1 LNG业务现状及特点
1.1 中国石油液化天然气业务现状
lol比赛赌注平台中国石油是中国天然气市场最大的供应商，市场份额约为 60%。中石油引进LNG的初衷主要是作为管网的调峰资源。随着市场需求的不断增长，LNG作为独立能源的地位越来越突出。中石油LNG进口量长期追随中海油，2019年被中石化超越。2020年中石油LNG进口量1270×104吨，同比下降1.6%。
昆仑能源有限公司是中国石油旗下专业从事天然气销售和LNG接收站业务的子公司。目前已在江苏、唐山建设运营两座LNG接收站，以及海南深南LNG储转站，具备年接收能力。共1 360×104 t，占全国总接收量的15.2%。此外，大连LNG和深圳蝶阜北LNG两个接收站将于2020年移交给国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）。中石油利用国内天然气生产优势，在国内建设了20余座小型LNG工厂，初步形成了以储气库和沿海大型LNG接收站、内陆LNG调峰储站和小型LNG工厂为主的LNG工厂。补充调峰供气模式。
在LNG资源收购方面，中石油国际有限公司和中石油国际勘探开发有限公司分别负责LNG国际贸易业务和海外天然气勘探开发及液化工厂投资合作业务截至2020年底，中石油已签订6个LNG长期贸易合同，累计实现LNG中长期资源量1 185×104 t/a。俄罗斯、莫桑比克、加拿大、澳大利亚等海外LNG生产基地，在产海外LNG项目权益产能349×104t/a，在建LNG权益产能476×104t/a，总计825×104 t/a。 800×104 t/a股权产能等待投资决策。
lol比赛赌注平台1.2 中国石化LNG业务现状
中国石化是中国天然气市场的第二大供应商，目前是中国第二大液化天然气进口商。 2020年中国石化LNG进口量将达到1680×104吨，同比增长8.9%。
中国石化天然气分公司是中国石化的专业子公司，负责液化天然气及相关行业。目前已建成运营青岛LNG和天津LNG两个接收站，年接收总能力1 200×104 t，占全国总量。 13.4% 的接收容量。青岛LNG接收站三期和天津LNG接收站二期扩建工程正在实施中。项目建成后，年接收能力将提高至2 180×104 t，2020年北海LNG接收站移交国家管网集团。
lol比赛赌注平台在LNG资源获取方面，截至2020年底，中国石化签订4份LNG长期贸易合同，合同量约1 010×104 t/a；拥有225×104 t/a海外在产LNG项目的权益产能，均位于澳大利亚。
1.3 中海油LNG业务现状
中海油率先从国外进口LNG，走上了以贸易促进LNG产业链资源、市场、设施一体化发展的道路。目前，中海油仍保持中国LNG进口量的最大份额，也是全球第三大LNG进口国。 2020年LNG进口量为2840×104吨，同比增长5.6%。
中海油天然气电力集团有限公司是中海油旗下负责液化天然气及相关产业的专业子公司。已在广东大鹏LNG、福建LNG、浙江LNG、珠海LNG建设运营4个接收站。总接收量为2 360×104 t，占全国总接收量的26.3%。正在建设的接收站年接收能力300×104 t，另有天津LNG、海南LNG、粤东LNG、防城港LNG、深圳蝶府LNG5个接收站将于2020年移交国家管网集团。
在LNG市场开发方面，除基础市场外，中海油十分关注天然气发电和LNG加注（运输）市场，已形成一定优势。目前已建成投运电厂6座，总装机规模为708×104千瓦，在建规模为138×104千瓦。
在LNG资源获取方面，截至2020年，中海油已签订10个LNG长期贸易合同，累计实现LNG中长期资源2 570×104t/a；中短期和现货资源供应场所扩大至15个 中国与40多家企业签订了LNG现货贸易主合同；与荷兰皇家壳牌集团（简称壳牌）、日本三井集团、日本邮船株式会社等签订LNG船租船总包合同；中海油海外LNG生产主要分布在澳大利亚，在建海外LNG项目权益产能318×104t/a，在建LNG权益产能53×104t/a。
1.4 三大石油公司LNG业务特点
