中国油气资源供应大量依赖进口，是能源安全问题的集中体现。同时，中国化石能源消费占比高，能源消费强度大，面临着巨大的减排压力。中国的能源问题在很多方面与韩国有相似和相通之处，当前相关部门正在编制“十四五”能源发展规划及专项规划，韩国的能源政策与发展规划、天然气产业发展及改革经验可以给我们一些启示和借鉴。

1　韩国能源供需基本情况

1.1　化石能源

根据《BP世界能源统计》数据测算，2018年韩国一次能源消费总量折合4.30亿吨标煤，为全球第8大能源消费国。2008－2018年，韩国能源消费年均增速为2.23%，能源消费弹性系数为0.45（见图1）。从能源消费结构来看，化石能源消费占比为88.1%，核能为10%。在化石能源消费中，石油消费量最多，为1.84亿吨标煤，占比为42.8%；其次是煤炭，消费量为1.26亿吨标煤，占比为29.3%；天然气消费量为0.69亿吨标煤，占比为16%。

韩国作为制造业强国和机电、化工产品出口大国，能源消费强度仍然较高，以全球0.68%的人口消耗了全球2.2%的能源，其中石油消耗占全球的2.8%（位列全球第8），煤炭占2.3%（位列全球第5），天然气占1.3%（位列全球第15）。韩国是能源资源极度匮乏的国家，几乎没有任何化石能源储量，水能等可再生能源的可开发量也十分有限，煤炭、石油、天然气几乎都依赖进口，能源对外依存度达97%。由于能源供应几乎全部来自进口，韩国是全球最重要的能源贸易国之一，石油进口量居世界第5位，天然气进口量居世界第3位，煤炭进口量居世界第4位。以液化天然气（LNG）为例，2018年韩国LNG进口量为4457万吨，仅次于中国和日本，占全球LNG贸易量的14%。

1.2　电力

截至2018年底，韩国电力总装机容量为1.18亿千瓦，其中火电0.76亿千瓦，核电0.26亿千瓦，水电0.06亿千瓦，其他0.10亿千瓦。2018年各类机组总发电量为5943亿千瓦时，人均发电量为1.15万千瓦时，是同期中国人均发电量5097千瓦时的2.56倍。其中，燃煤、天然气、核电、非水可再生能源发电量分别为2613亿、1604亿、1335亿和219亿千瓦时，占比分别为44%、27%、22.3%和3.7%，水力发电量为29亿千瓦时，其他为51亿千瓦时。

为了提高本国能源自给能力，韩国政府自20世纪70年代起便注重发展核电，2011年3月，日本福岛核事故后核电发展步伐放缓，更加注重核电的安全问题。根据国际原子能机构（IAEA）的统计，截至2018年底，韩国核电在运行机组有24台，总装机容量为22.4吉瓦，全球排名第6位，居美国、法国、中国、日本、俄罗斯之后；有5台机组正在建设，装机容量为6700兆瓦。

韩国可再生能源发展较晚，2005年以后才陆续开始建设风电与光伏电站，2018年该国水电与其他可再生能源发电占比仅为4.18%，远低于中国的25.83%。韩国可再生能源资源条件不丰富，不仅国土面积小，而且约70%的国土面积是山地，建设风电和光伏电站造价较高，尽管如此，近年来韩国还是制定了可再生能源发展的宏伟蓝图。

1.3　温室气体排放与低碳绿色增长战略

随着经济与人口的增长，韩国能源消费尤其是化石能源消费大幅增长，由此产生了大量的温室气体。以1980年为起点，2018年韩国能源消费增长了6.73倍，二氧化碳排放量增长了4.64倍，达到6.96亿吨，占全球排放总量的2.1%，是全球第七大排放国。人均碳排放量为13.48吨，为其1980年水平的4.1倍，是全球平均水平的3.04倍；单位国内生产总值（GDP）排放量为0.43千克/美元，比全球平均水平高约9%。作为经济相对发达的国家，韩国较早感受到了来自国际减排组织的压力。早在2008年便提出“低碳绿色增长”国家战略，2010年制定了《低碳绿色增长基本法》；2014年向联合国气候变化框架公约秘书处提交《应对气候变化国家自主贡献》文件，提出到2030年实现温室气体排放较基准情景减少37%的目标；2016年12月，国会通过《第一轮气候变化应对基本计划》和《2030国家温室气体减排基本路线图》；2019年10月，国会通过《第二轮气候变化应对基本计划》，提出到2030年温室气体排放量相比2017年减少24.4%的计划，达到2005年的排放水平。

