制約中國頁巖氣開發的瓶頸主要是基礎設施落后，在涪陵開發頁巖氣要從擴建道路、加固橋梁、建設工棚開始；為了壓裂，還有建設引水工程；為了保障供電，需要完善電網設施；但最大的瓶頸是天然氣的輸出。中國的天然氣管網都是企業自備管網，基本都是根據企業已發現資源和下游市場匹配建設的，大多都沒有面向市場的余量，在新資源進入市場時，輸送就成為瓶頸，加之管道都是一兩個企業壟斷，且相互壁壘，嚴重制約了天然氣工業的發展，更制約了天然氣市場化的進程。但是，隨著基礎設施不斷建設完善，中國油氣市場化改革不斷推進，這些問題都可以迎刃而解。

四川盆地及周緣包括四川、重慶、湘鄂西和云貴北部，是我國海相頁巖氣富集區，頁巖氣地質資源量65萬億方以上，可采資源量10萬億方以上。這一地區有12個頁巖氣層段，已取得頁巖氣工業氣流的含氣層段有6個，其中龍馬溪組中石油在四川長寧地區、中石化在重慶涪陵地區已經取得了突破。根據有關專家建議，如果繼續動用龍馬溪組優質頁巖層面積2萬平方公里，從2014年起以平均每年鉆井1000口滾動勘探開發，按單井日產氣6萬方計算，到2020年完鉆約5000口井，2020年頁巖氣年產能可達1000億方。以后每年鉆遞補井數百口，可實現維持穩產20年。

中石化在頁巖氣上取得的成功是解放思想的成就，在中國工程院一群院士上書認為中國頁巖氣資源差，產量難以突破的氛圍之下，并在安徽貴州兩次鉆探未能取得工業氣流的壓力下，堅持不懈，敢于創新，勇于擔待，急國家所急，想人民所想，繼承老一代石油人“獨立自主，奮發圖強”的光榮傳統，最終獲得戰略性大突破。今天，中國要實現能源獨立自主，需要進一步解放思想，需要堅持改革開放，需要鼓勵更多的各種所有制企業參與開發、參與投資、參與創新。在涪陵頁巖氣突破中，中石化南方勘探公司總經理郭旭升在普光、元壩和涪陵頁巖氣的開發中都起到關鍵性作用。同時與知人善任的傅成玉董事長，對他們在頁巖氣開發上的堅決支持也是密不可分。傅總當年帶領中海油收購優尼科，就是一種思維創新。盡管因受到美國政府和國會的阻礙而功虧一簣，但是，全世界因此了解了中海油，中國企業也因為中海油的“亮劍”而深受鼓舞，積極走向世界，融入全球化的浪潮之中。中石化在涪陵頁巖氣成功的關鍵是創新型思維和對國家民族的責任意識，我們相信中石油也絕不會落后。中石油在四川盆地及周緣地區擁有最優質的儲量區塊，擁有最優秀的人才和技術資源，擁有最先進的裝備，和具有鐵人精神最能吃苦耐勞的石油工人，沒有任何道理可以認為，中石化能出氣，中石油就不行。

在國家十三五規劃制定中，我們有沒有可能將頁巖氣產量1000億方產能作為一個新的戰略目標？資源是支撐的，技術工藝已經基本掌握，裝備制造全球都用中國的，沒有人對中國封鎖技術，全世界的油服公司都渴望參與其中。中國不僅重慶有頁巖氣，四川、鄂爾多斯盆地、新疆、華北和中原地區都有資源稟賦，實現1000億頁巖氣產能，關鍵是能不能吸引和鼓勵更多的資金投入，通過市場競爭降低工程造價和提高資源開發效率，通過開放來激勵創新，而一切的一切是改革，是體制革命。

中國能源界能不能參照改革開放時深圳特區的成功經驗，在四川盆地有利區塊設立國家級的“四川盆地頁巖氣開發綜合實驗區”，為頁巖氣開發摸索新模式、新機制、新規則，先行先試，建立國家級的頁巖氣開發綜合實驗區。推動頁巖氣開發，完善對資源、環境、安全的監管，促進相關財稅、融資、市場創新，提供新技術、新裝備、新機制應用平臺，為我國油氣改革開路試點。

