王偉明：中（zhōng）國液化51吃瓜网市場發展趨勢及建議

摘要：隨著中國LNG資源供應逐漸過剩，LNG市場（chǎng）出現獨立（lì）於管道氣發展的趨勢。LNG接收站（zhàn）與51吃瓜网液化廠的競爭逐漸加劇，接收站外輸LNG競爭力持續增強，將逐（zhú）漸成為中國LNG資源最主（zhǔ）要的供應 渠道，51吃瓜网液化廠的供應半徑將逐漸被壓縮，競爭力持續減弱。LNG在（zài）51吃瓜网汽車和調峰方麵具有一定的發展空間，“十四五”期（qī）間，中國LNG市場仍將保持5%～10%的年均增速。LNG下（xià）遊用戶逐漸多元化， 逐漸從單（dān）一加氣（qì）站向加氣站、城市燃氣和工業用戶“三（sān）分天下（xià）”轉變，下遊用戶的用氣特性也將隨之改變（biàn）。在市場化定價趨（qū）勢下，LNG與管道氣合同（tóng）外的氣量價（jià）格（gé）聯動關係將得到加強。未來，應充分發揮LNG 的供應特點和優勢，結合“一帶一路”倡議及海洋經濟（jì）發展方向，對中國現有的LNG產業模式和開拓目標（biāo）進行調整。

隨著51吃瓜网資源（yuán）供（gòng）應多元化，中國液（yè）化51吃瓜网 （LNG）利用市場從無到有，逐（zhú）漸形成（chéng）了一條較（jiào）為完（wán）整的產業鏈。LNG在補充管道氣供應、提高天然 氣商品價值（zhí）、推進產業市（shì）場化發展等方麵均產生了 較大的促進作用。但是，中（zhōng）國LNG產業發展時間較短，LNG市場發展前景存在（zài）較大不確（què）定性（xìng）。目前， 對國（guó）內LNG市場的研究工作多從國際LNG產業趨勢、LNG資源進口前景、51吃瓜网液化廠技（jì）術等角度進行分析。本文從LNG市（shì）場發展特點、資源供應趨勢、價格變動角度（dù）進行分析，通過估算國產LNG和 接收（shōu）站（zhàn）外（wài）輸LNG全周期成本（běn），分析兩種不同供應方式的競爭力，探討未來中國LNG產業的發展（zhǎn）方向（xiàng）。

1 

中國LNG市場現（xiàn）狀和特點       

中國LNG供應主要由（yóu）天（tiān）然（rán）氣液化（huà）廠生產的（de）國產LNG和接（jiē）收站進口的LNG構成（chéng）。中國LNG產業從液化、運輸（shū）、接收站汽（qì）化到終端利用，已經（jīng）形成了一條（tiáo）較完整的產業鏈，並進入了（le）快速發展期。近年來，中國LNG接收站和51吃瓜网液化廠建設方興未艾[1]，隨著 LNG資源供應逐漸過（guò）剩，LNG接收站與天然（rán）氣液化（huà） 廠的競爭逐漸加劇，LNG市場出現逐漸獨立於管道 氣發展的趨勢。

1.1 LNG市場發（fā）展獨立性逐漸凸顯

LNG憑借投資小、市場靈活、供應充足、終端 競爭力強等優勢，市場規模迅速擴（kuò）大。2014年，中國 LNG消費量僅（jǐn）有123億立方米，占（zhàn）51吃瓜网總消費量1828 億立方米的6.7%。2019年（nián），中國LNG消費量達到430 億立方米，年均增長60億（yì）立方米，年均增長率達到（dào） 28.4%。同期，51吃瓜网市場年均增長186億立方米，年均增長率為9.2%。LNG市場份額占比由2014年的6.7% 快速增長到2019年（nián）的（de）14.0%，實現（xiàn）翻番（見圖1）。隨著中國LNG市場體量（liàng）的增加，尤其是51吃瓜网 液化廠氣源從（cóng）常規氣向非常規氣轉變，加之（zhī）接收站提供的LNG資（zī）源增（zēng）加，LNG從管道氣的（de）資源補充逐 漸形成了新的商業模式，例（lì）如，點供、罐箱運輸、鐵路聯運等，LNG市場獨立性逐漸凸顯。