2　韩国的能源政策和相关规划

2.1　能源总体规划概述

自20世纪90年代末以来，韩国先后制定和颁布了5个能源总体规划。1997年10月颁布的《第一个国家能源规划（1997－2006）》、2002年12月颁布的《第二个国家能源规划（2002－2020）》制定的法律依据是《合理能源利用法》第四条——商业工业和能源部①有义务每5年制定一项持续10年或更长时间的国家能源规划，经国会审议确定。2008年李明博上台执政，基于其新提出的“低碳绿色增长战略”理念，国会审议通过了《第一个国家能源总体规划（2008－2030）》。2014年2月，基于2010年颁布的《低碳绿色增长基本法》第四十一条和《能源法》第十条，朴槿惠政府颁布了《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》；2019年5月，文在寅政府颁布了《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》。

韩国的能源总体规划是一个涵盖所有能源行业的综合性规划，旨在为该国中长期能源政策提供基本的理念、愿景、目标，同时提出有助于实现这些目标的重点任务，由国会审议通过后颁布。与总体能源规划配套，政府相关部门根据需要制定专项规划，例如分品种能源供应规划、能源利用规划、技术开发规划、应对气候变化规划等。总体能源规划是各项能源发展的指南，为特定能源和部门能源规划提供原则和方向，并从宏观角度进行统筹协调。韩国能源总体规划的规划期长达20年，每5年修订一次。

2.2　各阶段的能源政策和规划

20世纪八九十年代，韩国的能源政策主要围绕国内庞大的能源需求以及贫瘠的能源资源展开，实行“供给导向”能源安全战略，即为韩国经济发展寻求持续、可靠的低价能源供应体系，以促进经济增长和维持市民的生活水平，提高产业竞争力。韩国能源行业由国有企业垄断，1997年该国放开对石油产品的价格管制，但目前电、气、热供应价格仍由政府确定。

2002年，基于国际上日益盛行的市场化结构改革、对可持续性发展的追求、能源技术的发展，以及能源消费模式和消费意识的变化，韩国《第二个国家能源规划（2002－2020）》对能源政策导向进行了调整，主要体现在四个方面。一是由先前的稳定供给与需求开始转向可持续发展，兼顾经济增长、环境保护和能源安全。主要举措包括建立一个环境友好的低碳能源系统，例如优化能源结构，减少对石油的依赖，居民和商业采暖转向天然气，加快发展新能源和可再生能源；强化能效和节能政策；稳定石油和天然气进口，积极参与海外资源开发，加快国内能源基础设施建设；加强管理能源危机的能力等。二是能源运行由政府驱动转向市场驱动。在发电行业已经进行私有化的基础上，加快天然气行业重构，对韩国天然气公司（KOGAS）进行拆分，将其进口批发业务私有化，保留基础设施并向第三方公平开放；建立天然气交易所，促进市场对供需调节职能的形成，发挥价格调节供需的功能；设立独立的能源监管机构，重塑政府角色以适应能源产业结构调整。这是韩国第二个能源规划最大的亮点，但天然气领域的结构重组受各方面因素制约，至今未有实质性进展。三是对外关系由封闭转向互联开放。加强与国际能源组织的合作，构建东北亚能源合作网络，积极拓展海外资源开发。四是能源技术由满足国内需要转向技术创造市场。通过发展技术扩大未来能源选择范围，并把能源技术作为出口战略性产业。

