一、天然气产业链现状概述
世界LNG产业是从上个世纪八十年代开始的，由于两次石油危机和更多天然气资源的发现，使人们认识到天然气是比石油更清洁更高效的能源。因此天然气资源的利用得到迅速发展。天然气的运输有两条渠道，一条是用管道运输，另一条是液化后运输（Liquefied Natural Gas, LNG）。由于产气区和用气区之间的地理位置的局限，到上世纪九十年代，通过海上运输的LNG占天然气总交易量的30％左右，约1亿吨/年。世界天然气资源主要分布在俄罗斯，伊朗，卡塔尔，阿联酋等国家。而通过海上运输的LNG的用户，在上世纪八九十年代主要是美国、西班牙、日本、韩国和中国台湾，绝大部分是从中东、北非、特立尼达和多巴哥、澳大利亚和印度尼西亚等进口的。
1、天然气资源和LNG生产的工程技术
天然气资源主要来自三种类型的矿藏；一种是凝析气田，它们是“湿气”即除了大量的CH4以外，还含有较多的C2-C6成分，是以甲烷和乙烷为主的天然气（Natural Gas, NG）；第二种类型就是油田，一般的地下原油都有一定量的伴生气；由于形成的地质年代和条件不同，油田伴生气的数量也不一样，越是重质石油的油田伴生气越少。第三种就是天然气田，有的几乎不含C2以上组分的“干气”，但也有的是湿气。我国的鄂尔多斯盆地和四川盆地的天然气田、印度尼西亚的东固气田，都是干气田，基本上没有油，有时含有大量的二氧化碳。
天然气的开采和液化技术目前已形成LNG生产线的通用模式。从地层里开采出来的资源，先分离出原油后，通过管道输送到LNG加工厂；在那里，先把比较容易分离的C5和C6等组分分离出来，然后脱去水分、CO2和其他的杂质（比如H2S等）；剩下的烃类通过深冷技术把气相的天然气与以C3和C4为主的LPG分离出来，然后在低温下液化成LNG，一般的LNG的冷凝温度在？162℃左右，它的主要成分是甲烷和乙烷，还有少量的丙烷，极少量的丁烷。
2、LNG产业链构成和各个环节简介
整个LNG产业链大致可以分为三段，每段都包括几个环节。第一段，LNG产业链的上游，包括勘探、开发、净化、分离、液化等几个环节。第二段，中游，包括装卸船运输，终端站（包括储罐和再气化设施）和供气主干管网的建设。第三段，下游，即最终市场用户，包括联合循环电站，城市燃气公司，工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站，天然气作为汽车燃料的加气站用户，以及作为化工原料的用户等等。这些用户，大部分是通过干线管网供气的，也可以是通过LNG冷储罐箱运输-再气化供气的。
天然气产业链上游勘探、开发、净化、分离和液化各个环节，投资都是很大的。要形成一个经济规模的几百万吨/年的LNG生产基地，没有上百亿元是不行的。LNG产业链中、下游投资也很多。目前使用的超低温冷储LNG运输船吨位多在13万吨左右，采用特殊的钢材和隔热结构，其发动机也是烧天然气燃料的。这种船技术含量很高，一艘船的成本上亿元。LNG终端站包括码头、储罐和气化设施。再气化工艺是靠海水、江水供热的方式把液态的LNG再气化为气态的天然气；通过干线管网输送到用户。我国第一个广东LNG终端站和管线的投资为8.7亿元。
下游环节的不同用户投资规模各不相同。天然气联合循环电站加上输、变电网的投资，大约1万元/kW； 1GW（100万kW）的电站，需要配套投资约100亿元；分别由电力公司和电网公司承担。大城市燃气系统高、中、低压各级管网和调压站的建设和改造，也需要数以十亿元计的资金。至于工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站，天然气作为汽车燃料的加气站建设以及相应的发动机改造的配套投资，也都是相当大的数目。此外，罐箱运输的车队和罐箱的投资，用户端气化站的投资，也应属于下游的投资。由此可见，整个LNG产业链的项目总投资，至少在千亿元人民币的规模。
