内河LNG接收站建设困局待解

记者：渠沛然

《全国沿海与内河LNG码头布局方案（2035年）》已多次征求意见，意见稿中提及，将重点研究接近长江中下游湖北（宜昌三峡大坝以下）、湖南、江西、安徽、江苏5个省份沿江LNG（液化天然气）码头布局方案。按照规划引导、规模适度、集约布局的原则，长江2838千米通航里程的干线航道上仅规划布局6处港址，内河码头稀缺性和战略重要性不言而喻 。

江苏省在无锡（江阴港）、苏州港各布局1处港址，重点服务苏南地区液态及储气调峰需要。其中江阴LNG接收站位于长江三角经济带，水陆交通便捷。预计该接收站年周转LNG约200万吨，天然气门站可输送28亿立方米方/年，两个泊位年通过能力500万吨，承担无锡全年平均3天用气量的应急储备。

然而，作为“保护长江、绿色长江”的首站和清洁能源集散中心，江阴港LNG接收站项目却“命运多舛”， 先后面临建设主体濒临破产、外水外电工程和码头建设推进停滞等问题。

民企建设LNG项目是否真的困难重重？内河LNG是否面临发展困局？民企又该如何提高自身抗风险能力“难”中取进？

明星项目一波三折

江阴LNG项目是江苏地方经济发展的重大标志性项目，在工程已完成逾九成、预计2021年投产使用时，投资主体—长春中天能源股份有限公司（下称中天能源）却濒临破产。

作为国内为数不多布局油气全产业链的民营上市公司，中天能源在国家金融政策调整后，由于负债结构相对较高，其全资子公司江阴LNG项目建设主体公司江苏鸿海面临破产，中天能源股票亦面临停牌。随后中国森田集团出资相救，挽救了江苏泓海的财务恶化局面和破产危机。

就在中天能源以为项目可以继续推进之时，却面临项目外水外电和相关码头建设停滞的问题。中天能源表示，当地政府外水外电资金不到位和配套的LNG码头批建滞后对LNG项目发展造成阻碍。

对此，江阴市委宣传部和江阴临港经济开发区在给记者的回复函中称，此前在签订供电工程EPC框架协议后，由于鸿海能源资金链问题未签订正式施工合同。“今年6月，泓海能源向供电公司提出减容申请，供电公司应企业申请正在调整方案。项目供水方案泓海能源与江苏江南水务股份有限公司也在进一步优化确认中。8月24日也与相关部门和企业召开了项目推进会，该项目外水外电建设完成后，临港开发区将按照工程造价审核后支付相应款项，具体双方可签订补充协议予以确认。”

而对于LNG码头批建滞后的质疑，相关部门表示，因政策变化码头项目报批全面停止。

“2018年出台的《江苏省国家级生态保护红线规划》将该项目拟新建LNG码头758米岸线中的600米纳入国家级生态红线保护区。在严格遵守国家级生态红线保护区的政策情况下，新建LNG码头审批全面停止，通过改造现有码头是唯一途径，临港开发区将加快协调推进LNG码头的改造审批及建设，保障鸿海能源后续投产运营。”回复函称。

某知情人士表示，目前来看，除武汉港项目正由湖北民生石油有条不紊推进建设、芜湖长江LNG内河接收站项目获批使用港口岸线外，其他内河LNG建设均面临或大或小的问题。“建设LNG接收站就会面对耗时长、投入高、政策变化和重重审批和重复建设等问题。未来，LNG市场竞争将更加激烈，政企应充分沟通，在政府和政策规范引导下，企业协同合作共赢。”该人士说。

内河LNG项目喜忧参半

“民企普遍存在资金实力较弱的问题，融资能力与国企相比也有较大差距。金融政策向来是锦上添花，不会雪中送炭，因此一旦资金出现问题，对民企来说是不小的挑战。”上述知情人士说，“就外部风险来看，近年来LNG价格与原油挂钩并不稳定，企业需要及时把握价格起伏做好预判才能规避风险。”

除企业自身风险外，内河LNG项目发展还面临成本优势困境和终端市场布局的问题。

就成本方面来看，水运由于其规模经济效应，运输成本低于陆运，这是内河接收站的潜在优势。以江苏为例，若常规LNG运输船直接从资源国海运进江接卸至码头，其成本相对江苏沿海如东、启动等接收站毫无竞争力。

而对于安徽、江西、湖北、湖南四省而言，有业内人士指出，由于桥高限制，仅允许小型LNG运输船通航。运输过程势必会出现中转，中转成本也会抬高LNG成本。“在此情况下，无论与沿海接收站槽车运输还是与沿海接收站气化管输至内陆相比，内河接收站的成本优势几乎消失。”上述知情人说。

北京世创能源咨询公司首席研究员杨建红认为，“在国内天然气消费增速放缓、供需矛盾明显缓解的背景下，如果气源端无明显优势，又与内陆周边液厂、附近沿海接收站形成直接竞争，拓展下游市场存在一定困难。”

不过，内河LNG接收站发展仍值得期待。随着LNG进口接收站的建立和运营向第三方放开，国内接收站投建模式不断革新。除传统码头、设备、储罐等一起全面投资外，近年利用现有码头进行扩容改造、内陆小型LNG接收站和租用码头建设储罐等模式不断涌现。同时，作为沿海接收站的有力补充，内河接收站仍具前景。

“作为投资建设主体，民企自身具备灵活果断的决策机制，加之不用承担刚性进口任务要求，更容易把握市场节奏，适时把握商机，仍可有所作为。”清燃智库首席信息官黄庆说。

预判风险找准“出路”

在黄庆看来，缺乏投资可行性规划研究和风险预判是民企容易陷入困境的主要原因。

“投资建设LNG接收站和码头需要庞大的资金和技术支持，因此对风险的预判和控制也要全面到位。”黄庆说，“不论是央企还是外资，在建设项目之前都投入了大量的时间和金钱进行产业和市场调研，但部分民企驱逐利益忽视前期市场调研，得不偿失。”

杨建红认为，企业对风险有明确认识的同时，打造“一体化”的经营模式最抗压。

此前，天然气需求旺盛，产业蛋糕很大，企业纷纷抢滩LNG建设，随着国家政策放开，竞争主体随之增加，气源选择增多。

“未来，LNG建设其实无需区分国企还是民企，不论哪个公司来做， ‘一体化’和产业链捆绑才是可持续发展的最佳模式。” 杨建红说， “现在天然气市场已由卖方市场转为买方市场，像‘三桶油’这样的一体化公司才能在需求放缓、竞争激烈的产业环境中应对挑战。”

“不具备一体化产业链的企业，可以跟上游勘探捆绑、中游管道捆绑，或者跟燃气公司、下游销售捆绑，找到气源‘出口’，仅依靠接收站很难盈利。”杨建红补充说。

多位受访专家认为，尽管2025 年前管道气进口量将大幅增长，但中长期来看，2025 年之后，LNG进口需求量将快速攀升，LNG接收站接受能力缺口仍将扩大，已建、在建及拟建的接收站项目或不能满足需求，我国仍需新建LNG接收站。“希望不论央企还是民企都能以更积极的态度建设LNG接收站，资源必将改变供应格局，但目前很多接收站仍在进行前期工作，说LNG接收站建设过热为时尚早。”上述知情人士说。