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天然气为碳排放系数最低的化石能源，增加天然气生产和消费可显着减少温室气体排放。为实现《巴黎气候协定》2℃的气候目标，扩大天然气在能源结构中的比重、提高其产量和供应量已成为能源与气候领域以及国际社会的共识。

作为全球最主要的碳排放大国之一，中国已多次向国际社会做出了碳减排的庄严承诺。2015年11月19日，国务院发布了《中国应对气候变化的政策与行动2015年度报告》；2016年9月3日，杭州G20峰会期间，国家主席习近平向联合国秘书长交存了中国《巴黎气候协定》批准书。中国承诺，至2030年单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年下降60％～65％。未来中国环境保护的压力、节能减排的需求以及合理的政策与策略将促进天然气消费的极大增长。但目前全球经济放缓、中国经济转型及低油价和低气价的行业环境使正处于起步阶段的中国天然气发展面临极大考验。 织梦好，好织梦

中国是“多煤少油少气”的国家，进口国外天然气不仅是对国内资源的有效补充，同时也是对国内资源的保护。天然气进口包括管道天然气进口和船运液化天然气（LNG）进口两种方式。前者的贸易量大但建设成本极高且受地缘条件限制，后者的生产和运输成本较低且方便灵活。因此，LNG交易在天然气国际贸易中所占的比重逐年增大，特别是在亚太地区，LNG贸易的地位和作用更加明显，中国尤其如此。中国应在空间和时间上科学配置国内外资源，实施可行的天然气进口策略，这对实现《国家应对气候变化规划（2014—2020年）》中，至2020年天然气消费量在一次能源消费中的比重达到10％以上的目标具有重要现实意义。 织梦内容管理系统

一、全球天然气供应进入充裕时期 copyright dedecms

全球传统的天然气三大贸易市场是美国、欧洲及东亚地区。美国天然气自给自足，欧洲市场则主要依赖进口俄罗斯天然气，而东亚市场主要依靠进口液化天然气，三个市场相对独立，各自形成独立的定价体系。

但近年来，受美国页岩气革命及东非国家天然气出口等因素影响，全球天然气供需格局发生了较大的变化。美国因页岩气开采技术的突破不仅使其天然气产量大幅增长，且使美国逐渐成为天然气净出口国。除向加拿大和墨西哥出口管道天然气外，美国不断加快LNG终端建设，并将其国内剩余天然气以液化形式出口到世界更广泛的国家和地区。加之美国LNG具有价格优势，更加激烈的竞争导致全球天然气价格不断走低，使得天然气消费国从中受益，且获得新的进口来源。2009年以来，东非国家的莫桑比克和坦桑尼亚新增天然气储量超过5.2万亿立方米，两国国内消费有限，其管道出口天然气的规模也不大，因此东非地区将成为未来全球LNG出口供应来源之一。

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目前，在天然气国际供应方面，中东、俄罗斯、中亚和澳大利亚仍是主要天然气出口区域，而美国及东非则成为新的出口地区。因此，在天然气贸易中，全球出现了中东、俄罗斯、澳大利亚、中亚、美国和非洲天然气向欧洲和东亚地区出口的“六对二”不对称供需格局。在贸易形式上，管道气和LNG并举但以后者为主，短期合同和现货贸易所占比重不断增加。 dedecms.com

LNG贸易与石油贸易不同。首先，因需要庞大的基础设施和巨额的投资以及长期合同中的照付不议条款，LNG贸易需要买卖双方相互承诺，任何一方的毁约都会造成对方巨大损失。其次，LNG市场是先订约再生产。从理论上讲，LNG市场不应存在供应过剩的状况，但目前全球LNG市场却处于一个供应过剩的状态。其原因是全球已售出的LNG中，下家大多为中间商，而非终端用户。如美国60％、澳大利亚40％的LNG产能，表面上都已全部售出，但其只是出售给了中间商，而这些中间商还将继续寻找终端用户。因此，从2016年开始，随着全球LNG液化生产线陆续投产，全球供应过剩的状况进一步加剧。据预测，2017年至2018年将是全球LNG市场供大于求最严峻的阶段。LNG现货价格可能会跌到3美元/百万英热单位左右，折合人民币约0.7元/立方米，亚洲LNG现货价格也将持续走低。