2008年，面对国际上气侯变化减排压力、全球新能源和可再生能源快速发展、国际原油供给紧张和油价波动飙升，加之韩国国内对经济增长动能转换存在迫切需求，新上台的李明博政府提出了“低碳绿色增长战略”，并以此为指引制定了《第一个国家能源总体规划（2008－2030）》。规划展望了2030年五大发展愿景，提出“实现能源自给型社会、非石油依赖型社会、低能耗社会、绿色能源和绿色技术创造新增长引擎和就业机会、实现能源共享繁荣社会”。规划还提出了各能源品种的发展方向和具体指标：一是大幅度提高可再生能源所占比重，到2030年在一次能源消费中的占比由2007年的2.2%提高到11%；二是努力减少石油、煤炭等化石燃料在能源结构中的占比，由2007年的83%降到61%；三是鉴于核能具有高效、清洁、安全等特点，规划确定到2030年新建10座1400兆瓦的核电站，使核电在韩国电力装机中的占比由2007年的27%提高到41%，发电占比由36%提高到59%。通过绿色能源和绿色技术创造新的经济增长引擎和就业机会是规划最大的亮点，具体举措包括设立绿色增长委员会，制定国家温室气体减排指标，加大对技术研发和设备的投资，实行新的可再生能源义务配额制等。

2014年，面对国际上油价持续高企、北美非常规油气资源大规模发展、日本福岛核电站重大事故、可再生能源结构调整（光伏和风能制造过剩，可再生能源行业正经历一个快速重组时期），以及国内电力供应紧张、核电站事故频发、民众对核电安全的担忧增加等国内外形势，朴槿惠政府发布的《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》对能源政策做出较大调整。主要目标和任务包括向需求管理政策过渡、建立分布式能源系统（这两个方面为首次提出）、平衡环境和安全问题、加强能源安全和供应稳定、建立稳定的资源来源、能源政策反映民意6个方面。

相比2008年版的规划，该规划最大变化是放缓了核电发展步伐，降低对核电的依赖，核电发展目标从2030年装机占比为41%调整到2035年的29%，强调通过加大投资力度、加强老厂管理、加强计划性和预防性检查等，大力加强核安全，把核电站安全运行放在首位；还强调核工业的创新和核电“走出去”战略，通过技术、核心设备、零部件出口，力争2020年把韩国建成核电出口大国。为满足国内能源需求，煤炭、石油、天然气等传统化石能源的发展目标又回归保守，2030年在一次能源中的占比合计为77%，相比2008年版规划61%的目标大幅增加。考虑到实际开发情况、资源基础和部署条件，规划大幅下调可再生能源发展目标，2035年可再生能源在一次能源中的发展目标仅为5%，相比2008年版规划2030年11%的发展目标下调了6个百分点。在海外资源开发能力建设方面注入了新的理念，在2008年版规划提出以国有企业为主体的基础上，转向国有和私营并举，鼓励和支持私营企业境外投资，国有企业侧重高风险领域和长期投资方向，民间企业侧重市场化程度高的领域，所采取的手段从并购或收购油气田股份，扩展到取得勘探开发领域的经营许可证。

2017年5月，文在寅上任伊始，便下令暂停营运国内8座老旧燃煤发电厂。6月，文在寅在釜山市出席韩国首座商业运营核反应堆“古里1号”退役仪式时表示，“我们将摒弃以核能为中心的能源政策，迈向一个无核时代。我们将彻底废止所有正在进行中的核反应堆建设计划”。同时，他还重复了竞选时的另一个承诺，在5年总统任期结束（2022年5月）前至少关闭10个老旧燃煤电站，以减少温室气体和粉尘排放。

2019年5月，韩国国会通过《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》，核心观点包括通过能源转型实现可持续增长和提高生活质量，向清洁安全的能源结构过渡，扩大分布式和参与式能源系统，增强能源产业的全球竞争力。

具体到各品种能源，该规划提出：一是通过不延长既有核电厂使用寿命、不谋求新建核电设施、就核电厂乏燃料问题达成社会共识等，为核电的逐步减少奠定基础；二是扩大天然气作为发电燃料的作用，推动天然气消费多样化，促进建筑制冷天然气利用，扩大LNG在卡车、港口拖车等交通领域的使用；三是将可再生能源发电所占比例提高4～5倍，可再生能源发电在电力生产中的比例从2017年的7.6%提高到2040年的35%；四是扩大氢作为运输燃料和发电燃料的应用，2019年1月，韩国颁布了氢经济发展路线图，通过电动汽车和氢动力车的扩张，减少石油在交通运输领域中的使用；五是禁止新建和改扩建燃煤电厂，实施冬春季关停、限制发电量、电价反映环境成本等措施，大幅度减少燃煤发电。近两年韩国的电力调度充分体现了上述理念，2018年3－6月空气污染预期加重时，韩国政府对5座燃煤电厂采取了为期4个月的临时关停措施；2019年12月－2020年2月，政府再次要求临时关闭15家燃煤电厂，并要求所有其他燃煤电厂以80%的负荷运行。

