“以气代油”：LNG优势凸显
“以气代油”：LNG优势凸显
有数据显示，目前全球有81个国家正在推广使用天然气汽车，保有量从2002年的200万辆上升到2010年的1160万辆，年均增长25%。预计2020年全球将有9%的汽车使用天然气。天然气汽车正在引发世界交通运输业的一场革命，中国也不例外。
据悉，到2010年底，中国已有近百万辆天然气汽车，其中，LNG（液化天然气）汽车越来越受到广泛关注，其正以年均20%的速度增长，到今年底有望突破7万辆。
道路节能减排的迫切要求、石油对外依存度持续上升的压力、成熟的汽车制造与改装企业、适宜的道路条件、相对充裕的天然气资源，均成为近两年天然气汽车尤其是LNG汽车的重要推动因素。
可大幅降低石油对外依存度
当前我国的石油进口依存度已接近60%的红线。来自今年3月北京的一份能源研讨材料显示，在中国，有60%的石油用在交通领域，占交通能源总量的比例达93%。
以气代油可以大幅度降低石油对外依存度。实际运行数据表明，CNG（压缩天然气）发动机燃烧1立方米天然气在城市内可替代1升汽油，高速公路可替代1.2—1.3升汽油。LNG重型卡车1立方米天然气可替代0.94升柴油，现有柴油机经过改装烧LNG后 1立方米天然气可替代0.85—0.9升柴油。
华南理工大学天然气利用中心主任华贲近日在“中国国际液化天然气大会”上接受记者采访时指出，如果从现在开始分阶段有序推进，到2030年，有44%的交通用能来自替代燃料，届时天然气可以贡献交通用能20%，需要每年消耗1400亿立方米，占天然气消费总量的20%。届时将可替代汽柴油1亿吨以上，减少石油进口约1.25亿吨，使我国石油对外依存度到2030年保持在54%左右的水平。
天然气汽车已具规模
中科院陈俊武院士引用国家统计局的资料，2009年交通领域用气已占我国天然气消费总量的10%，在世界各大国中比率最高。
记者了解到，目前全国已有近百万辆天然气汽车，主要集中在城市交通与出租领域压缩天然气(CNG)的应用。其中，在内蒙古、山西、重庆、陕西、四川、新疆等地，以现有发动机改装为主、替代汽油的CNG出租车已经普及应用。
相关统计数据显示，2009年，我国拥有天然气汽车设备制造企业达110家，发动机制造企业18家。我国在天然气汽车发动机和相关设备，天然气加注站建设方面也已拥有成熟的技术。
“近两年，我国LNG汽车正以年均20%的速度增长，根据估算，目前我国LNG汽车约有4万辆以上，至2012年底则有望突破7万辆。”中国市政工程华北设计研究总院高级工程师杜建梅说。
杜建梅指出，2011年5月底，
全国LNG加气站仅100余座，到今年4月不到一年时间，国内建成投运的LNG加气站已近300座，预计到年底，LNG加气站总数将达380—500座。在2015年到2020年期间，国内LNG加气站数量预计超过1万余座。
根据规划，到2020年，全国天然气汽车产量可达到 120万辆/年的规模，其中客车和载货汽车达到20万台/年（LNG汽车约占50%），乘用车100万台/年（LNG汽车约占20%），届时将可形成车用LNG气瓶总量45万只/年以上、CNG气瓶总量200万只/年以上的产能。
LNG的优势
我国交通运输用LNG可以有四个供应源：管网天然气液化、非常规天然气和小气田就地液化罐箱运输、进口LNG、城市调压站就地液化。“这些供应源足以保障2030年1400亿立方米/年的车船用天然气燃料供应。”华贲说。
近年来，进口LNG在中国正以高于世界LNG贸易增长平均水平的速度增长，2010年，在世界范围内产生的2.12亿吨LNG贸易，其中有947万吨进入了中国，占比4.5%。