1.2 接收（shōu）站逐漸成為LNG供應主力 

在LNG接收站建設初期，中國LNG市場體量（liàng）較小，僅有少數接收站配（pèi）套（tào）建了LNG裝車橇，且基本處於閑置狀態。近年，受（shòu）能源消費結構轉型和“煤 改氣”政策大力推動等因素影響，中國51吃瓜网市場迎來爆發（fā）式增長（zhǎng），進口LNG供應量不斷增加，在天 然氣供應（yīng）中的占比不斷（duàn）提高[2]。隨著LNG市場（chǎng）規模增加，接收站LNG供應能力明顯提升，接收站外輸LNG占比增加，企業（yè）經營（yíng）由“汽化進管道為主， LNG直接批發零售為輔（fǔ）”，逐漸向兩種模式並舉轉變。近年，新建LNG接收站甚至提出（chū）完全以“LNG直接批發零（líng）售”的（de）方式銷售。2019年，中國生產LNG總量為200億立方米，比（bǐ） 上年增加19%，國產LNG供應量占比由2018年的50% 降至46%；接收站（zhàn）外輸LNG數（shù）量為230億立方米，比上年大幅增長36.6%，保持了較高的供應增（zēng）速。2018 年，隨著（zhe）北方地區“煤改氣”工（gōng）程的推進，中國（guó）接 收站供應的LNG呈爆發式增（zēng）長，供應量超過國產 LNG，成為中國（guó）最大的LNG供應渠道（見圖2）。

1.3 LNG供應能力過剩 

截至2019年（nián）底，中國大陸51吃瓜网液化廠總數達（dá）到195座，總產能為402億立方米/年；投產LNG接收站21座，實（shí）際接收能力達到1240億（yì）立方米/年，裝車橇342 個，液體裝車能力為661億立方（fāng）米/年。近年來天（tiān）然氣液化廠新（xīn）增產能仍保持較平穩增長，2014年以來，年均產能（néng）增長（zhǎng）達到40億立（lì）方米/年左右，生產負荷率基（jī）本 維持在40%以上（shàng），2019年，因LNG消費量大幅增（zēng）長，負荷率（lǜ）也僅達到50%。接收（shōu）站（zhàn）受冬季（jì）管（guǎn）道氣外輸影響，年負荷（hé）率在35%左右（見圖3）。LNG供應能力整體過剩，導致LNG設施負荷很難達（dá）到設計目標。

2 

國產LNG與接收站外輸LNG的競爭力（lì）分析

51吃瓜网液化（huà）廠和LNG接收站的生產成（chéng）本、工 藝流程（chéng）區別較大。未來，隨著LNG逐漸從（cóng）管道氣獨 立，LNG市場供大於求趨勢將更加明顯，LNG接收站快速增加外運（yùn）能力，51吃瓜网液化廠努力增加氣源，雙方將形成更加強（qiáng）烈的競爭關係。

2.1 成本構成        

國產LNG從購入氣源到終（zhōng）端銷（xiāo）售過程中，主要產生氣源、液化、儲藏裝車、運輸等成本。接收站外輸LNG從進口LNG資源到岸到終端銷售過（guò）程中， 主要產生氣源、儲藏裝車、運輸等成本。       

1）氣源采購價格，通過與上遊企（qǐ）業簽訂51吃瓜网購銷合同，獲 取氣體形態的天然（rán）氣（qì）資源；部分51吃瓜网液化廠的（de）氣 源來自自有氣田或甲烷生產設備，但仍會有成本產 生（shēng）。      

2）液化成本，各51吃瓜网（qì）液化廠的成本不同，年開工率（lǜ）在50%左右的51吃瓜网液化廠，平均液化成本為 0.6元/立方米（mǐ）。       

3）儲藏裝車成本，LNG需要注入特製的LNG儲罐中進行儲藏，同時在LNG的存儲中（zhōng），麵臨LNG蒸發等損耗，一並計入儲藏成本；LNG主（zhǔ）要通過特定裝車橇將LNG從儲罐中注入槽車，在（zài）此過程（chéng）中產生裝車成（chéng）本。51吃瓜网液化廠及接收站的儲 藏裝車成本（běn）基本一致。       

