去冬今春的一场席卷全国的气荒，让人们见识了天然气的强大市场需求，也使得LNG短期交易及现货贸易成为国内市场推崇的贸易模式。民企参与进口LNG贸易主要有两个渠道，一是第三方租赁LNG接收站，二是自建LNG接收站。过去的几年中，国家一直在推行天然气领域的改革，但从目前的结果看，LNG接收站的第三方准入发展并不是很顺利。

　　2014年，国家发改委发布指导方针，提及允许第三方企业租用现有的国有接收站。而目前的情况是，国有三大石油公司中只有中石油的江苏如东接收站，以收费有偿的方式实施了第三方准入。其中症结主要在哪?笔者调研了解，主要有五大原因。

　　一是指导性政策具体可操作性不强。与“重视储气设施建设”“保障供气安全，加快储气设施建设”等政策相类似的是，对于第三方准入的改革，国内政策一直停留于指导性规则，缺乏具体细则。细则出台需要对整个LNG接收市场有专业的认识。从专业性方面来看，目前国有三大石油公司最有发言权，但是由于利益牵制等因素，细则的出台有待观望。

　　二是接收站数量少，储气设备运营主体和建设、销售主体以国有三大石油公司为主。由于总体数量不够，在天然气消费暴增情况下，已有储气设备运营主体本身就已经满负荷运转，根本无法再对外租赁。

　　三是盈利模式难以达到预期。LNG接收站盈利模式是激发社会资本积极参与基础设施建设的决定性因素，但是由于目前行政审批、资本融资和预期收益方面存在障碍，高成本的投资无法拥有一个满意的盈利模式，这也是基础设施建设无法实际操作运行的主要原因。

　　四是经营者利益冲突。目前国内LNG进口依靠于长协，受市场影响，现货交易的LNG价格本身存在价格优势，由于我国运销一体，企业通过接收站在一定条件下可以适当弥补销售环节亏损。如果第三方主体通过现有接收站持续进口更为便宜的气源，将直接给现有LNG接收站开放主体造成竞争压力，甚至造成其下游市场的潜在转移。

　　五是季节性需求差异大，窗口期短，如何协调窗口期的问题尚未解决。北方地区用气峰谷差突出，冬季供暖期间需求陡增，保供压力大。本来LNG接收站数量就少，无法提供多余的接转能力，且为了满足长协的进口需求，第三方与开放主体协调窗口期难度大。此外，一般窗口期如果对外转让需要提前公布，而公布的时间与LNG进口船期的时间如果严重错开，短时间内卖家无法有效安排货源，二者无法有效衔接。

　　笔者认为，就发展历程与发展阶段来看，目前国内天然气市场发展整体处于初级阶段，在“狼多肉少”的条件下实现第三方开放本身就是一个挑战。目前，国家主要通过鼓励建设LNG接收站和理顺天然气价格机制来应对这一挑战。

　　国家鼓励社会资本主体参与建设储气基础设施，比如目前的新奥舟山、新疆广汇启东接收站的建设。除此之外， 5月11日，北京燃气集团与天津经济技术开发区签订了北燃天津南港LNG接收站应急储备项目《投资框架协议》。

　　LNG接收站的建设是长远利益的有效选择，如果国内的LNG接收站达到一定接转能力规模，第三方准入就是水到渠成的事情，而接收站的建设目前也遭遇营利结构和盈利模式的挑战，如果盈利模式无法保障，我们需要关注的问题就不是盲建，而是没有人建了。

　　5月25日，国家发改委官方网站发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》：将居民用气由最高门站价格管理，改为最高上限价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。这一举措也是目前价格机制改革以来市场预计效果最为明朗的一次。

　　今年4月26日公布的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》再一次明确提及“购买租赁储气设施“。笔者认为，不排除接下来中海油和中石化会在第三方准入方面有所松动。

来源：作者系天然气业内资深观察者、上海赵洪升律师事务所主任
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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