今年LNG市场行情有向好的可能性，但由于自身产能过剩，下游需求不振，总体形势难言逆转。

新政策刺激有限

去年以来，国内LNG市场呈现供大于求、LNG液化工厂纷纷停产的持续低迷状态，市场显得特别的“冷”。去年11月18日国家发改委下发通知，下调非居民天然气门站价格0.7元/立方米，LNG液化工厂久旱逢甘霖，迅速提高开工率释放产能。

今年1月13日，发改委发布《关于进一步完善成品油价格形成机制有关问题》的通知，为成品油价格调控设置下限，阻止成品油价进一步下跌，也在一定程度上利好天然气汽车发展，LNG作为清洁的天然气汽车车用燃料将从中受益。

“成品油‘地板价’的设定，确实有利于天然气行业。但目前影响LNG市场的主要原因是行业自身产能过剩，仅靠成品油价格设置下限是无法解决的。”卓讯咨询集团有限公司天然气总监刘广彬告诉记者。

一些业内专家也表示，本次成品油“地板价”对天然气汽车的利好程度一般。国内大部分地区实际柴油价格低于国家限定最高零售价格，LNG的经济性并不明显。以LNG和0号柴油价格对比为例，目前LNG终端零售价格与柴油相比的经济性优势，只在LNG资源较多、加气站发展完善且竞争程度高的部分地区有所体现。

高价格昙花一现

临近春节，虽然LNG下游需求不断下降，但1月下旬的特大寒潮袭卷国内部分地区，加上持续的限气影响，国内LNG供应量一度偏紧，部分液化工厂上调出厂报价80～200元(吨价，下同)。比如，1月27日，陕西LNG成交价3450～3600元，内蒙古3450～3700元，与1月初相比分别上涨300多元和600多元。

但这只是短期的坚挺。据卓创资讯数据统计，2月16日，陕西LNG成交均价下滑至2475元，与春节前夕相比下降28%。当日成交均价最高的是吉林4100元，最低的是新疆1900元。除四川、云南略涨外，国内其他地区均呈下降态势。

据了解，目前国内LNG装置开工率仅在33%左右，出厂均价3002元。陕西榆林金源天然气有限公司总经理马静透露，该公司LNG出厂价目前已回落至2700元。

业内人士指出，LNG价格走跌的主要原因，一是需求回落，出货不畅，造成LNG工厂库存压力增大，憋罐风险大增。年前LNG下游工业用户及加气站用户已集中采购完成，为刺激出货，LNG价格大幅走跌，相比节前均价下滑1000元。二是降雪导致道路不通，华北地区LNG难以流入东北地区，西北地区货源也流出受阻，造成华北、西北工厂成交价格跌幅在20%以上。

盼逆转难言乐观

冬天即将过去，但对于LNG行业来说“冬天”也许刚刚开始。从全球角度来看，国际原油持续下滑，亚洲经济增速放缓，导致国际LNG现货价格持续走低。近日，美国开始对外出口LNG，全球天然气供应量将持续增加，进一步恶化供过于求的市场困境。中国去年LNG需求量也下降了1.1%，这是在2006年开始进口LNG以来的首次下降。

目前雨水节气已过，天气逐渐回暖，传统的冬季用气高峰即将过去。从国内供需角度来看，上游LNG工厂库存充足，开工率仍不高，下游LNG需求持续低迷，利空因素较大。此外，天津、青岛接收站近期将陆续有船到岸，京津冀、山东地区进口LNG资源充足，LNG将重新回到供大于求的局面，国产LNG难以支撑高价。

“由于产能过剩的格局短时间内无法解决，LNG市场价格低位运行的局面仍将持续。短期内以下行为主，难见反弹行情。”刘广彬认为，考虑到成品油调价后LNG的经济性有所恢复，预计2016年市场行情比2015年有所好转，但难言逆转。上半年市场需求反弹预计不明显，下半年随着车用等下游板块的复苏，LNG价格有望实现小幅反弹。

“虽然成品油‘地板价’政策及天然气调价对LNG有所刺激，但我对今年LNG市场仍持谨慎乐观的态度。”陕西省燃气设计院院长郭宗华告诉记者，LNG终端下游发展缓慢是导致LNG市场疲软的主要原因，需要依靠LNG重卡和船舶等交通燃料拉动。目前LNG汽车不光是与成品油比价的问题，更重要的是经济大环境下物流行业货运量减少40%～50%，造成新购LNG汽车量大幅度萎缩。

