在日前召开的“第九届亚太液化天然气国际会议”上，多位与会专家表示，LNG接收站放开不是问题，但需要一段过渡时间。

　　放缓建设节奏

　　沿海优良码头资源少，新建LNG接收站仅码头、航道及陆域形成投资超过10亿人民币，造成投资居高不下，进口LNG正面临挑战。现阶段受油价下跌、国内天然气调价、关税攀升和廉价燃料冲击等因素影响，抑制了天然气需求增速，将减缓LNG用量增长。

　　2014年，11座投产LNG接收站中，9座全年运行，平均负荷率52%。负荷率较高的江苏如东LNG接收站自投产以来平均负荷率只是70%，随着在建LNG接收站的陆续投产，仍将保持较低的负荷率。

　　“中石油进口LNG气化产品执行管  道气价格，LNG进口价格较高，形成价格倒挂。因此新建接收站应放缓建设节奏，以扩大现有接收站能力为主，根据所在市场需求，差异化定位功能和规模，增加储存容量和气化能力，参与市场调峰，提高负荷率。” 中国石油规划设计总院油气田所所长杨莉娜在会上说。

　　认准定位再谈放开

　　LNG下游利用主要通过两种方式，一种是在接收站汽化后进入干线管道，进而输送到城市燃气管网、燃气电厂或工业企业，这是目前中国沿海已建成接收站进口LNG主要流向，成为沿海城市主供气源之一，弥补国内资源供应不足。二是LNG液体直接销售，通过公路槽车或水上船舶配送到天然气管网没有覆盖到的城市燃气公司、燃气电厂和工业用户的汽化站，或者作为替代燃料。

　　中石化天然气分公司副总经理谢丹表示，接收站放开，LNG市场定位亟待理清。

　　“从目前市场发展来看，第一种方式正面临管道气的竞争，一些建成的接收站已变成调峰站。LNG不同于管道气，需要更大的投入，因此市场定位需理清。但其究竟是定位于与管道气竞争来供应各类用户，还是定位于作为管道气的补充和调峰，或作为液体产品替代柴油或汽油等产品，值得思考。”谢丹说。

　　同时，LNG由于其产品特性和利用方式不同，决定了其市场发展不同于管道天然气，市场发展应遵循其特性发展规律。发展LNG需要在各方面加大投入，同时希望在国际和地方政府层面能够出台更多的政策支持。”互相提供窗口，LNG进口开放是趋势，但需要逐步调节。”谢丹补充说。

　　中海石油气电集团副总经济师张位平也对本报记者表示，“中海油接收站为股份制，中海油对其进行操作和管理。对外开放不是问题，但需要与地方及终端客户进行协商和统筹管理，也需要国家政策进一步扶持。”

　　贸易信息沟通是关键

　　除LNG市场地位需明确的同时，还要需要关注接收站“公平开放”正在面临并需要解决的问题。

　　中石油经济技术研究院高级经济师徐博认为，现阶段，对于多条管道、多个资源向同一市场供气，管输如何取费国家还没有相关规定和取费标准，政府如何合理确定和监管联网条件下的灌输费率还需更精确设计。而管网剩余能力如何测算和认定，遵循何种原则值得探究；管网设施的服务费如何公平合理测算并得到第三方认可也值得关注。因此他建议，由国家能源主管部门制定统一规程，建立网络平台，以便及时平等地向所有市场参与者提供公开准入相关信息。

　　LNG市场是一个相对封闭的市场，基本上只有一定规模的大型企业才能够进入进入并购买气源，既有能源巨头不希望新企业进入，民企获取到的一手气源信息并不透明。与此同时，由于LNG现货市场价格波动较大，如何找到最合适的时机进口需要加强市场研究力量。另外，在购气环节，还要面对亚太地区主流买家国的竞争，需要在货源、价格、汇率等多方面有较强的风险承受能力。

　　由于LNG接收站主要为三大石油公司所建，因此民企参与进口需要考虑租赁过罐问题，与三大石油公司的接收站协调窗口期。民企在与石油公司协调窗口期时，将优先让位于石油公司长协资源的排产计划，因此难度较大，需要持续跟进。

　　“考虑到进口贸易牵涉面广，不确定因素较多，因此LNG现货进口操作的首要前提条件是加强国内外天然气市场研究和分析工作，以****程度规避运营风险。要构建畅通的国际LNG贸易信息沟通渠道，并尝试与其他国家或公司建立起类似LNG贸易联盟的关系，增加资源供应应急措施的灵活性。”徐博说。