3、LNG产业链的商务运作机制：“照付不议”
LNG产业链一旦建立，必须连续不断地运行；否则整个项目就没有经济效益可言。因此产业链的上游与中游之间、中游与下游之间的贸易都是一种照付不议的形式。对上游投资者来说，必须先找好了买主，签订好了LNG的销售合同才能进行开发和LNG生产线的建设；一般情况，买方也须投资参与LNG生产线的建设。LNG买方只要订了合同，货到就得付款。中游LNG买方的风险在于，是否同下游天然气用户的各用户签定了售气合同，这些用气项目建设是否落实。下游用户的投资者也有相应的风险：下游设施建成后，上游资源能否保证长期供应？上、中游的设施能否如期完成？能否保证连续、稳定的供应？因此LNG的照付不议的商务运作模式对上、中、下游的投资方都构成了一种相应约束；使风险通过产业链的各个环节的投资者共同来分担。三方面的投资者能不能通过达成互信和兑现承诺来规避风险，就是天然气产业链能不能够迅速发展的一个关键因素。照付不议的合同期限一般是15年到25年。
4、LNG的价格机制
正由于天然气产业链有这种连续性和风险性的特点，所以和石油的贸易有所区别。从1973年以来，国际石油市场大起大落，几次石油危机，石油价格剧烈波动。例如从1998年的低到8美圆/桶，到2004年的最高58美圆/桶。显然，如果LNG价格也像石油这样大起大落，LNG产业链是不可能发展起来的。所以在1985年，世界各产气国和用气国达成了协议：不管石油价格如何波动，天然气的价格按照油当量来算，也就是天然气资源按与石油热值相等的数量来计算，保持在相当于每桶石油价格在20与25美元每桶之间。这相当于每百万英热单位（BTU）的天然气的价格在3.25-4.06美圆之间。这种价格机制其实是照付不议的商运作机制的基础和保证，也是天然气产业链的发展的前提。从2004年以来，石油的价格由于种种的原因，超乎寻常的高涨，达到最高的每桶58美元，在这种情况下天然气价格也增长，但是从本世纪初到现在为止，其增加也不过是20％左右。这也是目前各国特别是能源输入国都在加速引进天然气的一个重要的因素。
二、当前和今后世界能源形势和LNG产业链的走势
1、天然气将会超过石油成为占世界首位的一次能源
首先80年代以来，对天然气资源的勘测，开发加大了力度，目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源要丰富；其次，天然气是清洁能源，在世界环境污染加剧，可持续发展问题日益受到各国的重视的局面下，各国都对清洁能源的发展投入更多的力量；第三，油价上涨的趋势进一步刺激了天然气产业链的发展。这三个原因使得天然气产业发展的速度加快。2003年，世界LNG的贸易量已经达到1.3亿吨。美国联邦储备局主席主席格林斯潘曾经警告美国总统，如果美国不加速引进LNG，将会对美国的经济构成严重的威胁。所以美国近几年加大了引进了LNG的力度。专家预测到2020年左右，天然气将会从目前占世界一次能源构成的25％左右大幅上升，以至于代替目前占40%的石油成为世界消耗最多的一次能源。当然，如果石油价格长期居高不下，天然气生产国是否会要求提高上述的价格范围，这是迄今所无法预料的。
2、地理格局使LNG与管道天然气贸易同步增长
由于LNG的大买主是美国和亚洲地区经济发展最快的中国、日本、印度、韩国、新加坡等国家。他们都是石油净进口国，石油和天然气进口量在世界贸易中已经占 xxx%左右，而且所占份额会越来越大。印尼在不久的将来也会变成纯能源进口国。欧洲各国的油气需求可以藉俄罗斯和中亚的石油和天然气管道输送来提供；但它们的油气进口只占世界贸易额的 xx%。而亚洲各国的能源进口除了通过俄罗斯西伯利亚管线和中亚管线输送石油或者天然气之外，大部分只能依靠海上的LNG贸易。2002年，LNG占世界天然气出口总量的25.7%；2003年LNG在世界天然气贸易中的比重已近30%。预计今后这个比率还会增加，至少会和管道天然气贸易一起快速增长。
