驱车行至位于天津南港工业区三期规划区的中石化天津LNG（液化天然气）接收站，需要通过漫长的市政配套道路，毗邻防波堤，沿途可见一辆辆LNG槽车，前往接收站等待充装。
 

自2018年2月14日首车外运、3月12日外输系统投用，截至8月14日，天津LNG接收站已接卸LNG船舶16艘，外输天然气8.96亿方，装车辆23.34万吨。
 

8月16日，随着满载7万吨LNG的“中能福石”号停泊在中石化天津LNG接收站码头，接卸完成后，投产仅半年的中石化天津LNG接收站接卸量突破100万吨。
 

同样快马加鞭忙碌接卸的还有中石化北海LNG接收站和青岛LNG接收站。
 

第一财经记者在北海LNG接收站了解到，北海液化公司目前正开展接收站高压外输投产最后准备工作，以在9月30日前实现9.5兆帕的外输压力，从而完成国家天然气应急保供重点工程要求。

去年冬天，天然气供应一度紧缺，“气荒”席卷华北、华中多地，LNG作为重要的供给补充，在一定程度上解了燃眉之急，LNG接收站在这个过程中也起到了很好的调峰作用。

为避免重蹈覆辙，“三桶油”（中石油、中石化、中海油）正积极备战，从气源供应、储运设施建设，到加速形成互联互通机制等方面着手，保障冬供。

天然气进口价量齐升
 

新能源结构调整背景下，中国天然气进入高速发展期，国内天然气需求的大幅增长也拉动了全球天然气的消费量。
 

《BP世界能源统计年鉴》2018版（下称《年鉴》）指出，2017年是天然气的“丰收年”，全球天然气消费增加960亿立方米，同比提升3%，产量增加了4.0%，即1310亿立方米，达到了金融危机以来的最高增速。
 

以中国为首的亚洲国家主导了天然气消费增量，2017年中国天然气消费量增加了310亿立方米，增幅逾15%，创2011年以来的最高值，约占全球天然气消费增量的三分之一。
 

中国对天然气需求的激增主要缘于政策引导。
 

早在2013年，国务院印发《大气污染防治行动计划》，确定了未来五年空气质量改善的目标。随着期限临近，去年春天，政府针对北京、天津和周边26个城市出台了一系列政策措施，主要针对除电力部门以外的煤炭用量，力度空前。
 

受“煤改气”及“煤改电”政策影响，工业用户和居民用户提升了天然气用量，加之采暖旺季的季节性波动影响，天然气的需求在去年冬季达到顶峰。
 

在管道气供应乏力的情况下，通过航运和槽车陆运以及管道运输的LNG在时间提前量非常短的情况下补充了供给，短暂缓解了天然气供应紧张的局面。
 

LNG是通过低温处理将气态天然气制备成液态的能源产品，体积只有气态的六百分之一，更易储存和运输；LNG再气化后，能够迅速补充管网内的天然气，弥补冬季用气高峰时产生的巨大缺口，因此，修建LNG接收站则是增加调峰能力最为高效和便捷的方式。
 

“国内的LNG供应有两个来源，国内LNG工厂自产和国外LNG进口，其中国内LNG自产的气源主要是管道气，LNG进口主要通过LNG船运输至接收站接卸，其中有八成会通过再气化，通过管道外输，剩余两成则会通过LNG槽车运输。”卓创资讯分析师国建对第一财经表示。
 

近年来，我国天然气对外依存度去年为38.8%，即将撞破40%，LNG市场也随之逐步扩容。
 

根据《年鉴》统计，2017年国内进口LNG量约550亿立方米（3940万吨），占进口气的57%，市场份额七年来首次超过进口管道气，约为全球LNG增量的一半，中国由此超越韩国，成为仅次于日本的全球第二大LNG进口国。
 

LNG的持续扩张也成为去年支撑全球天然气市场强势增长的另一个核心的因素，同时也是天然气市场供应的重要补充。
 

在去年冬季，国内LNG现货经历了一轮过山车式的行情，LNG价格一度突破万元每吨，创下了年内最高值，后又迅速回落，但涨势得以延续。今年前7月，LNG价格同比上涨近四成，上半年进口LNG总量同比增长超过五成。