根据中石油经济技术研究院数据，截至2011年底，我国一共投运LNG接收站5座，一期总接收能力达1580万吨/年。同时，还有6座LNG接收站项目在建。按计划，上述6个在建项目最晚在2014年前投产。这样，到2015年前，我国引进LNG总规模就可达3380万吨(一期)，约合天然气460亿方/年。
与此同时，在国内，与管网互补的“小型液化—LNG运输—卫星气化站”的运输方式发展迅速，将成为中国天然气燃料供应链最灵活、可靠、具竞争力的供应方式。
在上述气源中，属进口LNG价格最高。目前进口成本加上LNG经销商、加注站两个环节及运营成本和税收成本，正常情况下为4元/立方米左右。国家能源天然气液化技术研发中心执行主任李玉龙指出， LNG用于发电无法和煤竞争。
但与当前7—8元/升的汽柴油相比有显著的经济效益。天然气公路客货运输车和公交车替代1升柴油需要1.2立方米天然气。“车用天然气与汽油最高零售价格比控制在0.6∶1以内较合理。”中国道路运输协会名誉会长姚明德说。
上述材料显示，在目前的市场条件下，汽柴油价格为7-8元/升，加注站的L/CNG气价为4.5-5.5元/立方米，车船用户可节省20-30%的燃料成本。
华贲认为，在天然气的6个下游市场用户中，L/CNG用作交通燃料具最优承受能力和市场竞争力，完全可以按照市场机制快速发展，既不需要补贴，也不应当按计划经济机制规定其销售价格。
业内某权威专家在接受记者采访时指出，在当前的价格机制下， LNG用作交通燃料替代汽、柴油无疑有助于开拓其更广括的下游市场。这也是近年来国家大力推广LNG汽车的重要原因之一。
LNG替
代柴油 市场潜力大
与美国汽柴油2:1的比例正相反，我国汽柴油消费的比例为1: 2.06，一辆重型卡车耗油量为一辆小汽车的10-30倍，天然气在重型卡车上替代柴油具有更明显的效果。在长距离物流运输领域的实践已经表明，LNG代替柴油有非常明显的经济效益。
我国目前拥有800多万辆重型卡车，还有大量专用柴油的运输工具，如矿山挖掘和运输车、建筑业挖掘、吊装和水泥车、港口吊装车，城市垃圾、环卫车、各类农用车和拖拉机以及铁路机车。
专家指出，用成熟的LNG汽车技术代替这些领域的柴油比用CNG代替汽油更为关键。与“十二五”规划中100万辆新能源汽车（包括电动汽车和CNG汽车）所能代替的汽油相比，LNG汽车能够替代的柴油量更为可观。可以选择专业性强、固定线路的矿山、港口、建筑和市政环卫等领域作为LNG汽车推广使用的突破口。
在纯LNG汽车受制于加注站不完善的情况下，天然气/柴油混烧式重卡可以有气用气、无气用油，无需担心加注站的问题。
除此之外，我国有大量的内河、近海、远洋船舶和渔船，LNG代替柴油的市场潜力不可忽视。再加上2015-2016年国际海事组织IMO将实施“污染控制区”计划， 国际船用燃料油排放标准趋严，使用LNG代替柴油或燃料油将是长期趋势。
产业链建设需政府协调
华贲指出，LNG汽车价值链的主体是汽车的业主，围绕这一主体有三个为之服务的供应链：发动机、燃料箱和整车制造商；加注站建设和服务部门；LNG生产、运输和供应商。实现LNG汽车价值链的健康运作需要以上四个市场主体的互相配合，而复杂的多主体产业链建设需要政府的协调。
然而，当前在推广LNG汽车上，政府相关管理部门意识缺乏、法规标准滞后。其中，LNG加注站建设的缓慢成为LNG汽车产业链发展的主要障碍。
国家能源局于去年8月发布了《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》，并明确于2011年11月1日起在全国实施，这对业内无疑是一重要利好。
但上述业内权威专家对记者说，此标准在执行过程中仍缺乏相应的法律效力。如此看来，未来LNG汽车方面相关国家标准或行业标准的制订须由国家和省市能源主管部门、交通、公安、消防、规划等部门多方协力，方可真正发挥实效。