（来源：中国化工报）

2016年中国天然气需求量有望突破2000亿立方米，占天然气总消费量33.7%。LNG资源过剩问题突出，储气调峰能力不足，夏季限产，冬季限供的问题仍可能发生。

虽然2015年中国天然气消费量创近十年新低，但是2016年中国天然气需求量仍将迎来历史性关口，有望突破2000亿立方米，对外依存度也上升至33.7%。

近日，中国石油发布的《2015年国内外油气行业发展报告》(下称《报告》)显示，2016年中国天然气表观消费量将为2050亿立方米，增长7.3%。天然气在一次能源消费结构中所占比重达到6.4%。

随着城镇化水平的提升和城市燃气管道覆盖范围的扩大，居民商业用气将快速增长。2016年，城市燃气消费量为827亿立方米，增长9.1%，占比升至40.3%。

工业燃料用气量也将因为低气价和环保政策驱动的影响，实现小幅增长，全年用气量为611立方米，增长6.1%，占比29.8%。

化工用气量则为微幅增长。由于煤炭、石油等化工原料价格大幅下跌，天然气作为化工原料不具成本优势，全年用气量为293亿立方米，增长3.7%，占比14.3%。

《报告》显示，2016年天然气供应将稳定增长，总量达到2080亿立方米。国产气供应量将达到1390亿立方米，增长5.5%，供应结构占比66.8%。低气价将制约煤层气、页岩气和煤制气的生产。

天然气进口量将保持较快增长，预计2016年进口天然气690亿立方米，增长10.6%，占消费量的比例为33.7%。其中，LNG进口2160万吨(约合300亿立方米)，增长11.1%。

（来源：龙讯财经）

我国煤层气资源十分丰富，资源量达到36.8万亿立方米，居世界第三。因其开采技术较页岩气成熟，加上资源量远超常规天然气，被认为是高效、低碳的洁净能源新主力。

自上世纪80年代末，我国就开始煤层气的地面开发，2005年，我国煤层气进入商业化开发初期。但综合目前情况，我国煤层气开发利用未有较大飞跃。通过整理数据发现，“十一五”、“十二五”煤层气产量目标均未达成，仍处在艰难爬坡阶段。

变化的数据不变的难

煤层气的前期研究、后期开采量都离不开数据的支撑。纵观煤层气发展过程，不仅统计数据存在不合理、不健全的缺陷，目标制定的变化也表明煤层气发展并不十分顺利。

据国家能源局数据显示，2014年我国煤层气(瓦斯)抽采量170亿立方米，而利用量只有77亿立方米。此后发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出300亿立方米的指标，将本应“十二五”期间完成的目标延后五年。2015年2月又发布《煤层气勘探开发行动计划》，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米，对产量的要求力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米、基本全部利用，煤矿排采200亿立方米、利用率达60%，这表明包括2015年在内的未来6年间产量须增加近5.6倍，年增率高达33.1%，能达到如此高的增长率绝非易事。

事实也证明，多位业内专家对“十二五”指标难以完成的预测是正确的，煤矿排采煤层气产量和利用率很难完成既定目标。2015年4月国家发改委发布预测消息称， 2015年煤层气抽采量179亿立方米，利用量83亿立方米，《能源发展“十二五”规划》提出的2015年煤层气商品量达到200亿立方米目标落空。

据了解，类似情况也出现在配套设施建设上。如“十二五”计划要求在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，总长为2054千米。但到今年初投产和在建的仅有5条。特别是开拓煤层气新产区，“建成36个年抽釆量1亿立方米的规模化矿区”的要求未能实现，仅在准东、保德、延川(南)等区有某些新建树。

障碍仍需清除

老生常谈的开采区块气矿权重叠问题值得关注。虽然国家明确提出“先气后煤”的开采主张,但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,越过煤层气开采环节,以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。气权或在央企或在外国公司手中，由于我国矿权设置实行“申请在先”和“探矿权排他性”的行政性配置办法，因此煤层气矿权由国土资源部配置以后就不会更改。

煤层气开采补贴有限，政策扶持力度不足也是问题之一。煤层气开发初期投资较大，开发周期很长，通常要三四年才能出气。补贴不到位，企业处于亏损状态。据了解，因为价格太低，山西省的煤层气企业由于承担着“气化山西”提供气源的任务，虽然赔钱，也只能大力抽采。

地质条件不理想，抽采技术不成熟也是现阶段需攻克的难题。我国虽然富煤，但是各区块地质结构差异大，可采量少，只有2000亿立方米左右，目前集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地这两块，只有进一步勘探开采接续基地，才能形成大规模开采格局。

