LNG接收站接收能力交易平台，积极营造公平有序的竞争环境。坚持“宜煤则煤、宜气则气、宜电则电”，破除能源行业各种壁垒，让各能源品种在竞争中逐渐实现有序替代。支持LNG进口，延续进口天然气退税优惠政策。支持重型燃机、大型LNG液化工艺设备等科技攻关，鼓励LNG行业节能减排新技术的创新应用。
3.4 深化合作，不断创新商业模式增强产业链稳定性和抗风险能力
一是加强中国企业内部合作。三大石油公司之间以及与下游企业可以在国内市场调峰保供、资源互换、联合采购、基础设施共建共用、海外天然气开发和液化工厂建设运营、关键技术攻关等诸多领域展开横向和纵向合作，形成良性竞合关系，共同做大国内LNG市场规模，维护市场稳定，增加市场活力和透明度，培育有国际影响力的天然气价格指数，逐渐获取LNG定价权。
二是深化国际合作。从中国天然气市场增长趋势看，未来三大石油公司将成为全球名列前茅的LNG进口商，应该充分利用市场优势参与国际合作。在天然气液化项目开发上与国际大石油公司合力推进商务模式创新，更好地保障投资、增强产业链上下游稳定性。在LNG采购上增强合同的灵活性，减少合同期限和目的地限制，在保障上游生产安全性前提下增强供应侧调节能力。同“一带一路”主要资源国在天然气开发和液化工厂建设运营上紧密合作，获得更多的优质资源。同亚洲新兴LNG消费国在LNG接收站和终端利用领域加深合作，积极在重点国家开拓市场，形成双循环发展格局。
低成本战略的核心是要靠技术进步、技术领先。三大石油公司在LNG接收站建设运营上都形成了自己的技术体系，也达到了国际水平，但在一些关键设备、工业控制系统上仍需要加大攻关，让国产化水平更上台阶。在天然气勘探开发和大型液化工厂建设运营上还存在差距，建议加强技术合作，争取打破国际大石油公司技术垄断，支撑中国公司主导的海外LNG供应基地建设和运营。在油气行业碳减排和甲烷气减排技术和标准上加强合作，支撑行业低碳转型。积极推动LNG行业数字化转型创新实践，加强数字技术在LNG项目全生命周期、全价值流程管理上的深度融合，提升LNG业务一体化经营管理水平。
在“碳达峰”与“碳中和”背景下，三大石油公司均把加快发展天然气作为低碳转型的重要举措。LNG作为天然气供应的重要形式，具有广阔的发展机遇和光明的前景，但同时也面临严峻的挑战。三大石油公司应深化对内变革和对外合作，充分发挥一体化优势，通过不断创新和技术进步，实现LNG全产业链降本增效和低碳化发展，在能源转型中站立潮头，在国家社会经济发展中承担应有的责任。
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本文来源 | 油气与新能源
作者 | 沈珏新1，张洪林2，杜敏1，吴全1，张景昕3（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中油国际俄罗斯公司；3.加拿大里贾纳大学石油工程系）