在四川盆地頁巖氣開發綜合實驗區中，進一步開放市場，鼓勵各種所有制企業參與開發和競爭，培育“鯰魚效應”，對控制大量優質資源的央企形成必要的競爭壓力，促進他們在優質區塊內加大勘探開發力度，鼓勵他們通過“混合所有制”吸收更多的非油氣業務央企、地方國企、民營企業和外資企業參與開發投資。在技術作業服務上形成全面競爭，完善市場化競爭和資源優化配套機制。從他們未能依法完成勘探開放投入的區塊中，選擇2～3萬平方公里優質區塊重新招標，吸引國內外新興市場化主體參與，引導創建新型混合所有制企業，靠市場優化資源配置，優勝劣汰降低開發成本。從而培植我國的新興非常規油氣勘探開發產業和油氣田工程技術服務產業，增加就業，創造稅收，振興國民經濟發展。

煤制氣——利用方式大轉型

2013年12月10日，中國石油天然氣股份有限公司與大唐國際發電股份有限公司在北京簽署了“煤制天然氣購銷協議”，輸送和銷售大唐國際投資257.1億元建設的克什克騰旗煤制天然氣。根據協議，預計從當年12月起，該項目將內蒙古當地豐富的褐煤轉換制成甲烷含量超過95%的煤制天然氣，以每天400萬方的產量向北京市供氣。盡管該項目曾因氣化爐對煤質不適應，出現氣化爐內壁腐蝕及內夾套減薄等問題導致停產，但在全國各地專家聯合診斷攻關和檢修改進后，于4月4日復產。這一項目標志著中國對于煤炭的利用將進入一個嶄新的時代。

我國能源利用的現實狀況確實是“富煤、貧油、少氣”，大量直接燃燒煤炭造成嚴重的空氣污染和溫室氣體排放，其實這并非是我們有意為之。煤炭資源主要集中在西部和北方經濟欠發達地區，而東部沿海經濟發達地區對于能源需求大，但同時缺乏能源資源。對于煤炭、電力、天然氣的大規模、長距離運輸成為一種不得不面對的現實選擇。煤炭運輸無論是鐵路還是公路，都是雙向運輸，滿載去，空車回，運輸效率極低，同時消耗大量的燃油、電能等高品位高價值的優質能源，大幅度降低了整體能源利用效率，增加了能源用戶的系統成本，也為國家能源安全帶來深層隱患。

由于長期以來過于強調以煤為主，對于少數油氣壟斷企業領導缺乏進取之心，對于現行被固化的利益格局缺乏改革的決心和意愿。造成我國經濟發展不得不偏重于對煤炭的依賴，煤炭在我國一次能源結構中一直占居絕對主導地位。我國現查明的煤炭儲量為1.3萬億噸，預測煤炭總資源量為5.57萬億噸，2013年全國消耗原煤超過40億噸。盡管我們經過長期艱苦的努力，2013年煤炭在我國一次能源的消費比重仍維持在65.7%。隨著我國國民經濟的快速發展，對能源的需求量將不斷提高，而我國的能源結構特點決定了煤炭資源將在未來很長一段時期內繼續作為能源主體被開發和利用。

煤炭的傳統開發利用方式是影響環境的主要污染源，單位熱量燃煤引起的CO2排放比石油和天然氣分別高出36%和61%，由此煤燃燒釋放的CO2和SO2占到全國總排放量的71%和87%。大規模直接燃燒煤炭形成的污染排放，是我國大面積霧霾的主要成因。煤炭是中國霧霾和溫室氣體的主要元兇，如何駕馭和清潔利用煤炭將成為關鍵的選擇。

討論和評價任何問題都需要一個對比基點，一些專家認為發展煤制氣不減排，污染大，這些看法脫離了中國的現實狀況。造成環境污染最主要的因素，是因為我們的煤炭大量由小鍋爐直接燃燒。我國至少有250萬臺亟待淘汰的燃煤小鍋爐。除了燃煤小鍋爐外，中國老百姓的家庭炊事、采暖大量直接燃燒散煤或型煤。這些鍋爐和灶臺向低面源排放大量二氧化硫、氮氧化物、重金屬、放射性塵埃和顆粒物等污染物，絕大多數鍋爐僅有簡易的除塵裝置，基本都沒有脫硫脫硝，更談不上脫重金屬。即便有簡易除塵裝置，也時好時壞，時開時停。這些燃煤小鍋爐的終端能源轉換效率極低，一般不超過40%，能源系統的綜合效率不足20%。造成巨大的能源資源浪費，也排放了大量的溫室氣體和污染物。而天然氣高效、清潔、靈活，終端利用效率遠非煤炭可比。就熱值計算，1000方天然氣相當1噸標準油當量的原油，折合2噸原煤。而煤炭的平均轉換效率不到40%，而天然氣超過80%，這就相當4噸原煤，如果考慮煤炭的長距離運輸和運輸過程中的揮發遺撒損耗，以及工藝系統浪費，至少相當6噸5000大卡/公斤的原煤。在一些工業或化工工藝流程中，經常需要170℃左右的溫度，燃煤需要建設鍋爐房、煤庫、化學水車間、熱力管網等，而燃氣僅需要一個可控的燃燒加熱器，系統簡單，省人省力，效率成倍提升。