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国际机构普遍预测，2017年之后全球天然气（包括LNG）市场将逐渐呈现供应充裕，甚至可能出现供大于求的格局（如表1所示）。 织梦内容管理系统

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二、全球液化天然气供应发展趋势

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自2015年以来，全球LNG供给侧持续扩张，不断有新的国家加入供应行列。目前，全球LNG生产能力快速增长，已投产的LNG液化项目共43个，分布在19个国家，液化能力合计为2.9亿吨/年；在建项目共19个，液化能力合计为1.38亿吨/年，分布在澳大利亚、美国、俄罗斯、印度尼西亚和马来西亚；规划项目共29个，液化能力合计为2.28亿吨/年；另有机会项目共20个，分布在9个国家，液化能力合计约1.25亿吨/年。预计到2020年，全球LNG生产能力将达到4.4亿吨/年。与此同时，全球LNG产能也在同步增加。国际机构预测，到2020年，全球LNG产能将比2015年增长近50％，累计新增产能1.55亿吨/年，主要来自澳大利亚、美国、马来西亚和俄罗斯，占全球LNG新增产能的92％；马来西亚、喀麦隆等国家的LNG项目预计2019年投产。 内容来自dedecms

尽管2015年之后，全球国际贸易持续下滑，LNG市场需求增速趋缓，短期内，全球大量LNG产能的增加必将导致其供应过剩，但未来国际市场竞争将进一步加剧。在欧洲，其进口需求将吸引新增气源涌向该地区。美国的LNG将首先会抢占欧洲市场，成为欧洲重要的供应来源之一。但因欧洲与俄罗斯已签署了大量的长期供气合同，未来美国LNG若要长期进入欧洲市场并产生影响力，将面临俄罗斯的挑战，两国将为争夺欧洲市场展开价格竞争。在亚洲，随着澳大利亚LNG产能的不断增加，区内LNG供应日益充足。但因需求疲软，LNG进口商已开始在国际市场上转卖LNG，昔日的买方成为卖方，市场竞争将日益加剧。同时，为消化增加的LNG供应量和争夺有限的市场，东亚市场将可能通过降低价格以推动需求增长，LNG现货价格将难以快速反弹，这一趋势或将延续较长时间。受目前全球经济和市场的影响，大多数LNG项目面临着降低成本和落实市场的问题，投资者普遍谨慎做出最终投资决策，部分成熟LNG项目也已出现延迟和停滞。若未来几年内仍未做出最终投资决策，导致较多项目延期，预计未来10年左右LNG市场有可能面临供应短缺的潜在风险。 本文来自织梦

三、全球液化天然气需求及进口发展趋势 织梦内容管理系统

在天然气国际需求方面，2006—2013年为全球天然气需求大幅增长的时期。但自2014年开始，全球经济复苏乏力、中国经济发展进入“新常态”，加之国际油价持续下跌，全球LNG资源过剩，导致天然气需求增速回落，尤其以中国为代表的新兴经济体天然气需求增速明显放慢。全球LNG市场需求格局也发生了转变。2015年，亚洲国家进口LNG同比下降18％，其中日本同比下降4.7％，韩国下降11.2％；在北美地区，由于受墨西哥罗斯拉莫斯管道投产的影响，管道气进口代替了部分LNG进口，因而LNG进口量同比下降了12％；但在欧洲，因充足的供应和低廉的价格促使该地区天然气消费大幅增长，LNG进口量同比增长16％，其中英国进口增长20％；在中东和北非地区，LNG进口量同比增长76％，其LNG需求在全球LNG总需求中所占份额从2013年的1％增加到6.5％，2015年共进口了105亿立方米LNG。 织梦好，好织梦

尽管在短期内国际天然气市场面临供应过剩的局面，但长期看，需求依然具有较大潜力，发展前景广阔。亚洲已成为全球最大和最具潜力的LNG消费市场，中国天然气需求近年来以年均高于8％的速度增长，LNG进口量将会不断攀升。2015年，巴基斯坦、约旦、波兰和埃及利用浮式设施开始进口LNG，成为新的LNG进口国；未来印度尼西亚、马来西亚、菲律宾和孟加拉国都将进口LNG；中东的阿联酋、科威特和沙特也已经或将要加入LNG进口国行列。日本的东京电力公司和中部电力公司合资成立了全球最大LNG进口公司，其拥有4000万吨/年的LNG进口需求量。 织梦内容管理系统