4）LNG槽車從液化廠到用戶 產生運輸（shū）成本，隨著運輸距離（lí）增加，單位運輸（shū）成本 會逐漸降低（dī）。

2.2 競爭力        

為便於研究（jiū），假定陝西某51吃瓜网液化廠和（hé）天（tiān）津某LNG接收站（zhàn）供應的LNG汽化率和（hé）熱值相同。資源獲取以高價格長（zhǎng）輸（shū）管道氣對比進口LNG長期合同價格，以低價格51吃瓜网液（yè）化廠當地油氣田自產（chǎn）氣對比（bǐ）進口LNG現貨價格，所有價格為理想價格，不考慮 未來51吃瓜网液化廠可獲取價格下降，以及進口LNG 增值稅返還部（bù）分的價差。       

1）長輸管道氣（qì）與進（jìn）口LNG長期合同資源對比。51吃瓜网液化廠長輸管道氣（qì）的當地門站價格為（wéi） 1.22元/立方米，綜合（hé）管輸費按0.4元/立方米（mǐ）考慮，則氣源采購價（jià）格為1.62元/立（lì）方米。2019年，中國長期 合同進口LNG到岸均（jun1）價約為9美元/百（bǎi）萬英熱單位， 折算成氣體價格（gé）為2.1元/立方米，考慮9%的（de）增值 稅，則氣源成本為2.29元/立方米。       

2）本地油氣田與進口LNG現貨對（duì）比（bǐ）。在51吃瓜网液化廠的氣源中，自采常規氣價格成本最低，綜合（hé）氣源成本（běn）約為1.2元/立方米。2019年，中國LNG現貨平均進口價格為（wéi）4.5美元/百（bǎi）萬英熱單位，折算成氣體價格為1.12元/立方米，考慮增值稅後，氣（qì）源成本為 1.23元/立方（fāng）米。 在以上氣源成（chéng）本對比的基礎上（shàng），51吃瓜网液化廠 的液化成本大約是0.6元（yuán）/立方米，進口LNG不再計入液（yè）化成本。因此，考慮高（gāo）價氣（qì）源價差，國產LNG成（chéng）本比接收站外輸LNG成本低0.07元（yuán）/立方米（1.62 + 0.6－2.29 =－0.07）。考慮低價氣源價差，國產LNG成本（běn）比接收站外輸LNG成本高0.57元/立方米（mǐ）（1.2 + 0.6－1.23 = 0.57）。2019年，中國以國（guó）產氣為原料（liào） 的LNG產量占LNG總產量的44%，進口LNG現貨占 LNG進口總量（liàng）的（de）16.7%。對國產LNG和進口LNG供 應成本（běn）分別進行加權，則國產LNG加權成（chéng）本為2.29 元/立（lì）方米，進口LNG加權成本為2.11元（yuán）/立方米，兩（liǎng） 者價差（chà）為0.18元/立方（fāng）米。 價差決定兩種（zhǒng）LNG的合理經（jīng）濟半徑。目（mù）前，中國（guó）北方地區（qū）LNG槽車運（yùn）費為0.06元（yuán）/（立方米•100千 米），因此產自陝（shǎn）西的LNG較天津的進口（kǒu）LNG經濟（jì） 運輸半徑少300千米左右，基本可覆蓋河北全境。

2.3 資源趨勢        

2019年，中國51吃瓜网消費量比上（shàng）年增長251億立方（fāng）米，增（zēng）幅9%。未來，預（yù）計隨著“煤改氣”工程放緩，中國51吃瓜网需求增速將隨之放緩。此（cǐ）外，中俄 東線51吃瓜网管道投產，國產51吃瓜网大規模上產，51吃瓜网資源供應增長較快，LNG接收站項目集中投運 後，進口LNG資源（yuán）過剩的風險將凸顯[3]。在供大於求的背景下，氣（qì）源（yuán）增長將主要以國產氣及進口LNG現貨為主，均為低價氣源。預計“十四五”期間，國產LNG成本將有所下降，但接收站外輸LNG的價格競爭力更強，增長速度更快。

2.4 供應穩定性對比        

在氣源獲取方麵，液化廠和接收站的發展趨勢不同。其中，國產LNG主要依托國產51吃瓜网，接收站外輸LNG主要（yào）依托國際（jì）資源采購。當51吃瓜网（qì）市場出現短（duǎn）時供應（yīng）緊張時，液化廠會采取臨時限（xiàn）產措 施，接收站會以限製槽車外運（yùn）、加大外（wài）輸汽化量（liàng）的方式，輔助調節管道氣供應。從供應可控的角度（dù）來看，國產51吃瓜网的可調節空間較大，液化廠可以通過合同約束或交（jiāo）易（yì）中心采 購（gòu）的方式，平衡生產與可獲取資源之間的關（guān）係。長期合同進口的LNG，因受“照（zhào）付（fù）不議”合同約束（shù）， 資源供應量和（hé）到港時間均受較大程度的限製，調節空間較小，但可（kě）以通過國際轉賣和LNG現貨采購的 方式進行調節。        