2011年最后一次煤電聯動，鄂爾多斯5500大卡煤炭價格300元/噸，到秦皇島港下海價格860元/噸，到寧波港價格上升到1200元/噸，再通過陸路運輸或內河航運至每個熱電廠或企業鍋爐房的煤價高達1400元/噸。從300元加價到1400元，1100元的運費中至少一半是油錢和電費，最終全是能耗，而且消耗的是優質的二次高品位能源。

采用加氫氣化和催化蒸汽氣化“一步法”直接合成天然氣的工藝，具有較高的熱轉換效率，理論值分別為79.6%和72.7%。“兩步法”的蒸汽氧氣氣化法是先將煤進行煤氣化轉化，制成合成氣，再將煤氣化后的合成氣經甲烷化處理后得到天然氣，熱效率較低，也在61%。如果采用分布式能源系統或熱電聯產效率可以高達80%，系統效率高達48～63%，比燃煤小鍋爐高1～2倍。根據廣發基金研究分析，煤制天然氣與其他煤化工比較也有明顯優勢：（1）能效較高，煤制天然氣的能效可達到60%以上，而煤直接液化59%，煤間接液化42%，煤制二甲醚37.9%，煤制烯烴36～41%，煤制甲醇45%，燃煤發電40%；（2）耗水量較少，每噸煤制天然氣耗水量約為6噸，而生產一噸煤制油的耗水量約為9噸，煤制烯烴約為20噸，煤制二甲醚約為12噸，煤制乙二醇約為9噸。煤制天然氣耗水量最少；（3）工藝流程短，產品單一，煤制天然氣的工藝流程簡單，技術成熟、可靠，產品單一，易于分離提取；（4）投資較少，每萬噸煤制氣投資成本約為0.65～0.93億元，煤制油為1～1.2億元，煤制烯烴為3～4億元，煤制乙二醇為1～1.5億元。此外，根據有關專家測算，煤制天然氣的一氧化碳轉化率接近100%，氫轉化率99%、CO2轉化率98%、能量總有效轉化率60%～65%，比生產甲醇高17%，比制成油高15%～25%，比發電高27%。

中國煤炭產業涵蓋了千萬人的就業，鑒于我國以煤為主的現實情況和作為工業大國的重化工業結構，決定了我國目前發展低碳能源也要把煤炭的潔凈高效轉化利用作為重點。積極發展氣化煤基多聯產，將煤炭轉化為清潔高效的天然氣以替代煤炭的直接燃燒，延伸產業鏈，將能源終端的轉換利用形式徹底改變。真正落實黨在“十八大”上提出的“能源生產和消費的革命”，這將是今后一段時間內煤炭工業革命的一個重要方向。

在終端能源消費中，人類不僅需要電力，也需要熱能，而天然氣在終端不僅可以替代煤炭產生清潔的熱能，也能發電，在分布式能源或熱電聯產項目上，可以將發電后的廢熱用于供應熱能，實現能源的高效梯級利用。天然氣的清潔可以實現現場轉換和小型化轉換，避免了大電網和大熱網建設和損耗，大大提升了終端能效。煤制氣是將低熱值、高含水、高含灰的劣質煤炭，特別是我國儲量豐富的地熱值褐煤創新利用形式，是煤炭資源梯級利用的重要組成部分，通過對煤炭資源多聯產、全循環的戰略布局，將煤炭上下游產業緊密銜接，優勢互補，效益遞進的循環產業鏈條，使產業鏈有效延伸和綜合利用，與煤制油、煤制烯烴、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等煤化工手段一起讓煤炭成為高附加值的“立體能源資源”。與其他煤化工技術相比，煤制氣技術相對成熟，能源轉化率高，耗水量相對較低，投資效益相對較好等優勢。煤制氣的副產品有煤焦油、輕質煤焦油、苯、萘、碳黑等能源和化工產品。煤制氣轉化過程中脫硫處理工藝，不僅可以達到減少污染，還可以生成硫磺作為副產品，為企業提高了經濟效益。大唐國際克旗天然氣項目凈化硫回收裝置已成功運行，產出硫磺純度高達99.98%。此外，煤制氣生成的CO2非常純凈，可以作為油田驅油的重要資源，在實現溫室氣體封存的同時，增加石油產量。