表1是韩国《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》对各类能源供应的预测。可以看出，韩国未来20年能源变化趋势：一是2030年总体能源需求相比2017年增加15%，呈缓慢增长状态，年均增速仅为1.09%；韩国能源消费量2030年达峰后有望回落；二是在全球低碳减排大背景下，天然气作为清洁低碳化石能源，在韩国能源结构中的地位进一步提升，2030年接近石油，2040年超过石油占总能源供应的1/4；2030年和2040年的天然气供应量相对2017年分别增加24%、51%；三是2030年可再生能源供应量较2017年翻一番，达到目前核电的供应水平，2040年在能源供应中的占比超过14%；四是传统化石能源煤炭和石油的份额逐渐削弱，煤炭供应量2030年达峰后开始下降，石油供应量2030年前基本维持目前的水平，但市场份额逐渐下降，由2017年的25.8%降至2040年的20.7%。

3　韩国天然气产业发展概述

3.1　产业概况

为改善因大量使用煤炭产生的环境污染状况，提高城市居民生活水平，在国内资源匮乏的情况下，20世纪70年代末韩国政府下决心从境外引入天然气资源。起初由韩国国家电力公司（KEPCO）负责开展LNG进口项目的前期研究工作，1983年政府下令将天然气业务从韩国电力公司分离出来，成立天然气专业公司——韩国天然气公司，赋予其规划、建设、运营管理LNG接收站和管道等基础设施的权利，独家负责进口LNG。1986年10月，韩国第一座LNG接收站在汉城南部的平泽建成投产，首船从印度尼西亚进口的LNG用于发电，次年开始供应城市燃气。至2019年底，韩国已建成7座LNG接收站，储罐总罐容为1289万立方米，约为当年天然气消费量的13%。其中5座由韩国天然气公司建设运营，占全国接收站总罐容的90%，另外2座由大用户自行建设（见表2）。2019年12月，韩国贸易工业和能源部和韩国天然气公司共同举行了第7座LNG接收站——济州岛LNG接收站竣工仪式，自此韩国17个地市全部接通了管道天然气。根据相关企业规划，未来5～10年，SK集团、现代集团等还将建设3座LNG接收站，年增接收能力500万吨左右。

根据IHS咨询公司统计，2018年韩国进口4457万吨LNG，其中3年及以下期限合约占26%，进口量比上年增加625万吨，增幅达16.3%（见图2），主要驱动因素来自核电机组的预防性维护，导致核反应堆重启推迟，加之政府在采暖季节为控制大气污染物排放采取了暂时性关停部分老小燃煤机组的措施，由此带来天然气发电用气需求量大幅增加，增幅高达14%，天然气发电量也创造韩国历史新高，在发电结构中的占比达到27%。2019年，气温偏高导致采暖用气需求下降，工业用气增长不振，特别是核电重新启动、可再生能源发电大幅增加导致发电用气需求减少，韩国LNG进口规模减少，各公司进口合计4081万吨，相比2018年的历史高点减少8.4%。作为主要进口商的韩国天然气公司，其LNG进口量为3407万吨，比2018年减少11.2%。基于《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》，长期来看，在核电逐步退出、燃煤发电减少、可再生能源加速发展的战略指引下，韩国天然气市场需求仍有较大的发展潜力。

从消费结构看，在1987年韩国最初使用天然气时，95%作为发电燃料，城市燃气仅占5%，即通过发电启动天然气市场。随着城市管网设施的敷设，特别是韩国政府为改善环境而出台《清洁燃料使用法》后，城市燃气消费量快速增长，1996年，韩国城市燃气与电力生产所消耗的天然气基本相当，当年韩国天然气总消费量为925万吨，其中城市燃气消费量为460万吨，发电用气消费量为465万吨。1997年，韩国城市燃气用量开始超过发电用气，2000年发电用气在韩国天然气消费结构中的占比一度降至30%，2004年开始又逐步回升，2010年恢复到45%的水平后基本保持稳定（见图3）。2018年，韩国发电用气占比为44.8%，住宅、工业、商业、区域供热和交通用气占比分别为20.8%、18.8%、7.1%、5.6%和2.4%。

