（三）进口价格风险

不同于国际原油市场，全球天然气市场主要特征之一就是呈现区域差异化性定价。天然气价格波动的主要原因是天然气市场供需双方面弹性缺乏，在供应中断或者需求扩大时，产业链供需恢复平衡周期长，市场冲击效应明显。中国海关统计数据显示，2018 年上半年LNG 进口量约为2300 万吨，增加50%，价格同期上涨13%；管道天然气进口量约为1800 万吨，增加20%，价格上涨4%。LNG 定价方式趋向多元化，但增速缓慢。与油价挂钩仍然是中长期LNG 合同首选定价方式，截止2020 年，亚洲和中东买家进口的LNG 合同量中仍有80%与油价挂钩。我国的进口LNG 定价与国际原油市场价格挂钩，主要通过中长期贸易合同进行，合同的协议期一般都在20-30 年，合同价格缺乏灵活性。由于长久以来日本进口LNG 形成的亚洲地区定价基准，导致我国长期以来不得不以高于欧美价格进口LNG，不符合更不利于我国能源市场发展现状和未来趋势。

四、LNG 贸易产业风险

（一）调峰能力风险

2017 年全国天然气贸易量已经达到920 亿立方米，对外依存度40%左右，而地下储气库工作气量仅占年消费量的4.2%，地下储气库储备规模存在较大差距，输气管道建设水平与消费水平不相匹配。我国目前已建成储气库25 座，其中中国石油23 座，中国石化2 座，共形成调峰能力70 亿立方米。与国外相比，美国有392 座地下储气库，储气规模占年天然气消费量的18.10%，德国、法国和意大利储气规模占年消费量分别达到了30%、27%和26%，我国无论是储气总规模还是储气比例都与发达国家存在很大差距。

（二）管网壁垒风险

我国天然气管道网络体系整体不够完善，和美国相比，我国仅相当于美国七分之一的天然气管网却运营了四分之一的天然气消费量，所以我国天然气管网建设还需要大量的投资，另一方面我国天然气管网主要是由三大石油公司投资建设，互联互通相对不足。我国天然气整体消费量的大幅增长，近年来随着各省市天然气管网公司和民营LNG 接收站的多元化投资引入，有效落实《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，理顺我国天然气引入的第三方公平上网，管网气源市场互联互通和天然气运营商的剥离运营，成为突破管道壁垒障碍的风险。天然气管网一体化的要求日益明显，多气源、多管网、多方向的天然气干线、支线、互联互通成为天然气消费保供的客观要求。国家需要进一步明确包括LNG 设施在内的第三方开放条件和运行准则，保障多方共赢准则下，共享天然气产业基础设施，避免低水平重复建设和利用效率不足。

（三）产业链条风险

整个LNG 产业链主要包括上、中、下游三个环节。产业链条价值、规模、进度是否协调一致，特别是天然气产业环节当中LNG 的储存和装载、运输，接收站（包括储罐和再气化设施）和供气主干管网的建设是否存在瓶颈约束。LNG 产业从天然气气田开始，涵盖管网运输、液化站、LNG 海运、液化接收站，最后通过再气化管道或者LNG 槽车运输，产业链条长，技术要求高，设备投资大，建设周期至少要五年左右，LNG 上游气田及液化厂总投资一般在100 亿美元以上，LNG接收站投资则要达到10 亿美元，LNG 远洋船只2 亿美元以上。LNG接受站整体利用率不高、季节性开工现象明显，储气规模不足、管网未互联互通、天然气消费用户燃料转换能力不足、天然气基础设施的产业环节不匹配、地区分布不均衡问题凸显。

五、中国LNG 贸易风险应对策略

（一）推动LNG 区域性贸易中心建设

建立成熟的亚太天然气交易市场，以国际天然气市场买方市场格局趋势和我国大规模进口天然气为契机，加块推进中国的天然气基准价格体系，有效降低天然气价格进口风险。国际上看美国、英国等国家已经成为区域价格基准体系，能够及时反映本区域天然气市 场特点。 中国在努力推动区域天然气贸易中心建设同时，可以联合日本、 韩国等国家，建立东北亚天然气交易中心为目标，利用国际市场非常规天然气爆发增长和国际LNG液化产能大幅增长的有利契机，脱离LNG 进口价格与日本进口原油加权价格（JCC）相挂钩基准，加速价格复议谈判。

