进入采暖季以来，国内LNG价格一路飙涨引发各方关注。数据显示，截至12月19日，全国LNG工厂和接收站批发均价分别为7515元/吨和5559元/吨，环比10月同期涨幅分别达到90%和40%。尽管12月初发改委一度组织LNG相关单位召开提醒告诫会以试图规范价格，但LNG价格在短暂回调之后仍再度驶入上升快车道。随着各地冬季采暖逐步深入，LNG涨势何以为继，LNG从业者又该如何应对？

LNG工厂负荷仅三成

11月以来，一场持续发酵的“气荒”自北向南、由东向西迅速蔓延。先是河北、山西、山东、北京等地区纷纷拉响气短警报，甚至连作为“大气盆”的新、青、川、陕、蒙等地也大呼“气短”。紧随其后是川气东送全线告急，限气潮波及湖北、湖南、四川、重庆、云南等地区。为应对来势汹汹的气荒，各地政府纷纷出台一系列“保民限工”政策，作为非居民用气大户的LNG工厂首当其冲，天然气“僧多粥少”，LNG工厂大多处于“吃不饱”状态。随着安塞华油、湖北黄冈等工厂停工，LNG工厂开工率降至近年新低。据不完全统计，截止2017年12月19日，国内LNG工厂总产能9838万方/天，而平均开工率不足4成，较之10月中旬，即采暖季来临之前下降十五个百分点，同比则下滑了10%左右。

煤改气消费陡增

此次全国大范围气荒主要原因是“煤改气”带来的天然气消费量陡增与应对不及的天然气供应之间的矛盾。今年是《大气污染防治行动计划》的大限之年，各地政府纷纷加大煤改气的实施力度，很多地方超额完成了煤改气的目标数量。以河北省为例，全年改造气代煤用户超出180万户，市场缺口超过20亿方。而中石油系统预估今冬其供应北方资源缺口就达48亿立方米。粗略计算，农村居民气代煤、工业煤改气在用气缺口中占比分别达到50%和30%左右，电厂新增代煤气量占比则达到20%。

从供应来看，尽管上游气源商采取满负荷生产、扩大进口LNG以及实现资源调换等来加大天然气供给，但国内管道尚未实现互联互通、储气库建设滞后等因素制约了我国天然气的调配及保障能力，加之上游单位对冬季突增的用气量估计不足，短时间内难以实现供需双方的快速对接。此外，中亚天然气管道临时减量导致陕京四线负荷下降，天津LNG接收站无法如期投产等因素也较大的削弱了今冬天然气的保供能力。保供形势严峻促使LNG大量支援管网，LNG消费量飙升。据统计，2017年，京津冀鲁地区LNG消费量有望增长至405万吨，同比增幅10%，消费增长驱动力主要来自于区内工业煤改气及油改气。

LNG工厂成本看涨

LNG工厂还需承受来自成本上涨的压力。自今年9月1日起，为推动天然气价格市化， “三桶油”与上海石油天然气交易中心陆续在东北、南部、西部和内蒙等地区开展天然气竞价交易。由于临近取暖季节，下游LNG工厂竞拍积极，使得竞拍成交被不断刷新。如西北宁陕等地LNG工厂气源成本由此前的1.34元/立方米迅速上涨至1.88元/立方米，由于单体产量低，LNG工厂市场平均成本也被拉高；沿海LNG接收站槽批价格也跟随高歌猛进，同期涨幅超过30%。鉴于国内天然气基础设施建设周期较长，短期内难以有效利用，故冬季“气荒”或成常态化，竞价用气亦有望成为获取气源的常态化手段，国际进口LNG价格也将水涨船高，意味着未来高价将与冬季的天然气伴随，LNG用气成本也将居高不下。

LNG暴涨背后的人为因素

LNG疯涨除了供不应求的基本面因素，还有人为因素。一方面，由于2015-2016年国内LNG消费增速相对缓慢，国内企业购买进口LNG积极性不高，签署长贸协议时对2017年消费增量估计不足，只能通过加大LNG现货采购来应急。目前来看，LNG现货进口到货价折合人民币成本不足4000元/吨。利润丰厚下部分LNG供应商不排除随行就市，人为惜售及哄抬价格，致使LNG高价被持续传导至下游。另一方面，长期以来，LNG行业缺少统一的价格标杆及行业自律组织，缺乏主管层面对产业链及市场价格运行的有效监管，长远来看不利于行业的健康发展。这种缺失带来的不利影响在此次气荒中暴露的淋漓尽致，甚至在一定程度助长了LNG价格的无序上涨。