3、CNG、ANG、NGH难以取代LNG
天然气的运输除了液化为LNG以外也有其他的技术方式。有人已经构想压缩天然气（CNG）船，就是把天然气压缩到大约200大气压左右，压力容器中装载在船上。CNG不用液化，可省掉了液化过程耗能；但是压缩耗功也很大，而且高压容器自重大，单位自重运量低；因而CNG船运相对于LNG的船运是否有竞争力目前还很难说。吸附天然气（ANG）和天然气水合物（NGH）的运输方式虽然都可以避开大量耗能的深冷技术，但是吸附剂本身也有重量、也占体积；目前还没有解决脱附不完全的问题。目前在NGH中每m3的水可以水合近200m3的天然气。但是1m3的水重1吨，而200m3的天然气的重量才100多公斤。所以NGH船来回运的水比天然气重近10倍，经济上的合理性和技术上的成熟性还有待于进一步的探讨，暂时还是难以取代LNG运输。
4、天然气价格上涨使其净化、液化、运输、气化各环节相对费用下降
虽然人们迄今还没有把地下所有的资源都勘测查明，但油气资源毕竟总量有限。所以从经济规律来说，石油的价格由1973年前的1美元/桶开始，虽跌宕起伏但一路攀升。虽然现在的50多美元/桶是有些偏高，但是总体上升的趋势是肯定的。石油价格的走势有可能使得照付不议的天然气封顶价格有所提高；但仍然会比石油便宜。同石油一样，天然气的市场价格与其说取决于它的开采成本，不如说取决于它的稀缺性。而稀缺性导致的价格上涨和技术进步导致LNG实际成本相对降低，使得成本和售价差增大。LNG的照付不议价格是离岸价（FOB），即表中前两项；加上占总费用15--45%的运输费用，才是到岸价（DES）。再加15-25%的再气化费用，才是门站价。由此可见，降低运费和气化费用可使门站价还有相当的降低空间。
三、 世界各国LNG进口国需求特点和发展趋势
到目前为止，日本仍然是世界LNG进口的第一大国，每年进口量在5000万吨以上。其次是韩国；最近几年美国也成了LNG的进口大国。这些国家进口LNG和它们自身能源结构的情况是各不相同的。日本的燃气的国家标准是1969年制定的，当时日本的燃气主要依靠从石油炼制当中分离出来的和进口的LPG，所以标准热值相当高，低热值相当11000 kcal/m3。1985年引进LNG后取代了部分石油产品，成为日本清洁燃料的主要供应者。如果它进口的是湿气，含有比较多的C2和C3，热值还较接近其燃气标准。如果引进的是干气，就必须把相当数量的LPG混合到该干气里以保证其达到热值标准。日本的国情决定它是湿天然气资源买方的主要竞争对手。日本从1989年进口澳大利亚西北大陆架（WAS）的LNG，按照15年照付不议合同，已经连续进口了1600船LNG；该合同今年到期；经过谈判，已经续签了400万吨/年的合同。韩国的情况也类似。
美国的情况不同。美国南部墨西哥湾附近有大量的凝析气田和油田伴生气资源。美国人从这些天然气中分离出C2+作为裂解乙烯的原料。美国2700多万吨/年的乙烯70％都是以C2+等轻烃为原料生产的；分离剩下的甲烷用做燃气;所以美国大部分管道天然气热值在8500 kcal/m3左右，相当于甲烷的的热值。近年来，美国从世界上十几个国家或地区引进的LNG大部分都是湿气，热值较高；美国面临的是如何解决不同来源天然气热值差异大的问题。由于经济全球化和国际分工使乙烯工业向第三世界国家的转移，美国和日本一样，已经不再在本土发展石化工业。但是它仍然可以通过分离出C2+达到降低热值的目标，并用分出来的的C2+顶替目前还用做30%乙烯料的几千万吨/年石脑油。