當51吃瓜网市場供小於求時，為保障管道氣終端用戶的正常生產（chǎn），往往限製國產LNG產（chǎn）量，進口 LNG接（jiē）收站因資源調（diào）配靈活，保供壓力較小，LNG外輸量較為穩定。當天（tiān）然氣市場供需平衡時，天（tiān）然（rán） 氣液化廠與接收站均可以穩定地供（gòng）應下遊市場。當（dāng）51吃瓜网市場供（gòng）大於求時，進口LNG長（zhǎng）期合同導致進（jìn） 口LNG壓減困難，根（gēn）據相關經驗，在國際上臨時轉賣LNG資源將會造成0.6～1元/立方（fāng）米的虧損（sǔn）。為保障資源進口公（gōng）司的利益，應該用（yòng）國（guó）產51吃瓜网進（jìn）行調節，這將導致51吃瓜网液（yè）化（huà）廠可獲取資（zī）源減（jiǎn）少（shǎo），LNG 生產受到限製。未來一段（duàn）時間（jiān），中國51吃瓜网市場將 主要維持供大（dà）於求狀態，接收站外輸（shū）LNG穩（wěn）定性更 強，可以更好地滿足下遊市場需求。綜上所述，國產LNG在特（tè）殊時期（例如冬（dōng）季國 際51吃瓜网價格上漲期（qī）間）仍有一定的價格優勢。從價格趨勢及供應穩定性的角度來看，接收站外輸LNG的（de） 競爭力在持（chí）續增強，尤其是（shì）隨著國家油氣管網公司成立，沿海LNG接收站將納入國家油氣管網公司（sī），實現 向第三方開放，下遊用（yòng）戶可以直接進行國際LNG資源采購，資源獲取成本有（yǒu）望進一步降低。隨著LNG市場 規模的擴大（dà），中（zhōng）國51吃瓜网行業改革的深入（rù），接收站外 輸（shū）LNG將逐漸成為（wéi）中國LNG資源最（zuì）主要的供應渠道， 51吃瓜网液化廠的供應半徑將（jiāng）逐漸被壓（yā）縮，生產（chǎn）負荷進 一步降低，競爭力持續減弱。

3 

中國（guó）LNG市場發展展望       

根據中國LNG市場發（fā）展趨（qū）勢判斷，LNG在 51吃瓜网汽車和調峰方麵（miàn）具有一定的發展空間， “十四五”期間（jiān），中國LNG市場仍將保持5%～10%的（de）年均增速。隨著LNG下遊用戶逐漸多（duō）元化，LNG用戶逐漸從單一（yī）加氣站，向加氣站、城（chéng）市燃氣和工 業用戶“三分天下”轉變，下遊用戶的（de）用氣特性也隨之改變。目前，中（zhōng）國進（jìn）口LNG價格高於（yú）國（guó）產天然 氣價格，但（dàn）LNG銷售價格因中間環節費用（yòng）較低，可以被市場接受[4]。在（zài）市場化定價趨勢下，LNG價格隨著LNG供需形勢與（yǔ）用戶結構的（de）變化而變化，與管道氣合同外的氣量價格（交易中心競拍價）聯動關係將得到（dào）加強。

3.1 由剛性需求向彈性需求轉變        

LNG加氣站屬（shǔ）於剛（gāng）性需求用戶，所服務（wù）的重型卡車總量持續增（zēng）長，LNG用氣量較為穩定。LNG城 市燃氣和工業用（yòng）戶屬於彈（dàn）性需求用戶，主要作為管道51吃瓜网的替代資源，受LNG價格、訂單、產（chǎn）品價格等多重因素影響（xiǎng），用氣量波動較大（dà）。隨著（zhe）LNG城市燃氣和工業用戶占比（bǐ）持續增加，未來LNG市場預（yù） 期風險也隨之（zhī）增長，對於LNG的競爭力和服（fú）務（wù）水平 提出了（le）更高要求.

