LNG的液態(tài)直銷市場屬于LNG的高端市場，目前主要是車船加注市場。由于與同熱值汽柴油相比具有較大的價格優(yōu)勢，LNG加注行業(yè)可以承受5元／m³以上的高價LNG，同時也為接收站節(jié)省了可觀的氣化成本。根據(jù)中海石油氣電集團在天津漁船改造的試驗情況，改造后漁船變成了柴油—LNG混合燃料船舶LNG對柴油的替代比率達到70％，LNG目前市售價格約4.5元／m³，而柴油價格則約為8元／L。如果實行替代，上述漁船每年的燃料費用可以節(jié)約20％以上。據(jù)統(tǒng)計，目前全國漁船燃油消耗量約800×10⁴t／a，如果都改造成LNG—柴油混合動力漁船，則全年可以節(jié)約100億元以上的燃油費用，如果改造成純LNG動力船舶，則其經濟效益將會更加明顯^[1]。液態(tài)直銷的方式在汽車LNG加注領域的經濟效益也同樣突出。

此外，LNG以常壓形態(tài)存在，燃點高(645℃)、爆炸下限值高、密度低，稍有泄漏很快在空氣中揮發(fā)擴散，安全性能較高。而且LNG燃料與CNG燃料相比優(yōu)勢也比較突出(表1)，可以說是車、船替代燃料的理想選擇。但是由于加注站建設土地獲取難度大、車船改造費用高昂、改裝后的檢驗和運行管理規(guī)范缺乏、水上或岸基加注站建設規(guī)范缺乏等問題，我國的LNG加注產業(yè)發(fā)展并沒有達到預期設想，發(fā)展加注產業(yè)較早的中海油目前每年加注量也僅僅超過20×10⁴t。這與該公司LNG超過l000×10⁴t／a的引進量相比，只能算是杯水車薪。

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針對形成上述困境的相關根源，研究并提出了以下相應對策和建議。

根據(jù)上述分析，亞洲LNG市場價格之所以一路攀升到北美市場價格的4倍、西歐市場價格的2倍之高，主要原因之一就是亞太區(qū)域LNG價格與不斷攀升的原油價格掛鉤，失去了按照供需上下波動的自主性。因此，如何才能使LNG價格與油價脫鉤，已成了亞洲各國在LNG定價方式改革方面的頭號課題。經過研究，專家們得出初步結論，使亞洲LNG價格擺脫與JCC油價掛鉤的最好途徑就是建立亞洲自身的LNG期貨交易中心。

建設亞洲LNG期貨交易市場的可能性有多大呢?這主要取決于兩個方面：①亞洲LNG的消費總量，據(jù)統(tǒng)計，亞洲目前已經成為全球最主要的LNG消費市場，2012年，亞洲國家和地區(qū)累計消費LNGl.67×10⁸t，占全球LNG總產量的70.7％，同比增長9.2％，隨著中國和印度經濟的高速發(fā)展，亞洲LNG市場需求量將進一步提升^[5]，因此亞洲已經具備了建立LNG期貨交易中心的市場基礎。②亞洲LNG交易標準化和金融化的程度，目前亞洲各國為支持LNG的現(xiàn)貨貿易，LNG市場已經形成了從運輸船舶到接收站卸載、外輸?shù)确矫婷鞔_的技術標準，我國也是ISO天然氣技術委員會成員國，在天然氣技術標準方面也日益成熟；另外，亞洲LNG市場活力為全球最強，隨著金融市場的全球化，將會有越來越多的投資基金加入到LNG產業(yè)中，支撐亞洲LNG期貨交易中心的運作^[6]。

目前，日本正在謀求建立LNG期貨市場，如果建成后自然對于亞太LNG市場是一個利好，但是屆時包括我國在內的其他亞洲國家都參考經濟高度發(fā)達、LNG價格承受力較強的日本市場價格，顯然也會有失公平。其實，我國沿海地區(qū)的LNG供應競爭已經較為激烈，同時也逐漸形成了各大區(qū)域的統(tǒng)一管網系統(tǒng)，氣源多元化，并且具備較為充分的LNG儲存設施(運營和在建的已達13座)。這說明中國也已具備了建立LNG期貨交易中心的物質基礎，可以在東南沿海先行開展LNG交易試點，為我國天然氣價格改革以及亞太LNG定價機制探索和積累經驗^[6]。