根据大宗商品资讯机构安迅思数据平台LNGedge统计，今年上半年，中国进口LNG总量为2366.3万吨，同比增长超过五成。
 

另据生意社数据，截至7月31日，LNG均价已上升到4178.75元/吨，相比月初3435元/吨的均价，上浮了21.65%，较去年同期上涨39.36%。
 

今年前7月，中国共进口天然气4942.7万吨，同比增长34.3%；累计进口金额195.3亿美元，同比增长63.1%；进口均价为每吨395.1美元，同比上涨21.4%。
 

并且从长期看，天然气进口的“价量齐升”也将继续保持上扬态势。
 

国际能源署（IEA）在《天然气市场报告2018》报告中预计，截至2019年，中国将成为全球最大的天然气进口国，到2023年天然气进口量可能达到1710亿立方米，其中一半以上为LNG。
 

“LNG相对于具有输销灵活、多点供应的优势，对输气设施投资总额要求相对较低。定价方面则是高度市场化定价原则，价格涨跌完全由市场需求确定，预防LNG价格大幅度变化可以从增加资源供应量、理顺销售监管机制、做好市场有序开发等方面做工作。”一位行业分析人员对第一财经表示。
 

上述人士还表示：“目前，华南、华北市场天然气消费需求旺盛，冬季供需矛盾突出，夏季依然处于‘供需紧张’局面，预判今年天然气销售会一直处于紧张状态，尤其冬季供需矛盾依然会比较突出。”
 

联手保供，互联互通
 

我国天然气产业的中游份额主要集中在“三桶油”。
 

华创证券研报指出，随着近年非常规天然气的迅猛发展，“管住中间，放开两头”的指导为上游煤层气、页岩气开采、LNG的进口等环节创造了机遇。
 

根据不完全梳理，国内目前已投入运行的LNG接收站有18座，现有接收能力超过6000万吨/年，在建的接收站预计可在2022年之前全部投产，届时总接收能力将超过1亿吨/年。
 

中石油旗下的昆仑能源现有已投入运行的LNG接收站3座，具备接收LNG功能的储备库1座，在建项目3个，分别为深圳LNG、唐山LNG三期扩建、江苏LNG三期扩建，计划在2022年之前建成投产。
 

目前中石化已在青岛、北海和天津三地建成LNG接收站，还将推进青岛LNG接收站、天津LNG接收站二期扩建和浙江温州、江苏南通等地LNG接收站建设。
 

中海油旗下的气电集团已建成LNG接收站9座，LNG年接收能力达到3380万吨，占目前国内LNG接收能力的56%，2017年气电集团的LNG进口量为2046万吨，约占去年全国进口量的52%。
 

随着冬季采暖期的临近，为了规避“气荒”局面的出现，保障今年冬天的天然气供应，中石油、中石化、中海油联手保障供应，并逐步建立互联互通机制。
 

中国石油相继投资超258亿元，实施2018年至2019年33项互联互通重点工程。据悉，这些重点工程建成后，将打通管输和调运瓶颈，优化全国及区域干线管网系统，季节调峰、应急保障能力将明显提升。
 

“以与中石油的互联互通工程为例，为更好地实现南气北输，保证在华北地区的冬季资源供应量，9月份中石化北海LNG接收站高压外输及广西管道将按计划投产，并通过钦州、来宾向中石油中缅线供气，通过资源串换，中石油将在华北地区向中石化方面提供资源。”中石化广西天然气管道公司相关负责人表示：“届时将同时具备每天800万立方米的双向供气能力。”
 

在供需矛盾相对明显的华北地区，记者了解到，目前中石化华北管网已在榆济线榆林站、安济线安平站与中石油实现互联互通，互供能力分别为400万立方米／日和300万立方米／日，与中海油则是通过烟台中世管网实现互联互通。
 

