管网独立背景下传统油气企业LNG销售变革——以中国石化为例

徐建闽 李 潇 杨 镇

（1.华南理工大学土木与交通学院，广东 广州 510640；2.四川川油物业有限公司，四川 成都 610051）

0 引言

LNG作为管道天然气的补充与拓展，主要依赖于公路、水路运输，适用于地处偏远、用户与用量少、建设管道经济性不高的地区。与管道天然气销售受制于管道建设的情况相比，LNG销售灵活性更大，同时LNG定价不受限于政府对管道天然气实行的门站价管控等因素，其价格更贴近市场供求关系，更能反映区域工业经济发展水平。因此中国石油、中国石化等企业都将LNG的销售作为重点业务，其销售区域主要以自有接收站为中心辐射周边省市。当前，国有资本控股、投资主体多元化的国家管网已投入运营，致力于推动油气基础设施向各种所有制企业公平开放，三大石油公司（中国石油、中国石化、中国海油）虽然参股，但话语权将非常有限，原有管道自然垄断带来的下游销售和市场开发竞争优势将基本丧失［1］。逐步改变的天然气市场格局也必将冲击现有的LNG市场与销售体系，近几年中国石化在LNG销售业务方面的发展在三大石油公司中颇具代表性。因此全面评估管网独立对LNG销售的影响并尽早实现经营战略转型对以中国石化为代表的油气企业具有重要意义。

1 中国石化LNG经营现状

受新冠肺炎疫情影响，2020年中国石化销售天然气量为278×108m3，同比降低3.6%；但进口LNG资源销量仍增长迅猛，2020年销售气化LNG量为157×108m3，同比增长40.3%，销售液态LNG量为617万吨，同比增长30.2%［2］。在北方区域，中国石化通过2014年底投产的青岛接收站和2018年年底投产的天津接收站将销售范围辐射京津冀地区、山东省、山西省、江苏省、浙江省、安徽省；在华南区域，2016年投产的北海LNG接收站，将销售范围延伸至广东省、广西省、云南省、贵州省。

1.1 中国石化LNG基础设施情况

国家管网公司成立前，中国石化天然气业务的购、销、运与基础设施建设运营统一由天然气分公司负责。中国石化天然气分公司成立于2005年，主要设施包括3座已投产的LNG接收站，文-23、文-96储气库，以及川气东送、榆济线、安济线、安济线、鄂安沧、新气管道、山东、天津、广西LNG外输管道、青宁线等跨省管道，约占全国天然气长输管道的6%［3］（表1、表2）。中国石化的LNG销售业务依托3座接收站开展，3座接收站均配备20个槽车装车撬。其中北海LNG接收站已经随管道资产划归国家管网公司，天津市、青岛市2座接收站仍由天然气分公司运营，经营主体为天然气分公司下属华北销售中心，对天津市、青岛市两个站的资源统一调配。

表1 中国石化主要天然气长输管道统计表

表2 中国石化LNG接收站统计表

1.2 进口LNG增长迅速但亏损严重

2020年，受新冠肺炎疫情影响，全球天然气需求增速出现下降，但我国境内天然气需求仍保持增长，全年天然气消费量达3 262×108m3，同比增长7.1%，根据海关总署的数据显示，海外LNG进口量达6 669.7×104t，同比增长10.8%，月度LNG进口资源量同比呈上升趋势（图1）。LNG接收站接卸能力提升至8 700×104t／a，同比增加14.2%［4］，随着国家管网公司所运营的LNG接收站窗口期的开放以及国内全面复工复产，进口LNG市场参与主体增多，2021年第一季度LNG进口量达1 954.8×104t，同增长28.8%。由于2018年底新投产天津LNG接收站以及青岛LNG接收站一直高负荷运行，2019年中国石化进口LNG增幅在三大石油公司中最大，同比增长66.7%，达219×108m3，约占全国LNG进口总量的25%；此外，中国海油进口LNG量为387×108m3，同比增长3.1%，约占全国LNG进口总量的45%；中国石油进口LNG 213×108m3，同比增长3.9%，约占全国LNG进口总量的25%［3］139。从销售价格上看，由于新冠肺炎疫情对工业和经济造成的冲击，2020年中国石化天然气平均销售价格为人民币1.36元／m3，同比下降13.2%；气化LNG平均销售价格为人民币1.774元／m3，同比下降13.2%；液态LNG平均销售价格为人民币2 543元／t，同比下降23.1%；天然气业务所属的勘探及开发事业部经营收入经营收入同比下降20.4%［2］25。目前我国进口LNG仍以三大石油公司为主导，其他企业进口量快速增长但总量较少，2020年城市燃气、电力企业等LNG进口量同比增加74.0%，但在我国LNG总进口量中占比仅提高3.8%［4］33。中国石化的LNG资源全部依赖海外进口，以LNG“长协”为主，采购海外低价LNG现货的情况虽存在但相对较少，而进口LNG价格与日本进口原油综合价格（JCC）和美元汇率挂钩，以目前国内的LNG销售价格而言，中国石化的进口LNG亏损严重。中国石化已签署的海外“长协”仍在履行且还有巨大存量，管网独立后，管道管输费与接收站气化加工费剥离后，其经营压力将进一步增大，天然气的可持续发展是中国石化下一步将面临的巨大挑战。