据介绍，按照目前的规章制度，铁道部门不允许铁路运送LNG储罐，公安部门不允许改造的LNG卡车上路，LNG运输罐被海事局认为是危险品不得靠岸，LNG船只无法获得合法航行证书，燃油船舶向天然气船舶改装需要繁琐盖章以获得航行许可，LNG船在河道航行时前方要留500米、后方要留1公里距离
等，均成为LNG交通能源发展的绊脚石。
在许多城市里，公交燃油有政府补贴，改换天然气后不但没有补贴，以前的燃油补贴也随之取消，打击了改换的积极性。LNG车由于安装超低温隔热LNG燃料罐箱，成本比汽柴油车贵10万元左右，目前尚无国家补贴政策。由于天然气与成品油定价机制尚未理顺，给汽车业主在燃料成本比较上带来不确定性。
华贲建议，应重视交通领域的天然气应用，及早规划，将其列入天然气发展规划。同时提高各相关部门对天然气车船的认识，尽快制定相关行业标准及鼓励政策，促进产业快速发展。同时，理顺天然气和其它燃料的价格关系，以及天然气汽车产业链上的利益链和关系链，并充分调动民营企业积极性，全面参与天然气车船产业的发展。
来源：中国能源报
构想天然气理想价格：亟待回归市场 理顺进口
与成品油、煤电等相比，中国的天然气价格明显偏低。偏低的价格被指无法反映出资源的真实价值，亦满足不了开发企业的投资回报。2011年12月26日，国家发改委发出通知，决定自当日起，在广东、广西两省区开展天然气价格形成机制改革试点。通知指出，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管输费进行管理。
总体来讲，此试点方案在定价方法、价格与市场的关系、价格与供需关系等方面取得了长足突破。然而，其究竟能否化解天然气市场难题？能否实现天然气生产企业、管输企业、销售企业和消费者之间的利益均衡？在笔者看来，还将面临诸多挑战。
方向：回归市场
本次天然气价改方案的最大亮点，就是以净回值方法取代了成本加成法。采用市场净回值法，可以反映天然气的市场价值，通过建立与可替代能源的比价关系来反映市场的供求关系，发挥市场的作用。
长期以来，我国天然气定价采取的是成本加成法，该方法与我国天然气市场处于启动期是相符合的。然而2004年以来，随着西气东输正式进入商业运作，我国天然气市场发展阶段由启动期进入发展期，逐步形成了气源多元化、管道网络化的天然气供应格局。此时“一线一价”、“一气一价”的成本加成定价方法已不适应，监管的难度增大。
进入发展期，天然气市场呈现爆发性增长，消费模式也在逐渐发生变化，由供应驱动消费向需求拉动消费的模式转变。此时，天然气产业链的重心发生转移，由以资源为基础向以市场为核心的方向转移，天然气市场在产业发展中越来越“强势”，天然气定价的要求也由“供应说
了算”向“市场说了算”转变。
由此，当天然气的终端供应价格低于市场承受能力时，天然气消费量将增长。当天然气的终端供应价格高于市场承受能力时，天然气消费量将减少。同时，当制定的天然气门站价格高于供应成本时，供应商会积极获取各种资源，扩大供应量；当门站价格低于供应成本时，供应商则一方面想法设法降低成本，另一方面减少成本较高的供应量。通过对天然气门站价格的确定，市场首先自觉地对比油价与气价的大小，进而选择合适的燃料；然后根据天然气门站价格的高低，市场选择利用的规模，进而与供应量进行平衡。这样，价格就成为了平衡天然气供需关系的杠杆。
突破：理顺进口
在天然气定价试点方案中，国家所确定的价格是价格上限，即“天花板价”。此价格方案的提出将使我国进口天然气更为有序、有节、有据，对未来LNG(液化天然气)的发展将是合理的调控。