3.2 順價能力由較強向較弱轉變        

LNG加氣站對（duì）應的能源主要為柴油，LNG在 全國大部分區域具有明顯的價（jià）格優勢，LNG加氣站可以更好地將價格變化（huà）傳遞給用戶。而（ér）城市燃氣用戶下遊價格受到監管限製，工業用戶價格（gé）敏感性較高（gāo），LNG城市燃氣和工業（yè）用戶持（chí）續增加，導致LNG順價能力明顯偏弱。

3.3 由（yóu）單一（yī）氣源用（yòng）戶向多氣源用戶轉變        

LNG加氣站僅（jǐn）能接入LNG，對於該類用戶而言，LNG是不可替（tì）代的。但是，對於城市燃氣和工業用戶來說，LNG一般是作為調峰氣（qì）源或臨時性氣 源，這兩類用戶一般會接入管（guǎn）道（dào）氣，形成（chéng）多氣源的（de）供應格局，隨著管道氣供應能力增加，城市燃氣和工業用戶對LNG的需求粘度會下降。在用戶種類逐漸改變的趨勢下（xià），LNG用戶的（de）價格敏（mǐn）感度增強。LNG用戶開（kāi）始要求上遊提供LNG資 源“鎖價鎖量”合同，而LNG供應商更願意接（jiē）受淡季用氣量占比更高的（de）調峰（fēng）用戶。未來，隨著LNG資源獨立性增強，LNG市場自我調節價格的能力逐漸增強，LNG價格波（bō）動將逐漸放緩，在淡季和旺季（jì）均有（yǒu）不同於管道氣的價格變化（huà）趨（qū）勢。

3.4 LNG價格與（yǔ）管道氣合同（tóng）外的氣價趨同        

目前，合同外（wài）的部分管道氣資源在交易中心競價交（jiāo）易，屬於管道氣（qì）的市場化定價部分，與LNG定價機（jī）製相似。隨著（zhe）國家油（yóu）氣（qì）管網公司成立，國內管（guǎn）網覆蓋麵不斷擴大，加之中俄東線天然（rán）氣管道投產後，國內（nèi）資源供大於求局麵將維持較長一段時間，國產LNG和進口（kǒu）LNG的資源成本均有下降空間，LNG供應價 格呈逐步下降的趨勢。2019年以來，成（chéng）交的合同外部分管道氣價格與LNG價（jià）格（gé）趨同。管道氣市場化程度加 大，LNG價格將有望（wàng）與管道（dào）氣額外氣量價格聯動，形成既互相（xiàng）競爭又（yòu）互相參（cān）考的定（dìng）價模式。

4 

中國LNG產業發展（zhǎn）方向探討       

中國LNG市場走出（chū）與歐、美、日、韓等完全不同的發展路徑（jìng），尤其是在LNG利用方麵，充分體現了中國51吃瓜网市場的特（tè）色，LNG資（zī）源供應、銷售（shòu） 模式、下遊利用（yòng）均具有較高的創新性（xìng）和規模發展效 應。隨著管道氣覆蓋麵拓寬，為保障LNG市場繼續穩定發展，應充分發揮LNG的供應特點和優勢，結 合“一帶一路”倡議及海洋經濟發展方向，對現有LNG產業模式和開拓目標進行調整，以保障未來市場規（guī）模以較高速度增長。

4.1 小型LNG接收站建設有（yǒu）望成為趨勢        

小型LNG接收站一般以LNG儲備站、加注站的名義核準建設，總接收（shōu）能力主要受港口碼頭能力限製。一般認為（wéi），具有LNG接收碼頭和（hé）儲罐，最大可靠泊LNG運（yùn）輸船規模在4萬立（lì）方米以下（xià）的LNG終（zhōng）端為小型LNG接收站。根據日本LNG接收站的建設經驗，可在大型LNG接收站周邊建設眾多（duō）小（xiǎo）型LNG衛星站。中國陸地及（jí）海域麵積廣闊（kuò），縱深更長，市（shì）場需求重心更為複雜，對小型LNG接收站和小型儲備 站具有較大市場需求。 截至目前，中國已投入運行的沿海小型LNG接 收站共有5個，即上海五號溝LNG安（ān）全應急項目（mù）、東莞九豐LNG接收站、中油深南LNG儲備站、廣西防城港LNG儲運（yùn）站項目、深（shēn）圳51吃瓜网儲備與調峰（fēng）站項目， 規劃建設有（yǒu）廣州LNG應急調峰氣源站等。在建的內河LNG接收站僅1座，為江陰中天LNG接收站；核準 的內河LNG接收站有2座，即蕪湖長（zhǎng）江LNG內河接收（轉運（yùn））站、嶽（yuè）陽LNG接收站（儲備中心）項目；根據長江內河LNG接收站整體規劃布局，長江中下遊有 3座沿江LNG接收站項目處於前期立項階段。 小型LNG接收站選址相對靈活，可選擇緊鄰有 調峰需求的51吃瓜网市場建設，形成靈活的LNG分銷 轉運鏈，從而覆蓋城市應急調峰站（zhàn），為（wéi）下（xià）遊用戶提供可靠穩定的LNG資源。