图1 2019-2020年海外LNG进口量

1.3 LNG用户主体多元但黏性较低

目前国内LNG的用户主体有加气站、点供用户、以燃气电厂为代表的工业企业，以及在采暖季管道气不足时，气化LNG进管网补压的燃气公司［5］。占比大的加气站用户对价格敏感度较高且用量不稳定，点供用户等其他类型用户用量相对稳定，但在环保变得日益重要的背景下用户常受制于环保政策与检查而影响用量，燃气电厂等工业用户出于成本与保供能力的考虑一般优先选择管道气。开发难度较大，市场竞争更为激烈，LNG的终端市场其实是一个十分脆弱的市场。

1.4 采暖季资源供给压力与机遇共存

在国内推广清洁能源的背景下，国内天然气需求快速增长，北方采暖季天然气用量在冬夏两季存在巨大峰谷差。北京市燃气集团有限责任公司董事长李雅兰曾表示，冬季气温每下降1℃，北京需增加天然气量为200×104m3／d，每下降5℃，则需增加天然气供应量为1 000×104～2 000×104m3／d［6］，采暖季通过LNG气化进管道的方式以补充城市管网压力时有发生。采暖季开始后，LNG需求量持续激增，对资源供应能力与其他用户资源平衡都形成了巨大的挑战。随着2019年中俄管道的投入使用与沿海接收站数量的增多，上述情况有所缓解。但2020年LNG市场价格在进入采暖季以后持续上涨，从11月下旬开始，西北、华北地区LNG液化工厂出厂价格每吨日涨幅达数百元，最高出厂价格近8 000元／t，接收站出场价格也有相当幅度上涨，反映出了天然气资源在局部供应方面仍存在较大矛盾。LNG的价格在采暖季随市场需求逐渐升高，一般情况下在当年10月上旬开始有较大攀升并持续到次年4月。由于目前非采暖季国内LNG价格低迷，对以海外长协为主的中国石化来说，销售价格常年低于采购成本，采暖季是LNG销售减亏的关键时期，对销售价格与供应量的把控对企业经营至关重要。但这种把控不能以无序的市场秩序与资源的紧缺为代价，合理有序的保供应是未来寻求的平衡之所在。

1.5 LNG销售影响因素多，区域竞争激烈

北方区域内LNG销售受到影响因素较多［7］。从用户的角度来说：主要有政策、环保、气源局势、市场等因素，大部分LNG终端用户对价格敏感，较为稳定的工业用户的用气终端为生产企业，遇到环保检查等情况容易关停导致用气量下降。从竞争性气源的角度来说：我国LNG产能主要分布于西北和华北地区（图2），西北地区产能主要来自于数量众多的LNG工厂（图3）。这些天然气液化工厂是给LNG市场带来变化的重要影响因素。西北液厂普遍使用中国石油的管道气作为加工原料，部分工厂已完成设备折旧与改扩建。在LNG运费较低的情况下，这些液化工厂的产能与出厂价格会对中国石化LNG销售造成影响，但液厂的气源为管道天然气，在冬季面临停机的可能。与中国石化青岛、天津LNG接收站同区域的接收站还有国家管网大连、天津LNG接收站、中国石油唐山LNG接收站，这类气源都是以海外进口LNG为主，进入市场时间较早、产能更高，有相对完善的销售物流体系，且出货量大，销售方案与价格方案多样，对中国石化这样进入LNG市场的“新手”形成很大竞争。因此如何处理协调竞争性气源是中国石化LNG业务下一步发展需要解决的问题。

图2 中国LNG产能区域分布

图3 2021年主要省区市天然气液化工厂数量

2 国家管网公司成立后对LNG销售局势的影响

2.1 上游LNG进口业务竞相开展

2021年4月，国家管网公司公布2021年接收站、储气库、天然气管道剩余产能以及54家接收站剩余产能入围委托商名单［8-9］（表3）。在储运设施逐步开放的情况下，LNG进口的上游政策性壁垒被打破［3］137。已有的新奥能源、华电清洁能源、北京燃气、保利协鑫、中国燃气、胜利天然气等少数企业自主进行国际LNG采购的局面将扩大。三大石油公司以外的城市燃气企业、燃气电厂等传统天然气用户出于用气成本考虑将在国际LNG价格低廉时进口LNG现货，利用国家管网公司基础设施输送。其业务也将由单纯进口扩展到对外入股海外天然气区块开发乃至投资建立海外液化工厂（如新奥能源），在国内自建LNG接收站（如已建成的新奥舟山接收站、已批复的北京燃气天津南港接收站）等深层业务［10］，上游将形成央企、民营资本、外企竞相角逐的局面。LNG用户价格敏感度高，在维持原有用户的基础上进行新用户的开发是中国石化等企业将面临的重要挑战。