以前我国天然气定价以成本加成法为主，供应商以此为依据，在进口过程中可以“顺价”，将成本转嫁给用户。如此下去，就出现了盲目进口、多家供应商哄抬进口价格的现象，使个别进口LNG的价格“居高不下”。天然气定价试点方案的推出，对沿海LNG的进口是个抑制，使之更为有序。
如果天然气价格不能很好地反映天然气市场的供需关系，就会影响供应商对市场供需关系的判断，进口的节奏也很难把握。当国内天然气供不应求时，可能导致供应商一哄而上，在某一时段出现大量进口的局面；同时，由于没有进行价格弹性分析，判断不出在什么价格下市场供大于求，因此供应商又不敢决策该不该进口。天然气市场净回值的推出，通过分析国际油价的发展趋势，判断天然气门站价格水平，再结合不同市场的价格承受能力，可以较为准确地提出天然气的进口时机和规模。
不过，有一点值得提醒。目前，天然气定价试点方案中完全与油价挂钩，反映到天然气定价公式中，天然气的门站价格有可能在短时间(1～2年)内产生较大的变化，甚至出现超过50%的变化。为了避免国际油价的异常波动对天然气定价水平产生巨大的影响，建议在定价公式中设置“天花板价”和“地板价”，即形成S型的价格曲线。
挑战：缺乏联动
没有一种能源定价机制是完美无缺的，新的天然气定价试点方案亦是如此。
一个完整的天然气价格包括出厂价、管输费(国家长输管道)、门站价格、支线管输费(地方支线管道)、终端价格。本次天然气定价试点方案没有包含支线管输费(地方支线管道)和终端价格(下游终端价格和支线管输费
简称下游定价)。
在日常的定价中，由于下游定价的监管独立于国家天然气定价机制，那么下游的定价机制和定价水平对市场影响较大：当下游定价与上游没有联动机制时，上游价格的变化不能及时反映到下游价格水平，那么终端用户的价格与市场的供需关系将产生偏离。
同时，由于下游价格由地方物价管理部门定价，在考虑地方利益时，经常与上游产生博弈：首先，在下游定价中，地方支线管道的标准费率高于长输管道，在个别省份出现了高得离谱的支线管输费；其次，考虑到民生因素，往往终端价格特别是居民价格定得较保守，当上游价格按照天然气定价试点方案执行时，部分燃气公司可能难以承受，在市场开发中积极性不高，影响市场开发；最后，许多省份下游定价的调整频率通常难以与上游相同。
此外，在天然气定价试点方案中，仅以上海为市场中心，其他省份主要由于管输费的不同而不同，这种结果不能充分反映不同省份天然气市场的特点。
对我国不同省份特别是长三角、珠三角、环渤海三大消费市场进行分析，这些地区的市场特点尽管有一定的相似性，但是发展有所不同，不同地区、不同用户的承受能力不同。以上海、广东、北京为例：上海的市场呈现城市燃气、工业燃料、发电三足鼎立局面，在未来市场中，三者将呈均衡发展态势；北京的市场以城市燃气和发电为主，未来市场将以发电为主；广东的市场城市燃气、发电和工业燃料三分天下，在未来市场发展中，将以发电和工业燃料为主。在上述几种市场中，用户对天然气的承受能力各不相同，而且各地的天然气供应格局也不同。
有鉴于此，为了更好地反映天然气市场特点和供应格局，建议在天然气价格试点方案推广的一定时间内，进一步完善天然气价格形成机制，应多增加一个或者两个市场中心。
(作者系中国石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长)
来源：中国经济网
LNG市场新变化：美国LNG出口如何改变亚洲
亚太地区不断增加的需求
得益于页岩气的快速发展，美国天然气价格相对于其他市场极具优势，这也重新塑造了美国天然气市场的样貌——美国正从一个LNG进口国变成一个LNG出口国。
而北美的天然气价格与亚洲油价指数LNG价格之间的差异，已经使得一些亚洲买家跃跃欲试。在2012年1月，两个亚洲买家——印度GAIL和韩国KOGAS，同意从2017年开始按照美国亨利枢纽价格进口美国墨西哥湾沿岸的LNG，总量达到700万吨/年。