中国石油液化天然气资源较为丰富，但下游市场面临其他企业的激烈竞争。现有LNG接收能力、LNG供应能力与市场销售需求不匹配，布局有待优化。未来，在加大市场开拓的基础上，还需要积极增加自身接收能力或与国家管网集团LNG接收站开展更密切的合作。
中国石化的液化天然气市场近年来发展迅速。两个端子都过载。但在LNG资源池中，长期贸易（合同期限3年以上）和股权资源相对不足。因此，中石化2019年和2020年的LNG资源池相对不足。他们高度依赖短期和现货液化天然气采购。虽然这样可以在淡季降低成本，但也带来了冬季取暖期不得不承担LNG高价的风险。 2021年3月，中石化与卡塔尔石油签署了200×104 t/a的长期LNG购销协议，预计未来还将签署更多类似协议。
中海油的LNG业务是最早、规模最大的，但也背负了很多高价长期贸易LNG的重担。未来，在努力保持市场份额的同时，还需要进一步消化前期的高价资源。值得一提的是，2020年，中海油将通过罐式集装箱向柬埔寨出口LNG，这是三大石油公司开拓海外LNG下游市场的首次尝试。
2 面临的共同挑战
2.1 市场竞争越来越激烈
来自市场的挑战主要包括两个方面：一方面，来自管道燃气、可再生能源等其他替代能源的竞争日趋激烈；竞争（主要包括城市焚烧企业和部分民营企业）日趋激烈。
2.1.1来自管道燃气、可再生能源等的竞争
短期内，进口LNG面临来自俄罗斯进口管道气的竞争压力；中长期来看，随着新能源技术的进步和“碳中和”的加持，其发展将越来越快，给天然气带来越来越多的竞争。
“碳峰”和“碳中和”目标提出，到2030年中国石油天然气集团公司品牌建立和推广策略，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，比上届20%的目标提高5个百分点能源革命战略。清洁低碳转型进程加快推进。因此，业内普遍认为天然气的峰值时间会提前，峰值也会相应降低。但对天然气峰值的判断仍有较大差异。大部分预测在 5 500 × 108 到 6 500 × 108 m3 范围内，峰值时间约为 2035-2040 [3-4]； 2035年消费量将达到峰值5 000×108m3[5]，约占一次能源的10%。
2.1.2 来自其他液化天然气市场参与者的竞争
随着国家管网集团的正式运营，我国初步形成了中游管网环节独立、公平、公开、上下游投资者自由进入的天然气市场格局。国家管网集团已接收来自三大石油公司的10座LNG接收站，其中7座在运，3座在建。目前接收能力为2 760×104t/a，占比30.8%，一举成为国内接收能力最大的市场主体，进一步促进了公平开放接收站容量。
第二梯队利用终端市场优势，加快产业链向中上游延伸，先后布局LNG接收站或租用国家管网集团产能，绕过了国内的资源管控三大石油公司，并在海外直接参股上游。资源可能与国际主要石油公司形成战略联盟，例如道达尔与申能（集团）有限公司近期在中国市场开展液化天然气供销合作。 2020年二线LNG进口量将达到940×104t，几乎是2019年进口量的两倍，占中国LNG进口总量的比重从2019年的8.4%提高到2020年13.的 6%。 2020年第二梯队LNG接收能力为1 280×104 t/a。根据相关项目建设规划，预计到2025年和2030年，第二梯队LNG接收能力可分别提高到5 400×104 t/a和8 200 t/a。 ×104 t/a，中国LNG接收能力占比从14.3%分别提升至32%和36%。可以预见，未来无论是LNG接收站建设运营还是LNG市场销售，竞争压力都将逐步加大。
2.2“碳峰”和“碳中和”目标下减排压力增加
“碳中和”目标对油气行业的影响主要体现在两个方面：一是生产经营的低碳化，二是能源产品和服务的低碳供给。 6]。根据能源咨询机构IHS的研究，LNG产业链中13%~20%的碳排放来自天然气开发和液化，1%~4%来自航运，0%~3%来自航运。在气化环节，75%~85%在终端利用环节。中上游占比不大中国石油天然气集团公司品牌建立和推广策略，但集中控制相对容易，而下层则较难控制，需要各个环节的共同努力。