在未形成亞洲自己的期貨交易價格之前，我們還可以通過購買北美與氣價直接掛鉤的LNG，逐步改變與油價掛鉤的定價方式。北美的LNG資源基本上都參考的是美國Henry Hub期貨交易中心的價格，近期該價格一直維持在3～4美元／MBtu，僅相當于亞洲JCC價格的五分之一左右，即使加上適當?shù)倪\費和溢價，也大大低于亞洲目前的市場價格，具有很強的競爭力。目前，韓國KOGAS已經獲得了來自美國Cheniere公司Sabine Pass項目的350×10⁴t LNG購銷合同，根據(jù)Cheniere公司的估計，從美國墨西哥灣將LNG運到亞洲市場的航運成本是2.8美元／MBtu，如果KOGAS現(xiàn)在就從美國進口LNG，加上稅金等其總成本將是約9美元／MBtu，遠遠低于當前韓國16美元／MBtu的LNG到岸價格^[7]。日本的三井、三菱、大阪燃氣、中部電力也分別與美國的卡梅隆、自由港項目簽訂了總量超過1000×10⁴t的LNG購銷協(xié)議^[6]。

由于各方面的原因，中國在北美尤其是在美國采購LNG進展不順利，但一些公司還是找到了曲線采購的辦法來獲得Henry Hub價格的氣源，例如中海油與英國BG公司2013年簽署的500×10⁴t LNG中的部分資源量是與Henry Hub價格掛鉤的。其實，北美的加拿大等國也在謀求向亞太地區(qū)出口LNG，即使美國也沒有明確限制LNG出口中國的規(guī)定或政策，我們要敢于接觸，尋找資源談判機會。

天然氣資源開發(fā)屬于投資巨大的行業(yè)，當前即使是發(fā)達國家的天然氣區(qū)塊勘探開發(fā)最緊缺的也同樣還是資金投入，我們要抓住這種機會，積極介入國外天然氣上游產業(yè)，通過參股或控股的形式獲得價格有競爭力的資源。中海油、中石油、中石化三大國有能源公司已經在澳洲、美國、加拿大、東非、塞浦路斯等國家和地區(qū)開展了LNG生產基地的相關工作。目前，俄羅斯由于向歐洲出口天然氣不太順暢，天然氣價格逐步下降；另外，獲得俄羅斯出口專營權的俄氣公司正在遭到俄國內要求打破壟斷的挑戰(zhàn)。2013年1月，俄總理梅德韋杰夫在達沃斯經濟論壇上表示，取消液化天然氣出口壟斷具有一定的可能性，這也許會給我們帶來介入這一能源大國天然氣上游開發(fā)的良好契機。此外，伊朗的政治環(huán)境有所改善，我國中斷幾年的北帕斯氣田等天然氣項目的開發(fā)又迎來了新的轉機?？傊?，我們要通過海外資源基地的建設，獲取到價格有競爭力的LNG資源，以期有助于解決新建接收站的LNG購銷價格嚴重倒掛的難題。

當前我國的天然氣市場，既有陸上氣源，也有海上氣源，既有常規(guī)氣源，也有煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)氣源，既有進口管道氣，也有進口LNG，可以說氣源已經實現(xiàn)了多元化和多源化，對于中國的能源供應發(fā)揮了多渠道保障的作用，但是這也會帶來一個問題，即氣源的氣質各不相同。目前我國采用的以體積定價的方式已不適應當前多氣源的供應格局，應該逐步采用國際通行的以熱值定價的方式才能更加公平合理。如果實行以熱值定價，那么組分更加純正的LNG由于熱值更高就會獲得更好的回報。同時針對LNG在調峰和應急保供中的巨大作用，應盡快出臺LNG季節(jié)性調峰和晝夜峰谷定價機制。