“因此，应尽快提高煤层气补贴标准和价格。目前补贴标准明显偏低，企业亏损严重，只有大幅提高补贴标准和价格，才能真正刺激企业加速开发的积极性。经济性是企业参与和多元化投资格局形成的重要推动力。”一位不愿具名的业内专家对记者说。

在价格补贴推进落实过程中，还需要政企联手，合力攻坚发展难题，推动煤层气资源开发，改变煤层气产业发展缓慢的现状。“在5-10年内不开采煤炭资源的煤田规划区，提前进行地面煤层气开采，布置大量钻井。对于圈而不采的煤层气区块，建议按照招、拍、挂形式对煤层气资源实行有偿出让和配置，防止某些企业跑马圈地。这样，我国开采的井口数量就有望大幅增加。只有加大开采力度，才能规模化产气。”上述不愿具名的业内人士对记者说。

而通过资金、市场等手段推动企业建立技术联合创新机制也颇为重要。政府部门应增设示范工程、先导型试验和示范工程、搭建国家级科技创新平台，形成院校、企业、政府一体化攻关研究。

“十三五”或迎机遇

2015年底，山西、陕西境内的三交项目获批，成为我国第二个正式进入商业性开发的中外合作煤层气项目。该项目具备开发5亿方/年生产规模的资源条件，将为我国煤层气商业开发积累经验、树立典范。

多位业内人士表示，在未来政策力度加大、技术攻关加快、示范项目效应等多重因素催化下，煤层气产业投资热情有望被再次点燃。不少上市公司已纷纷宣布涉足或转型煤层气开发。开采环节投资增速将拉动煤层气上游产业链发展，产量增长后将带动下游储运分销市场进一步发展。

国家能源委专家咨询委员会委员孙茂远表示，我国煤层气资源丰富，又有多年的开发利用经验，煤层气产业已有良好的发展基础，而且与其他非常规天然气资源相比，开发利用煤层气也不存在环境破坏、水资源等诸多环保问题。综合来看，在当前的非常规油气开发中，煤层气勘探利用的综合效益最大，应放在非常规油气中最先发展的位置。

（来源：中电新闻网）

近年来，我国LNG工厂接收站项目陆续投产，直接拉动了国内LNG的市场消费量的扩大，据金银岛统计数据显示，截止2015年11月23日，国内LNG工厂累计产能在8286万方/天，接收站累计接收能力达到4230万吨/年。受经济下行及替代能源冲击影响，LNG的行业效益也出现下滑，市场消费下游持续疲软，LNG生产企业开工率常年低位运行，能力只发挥30%～50%之间。今年1～9月LNG进口量1473.6万吨，同比下滑4%。市场成交推涨力明显不足，市场成交比同期跌幅可能超过40%。LNG市场需求大面积启动尚需时日，刚刚“松绑”的LNG经营企业却已产生供过于求的担忧，探寻加快推进LNG业务的对策成为当务之急。

LNG企业加快发展的路径选择

路径之一：加快布局下游消费领域，抢占更大的市场份额

前不久LNG调价，极大地提振了下游需求。首先是LNG消费占比最大的LNG车用板块，以目前LNG重卡高出柴油重卡6-8万/辆购置费测算，使用LNG作燃料的用户2-3年即可收回成本，LNG汽车经济性再度显现，这将增强下游用户改装LNG车辆的积极性。未来1-2年LNG交通市场再度活跃将引发加气站（加注站）建设热潮，加快布局建设加气站（加注站）有利于LNG经营企业实现后路畅通及抢占市场先机。

长期以来，受天然气气源难以保障、燃料及改造费用昂贵及政府政策不明朗、不到位等因素影响，“煤改气”市场发展缓慢，LNG企业推广煤改气业务更是困难重重。当前 “煤改气”在治理大气污染方面被寄予厚望，其背后蕴藏巨大的市场体量将成为LNG下游市场开发的重要领域，LNG企业更应把握时机及早开拓“煤改气”市场。除此之外，随着国内气电价格的逐步理顺，天然气发电和分布式能源市场前景广阔，燃气电厂用户市场值得关注。

路径之二：重视发展物流配送，增加一站式直供用户比例

国内LNG供应企业拥有LNG配送车辆比例较少，对中间商的依赖性大，无法参与到物流配送环节的利润分配。不少企业由于没有自营运输车辆，以至于影响其资源的可辐射范围，不得不局限在特定区域狭小范围内的市场来勉强维持运营，不利于企业的下游市场的开发。当前，LNG槽车相较于柴油槽车的经济性逐渐凸显，将拉低LNG的整体运输成本。选择此时投入购置LNG槽车并同步推进物流配送业务，不仅有利于扩大企业经营范围，增加盈利点，还能减少中间环节，同步增加一站式直供用户的比例，争取创造更大的市场空间。具备实力的企业可考虑在主要交通干线或物流集散地进行布局，打造成为颇具规模的LNG生产与运输一体化的LNG运营商。