表3 2021年国家管网公司LNG接收站剩余产能表

中国是全球天然气消费大国，新增采购商若不能及时形成采购联合体，在淡季时采购量猛增而在采暖季海外资源不足时再转向国内竞争三大石油公司长协资源，将加深国内外LNG资源的不确定性与价格风险，增加天然气基础设施的运行负担，扰乱现有脆弱的市场秩序［11］。

2.2 下游市场竞争加剧，LNG销售业务下沉至终端

国家管网独立以前，三大石油公司的天然气基础设施只为企业自身服务，中国石化可以利用自身丰富的资源优势与储运能力优势经营。随着接收站的剥离，中国石化仅剩的天津、青岛接收站未来也可能被划走，民营企业加入LNG进口行业，与其共用接收站窗口期。在上游资源优势削弱的情况下，将销售业务下沉至终端，省去中间环节建立上—下游一体化销售网络的方式是中国石化等油气企业的唯一选择。但长久以来下游一直由承销商如新奥、华恒、胜通等公司利用三大石油公司的资源对终端用户直接供气。这部分企业用户众多且贸易量巨大。中国石化这类的油气企业反而不直接与终端开展业务联系，因此，将终端用户从经销商的手中“抢过来”，利用LNG资源直接对这些用户进行供气是企业经营方式转型的必然选择［12］，但这一过程注定十分艰难。

2.3 管道气资源优化配置，LNG经营形势艰难

2021年3月国家管网正式接管中国石油大连LNG接收站以及“陕京线”等干线天然气管网。结合此前已经整合的三大石油公司大部分跨省长输天然气管道资产，主干天然气管网已经构成全国范围内的“大动脉”。各省管网公司由于未来与国家管网公司的关系尚不明确，预计今后将形成国家管网公司与省管网公司长期共存的局面［13］。这种局面下，上游气源的整体优化配置将加强，趋于向销售渠道畅通且利润高的地方汇集，在与此相对应的区域内，LNG销售将面临更严峻的竞争，部分增量转向经营环境更艰难的新市场［14］。上海、重庆石油天然气交易中心所起作用日益增加，区域资源供给不平衡的形势凸显，用气矛盾更加尖锐，LNG在补足市场空白方面将发挥更大的作用。在可预见的未来，优化的管道气资源可降低西北液厂与华北液厂的生产成本，这部分LNG资源会利用价格优势，对中国石化等央企的海外LNG资源造成较大冲击。

2.4 进口资源多样性进一步提高

目前并非所有的LNG接收站都已划归国家管网公司运营，已投产的22座接收站中，有7座划归国家管网公司，其位置与产能并非最优，三大石油公司仍掌握部分接收站，这对中国石化等油气企业来说是一个优势。虽然已有出售空余窗口期的经验，但接收站窗口期全面开放后如何管理，如何竞拍空余产能，如何协调船期是即将面临的重要问题［15］，海外进口LNG资源的气质组分多样，如青岛LNG接收站针对巴布亚新几内亚高热值LNG资源和澳大利亚高气化率LNG资源的组分不同，分为“贫、富液”两套工艺处理流程。下一步上游采购气源多样性增加，导致接收站储存LNG气质复杂性相应增加以及装车销售LNG的质量变化增加，将对LNG接收站技术管理与LNG销售造成一定影响。

3 对中国石化LNG业务发展的几点建议

通过全面客观分析中国石化在国家管网公司成立背景下的优势（Strengths）、劣势（Weaknesses）、机遇（Opportunities）、威胁（Threats）四个方面，分析未来LNG业务的发展机会，为中国石化LNG销售发展提供新思路。

3.1 中国石化LNG销售SWOT矩阵分析

3.2 发展建议

根据SWOT矩阵（表4）的分析结果，从市场开发、销售管理与用户服务三个方面对中国石化的经营提出以下改进建议。

表4 中国石化LNG销售SWOT矩阵分析表

1）利用资源优势，拓展新增市场

虽然管道与接收站资源已经被剥离，但是在资源方面中国石化仍然拥有丰富的海外“长协”，其来源于巴布亚新几内亚的高热值LNG资源适用于燃气电厂发电与车用LNG加注，来源于澳大利亚的高气化率LNG资源适用于工业点供与城市燃气的供应。所以从资源的角度，中国石化可以满足各类用户对LNG的需求。在管网独立的背景下，中国石化可以利用资源丰富而优质这一优势进一步服务用户，深度配合国家管网公司已开放的接收站等基础设施资源布局，积极争取国家管网公司接收站的运行窗口期，结合自身的资源优势将产品销往以前因为基础设施限制而未能充分开发的市场，如东北市场。