3.2　产业结构

韩国天然气产业发展立足于进口国外资源，天然气产业结构相对单一（见图4）。根据《韩国天然气公司法》《燃气事业法》，长期以来韩国LNG进口、储存、输送基本由韩国天然气公司垄断经营，韩国天然气公司是法律授权的唯一批发商，以批发方式供应城市燃气公司、燃气电厂等大型用户，不开展零售业务。韩国天然气公司是国有控股企业，1999年在韩国证券交易所上市。根据该公司2019年年度报告，其股权结构为国家持股26.15%，韩国电力公司持股20.47%，地方政府持股7.93%，国家养老基金持股7.57%，职工持股3.32%，境内外投资者持股34.55%。

至2018年底，韩国天然气公司在韩国国内建设运营4座LNG接收站，配套建有72个储罐，总罐容为1148万立方米，最大汽化能力为5.15亿立方米/日；运营4854千米天然气管道、403座供气站；2018年从海外进口3839万吨LNG，占韩国总进口量的86.1%，为世界第一大LNG进口商。与美国和欧洲情况不同，韩国没有建设地下储气库的条件，因此只能大力发展LNG储存设施，依靠LNG接收站的储罐进行储气调峰。

自1998年起，韩国开始允许大型用户（例如电力公司）直接进口LNG（以下简称“直接进口商”），但其进口的LNG只能自用，或与韩国天然气公司和其他进口商串换。目前，韩国有SK、GS 、浦项制铁（ P O S C O ）、韩国中原电力公司（KOMIPO）、S-Oil公司这5家LNG直接进口商，共建成2座LNG接收站。据IHS统计，2018年韩国直接进口商进口618万吨LNG，占韩国LNG总进口量的13.9%；2019年进口增加到673万吨，占比上升到16.5%，呈逐年快速上升趋势。

在下游配气领域，韩国实行供气和配气捆绑模式，住宅、商业、工业、交通、公福等终端用户只能通过城市燃气企业购气。城市燃气企业最开始由地方政府所有，20世纪90年代末韩国进行了私有化改革，有些地方还引入了境外投资者，目前韩国共有34家城市燃气企业在授权许可区域内开展排他性的经营活动，从韩国天然气公司批发天然气，通过配气管道向下游终端用户零售。韩国城市燃气领域投资经营主体表现出比较集中的现象，排名居前四位的企业市场份额达到57%，其中SK E&S是最大的城市燃气供应商，供气量占到全国的22%。

3.3　天然气定价

韩国天然气定价总体上基于成本传递机制，即总成本加上合理收益原则。供给终端用户的天然气价格由两个环节组成：一是韩国天然气公司的批发价；二是城市燃气公司的零售价，在韩国天然气公司批发价基础上增加了配气费，由韩国天然气公司直接供气的大用户则不含城市配气费用。

韩国天然气公司天然气批发价由原料费和供应费两部分组成，原料费包括境外采购成本、海上运输成本、保险、关税、进口附加费等（见图5）。韩国进口LNG以中长期合同为主，价格大多与油价挂钩，随国际油价波动而波动。为了反应进口价格和汇率的波动，供电力用户的原料费每个月调整一次，供城市燃气用户的原料费每两个月调整一次，但前提是原料费叠加汇率变化幅度超过±3%，旨在避免价格变动过于频繁。在韩国引进天然气的前15年，韩国天然气公司批发价格按体积进行计价，后由于天然气热值发生了较大变化，自2012年起调整为按热值计价。批发供应费由接收站处理费和管输费两部分构成，由国家能源主管部门核定，每年进行计算和调整。考虑不同类型用户用气特点和供气成本的差异，为了削峰填谷，或为了鼓励居民用气，改善居民生活水平和大气环境，韩国政府和韩国天然气公司对批发供气费的分摊在不同发展阶段采取了不同策略，总体趋势是用气平稳且具备冬季调峰或可中断特性的发电用户、工业用户收费水平明显偏低，并且针对冬季、夏季和其他季节制定不同的供气费标准，冬季价格可能是夏季的2倍左右。此外，居民与发电、工业用户之间的交叉补贴难以避免，这一点与中国的天然气、电力供应交叉补贴情况类似。