“华北区域管道气用户中双气源用户占比超过60%，”中国石化天然气分公司华北天然气销售中心工作人员表示，“按照发改委部署，预计今年11月前将在天津LNG外输干线南港阀室与中石油港沧线实现互联互通，明年济青线胶州站将与中石油青威管线实现互联互通，未来中石化华北管网将与川气东送管网，与中石油中俄东线、陕京线实现互联互通。”
 

在储气设施方面，11月之前，还将对华北沿线管网整体升压，预计增加可支配管存气量超过1000万立方米：10月上旬预计完成对文96储气库的注气工作。
 

一般而言，在购买LNG协议方面，有长期协议、中期协议和短期协议多种方式，买方可以根据具体的需求进行选择。如果需求稳定可预期，通过建立长期协议在保障天然气的供应的同时，也可更为透明地了解到价格状况。不过，尽管LNG长期协议供应量在2014～2017年间翻倍，但冬季仍需以现货满足强劲的季节性需求。
 

壳牌能源执行总裁SteveHill曾对第一财经表示：“对于中国而言，正确的做法是长期协议和短期协议相结合，通过一部分的长协能保证可预测的长期天然气的供给，而一部分现货的补充用以弥补一些短期的供给的不平衡。”
 

在今年保供过程中，“三桶油”即采用了上述方式，中国石化天然气分公司华南天然气销售中心加大现货采购力度，做好今冬明春季节性调峰的准备工作，冬季保供车辆将增加一倍，达到约200辆/日。据中国石化天然气分公司华南天然气销售中心负责人介绍：“去年运往华北地区的槽车为100辆/日，最远运至山东，运输半径达到2500千米。”
 

在国内天然气生产方面，中国石化鄂尔多斯大牛地气田在今年冬季将全面释放产能，预计可增供气量50万立方米/日；胜利油田和中原油田伴生气井冬季也将进行常态化生产，预计可增供气量100万立方米/日；煤层气生产预计可供气量50万立方米/日。
 

中海油则在2017年年度报告中表示，提前为冬季保供采购了上百万吨的LNG现货资源，并协调上游资源方，优化船期，累计筹备逾200亿立方米天然气。此外，租赁一艘FSRU靠泊天津LNG，为京津冀地区额外增加1400万立方米/日的供应能力，租赁两艘LNG运输船在近海海域漂泊待命，提升区域应急储备和供应能力。
 

天然气市场瓶颈仍存
 

天然气供应地域性、季节性不平衡的背后，反映出我国在天然气定价机制以及储备能力方面存在的问题。
 

能源战略学者冯国宝撰文指出：“天然气价格在天然气供应各环节上的不均衡对天然气市场的发展形成了制约。消费者最终消费的天然气至少需要经过生产或进口、主干管道输送和城市管网配送三个环节，并相应形成了天然气出厂（进口）价格、管输价格、门站价格和城市管网配送价格、最终消费价格。在整个天然气价格体系中，对天然气供应能力产生重大影响的是天然气出厂价格或进口价格。而只有理顺天然气供应各环节之间的比价关系，才能促进整个体系的高效运转和资本投资的合理分配。”
 

“天然气属性决定了它不同于其他普通的商品，它本身就有垄断性质，有上、中、下三个环节，每个环节都影响最终的定价，每个环节之间的关系、每个环节的定价模式都规范之后，天然气定价改革才能完成。”国建对第一财经称。
 

除了价格机制问题，储备能力也尚有不足。
 

“我国目前天然气储备能力不到全国消费量的６％，而国际平均水平在１５％以上，去年冬天到今年春天出现的供应紧张局面，暴露出了储备能力不足的短板。”国建表示。
 

壳牌中国区天然气副总裁沈柏霖也曾在接受第一财经采访时表示，目前中国天然气存储设施的建立还没有经济上的激励，存储目前是天然气经销商的义务，他们把存储设施的建设看作是成本，因此投资有限。如果从经济激励的角度进行调整，可以使得人们发现投资存储设施是有经济利益的，从而刺激相关设施的投资。
 

为解决上述问题，2018年4月26日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》（下称《意见》），加快储气设施建设，构建完善储气调峰辅助服务市场机制，保障天然气稳定供应和产业可持续发展。
 

《意见》指出，供气企业到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年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，并且以上各方储气指标不得重复计算。