四、中国LNG产业链的发展策略
1、与沿海乙烯-石化产业链的战略整合[1]
中国和美国、日本的经济发展状况不同。中国现在是处在朝着中等发达国家努力的阶段。产业结构调整表现在石化工业发展上，是要从原来产业链下游轻型的制品产业朝向适度重型化的上游发展。这就是中国的乙烯工业规划从从目前的不到700万吨/年，力求2010年达到1500万吨/年的原因。中国目前三大合成产业橡胶、塑料、纤维进一步三次加工能力远远超过乙烯的生产能力；每年需进口几百万吨乙烯当量，即塑料、橡胶、纤维等乙烯二次加工的三大合成产品。因此中国发展乙烯工业是有道理的。但是由于国内的油气资源偏重且量少，致使乙烯工业的原料近90%是石脑油、煤油、柴油甚至加氢尾油。不像美国70％都是轻烃。这使中国乙烯工业成本高、投资大、能耗高，并且严重依赖炼油工业；是使中国石油对外依存度在2004年已经达到40％的重要原因；也给国家的战略安全带来隐忧。因此，中国的LNG产业链发展的特殊策略，就是必须与石油化工产业链进行战略整合。中国应尽可能进口LNG湿气，并利用LNG的冷能分离出其中的C2+作为乙烯原料。研究结果证明，这在技术上是成熟的，经济和工程上是可行的；并且剩余的冷能还可以使甲烷恢复液态。而甲烷再气化的冷量还可以再用于乙烯裂解装置的深冷部分，替代部分乙冷和丙冷压缩机的能耗。这是LNG终端站冷能的最佳利用途径；比包括空分、制干冰、废轮胎冷冻粉碎和商业冷库等所有利用途径都更经济。如果再把0℃左右的冷量用于乙烯装置或者公用工程设施中的燃气轮机进气冷却，提高燃气轮机的效率和出力，甚至可以达到LNG冷量100％的利用。
这是个一箭三雕的策略：（1）使中国充分利用廉价、高效的轻烃发展乙烯工业，并降低乙烯工业的投资、成本和能耗。石化工业下游需要的芳烃、C4和C5烯烃可以在炼油厂用更短的流程更经济的工艺生产出来。（2）减少国家对于进口石油的依赖；增加1000万吨/年乙烯生产，按照现有原料路线就要多进口原油1.6亿吨以上；而用LNG分离C2+做原料只需要C2+1600万吨/年，相应湿LNG 0.8-1亿吨/年。(3) 引进天然气分离出C2+以后，剩下的甲烷的价格会有所降低。原因有二：一是在气化过程中没有消耗海水和天然气加热，反而把高价值冷能充分利用，使再气化成本降低。二是C2+分出来作为乙烯料使其增值，因为它作为石脑油的替代物,比甲烷作为燃料的价值要高得多。这对于中国发展天然气的下游市场用户是个非常重要的战略措施。
2、与东输西气和陆路进口天然气管网联接整合
东输西气和进口的管道天然气必须与沿海的各终端站所接受的LNG气化后的天然气通过管网联接整合，这是不容置疑的。而整合的关键就是热值要统一。中国2003年城市煤气LPG的消耗是1760万吨，其中70％是沿海各大中城市的民用燃气用户。LPG是极好的化工原料，在中国如此缺乏烃类资源和石油价格如此高企的条件下，高价的LPG决不应当作为燃料烧掉。今后几年，沿海各大中城市民用燃气由LPG向LNG的置换将是必然的。因此必须尽快制定中国管网天然气的质量标准。
从前述由湿气当中分离C2+作为化工原料的策略看，进管网的干气应该按照甲烷的热值来定热值标准。而从中国国内资源角度来说，也应该如此。因为中国还有将近30万亿m3的煤层气资源正在开始开发。国家发改委已批准山西省投资20亿元开发煤层气并且联入西气东输干线。我国每年6亿吨的农作物秸秆以及其它生物质资源造气所产生的甲烷，数量也将快速增长。及早制定热值标准就可以给各种不同气源的联网和下游燃气使用的灶具、燃烧设备的规格统一奠定了基础。否则将来各个地区各个城市各自为政，燃气热值和设备标准五花八门，会造成有限资源的极大的浪费[2]。