據不完全統計，截至2013年10月截止，全國投產、在建或擬建的煤制天然氣項目共61個，年總產能達預計將達到2693億方。其中經國家發改委核準的煤制天然氣項目有4個，總計產能151億方，分別是大唐發電內蒙古赤峰克旗40 億方/年、大唐發電遼寧阜新40 億方/年、內蒙匯能鄂爾多斯16 億方/年和新疆慶華集團伊犁55 億方/年項目。這四個項目在“十二五”期投產并達產的可能性較大。其中，大唐克旗項目一期13 億方/年項目已經建成投產向北京供氣，新疆慶華伊犁項目一期13.5 億方/年工程均已建成投產。

2013年3月以來，已有8個煤制氣項目陸續獲國家能源局“路條”，展開前期工作。主要集中于新疆伊犁、準東、塔城和內蒙古鄂爾多斯、興安盟等煤炭主產地，投資者以大型能源央企為主。若8個項目全部獲準建設并投產，合計產能將高達720億方/年。

國家核準與同意開展前期工作項目

2014年5月，新疆煤制氣項目獲得國家開發銀行巨額融資，資金落實將加速項目推進。從已獲“路條”項目測算，未來3年煤制氣投資將超過2400億元，煤制氣項目將進入快車道。金融機構積極融資的原因是，相比之下煤制氣價格更具競爭力。根據石油和化學工業規劃院劉志光2009年《我國煤制天然氣的發展分析》，煤制氣的價格比進口管道天然氣和LNG更具有競爭力。2009年煤價明顯高于今天，而由于全球性的能源價格下降，使煤炭價格下降更快。目前內蒙古煤炭主要產地的煤價大大低于2009年的水平，而且還在逐漸下降。2014年5月20日5000大卡動力煤的價格只有194元噸，對應的天然氣售價不到1.8元。

中國煤價與煤制氣價格比較

國家發改委和能源局將逐步放松或下放項目審批權限，天然氣市場價格改革已經逐步到位，煤制氣的吸引力在加強。2013年7月，國家發改委推動天然氣價格改革，到2015年城市門站價格將全部達到3.05～3.32元/方，煤制氣相比之下更具有競爭優勢。隨著煤制氣工藝技術的完善，預計項目建設將會加速實施，成本還會繼續下降。

各地城市門站天然氣價格（單位：元/千方）

煤制氣項目投資雖大，根據《南方周末》文章介紹，國家發改委核準的煤制天然氣項目已達十個，總產能935億m3/年，投資金額超過3200億元。但根據劉志光的研究，在煤炭價格300元/ 噸，氣價2.1元/方，內部收益率仍高達10%以上，這與大多數基礎能源效率8%的收益率比較，具有很大吸引力，特別是現在煤炭企業處于極為困難的時刻，投資煤制天然氣將吸引更多的大型煤炭企業。

水資源短缺一直都是制約西部煤化工發展的瓶頸，更是發展煤制氣最大的限制條件。水資源的落實與否從根本上決定了煤化工和煤制氣的發展步伐。在煤化工項目中，水主要用作反應原料和冷卻，一部分水作為原料被消耗掉，大部分水是用于冷卻，企業需要進行節水改造，實現水的閉路循環和空冷。根據內蒙古低碳發展研究院測算，不同煤制氣工藝每千方的耗水量在5～7噸，1個40億方的煤制氣項目，年耗水量最高達2800萬噸。每方煤制氣耗水7公斤，折717克/kWh。如果進行必要的節水措施，可以降至每方5公斤水，及512克/kWh，這一指標雖遠高于頁巖氣開發的耗水量，但卻明顯低于燃煤火電機組和核電的耗水量，甚至低于空冷燃煤火電機組的耗水量。如果用水資源消耗作為評估依據，發展煤制氣比發展“燃煤火電+特高壓”更加合適。褐煤含水量高達30～37%，煤炭中的內水在煤制氣工藝流程中是可以回收利用的，而中國有大量褐煤資源，將褐煤轉換煤制氣各家科學合理。