参照枢纽价格定价的LNG，同样吸引着作为世界第一大LNG进口国的日本。在今年4月，日本两
大商社——三井物产和三菱商事分别宣布，已开始与美国加州能源Sempra公司洽谈在美委托生产LNG并向日本等国出口事宜，目标为年内正式达成协议。如果全面投产，三井物产和三菱商事每年将可各获400万吨LNG。
日本现在签订的油价指数LNG长期协议价格，是按照12%~13%的日本石油进口价格，再加上1~2美元的常数计算的，这也被称为“日本原油鸡尾酒”（Japanese Crude Cocktail, JCC）。一般来说，当国际石油价格在100美元/桶时，日本的LNG进口价格为13~15美元/mmbtu。
由于日本的LNG进口量占到世界LNG总进口量的1/3，所以日本的LNG长协价格也成为了亚太地区LNG价格的指标。这意味着相比于欧洲9~10美元/mmbtu和北美2.5美元/mmbtu的天然气价格，亚太地区的进口国不得不为进口LNG支付更多的钱。
而随着去年日本大地震及福岛核事故的发生，日本对于LNG的需求增加愈发明显。当前，日本已经关停了其绝大部分的核电站，不得不进口更多LNG来弥补因为核电站关停带来的电力损失。日本财务省4月公布的数据显示，2011/2012财年内日本LNG进口量比上一财年增加18%，达到8320万吨。预计在整个2012/2013财年，日本的LNG进口量将超过9000万吨。
不仅日本会更多地进口LNG，中国对LNG的需求也将扩大。当前，中国有7个LNG进口项目正在建设，到2016年新增接收能力将达到2000万吨。预计到2020年，中国LNG进口量占亚太地区份额将从现在的8%上升至20%。
亚太地区明确的LNG需求增长预期，为美国LNG进入这个地区提供了广阔市场。那么亚洲的LNG价格体系是否会因美国LNG的进入而发生变化？
美国LNG市场的变化
考虑到投资建设LNG进出口设施的时间周期是3~5年，需要较长周期，比如大量在2009~2012年间投产的LNG产能是根据2005年的市场预期决定的，所以考察美国LNG市场变化的一个可行的办法是，重新审视美国能源信息署（EIA）近年来所做的预测。
EIA在2005年的年度能源展望中预测，美国需要在2010年进口700亿立方米天然气来弥补国内产量的不足，这会占到2010年全球LNG市场份额的23%，使美国成为仅次于日本的第二大LNG市场。为了完成计划中的进口量，美国大力发展了国内的再气化能力，这个能力在2002年到2010年之间增长了7倍。
但随着美国天然气产量的稳定增长，上述预期出现了不小变化：在2008年，EIA预计到2010年美国可能只需进口340亿立方米；在2011年度展望中，EIA进一步大幅调低了LNG进口预期；而到了2012年，EIA预测美国在2016年将成为LNG出口国。美国当前共计划建设8个LNG出口项目，进展最快的项目是Cheniere公司的1700万吨/年的Sabine Pass项目，其中第1、2期将在2015年向欧洲输送700万吨LNG，第3
、4期将从2017年开始向亚洲输送700万吨LNG。
美国LNG从进口转向出口的变化原因，主要来自其不断增加的天然气产量——尤其是非常规天然气的产量。到2011年，美国天然气产量已超过1973年的峰值水平，达到了6513亿立方米。尽管有些人认为美国页岩气单井产量递减速度快，所以美国页岩气的总产量也将很快下滑，页岩气只会成为昙花一现的泡沫——不过，来自工业界的实践，并不支持上述看法。