国际能源署（IEA）等机构也认为，未来全球天然气需求具有增长潜力（如表2所示）。IEA预计至2030年，全球天然气需求量将达到4.5万亿立方米，比2015年增长1.013万亿立方米左右，年均增速约1.73％。英国石油公司（BP）2014年的《BP2035世界能源展望》预测，2012—2035年全球天然气年均需求量增长速度约为1.9％；至2035年，一次能源消费结构中，天然气将与煤炭和石油处于同样的消费增长速度，均为26％～27％。而EIA、BP、WoodMac和FACTS等国际能源咨询机构均认为，2020年前全球天然气需求将持续增长，年均增速为1.8％～2％。IEA和EIA分别认为，到2020年全球LNG占天然气总需求量的比重可达11％和16％，即消费量可达4300亿～5980亿立方米（约3.1亿～4.2亿吨），是2014年消费量2.4亿吨的1.2～1.6倍。FACTS预测，2020年全球LNG需求量约为5960亿立方米（4.32亿吨）。Wood Mac预测，2020年全球LNG需求量达3.67亿吨，其中70％以上的需求量来自亚洲地区，20％的需求量来自欧洲地区（如表3所示）。 dedecms.com

四、亚洲地区液化天然气进口价格及发展趋势

目前，全球三大天然气市场各自拥有其定价体系。美国市场以亨利（Henry Hub）中心的现货和期货价格为基价，其价格完全市场化；欧洲市场与油价挂钩；亚洲市场主要与日本原油加权价格（JCC）挂钩。因亚洲气源匮乏，其LNG交易价格最高，其次是欧洲，美国市场的价格最低。目前LNG国际贸易具有明显的区域性，尚未形成全球价格与市场一体化。

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在亚洲市场，日本在LNG全产业链中大规模投资持股。以往日本以极高的JCC价格进口，以遏制亚洲新的进口国，进而导致亚洲其他国家LNG进口成本居高不下，而日本不仅可保障其天然气优先得到供应，还可通过投资收益对冲气价。但受美国和东非LNG进入国际市场及世界经济放缓等因素的影响，近年来亚洲LNG现货价格大幅下跌。LNG现货价格与和油价挂钩的长期合同LNG亚洲到岸价已形成较大的价差，JCC气价体系受到严重冲击，出口亚洲的LNG享受高溢价的状况已终结。因此，美国低廉的天然气对于亚洲LNG市场产生了极大的影响，促使亚洲LNG市场价格持续走低，同时也极大地增加了天然气市场的流动性，有效地改善了亚洲天然气市场的溢价状况。同时，中国与俄罗斯于2014年签订了大规模的管道气进口协议，若形成实际供应能力之后，其交易价格也将成为东亚各国天然气进口价格的重要参考标准之一。国内外研究机构普遍预测，在未来的五年内，若国际原油价格保持在50美元/桶左右，与国际油价挂钩的东亚地区LNG进口价格还将持续下降，亚太地区对进口LNG的议价能力得以提高，原有的参考国际油价来确定天然气进口价格的格局将有所改观。Wood Mac预测，欧洲及北美天然气价格五年内将基本保持稳定，而亚洲地区气价一路走低，最高价格在15美元/百万英热单位以下，期末可能到达10美元/百万英热单位左右的低点，触底之后开始回升。但短期内，亚洲市场与美欧市场的气价难以趋同。

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五、中国经济结构转型引致国内天然气需求下降 本文来自织梦