耗水量對比

 2020年中國能夠建設完成多少煤制氣項目，落實多少產能？ 2013年10月在西安召開的中國國際石油化工大會上，中石化長城能源化工有限公司副總經理，煤制氣專家何祚云分析提出：“到2020年中國煤制氣產量或可達到1000億方/年，考慮到屆時中國天然氣需求可能超過3000億方以上，煤制氣將有可能占到中國天然氣消費總量的1/3，與進口天然氣（包括管道氣和LNG）、自產氣（包括常規和非常規天然氣）形成三足鼎立之勢”。從目前中國資源配制制約，市場需求，行業現狀和已經實施的現狀分析，中國到2020年實現1000億方煤制氣的產能不是天方夜譚，700億方的產量目標是有能力實現的一個目標。

進口LNG

給俄羅斯帶來壓力不僅來自中國內部的技術創新和工藝革命，也來自全球天然氣新的市場變化。第四個促使俄羅斯做出決定的因素是全球迅速增加的LNG產量和貿易量。2005～2008年，卡塔爾人以先見之明和膽大包天的戰略預期，聘請美國公司設計建造了超級規模的LNG生產線，該生產線比當時最大的液化裝置產能還要大50%，同時建造了以Q-Flex和比常規LNG船裝載量多80%的Q-Max兩種超大規模的LNG運輸船，一舉改變了全球天然氣供應格局，成為全球舉足輕重的LNG供應國。2012年，卡塔爾LNG的出口量達到1054億方，達到全球LNG跨國交易量3279億方的32%。2011年日本福島核事故發生后，日本棄核而轉向天然氣發電，包括日本在內的整個亞洲地區的LNG進口規模迅速增加，使卡塔爾賺的半滿缽滿。

卡塔爾的成功刺激了全世界的天然氣資源國家，首當其沖的是澳大利亞。這個熱衷于將經濟融入亞洲的白人國家，在建的天然氣液化產能約有6200萬噸/年，接近900億方，預計2014年至2018年將全部投入運行。LNG替代的不僅是煤炭，也將大規模替代高價值的石油，這讓全世界天然氣資源國看到巨大的市場前景。澳大利亞桑托斯公司位于昆士蘭州的Gladstone LNG項目的兩條生產線將在2014年晚些時候投產，這兩條生產線的合計產能為780萬噸/年。澳大利亞已有3個LNG液化廠投產，7個液化廠在建設中，另外有12個液化廠處于規劃審批階段。其中，雪佛龍主導的2個大型LNG項目正在澳大利亞開展，投資總額超過800億美元。澳大利亞陸上常規天然氣、煤層氣、深海天然氣全面開花，現在又開始轉向頁巖氣。據美國能源信息署（EIA）數據，澳大利亞的可采頁巖氣儲量約有12.37萬億方，為美國可采儲量18.83萬億方的三分之二。摩根士丹利預計澳大利亞LNG出口量大幅攀升將使該國經濟轉型，并稱澳大利亞最早能在2017年，而非普遍預期的2030年，取代卡塔爾成為全球最大的液化天然氣出口國。

LNG產量全球性迅速增加的主要背景是天然氣開采技術的全面進展，而美國是這一革命的領導者。在美國頁巖氣革命成功后，美國能源部也核準了一批LNG出口項目。目前為止，美國有2億噸/年，約合2754億方/年的頁巖氣出口申請仍在期待批準之中。據英國劍橋能源研究中心相關研究預測，到2020年，美國將有7300萬噸/年，約合3685億方/年的產能將獲放行。

美國“能源獨立”讓加拿大如臨大敵，長期依賴美國市場的加拿大能源工業面臨巨大壓力，不得不尋求自救。迄今為止，加拿大已批準7個LNG出口項目，產能超過6200萬噸/年。若加拿大到2020年的出口能力增加到每年2000萬噸，那么到2020年整個北美地區的LNG出口能力將達到9500萬噸/年，約合每年4000億方/年的天然氣出口量。