城市燃气公司的零售价格由韩国天然气公司批发价格加上城市燃气公司的配气成本组成，配气费因地区和城市燃气公司不同而存在差异。零售价格由当地政府批准，原则上每年核定一次，零售价格的计算方法和制定基于贸易工业和能源部颁布的详细导则。

3.4　市场化改革

韩国20世纪90年代末期启动天然气行业的改革，制定了产业结构重组计划，不过受各方面因素影响进展并不顺利，拆分韩国天然气公司的计划落空，进口批发及管网设施依然由韩国天然气公司独家负责。尽管如此，韩国天然气行业市场化改革仍然在推进之中，管网设施第三方准入得以施行，直接进口商进口的气量近两年明显增加。

3.4.1　20世纪90年代末的天然气产业重构计划

韩国天然气行业改革的主要导火索是1997年的亚洲金融危机，政府试图通过将国家天然气公司进行拆分和私有化（包括国家电力公司），引入竞争机制来改善行业效率低下的问题。1997年10月，韩国国会通过了《国有公司私有化专项法案》，为国有公司私有化奠定了法律基础，同一时期国会通过的《第一个国家能源规划》提出在电力和天然气行业中建立竞争性环境。1998年7月，韩国政府宣布正式启动国有公司私有化计划，包括出售韩国国家电力公司和韩国天然气公司在内的11家国有企业，并计划在2002年完成韩国天然气公司的私有化，消除市场准入的障碍，计划出台之际韩国政府持有韩国天然气公司50.2%的股份。

1999年11月，韩国商业工业和能源部发布了《天然气产业重构基本计划》，旨在提高天然气行业的资源配置和管理效率，推动天然气行业的发展，并通过扩大消费者选择来提高服务质量。2001年8月底，确定了详细的重组方案。根据方案，将韩国天然气公司的进口和批发业务拆分成3个子公司，其中2个出售给私营部门，其余1个作为韩国天然气公司的子公司，承接已签订的“照付不议”国际长期贸易资源采购合同，出售时间将在以后决定；随着设施运营和销售业务的拆分，LNG接收站和跨区域管网组成的基础设施向第三方公平开放，长期看，韩国天然气公司将只保留LNG基础设施和输气管道的运营管理权。对于在地方垄断体制下运作的城市燃气零售环节，将根据批发业引入竞争的进展情况分步促进竞争。为使进出口公司之间的竞争公平透明，将建立独立的监管机构，修订和加强监管制度。《第二个国家能源规划（2002－2020）》继续主张对天然气产业结构进行重组，推进市场化、私有化和产业结构调整的“三步走”改革方略（见图6）。

1999年，韩国天然气公司着手进行第一阶段的私有化改革，这一阶段改革的主要目的是减少政府的参与程度。1999年11月，韩国天然气公司举行首次公开募股，出售其股权的43%。然而，进一步拆分韩国天然气公司并扩大私有化程度的计划并没有持续下去，被搁浅的原因主要有以下三个方面。

一是对能源安全问题的担忧。在天然气市场化改革初期，关于改革是否会威胁韩国能源供应安全问题一直处于争论之中，担心复杂的私有化进程可能会阻碍LNG进口安全，私有化改革势必影响到韩国天然气公司LNG进口资源采购和合同签订。巧合的是，就在各方讨论私有化详细计划期间，2001－2003年韩国接连出现天然气供应危机，韩国天然气公司被迫限制向电厂供气。虽然这些危机并不直接由对韩国天然气公司的重组改革引起，但是引起民众对能源安全问题的高度关注，也影响了对天然气行业市场化改革的看法。

二是国际LNG长期“照付不议”合同的履行和责任转移问题。根据改革方案，市场化后燃气电厂、城市燃气等用气企业将可以绕过韩国天然气公司，从新成立的LNG贸易公司购气，或进入国际市场直接采购，但这需要解决韩国天然气公司之前签订的“照付不议”资源采购合同问题。这些合同中，最早到期的也要到2007年，最晚为2024年，同时原有合同LNG采购价格很可能高于新签订的合约。因此，改革中的制度安排必须包括新老合同的合并，确保原有合同按约定执行，确保不同进口企业之间的公平竞争。当时提出两种解决方案，一是将LNG采购协议转让给从韩国天然气公司拆分出来新成立的三家贸易批发分公司，二是韩国天然气公司继续承担既有合同“照付不议”责任。韩国天然气公司和韩国能源经济研究所经过研究之后，认为第一个方案可以营造一个公平公开的竞争氛围，政府也更倾向于该方案，但这一问题的复杂性成为影响天然气市场改革的重要原因。