终端用户苦不堪言

有价无市的LNG市场“一气难求”，且高成本转嫁给了下游用户，大批小型工业用户难以承受，甚至被迫关停。对LNG而言，限气最直接影响到工业企业及LNG加气站。工业企业尤以陶瓷和玻璃企业为甚。据了解，工业用户分布较为集中的山东、河北等地小型用户开工负荷下降至三成左右，停工面积也迅速扩大至90%以上。加气站用户方面，随着LNG价格上涨，LNG较之汽柴油经济性丧失，例如河北某地汽油零售价6.7元/L，换算为等热值LNG零售价在4.2元/KG，该价格仅是当前LNG主流零售价的一半。高昂的用气成本对今年的LNG重卡业务造成巨大冲击，无法消化高价气的LNG重卡甚至改回柴油或停业。

LNG“南气北上”

持续限气加重市场供不应求，用气量大的北方地区与进口资源相对充足的南方地区差价逐渐拉大，南北倒挂局面产生，套利开启后南气北上之路打开。当前南方进口LNG主要辐射至河南、安徽和山东等地。数据显示，截止12月19日，以华南海气为例，LNG送到河南部分地区到货价与当地北气差价可达800-1000元/吨，促使当地贸易商争相寻觅华南海气资源。由于一气难求，保供成了LNG中间商当务之急，多数无暇顾及煤改气带来的巨大“商机”，新业务也处于停滞状态。

LNG价格何时封顶？

LNG价格走向归根结底取决于市场供需关系何时趋于平衡。在当前大规模的煤改气快速推进的形势下，运用价格机制实现市场供需平衡恐难以凑效。只有多措并举、多方携手方可在短期内化解天然气供需矛盾。短期内需集中力量增加市场供应量。譬如“三桶油”系统的内部资源调换、加快新建成接收站及管道的投产运营，加大进口LNG现货采购的同时扩大新的天然气来源渠道。同时充分利用民间力量参与保供，加速放宽LNG接收站及管网第三方准入，积极推动有条件的燃气企业增加LNG罐式集装箱进口采购。在“煤改气”尚未完工的地方沿用燃煤或电能利用。配套尽快建立天然气供应商及运营商的信息披露制度，实现供需双方资源有效对接，提供政策决策依据。中期来看，则可在天然气生产开发、天然气管网互联互通，以及深化天然气价格改革机制等方面加快节奏。

可以预见在未来的几个月内，为缓解供需矛盾，进口LNG到货量将持续激增。海关数据显示，今年前10个月LNG进口激增49%至2910万吨，同比增速提高26个百分点。初步估计11-12月进口LNG平均进口量有望创下400万吨的历史新高。“南气北上”资源增多也填补了北方的供需缺口。随着气温的逐渐下降，各地天然气消费进入高峰期，居民采暖用气量也将攀升至峰值。在一系列保供政策作用下居民用气紧张局将得以缓解。非居民用气则因不堪重负停运增多，短期内削减了一定量的用气需求。供需关系缓和意味着LNG价格面临冲高回落，得以逐步回归理性，预计采暖季结束前依旧高于6000元/吨水平运行。

LNG供需格局走向？

预计2017年我国天然气消费量将增至2450亿方，增幅约18%。天然气在我国一次能源消费中的占比将达到7%，同比提升0.6个百分点。LNG全年消费量则有望突破270亿方，同比增幅为57%。其中工业用气贡献最大，在LNG消费结构中占比提升4%至52%。LNG城镇用气及交通用气占比预计分别为7%和41%。2018年随着煤改气继续推进，工业用气仍将保持较快增速，交通用气因经济性不足遭遇逆替代，消费增速有所减缓。

据统计，2018年全国预计新增LNG接收站产能在1070万吨/年，包括新疆广汇120万吨/年LNG接收站二期工程以及中石化300万吨/年天津LNG接收站工程等。从今冬“气荒”中尝到“甜头”的LNG加工装置也将加速上马，预计2018年LNG工厂新增产能1200万方/天，增幅为12%。

后“气荒”时代，更深层次的天然气改革拉开帷幕。按照“管住中间、放开两头”的天然气体制改革思路，上游和下游市场将加速开放，中间环节适当解除管制，市场竞争主体增加，政府监管职能转变以及相关竞争规则也将逐步形成。这将有助于构建健康有序的LNG行业发展环境，加速行业洗牌，促进LNG产业结构优化，提高整个LNG价值链水平。

(文章来源：观察者网)

作者简介：

梁津，燃气产业资深研究员，从事燃气领域研究分析工作近10年时间。对燃气产业链和价值链有较为深入的研究。研究范围涉及天然气生产、加工、运输、销售、利用和金融服务等各环节。