此外，LNG行业的甲烷气体减排也是一个重要方面。 IPCC（政府间气候变化专门委员会）第五次评估报告明确指出，深度减排非二氧化碳温室气体（尤其是甲烷）将是控制全球平均气温上升低于1.5℃的必要条件[7]。油气行业的甲烷排放虽然不是仅次于自然排放和农牧业的最大排放源，但油气行业的甲烷排放相对容易控制，也可能带来经济效益中国石油天然气集团公司品牌建立和推广策略，因此获得了更大的收益。受到政府、环保组织和业界的关注。从目前来看，甲烷减排的相关法律法规还不完善，检测、监测和控制技术还不成熟[8]。
“碳中和LNG”是产品和服务低碳化的方向之一，但大规模实施仍存在挑战：一是成本增加。据IHS研究，按照全价值链计算，一艘船6.8×104 t的LNG运载能力相当于22×104～30×104 t二氧化碳当量。如果碳价按0.$3～20/t计算，将增加6.6的LNG船运。 ×104～600×104美元“碳中和”成本，相当于单位成本增加0.02～1.69美元/MMBtu；二是缺乏国际公认的“碳中和LNG”行业检测、报告和验证标准；第三，碳减排转移、抵消、补偿等国际贸易机制尚未建立[9]。
2.3 LNG应用成本高，亚洲溢价依然存在
首先，大部分液化天然气上游资源掌握在主要国际石油公司手中。三大石油公司在海外独立经营天然气开发和液化厂项目的技术和商业能力较弱。建设和运营成本仍然比较高；第二，随着国内市场更加分散，LNG国际采购的议价能力没有提高，这体现在一些历史上的长期协议价格重新考虑困难；三是国内气化、储存、管输，配气链条长，终端用气价格高，需求增长受价格制约，尤其是燃气发电等行业对燃油价格高度敏感。
虽然近两年国际LNG价格仍处于低位，但随着供需形势的变化，特别是全球新冠疫情逐渐得到控制后，全球复苏缓慢未来经济，LNG价格将回归理性区间。能源研究公司WoodMac预测，到2040年，亚洲LNG的CIF价格可能会波动至8-9美元/MMBtu，而LNG价格在2021年上半年已经出现上涨迹象。在此背景下，LNG生产难度加大三大石油公司的经营将进一步增加。
2.4 LNG供应的稳定性和安全性仍存在诸多风险
虽然全球LNG供应相对充足，但中长期供应仍存在一定风险。未来LNG需求增长主要来自中国、东南亚、南亚等地区。由于需求增长的不确定性和需求规模的进一步分散，采购商对于签订长期合同和大宗采购合同的态度越来越谨慎。在协议的支持下，上游液化项目的投资决策也将变得复杂和困难。加之新冠疫情影响，2020年全球通过最终投资决定（FID）的液化项目数量创历史新低。只有墨西哥的 Energia Costa Azul LNG T1 实现了 FID，项目产能为 300×104 t/a。根据壳牌2021年2月发布的LNG展望报告（2021）[10]，即使考虑卡塔尔的扩建项目，如果未来几年没有其他新的液化项目投资，预计供应短缺可能会提前到 2025 年。
此外，中国和亚洲新兴LNG进口国普遍储备不足和调峰能力不足，造成区域性和周期性的供需矛盾。 LNG供应的安全也深受国际形势的影响。贸易战、地区冲突、新冠疫情等“黑天鹅”事件，都会给产业链安全带来巨大风险。此外，天气气象条件、技术故障、关键航道受阻等也是常见且不可忽视的因素。
3 应对策略建议
3.1 坚持低成本战略，以具有竞争力的价格支持可持续的需求增长
无论是应对新能源品种的竞争还是新的市场主体的竞争，最根本的是综合成本的竞争。坚持低成本战略，需要从LNG的全价值链入手。三大石油公司要充分发挥上下游一体化优势，做好国内外、上下游投资布局，提高现有项目的质量和效益。同时，建议逐步调整完善天然气和LNG业务运营管理机制，建立更贴近市场、反应迅速、协调顺畅、管理高效的一体化LNG团队。
降低获取 LNG 资源的成本是关键。建议一方面加强采购策略研究，调整完善LNG资源池；由于焦虑和渴望实现[11]，继续寻找机会增加具有竞争力的海外天然气开发和液化工厂项目的权益中国石油天然气集团公司品牌建立和推广策略，对冲LNG贸易资源特别是现货资源的价格波动风险。
3.2严格控制温室气体排放，加快LNG产业低碳转型