3、与国际LNG产业巨头进行战略合作，打入上游
国际LNG产业巨头壳牌（Sell）、英国石油(bp)等跨国公司，占据着国际天然气上游市场的最大份额。而中国公司到目前为止在国际LNG产业链上游勘测、开发、生产环节所占有的份额极少。如上所述，油气的市场价格远高于其开发成本。巨额的利润是由投资公司同所在国政府分享的。虽然资源所在国在利润中占的分额越来越大，但投资者的利润还是不小。例如澳大利亚Woodside公司过去一年股票市值翻了一番。因此，中国公司也必须尽快进入上游；不仅为了分得利润，更要通过占有股份，取得资源的支配份额。中国的油气公司，不管是四大国营公司还是正在兴起的民营的油气企业，如果不能在资金、技术和商务的运作能力方面尽快做大做强，就不可能在油气资源的上游和国际巨头平等对话；就不能掌握资源，就要继续承受价格波动的损害。这是我国发展石油和LNG产业链的当务之急。
中国现在有数千亿美元的外汇储备，中国公司所缺乏的是LNG产业链的技术，更是商务运作的经验。在经济全球化和WTO的格局下，中国公司只有尽快向SELL、BP等巨头学习市场规则，同他们结成策略联盟，以市场换技术和经验，才能保障国家能源战略的实施。政府有关部门也必须给公司以强有力的支持和配合。
4、加速LNG产业链应用技术的自主研发和国际合作
因为起步较晚，目前中国在LNG产业链各个环节的科学技术实力还是很弱的。我们必须采取在引进、消化吸收的基础上，同时注重自主技术创新和开发的策略。在开始介入LNG产业链的时刻，吸取几十年来中国石油石化产业链技术发展的经验教训，坚持正确的方针，是极其重要的。例如前所述及中国对LNG资源利用的特点要求掌握利用LNG的冷能分离C2+的技术；中国可以在已有技术基础上通过自主研发形成自己有知识产权的实用技术。而这个技术也并不需要从小试和基础理论研究开始。因为它是一种成熟单元技术的重新整合。再如目前世界通用的LNG生产线还有可以改进的地方。而在下游天然气应用领域，更需要针对我国需求特点开展研发。例如LNG罐箱运输配套技术，50MW规模天然气分布式能源系统技术集成和设备配套，LNG交通燃料产业链配套技术等等。事实上，在许多技术领域，中国已经有了一定的基础。但是，政府和公司必须具有强化科技研发的意识，并采取有力的组织国内研发力量的措施，给以足够的投入，才能逐步形成自己的技术力量。
此外，在国际上已经有了一些天然气开发利用产业链技术的合作研发的组织。例如澳大利亚政府牵头组织了西澳能源研究联盟（WAERA），已经有两家LNG公司参与。中国应该抓住这类机遇，积极加入这些国际合作的研发组织。不但能增强自己的研发实力，还能和其共享研发成果。并且能通过科技合作来加速参与国际LNG产业链各个环节的市场开拓。
5、加速下游产业链的开拓和市场培育
从签订照付不议合同的角度来说，LNG产业链下游比较可靠的早期合同用户是大型联合循环发电厂和大城市民用燃气公司。前者一般都是单机组容量几百MW的规模，用气量数以10万m3/h计；后者原来就有几十万用户，只不过原来用LPG或其它燃气，改用天然气只是置换问题。广东LNG项目一期下游合同60%是几个大电站，40%是广州等几个城市煤气公司。但是从目前世界各国天然气消费的组成来看，单纯依赖燃气轮机联合发电和城市燃气是不现实的。
中国经济还处在不到中等发达国家的阶段，没有能力承担过高的天然气的价格。按照等热值比较，目前广东天然气的价格比煤高约一倍。如果不计入环境污染整治的费用和宏观限制，天然气是无法同煤竞争的。要使中国天然气的下游市场快速发展，必须通过高效利用的技术途径减少终端用户的经济负担。