2000—2013年，中国经济快速发展，天然气需求不断增加。全国天然气消费量从2002年的302亿立方米增至2013年的1884亿立方米，年均增速高达16％。但在2014—2015年，国内天然气需求增速明显下降，2014年降至9.58％，2015年则进一步下降至4.5％。其主要原因，一是经济结构转型引致需求增速放缓。2014年，中国经济发展增速开始下降，经济结构转型，工业及发电用气增长大幅减速，导致天然气需求增长大幅放缓。二是天然气价格竞争力下降。2013年7月至2015年年底降价前，天然气城市门站价格平均上涨36％。而同期布伦特原油现货价格从103美元/桶降至48美元/桶，降幅超过53％；动力煤市场价格由600元/吨降至375元/吨，降幅为37.5％。因替代能源的成本下降，天然气的经济性优势被削弱，至2015年年底，中国国内天然气价格已基本与燃料油和液化石油气价格持平且为煤炭价格的3倍以上，企业用气意愿下降。三是中国对天然气的价格调整周期较长，导致天然气价格与替代能源价格无法及时联动，难以真实反应替代能源的价格波动与天然气本身的市场供需以及价格平衡能力。因此，至2015年，中国天然气消费增速跌入谷底。为此，中国三大石油公司均出现了不同程度的上游限产、长期合同进口减量的状况，甚至开始将其在国际市场上进口的长期合同LNG再低价转售。例如，2015年中石油的长庆、塔里木等几大上游气田均出现不同程度的限产，LNG接收站按最低输量安排计划，严格控制现货进口；中石化则在夏季关闭了普光气田20多口气井，日外输量仅为年初的一半。在进口液化天然气方面，中石化于2014年在国际市场低价转售了巴布亚新几内亚及澳大利亚的长期合同进口的LNG；中海油于2015年初搁置了安徽的页岩气项目，转售了澳大利亚昆士兰柯蒂斯LNG项目。另外，供应能力分别为120亿立方米/年、250亿立方米/年的中缅管道和中亚C线已投产；三大石油公司合计300亿立方米/年（2400万吨/年）的长期合同进口LNG已进入执行窗口期。因此，未来短期内中国天然气市场供应量也将会出现过剩格局。 copyright dedecms

六、进口液化天然气参与国内市场竞争

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2007年之后，中国天然气消费量开始超出生产量，由此产生的供应缺口主要由进口天然气补充。2014年之前，中国天然气供应以管道天然气为主体，其占市场份额的85％以上，进口LNG因价格高企，通常仅在东南沿海地区作为辅助供应。但自2014年开始，随着国际油价的不断下降，全球LNG供应充足，其进口价格优势明显，相比国内价格具有较强的竞争力。在此形势下，2014年2月，中国开始实施《天然气基础设施建设与运营管理办法》，允许部分民企参与LNG进口业务。随后，中石油陆续向部分民企和部分外企开放了LNG接收站租赁业务，由此拉开了中国LNG进口竞争的序幕。

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2014年，中国天然气进口量达到596.55亿立方米，占全球贸易比重5.98％，较2013年增加59亿立方米，增长11.0％，对外依存度达到31.7％，同比增加0.6个百分点。当年进口LNG1893万吨（合265亿立方米），占进口天然气总量的44.5％。但受中国经济结构转型和工业燃气需求增长放缓的影响，2015年中国天然气消费增速跌入谷底，为近10年的最低值，消费增速仅为3.7％，远低于10年年平均增速的16％。全国LNG消费量为1076万吨，当年进口天然气约530亿立方米，占天然气表观消费量的约三分之一，对外依存度为38％。2015年11月，中国对天然气价格进行了第二次调整，将企业用气最高门站价格降低700元/千立方米，从而激发了天然气消费的意愿，促使2016年中国天然气消费增速加快，回升9个百分点，天然气表观消费同比增长14.1％，天然气消费增速重回两位数。同时，2016年上半年中国天然气进口量为2685.89万吨（408亿立方米），同比增加22.71％，其中液化天然气进口1153.69万吨，同比增加21.19％，对外依存度达到35％。