由于LNG在液化過程中已經基本去除了硫化物、氮氧化物以及其他固體顆粒雜質，甲烷含量一般在90％以上，其燃燒成分主要是二氧化碳和水，與常規(guī)天然氣相比環(huán)保效果更加突出。當前，我國正在大力治理霧霾大氣污染，部分省份還立下了軍令狀，拿出大量的財政資金投入到環(huán)保領域，要在未來幾年下大決心改善空氣質量。硫化物、氮氧化物及其他固體顆粒污染物都是霧霾天氣的元兇，與石油燃料相比，燃燒天然氣由于上述污染物排放量更少，因而各地正大力倡導發(fā)展天然氣工業(yè)。但有時也忽略了LNG比普通天然氣更加環(huán)保的優(yōu)點。其實，大力發(fā)展LNG產業(yè)對改善霧霾天氣更能發(fā)揮立竿見影的作用。因此，國家和地方政府應該根據(jù)對于環(huán)境保護的貢獻，出臺面向LNG提供商的合理補貼政策。

按照前面的分析，冷能利用對LNG接收站本身的經濟和產業(yè)發(fā)展效益也不可忽視。工程研究的數(shù)據(jù)表明：一個300×10⁴t大型LNG接收站通過售冷、節(jié)省SCV燃料氣收益加上稅金，總經濟效益近4億元／a(扣除相應成本和損耗后)，投資財務內部收益率(稅前)可由l0％提高到l5％，稅后投資財務內部收益率可由8％提高到l2％，而且能夠帶動下游冷能產業(yè)鏈的形成，增加一批投資效益好的項目^[8]。

隨著國際石油價格暴漲，亞太LNG價格也一路高企，LNG冷能越來越顯得珍貴，其利用也愈發(fā)必要。這對于人均能源資源只有世界平均水平一半的中國來講，就更加必要。當前，國家主管部門已經將冷能的經濟有效利用作為了審批整個LNG項目的條件之一^[9]，創(chuàng)造了一個能夠與LNG接收站項目同步發(fā)展LNG冷能利用產業(yè)的歷史機遇，我們應該盡可能把每個大型LNG接收站都規(guī)劃為包括冷能利用產業(yè)鏈、天然氣冷熱電聯(lián)供的工業(yè)／城鎮(zhèn)能源循環(huán)經濟鏈，以及輕烴分離用作化工原料產業(yè)鏈的循環(huán)經濟園區(qū)；并積極開發(fā)具有自主知識產權的LNG冷能綜合優(yōu)化利用技術，使LNG冷能得到科學的和盡可能充分的集成優(yōu)化利用^[10]。

LNG液態(tài)直銷市場對于價格的承受力很高，與汽柴油相比，LNG價格即使達到6元／m³，仍然具有很強的競爭力，如果大力發(fā)展車船加注等LNG液態(tài)直銷市場，即使按照當前進口LNG的最高成本(接近5元／m³)來計算，盈利空間仍然還是很大的。據(jù)《中國統(tǒng)計年鑒2012》的數(shù)據(jù)，2011年我國公路營運汽車保有量為1263×10⁴輛，其中載貨汽車ll79×10⁴輛，對于載貨汽車，按日行駛400km，100km耗氣40m³，年運營300d計算，單臺車年耗氣約4.8×10⁴m³。如果全國有5％的載貨汽車改用LNG作燃料，則LNG總需求量將達375×10⁸m³之多。折合約2700×10⁴t^[2]，而全國的年引進LNG量2011年為l200×10⁴t，2013年還不到2000×10⁴t。再加上礦山機械、水運船舶等都可以采用LNG作燃料，LNG液態(tài)直銷市場不可小覷。這對于解決新建LNG接收站經營困境有可能將發(fā)揮巨大的作用。

總之，要從根本上解決目前新建LNG接收站項目的經營困境，需要多方重視、多管齊下、各施其責、落到實處。這樣才能共同支撐清潔環(huán)保的LNG產業(yè)在我國不斷發(fā)展壯大。

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