俄羅斯諾瓦泰克公司2013年12月發布公告，俄羅斯亞馬爾液化天然氣公司董事會通過決議，確定開發南坦別伊凝析天然氣田，截止到2013年底，該氣田已探明可采天然氣儲量為9270億立方米。亞馬爾決定在北冰洋亞馬爾半島修建LNG液化廠。該廠3條LNG液化線年產1650萬噸，2017年正式投產，并建機場海港等基礎設施，使用16艘具有破冰能力的ARC-7級LNG運輸船，具有全年向國際能源市場運送LNG能力。投資總額269億美元，其中諾瓦泰克占80%，法國道達爾占20%。此后，Gazpom宣布將在2018年之前在海參崴建造一座年產能為1,000～1,500萬噸的LNG液化廠。Rosneft也宣布和埃克森美孚將在庫頁島建設一座LNG廠，2018年起年產500萬噸LNG。據《華爾街日報》2014年6月22日報道，諾瓦泰克公司已與中石油簽訂協議，將向后者出售亞馬爾LNG項目20%權益。

澳洲和北美LNG項目之外，其他天然氣資源供應國液化廠都在建設中，產能合計約2700萬噸/年。俄羅斯、東非、塞浦路斯等國有望再增7100萬噸/年。過去兩年，全球LNG供應量2.4億噸。到2020年，全球LNG國際貿易規模有望翻翻，世界都關注中國的市場潛力。

在天然氣資源國大規模建設LNG出口設施的同時，消費國的LNG接收站終端和再氣化產能也在加緊建設。全球在建的再氣化產能約為1億噸/年，其中拉丁美洲約2900萬噸，歐洲約2300萬噸，其他全部集中在亞洲，占項目的近半。

2020年美國如果能夠落實7000萬噸/年LNG投放國際市場，這部分資源的價格將與亨利中心氣價掛鉤。目前，美國的天然氣價格為4～6美元/MMBTU，制成LNG將再加3美元左右的液化成本以及相應的運輸成本，到亞洲的運費在1.2～1.4美元，之間的利益空間巨大。過去亞洲的LNG市場的操控者是日本，自私自利的日本人為保證自己的利益，在LNG的全產業鏈都大規模投資占股，再以一個高達16～20美元/MMBTU 的JCC（Japan Crude Cocktail）價格采購，從而遏制亞洲的韓國、印度和中國這些后來的采購者。日本的做法導致亞洲其他國家LNG采購成本居高不下，而日本不僅可以保障自己天然氣被優先供應，還可通過投資收益對沖氣價。人算不如天算，到美國天然氣大規模出口時即便美國市場氣價會上漲，但JCC氣價機制將會被徹底沖擊，出口亞洲LNG繼續享受高溢價的時代將會終結。美國最早批準的兩個LNG出口項目，其簽約方分別為印度天然氣公司（GAIL）、韓國天然氣（KOGAS）、日本的大阪燃氣和中部電力這些亞洲重要的LNG采購商，美國低廉的天然氣對于亞洲LNG市場將影響巨大。

與亞洲的日本、韓國相比，中國是國際LNG貿易中的新兵。2006年，深圳大鵬LNG接收站正式建成投運，中國第一次靠船運進口了LNG。根據統計，2012年，中國LNG進口量達到1460萬噸，2013年預計將達到1800萬噸，僅次于日本和韓國，全球排名第三，但是中國是全球增長速度最快，增長潛力最大的市場，對全球所有LNG生產商都具有無與倫比的吸引力。中海油、中石油和中石化已經簽署了一系列LNG的長期供應協議，根據已經公開的信息和不完全統計，到2020年中國將進口天然氣總量5635萬噸，折合764億方天然氣。

中國已確定和在談判的LNG進口協議項目

中國沿海的LNG碼頭建設熱火朝天，到2020年至少可以氣化1億噸LNG，約1440億方天然氣。LNG接收站實際接受能力與氣化能量不是等量關系，未來大量的LNG是作為車船加注燃料直接替代燃油，不需要在接收站氣化，LNG也大量使用液體運輸，在需求側氣化，所以接收站的實際接受能力將可以成倍增加。

中國沿海部分LNG接受站

中國油氣的市場化改革正在深入，放開LNG進口權管制，并針對進口LNG開放管網，將吸引民營企業參與LNG經營。新奧、廣匯已先行一步，分別計劃在浙江、江蘇參與建設LNG接收站。與三大國有油企不同，民企機制相對靈活，更適應未來現貨交易日趨增長的國際LNG市場。允許民企在國際市場采購的LNG通過三大企現有LNG接收站進入天然氣管網，在長輸管網到達的區域進行氣態交付，進入全國市場。此舉不僅有助于緩解高峰期間全國天然氣市場的緊張局面，也可以增加市場參與主體，促進國內天然氣市場貿易的正常發育，還天然氣資源的市場屬性。

進口LNG來源