面对全面复工复产后的LNG市场新格局，根据企业在新冠肺炎疫情后的经营现状与业务调整情况，全面理清销售范围内的传统企业用气特点与新增用户的用气需求，通过对标周边竞争性气源的价格，采取更灵活的价格管理措施与优惠政策，积极拓展增量市场，将原来的销售范围进一步扩大。

中国石化作为LNG销售企业，同时又拥有一定的资金支持与投资自主权，因此在利用传统方式拓展市场的同时发挥这方面的优势，对管网独立这一变革期的LNG销售具有重要意义。在充分调研的基础上，可以考虑参股或投资大型用气终端项目，扩展LNG销售渠道的同时保证盈利，以及投资城市燃气领域，通过合资合作的方式，进一步开发下游销售市场。在市场变革的背景下，传统大型用气企业出于成本考虑已经开始自主进口海外LNG，传统市场面临更激烈的竞争，通过价格与服务及早布局不饱和市场，如冷能利用、分布式能源项目，培养新用户是未来市场开发的又一方向。

2）围绕市场，细化销售管理

为了更好地“抓牢”终端市场，进一步扩大直销用户数量，改变以往将LNG批量销售给承销商，再由经销商层层销售至用气企业的方式，可通过长期积累的用户资源直接与用气企业建立购销关系，让用户直接从中国石化采购LNG再由市场上的物流单位进行配送。通过这种方式减少贸易过程的中间环节从而让利于用气企业，以此增加用户稳定性。但这一过程涉及从原来承销商手中争夺客户，对中国石化这样基层销售经验不足、销售政策不够灵活的企业来说，还有一定难度。深入终端市场必然要加强对基层销售工作的投入，在扩大销售业务的同时可以适当改变以往销售制度的劣势，如审批流程繁杂、基层自主经营权限过小等问题，在企业经营框架内简政放权，发挥省级销售公司的经营自主性与贸易灵活性，提高工作效率的同时更好服务用户。

在价格管理方面，中国石化在华北拥有2座接收站，LNG出货量占据北方区域LNG出货总量比例的37%，因此在价格管理方面，可以改变以往价格制定跟随市场的模式，逐渐变为引领市场。在这一过程中，通过分析工业与经济运行情况，精准测算目标市场价格走势，对比竞争性气源的销量与价格，通过加强与中国石油、中国海油等企业的联动，避免陷入价格战。研究船期、库存与销售的关系，避免因对价格把控不足而对储运设施的周转造成压力，从而引起销售价格上的损失。面对市场竞争激烈和LNG用户价格敏感性高的特点，实现对不同用户价格管理的精细化，利用灵活的价格政策、组合优惠套餐增加用户粘性，甚至可以适当采用“一户一议”的政策，根据企业生产特点与价格承受能力制定更贴近实际的价格管理方案，尽量争取用户。

随着海外LNG市场中采购主体的增加，针对海外进口资源，可以灵活处理海外“长协”与现货的比例关系，加强在海外采购市场中的话语权，促进国际LNG采购联盟的形成，增强中方企业的议价能力。国家管网公司窗口期的开放导致市场上LNG资源经营主体逐渐增多，上海、重庆石油天然气交易中心的作用将日益增加，在LNG销售过程中需要进一步重视油气交易中心的作用，加强LNG资源线上销售的力度。

3）全面提升用户服务

由于危化品货物运输的特殊性，交通管理部门时常会对危化品运输车辆采取不同程度限行，中国石化等企业实行提货车辆备案制度，集中了国内物流企业运力资源，可以考虑进一步优化并引导各方物流资源配置，应对因道路限行等因素带来的运力不足等问题，确保资源准时送往用气终端。

同时加强销售队伍的人才建设，从原来具有计划经济风格的“安排销售指标”的营销方式转变为“以客户为中心”的服务型营销方式，员工工作方式更加“市场化”和“专业化”，像以往承销商一样更加深入市场和基层，从每个环节上随时掌握用户诉求，获取LNG销售行业动态，提升用户的服务体验。

4 结束语

伴随着我国天然气需求的不断增长，近年来中国石化的LNG销售业务不断扩大，由于其受制于传统经营模式的影响，更容易受到国家管网公司成立所带来变革的冲击。中国石化目前也正在通过销售机构改革、成立长城燃气布局城燃领域等措施积极求变［16］，通过分析其在LNG销售业务中的优势与劣势，提出销售策略改进建议，对其他传统能源贸易公司具有一定的借鉴意义。