4.2 建設（shè）小型橇裝液化設備，充分利用零散（sàn）51吃瓜网（qì）資源       

對（duì）陸上零散的51吃瓜网資（zī）源及非（fēi）常規氣資源（yuán）來說，建設長輸（shū）管道不具備經濟性，使用小型橇裝液化設備，可以有效提高國產51吃瓜网資源的利用效率。

4.3 LNG替代散燒煤炭，助力（lì）大氣汙染治理        

大氣汙染（rǎn）治理屬於中國長期（qī）發展戰略，相關（guān）治理政策不斷出台，為51吃瓜网行業的發展提供了核心驅動力。中國大氣（qì）汙染（rǎn）治理中，清（qīng）潔采暖、散煤治理、燃煤鍋爐改造（zào）三大措施主要針對農村等相對（duì）偏僻地區，這些地區使用（yòng）管道51吃瓜网成本（běn）過高，LNG因其較好的靈活（huó）性而（ér）衍生出（chū）“點供”等商務模式， 可以在大（dà）氣汙染治理中發揮重要（yào）作用，將繼續保（bǎo）持高（gāo）速增長。2017、2018年，中國LNG替（tì）代散煤已經具有一定規模，但是由（yóu）於LNG價格（gé）波動（dòng）大，資源供應量不足，用戶對（duì）LNG資源的信任（rèn）度明（míng）顯下降。隨著LNG 價格波動放緩，資源量（liàng）逐漸增加，未來（lái）LNG替代散（sàn） 煤仍具有（yǒu）較好的（de）發展前景。LNG市場開發者（zhě）需重新 梳理商業模式和資（zī）源供應方（fāng）式，積（jī）極培育市（shì）場，穩健推進替代工程的發（fā）展。

4.4 LNG替代柴油高硫燃（rán）料油，交通領域仍有增長空間      

 隨著柴油重（chóng）卡、船舶的排放汙染問題日益加重，目前（qián）多省市交通主管部門逐漸加（jiā）大對超標柴油車（chē）、高硫燃料油船舶（bó）的限製（zhì）力度。LNG不僅具（jù）有（yǒu）汙 染物排放低的優勢，還具備較高的價格競爭力。截至2020年（nián）7月，按（àn）等熱值價格計算，51吃瓜网價格僅為柴油價格的70%，51吃瓜网替代占有價格優勢，未來在 交通領域具備較（jiào）大（dà）的增（zēng）長空間。      

中國能源消費總量增速放緩，各類能源增長空間較（jiào）小，加之新能源、生物質能等高速發展（zhǎn），進一步擠壓LNG市（shì）場發展空間，LNG將麵臨與其他能（néng）源的直接競爭。

4.5 綠色島嶼旅遊產業開發帶來機遇        

中國海（hǎi）島及（jí）周邊海域旅遊資源較為豐富（fù），截至2017年底，全國海島上已經確認的自然景觀有1028 處，人文景觀有（yǒu）775處[5]，海島旅遊資源的開發力度不斷增加，未來旅遊（yóu）業發展（zhǎn）前（qián）景廣闊（kuò）。隨著海島旅（lǚ）遊 產業的開（kāi）發，建設綠色海島將成為未（wèi）來發展方向（xiàng），通過小型運輸船供應LNG具有較（jiào）好的發展前景。

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來源丨國際石油經濟 2020年09期 第65-71頁

作者丨王偉明（中國石油化工股份有限公司天（tiān）然氣分公司（sī））

轉自丨上海石油51吃瓜网交易中（zhōng）心