第一是加速发展天然气热电冷多联供的分布式能源系统（DES）。这种DES，一是联供的能源利用效率高；二是建在电力负荷中心，电可以通过较低压的电网就地供应，节省大量的电网投资、输变电损失和管理费用。这就使终端用户所负担的冷、热、电的供应价格更低。这是天然气下游市场利用的一个重大的战略措施[4]。这也是2002年国际能源署（IEA）向中国提出的开拓天然气市场的重大建议。IEA认为，与美、日、欧等大量发展的小型（1-10MW）DES不同，中国应该发展50MW规模的DES[5]。这是符合中国人口众多、居住集中，和工业园区能源系统需求特点的。培育出一批DES开发商，给以优惠的政策支持和配套的硬件规划，在电力体制改革大局下理顺他们同电网公司的关系，几年之内他们就会汇聚国内外上百亿元的资金，建成几十个50MW级的DES，使LNG市场在多赢格局下快速发展。
第二是采取LNG的罐箱运输与天然气管道运输相结合的市场开拓策略。设想在几百万吨/年LNG终端站建设的开始就建成能力与其目标相同的气体运输管道，而且立即落实所有用户，是很不现实的。陕西到北京的天然气管道开始用量甚少，现在是远远不够，就是一个很好的证明。天然气的下游用户需要有一个拓展过程，但是管道又不能不建，问题怎么解决呢？换句话说，如何选择起始的干线管道的直径和管网所覆盖的范围呢？最经济的办法是不要把起始的管网铺得太大，给LNG的罐箱运输留一定的空间。LNG的罐箱可以通过卡车，也可以通过火车，经济地从终端站运送到800公里范围内还没有铺设管网的任何地方。这个技术和市场运作机制目前在中国都已经成熟。它的特点是其灵活性和市场开拓能力。在管道运输初期，气量少、投资折旧高，罐箱运输的成本比管道运输要低。等罐箱运输打开了市场，再把支管道修过去，干线的气量大了，管输成本降低了；此时罐箱运输公司便去开拓新的用户。这就形成了优势互补的市场渐进开拓格局。这恐怕是纵深辽阔的中国沿海LNG市场的培育开拓的必经之路。
第三是加速天然气作为交通能源的市场开拓，特别是市内大城市的公交车、出租车和长途运输车的燃料。按照燃料储存方式，目前有压缩天然气（CNG）和LNG两种。天然气内燃机的制造和改装技术也已经成熟。有国外公司已经开始在国内同柴油机制造商合作生产。天然气车除了比汽油、柴油车经济之外，更重要的是减少城市的空气污染。现在北京、广州等地的大气污染已经由煤燃烧型转为汽车尾气型。天然气发动机比汽油和LPG排放污染低得多；在中国有很大的增长空间。但是，天然气作为交通能源是一个新的产业链，包括LNG供应商，罐箱运输公司，加气站投资和运营商，发动机制造和改装商，运输公司，以及市政交通管理部门。这个产业链上的每一个环节都必须环环相扣。而最重要的，还是政府的政策和规划的发动引导、支持和优惠，否则是不可能发展起来的。
天然气的下游市场还有其它的方面。只有在政府的政策、规划支持和引导下，社会各界共同努力把这些工作做好，中国的天然气市场才能够得到快速发展，实现到2020年天然气消费达到2200万亿m3，占我国一次能源构成10％以上的目标。
致谢:本研究得到国家重点基础研究开发规划项目G2000026307的资助，特此致谢。对张抗教授在资源数据方面提供的指导一并表示感谢。
参考文献
1、华贲等，利用海外天然气资源的战略思考，天然气工业，No.5, 2005。
2、华贲 李明 罗东晓，建立中国天然气质量标准的紧迫性，天然气工业，No.5, 2005。
3、美国天然气概况，中国液化天然气网。
4、Tomas R Casten, Closing Comments,WADE 5th International Conference, 2004,Beijing.
5、国际能源署（IEA），开发中国的天然气市场-能源政策的挑战，2002，（中译本地质出版社，2003年6月，北京）。
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