根据咨询公司伍德麦肯锡最新统计数据披露，2017年我国LNG进口总量高达3830万吨，超过韩国成为全球第二大LNG进口国，进口量仅次于日本。在此过程中，北方地区冬季LNG需求量大幅增长，暴露出基础设施配套建设不足对LNG进口业务发展的制约。

　　截至目前，我国已建的储气库(群)调峰量约100亿立方米。但仅占全国天然气消费量的5%，远低于欧美成熟市场15%-25%的水平。按照国家相关规划，2020年我国地下储气库工作气量将达到148亿立方米，2030年将超过350亿立方米。

　　2017年，受北方部分地区煤改气政策力度加大叠加中亚管道气供气量出现部分短缺等多重因素影响，我国进口液化天然气(LNG)量大幅提升，超过韩国成为全球第二大LNG进口国。在此过程中，北方地区冬季LNG需求量大幅增长，暴露出基础设施配套建设不足对我国进口LNG业务发展的制约，也引发了对保障国内天然气消费市场供给安全的关注。

　　成为全球第二大LNG进口国

　　根据咨询公司伍德麦肯锡最新统计数据披露，2017年我国LNG进口总量高达3830万吨，仅次于日本。从购买类型看，2017年我国通过长期合约进口LNG约3030万吨，较2016年增长22%。此外，通过现货市场购买LNG总量飙升至800万吨，较2016年增长近4倍。从增幅看，2017年我国LNG进口增量为1210万吨，超过2012年日本福岛核事故后880万吨的全球LNG进口增量记录;LNG进口在我国天然气供给组合中的占比也大幅增长，由2014年的11%增至2017年的22%。从区域角度看，北方地区2017年LNG进口量大幅增长，东部沿海地区次之，而南方地区进口量则相对平稳。

　　政策是推动我国LNG进口快速增长的首要因素。近年来，对环境治理与绿色发展的呼声日渐高涨，政府出台了《加快推进天然气利用的意见》等文件，正努力将天然气培育为主体能源。特别是在北方地区，2017年上半年由环保部(现为生态环境部)、发改委、财政部和国家能源局等牵头完成了《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》，明确了“2+26”城市当年大气污染治理任务，将煤改气的范围进一步扩大，大幅提高了该区域天然气的需求。

　　在此背景下，LNG以特有的灵活性，为石油公司保障区域天然气供给提供了更丰富和可靠的选择。从价格看，在我国沿海等地区，由于近年来国际LNG市场价格有所降低，与国产天然气和长输管道引入的中亚气相比，以进口LNG为气源的部分天然气供给在价格上已具有一定竞争力。从商业模式看，天然气“点供”与分布式利用模式同样推动了中国LNG进口量的增长。一方面，在“点供”与分布式利用模式下，单个项目的投资规模小、LNG气源广泛且市场准入门槛相对较低，刺激了天然气终端消费主体数量增加;另一方面，在“点供”模式下，LNG售价受城市门站价格约束较宽松，在供给侧可能给LNG供应商带来更高效益，在需求侧也大幅降低了天然气终端消费对供气商选择转换的成本。

　　基础设施瓶颈亟待突破

　　我国进口LNG业务正面临基础设施建设不足的挑战。首先，进口LNG业务受储气库建设严重滞后的影响。截至2017年底，我国已建成储气库的天然气储备能力仅为100亿立方米左右，不足国内天然气消费量的5%。而欧洲和北美等天然气成熟市场地区储气库的储备能力均在15%～25%。储气库建设滞后导致中国天然气市场在面对紧急情况时缺乏有效的供给接替，冬季中亚管道进口天然气供给不足时，直接引发2017年北方气荒。一方面，去年四季度国内天然气供给严重短缺，不得不在现货市场购买大量LNG以满足市场需求，既打乱了相关石油企业正常的进口LNG业务部署，又大幅拉高了我国进口LNG价格，整体上增加了天然气市场利用的成本;另一方面，为保障输往京津冀地区的管道天然气供给，鄂尔多斯和四川盆地等部分LNG生产企业因气源受限而被迫减产，导致国内LNG市场价格去年12月下旬飙升至超过1万元/吨的高价区间，长远来看不利于我国进口LNG消费市场的发展。

　　其次，进口LNG业务受终端接收能力有限和区域分布不均等因素制约。从2017年我国LNG终端的总体情况看，平均开工率高达70%，较2016年的51%有大幅提升。但从冬季北方地区部分接收终端的生产实践看，为应对气荒，中国海油天津浮式LNG项目将短期接收能力提升至440万吨/年，较夏季几乎翻了一番;中国石化山东LNG终端和中国石油曹妃甸LNG终端也在冬季部分时间内维持了满负荷或超负荷运行。即便如此，2017年冬季天然气消费需求最强劲的京津冀地区仍需要从其他地区引进大量天然气保供。

　　进口业务发展前景广阔

　　从国际市场资源供给的角度看，根据IHS咨询公司2018年初发布的研究报告，2017年全球天然气液化能力已高达3.49亿吨/年，较2016年增长13%;考虑到现阶段全球还有约1