现在，由于过低的天然气价格，很多生产商已放弃单纯生产页岩气，而将钻井力量投入到附加值更高的页岩油（一种和页岩气储藏构造类似的石油资源）和天然气凝析液（天然气中的重氢物质，例如乙烷等，主要用做化工用途）的生产。在这些高附加值碳氢化合物的生产中，页岩气（主要成分为甲烷）往往作为一种伴生气被开采出来。而美国发达的天然气管网和严格的环境法规，使得天然气放空现象越来越少，大量伴生页岩气不得不进入市场销售。而更低的天然气价格对于这些生产商的收入没有太大影响，这就对美国天然气价格构成了持续向下的压力。比如在北达科他州的贝肯（Bakken）地区，销售天然气收入只占到生产商总收入的10%，更多的收入来自石油和天然气凝析液。这些公司根本不在乎天然气的产量多少，天然气对他们来说只是副产品，液态燃料就足以保证公司的盈利。
而天然气的需求提高的话，价格就会上涨；石油价格的下跌，石油的生产也会放缓，这样作为副产品天然气的产量也会下降，这同样会提振天然气价格。
不过，一旦气价上涨，很多原有不盈利的干气（注：甲烷含量在90%以上的天然气）项目又会开始生产，同时考虑到美国页岩气有着丰富的探明储量，所以美国天然气价格依然会在很长时期内保持一个低的均衡价位。
天然气的低价同样为美国LNG出口提供了成本上的优势。以Sabine Pass出口的LNG为例，购买者支付的价格为115%的亨利枢纽价格，加上2.25~3美元/mmbtu的液化成本以及2~6美元/mmbtu的运输成本。
考虑到当前亨利枢纽的价格为2.5美元/mmbtu，美国出口LNG的价格区间在7~12美元/mmbtu。即使亨利枢纽价格上涨到5美元/mmbtu，美国的LNG出口依然有利可图。除了更便宜的天然气之外，Sabine Pass项目的建设成本也很低。这个项目是在原有的LNG进口项目上改建的，所以只需要建设液化装置，并不需要对上游天然气开发、运输管道以及储气罐进行投资，Cheniere公司从市场上购买天然气将其液化并出售即可。
从供给层面来看，美国的天然气产量足够供应相当数量的LNG出口，但美国国内有一种担心认为，LNG出口会导致美国天然气价格上涨，
美国国内的化工和发电成本优势也将受到波及，这将有损美国经济的竞争力。一些能源研究机构也发布相关报告，讨论LNG出口对国内天然气价格的影响，比如EIA就认为在出口600亿立方米~1200亿立方米/年的情境下，美国天然气价格将会上涨3%~9%，电力价格会上涨1%~3%。
现在唯一获得出口授权的Sabine Pass项目的出口量为227亿立方米/年（1700万吨/年），这对美国天然气价格的影响微乎其微，但到2020年后美国在理论上将有超过1300亿立方米/年（1亿吨/年）的LNG供给，所以美国国内相关利益集团的反对，也许将是美国LNG大规模出口的主要不确定因素。
讨论亚太市场的新增LNG供给，仅仅关注美国并不行，澳大利亚在其中也扮演着重要的角色。综合考虑亚洲的需求以及美国、澳大利亚的LNG供给预期，在2017年，即便北美每年1500万~2000万吨LNG全部出口到亚洲市场，也只占到亚洲2.3亿吨总需求的6%~9%。届时亚洲市场最大的LNG供给来源将是澳大利亚，而澳大利亚的LNG开发和上游的基础设施都很昂贵，参照北美天然气价格定价无法盈利。
亚洲买家对于供应安全的担心超过对价格的敏感性，这使得亚洲进口国愿意为可信赖的供应支付一个溢价。同时，由于现货价格潜在的长期价格波动性，一些亚洲国家对于完全以现货价格作为一种主流的LNG定价机制仍然存有疑虑。
所以北美LNG出口对整个亚太市场的贡献，不足以从基础上改变昂贵的亚洲LNG价格机制，但供给竞争的增加，会削弱一些边际LNG供应商（比如俄罗斯）的优势。亚洲的LNG贸易尽管不会放弃与石油挂钩的定价机制，但我们也许将看到一种油价指数价格和枢纽价格的混合定价机制的出现，这对包括中国在内的亚太LNG进口国来说无疑是一个好消息。
来源：第一财经日报