根据壳牌的实践经验，LNG行业的减排措施主要包括以下几个方面：一是做好甲烷气体在整个生产过程中的管理，减少不必要的放空，提高回收率，加强泄漏检测和监测；能源效率;三是在生产环节增加清洁电力使用，减少化石能源消耗。四是推动在天然气生产、液化、LNG发电等二氧化碳排放集中领域实施碳捕集与封存。五是通过森林碳循环形成碳汇。
结合我国实际，一是做好LNG接收站和终端消费环节的节能增效工作，二是以森林碳汇为补充的补偿、碳捕集与封存。长期发展方向和“净零排放”底线”措施。
利用LNG冷能可有效节约能源，提高能源综合利用率，减少碳排放。建议尽可能集约、规模化建设LNG接收站和储罐，发展LNG冷能综合利用产业，进一步提高冷能利用率。在天然气利用方面，探索推动有条件地区多能互补和整合优化，开拓天然气与可再生能源融合发展的高效市场，大力开展气电、风光互补项目[12] ，进一步加大节能技术创新和节能技术、设备推广应用，大力实施建筑节能，降低天然气消耗。
3.3 寻求政策支持促进市场公平竞争和能源有序置换
政策支持是LNG产业健康发展和能源转型的重要保障。无论是从能源经济、安全（包括使用和供应安全）、环保等角度综合考虑，还是从新能源和储能技术迭代的周期判断，都应该认识到天然气在能源领域的不可替代性。中国能源转型。发挥重要作用，应继续支持鼓励发展的政策。
目前，中国的“双碳”目标已经明确。下一步要抓紧完善碳排放相关法规和标准，建立健全全国碳市场，引导形成天然气和碳市场化定价机制。加强温室气体排放监管中国石油天然气集团公司品牌建立和推广策略，加强管网和接收站成本监管审查，推进互联互通，推动建立和完善国家级公开透明、公平开放的管能、地下储气库、LNG接收站接收能力交易平台，积极营造公平有序的竞争环境。坚持“煤适合煤，气适合气，电适合电”，打破能源行业的各种壁垒，使各种能源品种在竞争中逐步实现有序替代。支持LNG进口，继续实行进口天然气退税优惠政策。支持重型燃气轮机、大型LNG液化工艺装备等技术突破，鼓励LNG产业节能减排新技术创新应用。
3.4 深化合作，不断创新商业模式，提升产业链稳定性和抗风险能力
一是加强中国企业内部合作。三大石油公司之间及与下游企业横向和纵向合作，形成良性竞争与合作关系，共同拓展国内LNG市场，维护市场稳定，增加市场活力和透明度，培育具有国际影响力的天然气价格指数，并逐渐获得液化天然气定价权。
二是深化国际合作。从中国天然气市场的增长趋势来看，三大石油公司未来将成为全球最大的LNG进口国，应充分发挥市场优势参与国际合作。在天然气液化项目开发中，我们将与国际主要石油公司共同推进商业模式创新，更好地保护投资，增强产业链上下游的稳定性。提高LNG采购合同灵活性，减少合同期限和目的地限制，在确保上游安全生产的前提下，增强供给侧调节能力。与“一带一路”主要资源国在天然气开发和液化装置建设运营方面密切合作，获取更多优质资源。深化与亚洲新兴LNG消费国在LNG接收终端和终端利用领域的合作，积极开拓重点国家市场，形成双循环发展格局。
3.5 合力推动科技创新，支持产业链高质量发展
低成本战略的核心是依靠技术进步和技术领先。三大石油公司在LNG接收站建设和运营方面形成了各自的技术体系，也达到了国际水平。但是，他们仍然需要加大对一些关键设备和工业控制系统的研究，以使国产化水平更上一层楼。天然气勘探开发与大型液化工厂的建设运营仍有差距。建议加强技术合作，努力打破国际主要石油公司的技术垄断，支持中国企业主导的海外LNG供应基地建设和运营。加强油气行业碳减排和甲烷气体减排技术与标准合作，支持行业低碳转型。积极推动LNG行业数字化转型创新实践，加强数字技术在LNG项目全生命周期、全价值过程管理中的深度融合，提升LNG业务一体化管理水平。
4 结论
lol比赛赌注平台在“碳达峰”和“碳中和”的大背景下，三大石油公司都将加快天然气开发作为低碳转型的重要举措。 LNG作为天然气供应的重要形式，有着广阔的发展机遇和光明的前景，但也面临着严峻的挑战。三大石油公司要深化内部改革和外部合作，充分发挥整合优势，通过不断创新和技术进步，实现LNG全产业链降本增效、低碳发展。在社会经济发展中承担应有的责任。返回搜狐，查看更多