尽管中国进口液化天然气的数量远低于管道气进口数量，但其与国内天然气生产及销售之间却存在紧密联系，也由此引发国内市场的激烈竞争。 织梦内容管理系统

（一）进口LNG与国内LNC生产的竞争 dedecms.com

2014年国际油价大幅下跌，中国进口LNG现货到岸价也明显走低。2015年上半年，中国进口LNG现货到岸价为7.0～8.0美元/百万英热单位，折合人民币约2200～2300元/吨，但国内出货价却保持在人民币4200元/吨以上的水平，下浮空间巨大，这对国产LNG形成了严重威胁。在此形势下，国内LNG价格竞争日趋激烈。由此，船运进口LNG大量涌入，直接冲击了国内LNG的市场价格体系，国内LNG均价由2015年初的5034元/吨降至年末的3296元/吨，骤跌34.53％，LNG工厂利润较2014年出现明显下滑，部分LNG工厂基本都处于亏损的边缘，甚至被淘汰。2016年3月，中国进口LNG到岸价约为人民币2500元/吨，加上1000元/吨的附加费，总成本约3500元/吨。而此时国内LNG工厂成本基本都在3900元/吨以上。400元/吨的价差及接收站运输距离优势，致使国内LNG工厂丧失市场竞争优势。 织梦好，好织梦

（二）进口LNG与国内管道气的竞争 织梦好，好织梦

随着LNG供给侧的爆发式增长，LNG价格持续走低，中国大量生产型企业自建气站自己进口LNG，采用“点供”方式解决生产用气，这种现象在东部沿海地区较为普遍，也由此造成燃气公司的工商业用户资源流失、销售气量下降。2016年3月，中国进口LNG供应工商业的价格在2.8～3.0元/m3，而地方物价局核准的城市燃气终端价格为3.4～3.8元/m3，因此进口LNG价格优势明显。尽管进口LNG“点供”的稳定性难以保障，同等价格条件下，用户更倾向于管道气，但进口LNG极大地增加了工商业用户与燃气公司的议价能力。若进口LNG价格持续下跌至一定幅度，在国家放开管道第三方准入的政策下，进口LNG可能通过接收站进入管道，促使管道气与进口LNG原有的间接竞争而转变为直接竞争。竞争范围也将由沿海300～500公里经济半径以内扩展至更为广阔的区域，从而由区域竞争上升为全国竞争。2016年1-6月，中海油浙江进口LNG到岸均价为372美元/吨，以汇率6.5元人民币/美元计算，约为1.69元/m3；加上气化费0.3元/m3等，其天然气最大成本为2.1元/m3。很明显，该价格比国内管道气便宜。

（三）因进口期限不同而引发的价格竞争

在液化天然气国际贸易中，就贸易合同期限而言，存在长期进口合同与现货进口合同，而通常以前者为主要形式。中国进口LNG的长期合同价格采用与日本JCC挂钩联动的方式，一般称之为“S”曲线价格模型。这种方式能起到稳定LNG价格的作用，即当国际油价大幅走高或下跌时，可降低LNG随之发生价格骤变的幅度。但国际经验表明，LNG进口的长期合同价格随原油价格波动幅度不大，波动范围约为±3.5％。由于该合同价格与JCC近3-5个月的均价挂钩联动，以移动平均方式缓步涨跌。因此，当国际油价上涨或下跌时，进口LNG的长期合同价格将滞后3-5个月调整。而LNG现货价格受国际油价及市场供需变化等因素影响较大且变化较快。因而LNG现货价格对国际油价反应最为敏感，变化趋势与国际油价同步，属于绝对关联，国际油价每上浮或下跌10％，LNG现货价格随之变化约8.2％，同时其受季节供需影响明显，冬季为LNG现货价格高点。由于中国国内管道气门站价格也与国际油价存在联动，但至少滞后半年到一年的时间，进而国内外天然气价格往往存在较大差异，引发价格竞争。