路径之三：走联合之路，实现规模化、集团化、一体化发展

对于同一区域或邻近区域的多家LNG工厂来说，与其单打独斗，各自为政，相互倾轧，还不如走联合发展之路。通过相互持股、兼并重组、合资合作组建更大的企业联合体，走规模化、集团化、一体化发展的路子。所谓规模化，就是企业的实力不断扩大，市场不断扩大，人才队伍不断的壮大。实现资本实力更强，市场开拓能力更强，技术人才队伍更强。所谓集团化，就是将原来分散的、各自为政的小型LNG 生产企业联合起来，组建新的企业集团，集中了分散的财力、人力、物力，就能实现单个LNG企业不能实现的目标。所谓一体化，就是上下游一体化，区域市场一体化、营销网络一体化，实现产业链的无缝连接和流畅运营的新模式。

路径之四：加大资本运作力度，规避资金风险

国内LNG经营企业多为民营背景，多属创业型企业，资金量普遍不充裕，在接续发展中，绝大部分企业面临融资难、融资成本高的问题。LNG生产企业由于前期投资巨大，绝大多数背负着较大的还贷压力，面临资金链断裂的危险，企业生存或发展非常艰难，持续发展动力严重不足。2014年下半年以来，宁夏、陕西、内蒙古自治区等地部分LNG工厂亏损严重，累计亏损额少则数千万，多则上亿，企业不堪重负之下只得停产歇业或降低开工负荷。鉴于LNG产业链所需庞大的现金流支持， LNG经营企业仍需启动一系列的资本运作，更多地选择与资本市场接轨，通过增资扩股、融资租赁等方式增强企业资金实力，保证生产资金可持续投入，并争取延伸产业链条，通过新资本的进入，借以实现扩大企业经营规模，包括投资LNG工厂、运输车辆、储气设施、加气站甚至气化站等，进一步完善LNG产业链布局，规避资金风险，使企业跨过险滩。

路径之五：创新商业模式，积极探索LNG电商平台运作

创新LNG行业的商业模式，其中建立LNG电商平台仍然是业界努力的方向。在国家政策强力支持下，积极探索LNG电商运营新模式，既是市场竞争的结果，也是企业创新模式过程中不可忽视的重要领域。将实物生产和实物运输同电子商务结合起来，才有更大的市场，才有更大的作为。企业的朋友们，你们准备好了吗？

目前，LNG生产商仍旧游离在电子商务之外，电子商务的开展仍然是独立的第三方交易中心。以国家级的电商平台上海天然气交易中心为代表，国内正式运行的天然气交易平台累计达到12家。不久前，国家天然气价改新政明确了上海天然气交易中心将承担更多的市场交易和价格发现功能，可见未来天然气交易平台在推动天然气市场化过程中的作用将持续强化。

近一年来，许多LNG企业都涉入“互联网+LNG”模式，努力改变企业的营销模式和利润获得渠道的重构，一定程度上改变着LNG行业企业之间未来的竞争格局。LNG经营企业可以“互联网+LNG”为突破口，借助互联网开拓市场，但目前已运行的LNG电商平台仅个别达到预期效果，后期仍需在平台使用效率和配套服务上多下苦功，打造出平台的核心竞争力和实现差异化，培养自身优势业务以吸引更多用户参与到平台交易。可以预见，在未来几年内，越来越多的LNG供应企业和燃气公司将陆续上线LNG电商平台，或将引发各路LNG企业对下游客户的争夺战，竞争必然与生死相随，企业的命运或因电商的崛起而改变，对整个社会来说，则是利好，因为电商的进入必然推动LNG企业的市场化，也必将早就一大批适合现代市场营销的LNG电商。

路径之六：加快技术创新，生产、储存、运输多领域实现安全生产、高效生产

LNG生产经营企业应坚持把技术创新作为企业未来发展的主要目标，只有技术创新，才有未来生存与发展。坚持技术创新，就是通过不断的研发，提高LNG生产、运输储存等工艺的更新和改进，做到生产设备的更加高效，技术工艺更加科学合理，生产成本不断降低，劳动生产率越来越高。企业做到安全生产、高效生产、环保生产和精细生产。

(来源：admin 绿色能源)