（二） 拓展天然气产业发展空间

加强对LNG 进口环节的监管，持续理顺天然气价格机制。 我国天然气价格市场化改革是我国未来的发展趋势，充分利用价格手段理顺天然气产业链传导机制，解决天然气价格发展中的产业价格倒挂现象。 建成天然气上中下游协调稳定发展的产供销体系，国家采取对天然气勘探开发适度放开、 中游储运领域一体化经营和终端分销有限特许经营的不同环节差异化产业政策，进口价、 管输价、 储气费、 门站价和分销价层层递进的天然气价格传导体系，真实反映各产业环节投资成本和运行费用，有效吸引行业投资建设，建成收益合理、 成本与收益匹配、 体现供需波动的科学天然气价格体系。

（三） 避免气与气恶性竞争现象

国家要科学制定能源发展战略规划和天然气产业发展规划，一方面可以积极引领国家各级部门和行业企业进行投资布局，另一方面可以有效防止天然气产业发展的盲目性，避免重复投资建设，防止气与气恶性竞争的现象发生。 天然气产业基础设施建设依赖明显，尤其是天然气储气和分销中下游领域公共品属性明显，不同的天然气气体来源和供气形式存在较大的设施投资需求和差异化成本，控制避免LNG 与管道气的供应矛盾和恶性竞争，LNG 运输、 储备和液化接收设施建设稳重有序，平衡管道气、 LNG 资源平衡流向，合理控制LNG 与管道气市场供应范围，发挥国家层面战略规划作用、 实现天然气资源协调分布。

（四） 多元化分散进口来源风险

加强海外天然气开发投资，实现海外多元化天然气供应格局。 我国海外进口的天然气主体是贸易进口方式，部分是海外合作项目形成的权益天然气。 与国际直接采购天然气相比，海外权益天然气不受进出口贸易环境的影响，供应稳定性特征明显，我国在俄罗斯亚马尔和加拿大LNG 项目上已经开始大规模进行海外投资开发和权益产气，一方面可以扩大我国石油公司海外勘探开发规模，同时还可以开拓LNG 资源多元化进口渠道。 签署稳定供应合作框架协议，走出去建立海外LNG 生产液化基地，采用资本运作和项目合作等多种方式，收购LNG 权益项目，保障稳定进口来源。

（五） 提升天然气储备调峰能力

发达国际天然气市场发展的经验表明，稳定健康的天然气储气量至少要达到年消费量的15%左右，美国多年一直稳定在18%左右，而全球地下储气库调峰能力大约是全球消费量的10%。 我国天然气进口依存度已经超过40%，建立规模高效的天然气储备体系势在必行。 国家《 天然气“ 十三五” 发展规划》 中提出，逐步建立以地下储气库为主，天然气气田调峰、配合CNG、LNG（液化天然气）储备站，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统。我国已经明确要求，到2020 年各级地方政府至少形成不低于保障本行政区域日均3 天需求量的储气能力；城镇燃气企业到2020 年形成不低于年用气量5%的储气能力。由供气企业、地方政府、城镇燃气企业各方分别实现各自的储气能力指标，补足储气调峰短板。

董秀成

著名能源经济学家，对外经济贸易大学国际经贸学院教授、博导

兼任中国石油流通协会副会长、中国系统工程学会能源资源系统工程分会副理事长、国家发展和改革委员会价格专家咨询委员会委员、国家能源局特聘专家、中国市场经济研究会常务理事、中国能源学会常务理事、中国能源研究会能源监管委员会副主任、中国地质矿产经济学会资源管理委员会副主任、中央电视台特约评论员等。

长期为国家能源管理部门提供战略与政策服务，担任过教育部哲学社会科学重大课题攻关项目首席专家，主持完成国家级科研项目3项、国际合作项目3项、省部级科研项目20余项，获得省部级奖励15项，入选中华人民共和国教育部“新世纪优秀人才”支持计划和北京市“四个一批”人才支持计划。