七、中国液化天然气进口趋势

如上所述，随着美国等国家LNG项目陆续投产，全球LNG市场供应过剩的格局将会持续一定时间。加之因国际油价持续低迷，LNG价格持续下降，这为中国进口LNG提供了增长空间。截至2016年8月，中国LNG到岸价已从2014年最高点的20.03美元/百万英热单位，跌至5.76美元/百万英热单位，跌幅超过70％。因此，国内部分地区甚至出现了进口LNG替代管道气的现象。中国天然气消费集中于沿海及中部人口密集地区，而天然气供应主要集中于中西部地区。随着LNG进口价格的下滑，其价格优势逐渐显现，辐射半径扩大，占据了大部分沿海地区，进而抢占了国产LNG的南部市场。2015年6月，BP《2015世界能源统计年鉴》显示，液化天然气在全球天然气贸易中的份额已上升至33.4％。这或许从另一角度反映出中国进口商越来越热衷于建设LNG接收站，从事LNG进口贸易的意愿。截至2016年上半年，国内已投产LNG接收站12座，总接收能力达4270万吨/年；已投产中转站3座，中转能力达175万吨/年。除已投产接收及中转项目外，中石油深圳迭福LNG项目与中海油粤东LNG项目计划年内投产，中石化天津滨海、广汇启东等多个LNG项目建设步伐也在加快，预计未来两到三年内，国内LNG进口市场将迎来发展的高峰期。

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未来中国经济和社会清洁化的发展主要依赖于天然气。尽管近年来天然气消费增速有所放缓，但目前天然气在中国一次能源消费中的比例仅为5.8％，与至2020年达到10％以上的目标相差甚远，人均用气量也仅为国际水平的三分之一。因此，中国天然气消费具有极大潜力。国内业界预测，2017年中国天然气供需缺口将达到700亿立方米，2020年将扩大到1160亿立方米，对外依存度仍将维持在30％以上；2030年前，中国每年进口天然气将达到1900亿至2700亿立方米。可见，未来快速的消费增长使得中国越来越依赖于国际天然气的进口补充。 dedecms.com

八、策略与建议

对中国天然气行业而言，未来应在法律法规建设、行业管理体制、市场规则及监管等诸多方面不断完善，构建以三大石油公司为主体、不同所有制和不同规模的众多天然气产供销主体并存的现代市场体系，这是该行业改革的终极目标。

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（一）勘探开发市场主体多元化

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制约中国天然气发展的三大瓶颈是“垄断、供应及价格”。目前，中国油气企业运行的模式是上中下游一体化运营，尤其是上游和中游企业实行行政性垄断，长期而言必须实行体制改革。首先，应取消上游勘探开发的市场准入限制，扩大市场主体范围。为此，需制定公开透明的市场准入标准，以此积极培育规范运作和成熟高效的市场主体。这些主体不仅包括独立的油气企业、油服企业，还应包括股权投资基金、债权投资机构和期货交易机构等。其次，以公开竞争方式取得油气矿权并建立其流转市场，打破勘探开发市场的垄断格局。 织梦内容管理系统

（二）管输环节实行输供分离

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在中游管输环节，必须将运输与销售分离，这也是国际通行做法。因此，可借鉴国际经验分三个阶段改革。第一阶段将一体化油气企业的运输及销售业务在财务上独立；第二阶段要求输气业务在法律上独立，成为独立运营的法人实体；第三阶段进行管道资产的剥离，限制一体化油气企业的控股地位。为此，前期应通过混合所有制改革引进社会资本，增强管网资产的社会属性。后期应实现管网公司法律独立和运营独立，将干线管道从三大石油公司中剥离，至少要在2020年之前结束迄今三大油企各自建线、垄断经营的局面，形成全国互联互通的主干管网。 织梦内容管理系统

（三）开放天然气进口权及接收站等基础设施使用权

随着中国油气市场化改革的推进，中国应适时开放天然气进口权，允许符合资质的各类市场主体（包括民企）进口天然气，增加市场参与的主体，还原天然气资源的市场属性。尽管2014年以来，申能集团、新奥燃气、新疆广汇、广州燃气、华港燃气及太平洋油气等燃气企业、电厂、贸易商已陆续从国际上直接进口相对低价的LNG现货，再销售给燃气公司、工业用户或电厂。但这只是少量的现货进口，对长期形成的行业垄断供应和国内市场而言并未产生根本的影响。在低油价、低气价和国际市场供需充足的背景下，中国需要开放天然气进口权，允许更多的市场主体和更大的规模参与，形成真正的市场体系。 dedecms.com

目前，中国天然气需求低迷的原因在很大程度上是价格因素。中国LNG进口接收站和进口管道被三大石油公司占据的比例高达90％。三大石油公司利用其在进口气源上的主导地位，对新增低价LNG使用接收站予以限制，以维持国内高气价。因此，进口LNG接收站、进口管道及码头等基础设施应允许第三方准入，以利于其进口国际上价格更低的现货，提高国内市场对LNG的需求。目前至少应允许民企进口的LNG通过三大石油企业现有的LNG接收站等设施进入天然气管网，在长输管网到达的区域进行气态交付，进入全国市场形成竞争机制，以使下游用户享受国际低价格的红利。 copyright dedecms

（四）合理签订进口合同与适当投资结合

对中国天然气进口商而言，在签署LNG进口合同时，尽可能签订中短期合同，即使签订长期进口合同也不应超过10年。进口商应根据自身的购买量，可考虑签订多个长中短期进口合同的组合，如合同组合中可包含1年合同、3年合同、5年合同等，以便防范和化解潜在风险。 内容来自dedecms

以往天然气国际贸易中，进口LNG大多采用长期合同形式。但近年来，随着国际天然气过剩格局的不断加深，使得部分已签订的长期进口合同得以重新协商。2016年8月，福建省与印度尼西亚就其长期进口合同价格予以变动，进而下调了福建省印度尼西亚气源门站价格；印度也已同意中国进口商重新协商长期合同，以使其成本与现货价格更加接近。因此，中国进口企业应争取与出口国重新协商以往价格过高的长期进口合同。 本文来自织梦

中国LNG的重点进口国家为伊朗和卡塔尔。进口伊朗天然气理想的做法是在伊朗建立LNG加工厂，直接将中国投资的天然气田产品进行加工液化，同时不断加强LNG液化技术储备。进口卡塔尔LNG则需针对中国与各个LNG消费大国之间的竞争关系，制定相应的策略，并根据LNG价格和国内消费量进行及时调整。另外，在油价回升以前，国际油气并购业务一般有一两年时间的窗口期。中国企业应摒弃传统资产的并购方式，改为并购具有发展潜力的中小型国外油气公司。例如，非洲的莫桑比克、坦桑尼亚、喀麦隆及亚洲的马来西亚和印度尼西亚等国家均为未来全球新兴的LNG出口供应来源。 dedecms.com

（五）加快天然气价格市场化改革

天然气价格改革是中国天然气市场化改革的重点内容。2015年两次天然气价格改革最终形成了增量气与存量气的并轨，整体降低了天然气价格水平。但目前在定价方面仍存在亟待解决的问题。能否实现能源结构转变及能源供应格局多元化和清洁化的目标，将取决于市场化改革能否及时到位。为此，天然气价格应遵循以下改革路径。

首先，天然气价改应与体制改革同步进行。天然气价格的困境是体制改革滞后的表象，长期而言须在上中下游全面深化体制改革的基础上，彻底理顺价格机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

其次，放开气源和销售价格。目前管道天然气实行政府定价。因管网管理体制复杂，从干线到用户终端，包括多个中间环节，层层加价，导致天然气价格因管输价格过高、价格不透明等问题长期备受争议。因此，国家应在“十三五”期间实现政府只监管自然垄断的管网输配气价格，气源和销售价格两头放开。

再次，实施结构性气价。天然气的使用存在季节性峰谷差和日峰谷差。国际经验表明，对于可中断供气用户和无需动用地下储气库的长期稳定用户，均给予较大的价格优惠。要促进天然气行业健康发展，必须形成符合市场价值规律和实际成本的结构性气价机制，特别是对一年四季稳定持续用气的分布式能源和燃气热电联产应制定激励性的优惠气价。 织梦好，好织梦

最后，加快完善上海石油天然气交易中心的功能。2015年7月中国成立了上海石油天然气交易中心，并明确要求尽快实现非居民用气进入此交易中心交易，由供需双方在政府价格政策允许的范围内公开交易。但形成市场基准价格的前提是要有交割地，即具备形成枢纽的管网条件，同时交易中心既要具有现货交易功能，也要具备期货交易功能。因此，未来上海石油天然气交易中心要在客观上形成基准枢纽必须具备较为发达的天然气金融市场、数量众多的市场主体且具备良好的流通性。

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（作者单位：对外经济贸易大学） 织梦内容管理系统