三是受到韩国天然气公司工会强烈反对。2001年，韩国商业工业和能源部组织起草的三部关于重组的法律《韩国天然气公司法（修订版）》《城市燃气经营法（修订版）》和《能源委员会法》提交给国民议会，但尚未获得批准。2002年初，韩国天然气公司工会举行集体罢工，强烈反对公司私有化，他们认为私有化之后会在天然气进口批发部门进行大规模裁员。2003年，新一任总统卢武铉上台之后，考虑到工会的反对和前一届政府在这一问题上的混乱，各方面对改革缺少共识，宣布韩国天然气公司拆分和私有化计划暂不开展。

3.4.2　2003年以来天然气产业重组进展

2003年，韩国政府对1999年发布的《天然气产业重构基本计划》进行了部分调整和补充，但仍然认为LNG进口和批发环节应引入竞争。若不拆分韩国天然气公司批发进口业务，应引入新的主体进入市场，允许私营企业开展LNG进口业务；基础设施继续由韩国天然气公司垄断经营，但应向其他有需要的主体开放。然而，即便如此，在竞争开始阶段，LNG长期进口合同的复杂性，仍使得私营企业开展LNG进口业务受到不同程度限制。2004年，重构计划仍在商议中，6月份韩国政府仅宣布了对电力部门进行私有化的决定，韩国天然气公司的股权结构保持不变（当时政府持股26%，政府控股的国家电力公司持有24.5%，地方政府持有9.9%，私人投资者持有38.8%），韩国天然气公司拆分重组计划自此被搁置。

2005年，韩国的天然气市场化改革成为美国和韩国之间的一个外交问题，韩国的美国商会建议进一步拆分韩国天然气公司的管道业务和LNG接收站业务。2006年，国际能源署（IEA）的一项研究报告建议对韩国天然气公司采取有效的运销分离措施，但韩国《第一个国家能源总体规划（2008－2030）》没有做出对韩国天然气公司进行拆分和实行运销分离的决定。

《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》从两个方面提出改进天然气产业结构：一是理顺对私营部门直接进口LNG的规定。鉴于现有法律规定LNG直接进口商所进口的LNG只能自用或出售给韩国天然气公司，或与其他进口企业交换天然气，因此需要修订《城市燃气商业法》，放宽进口天然气的销售和交换条例，使LNG直接进口商能够更有效地进行供需管理，以遏制天然气垄断体系可能造成的低效现象，降低天然气进口价格。二是为私营企业开展LNG贸易业务建立制度框架。鉴于北美页岩气大规模开发和出口将带来全球LNG供应量增加，且北美天然气价格相对便宜、对目的地没有限制，韩国应抓住这一机遇，让更多的私营企业参与LNG国际贸易。

2019年，鉴于现行LNG直接进口商制度导致发电企业间存在结构性的利润差③，同时现行发电用气定价机制在吸引低价资源方面的作用有限，韩国《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》指出，当前需要稳定天然气市场供需，提高天然气发电的效率和公平，以应对LNG直接进口比例的提高。为此，要完善天然气直接进口制度，加强直接进口商对稳定供需的自我管理责任。直接进口商的天然气供应申请期从原来的3年变更为5年，直接进口商在放弃进口LNG后，如果再要求韩国天然气公司供应天然气，需额外收取费用；改进燃气发电定价机制，从原料气进口平均成本定价转向个别成本定价，避免电厂之间的不公平竞争。

3.4.3　韩国天然气公司基础设施自愿开放服务

虽然韩国天然气公司的拆分和私有化改革没能持续下去，但韩国天然气基础设施向第三方开放得以施行。韩国1999年2月8日通过的《城市燃气商业法》废止了韩国天然气公司LNG进口和接收站建设的独家垄断权，其他企业（指工业和发电大用户）在向商业工业和能源部提出申请后，可以自行建设LNG接收站，或与韩国天然气公司协商租用LNG接收站，通过韩国天然气公司管网输送天然气。政策出台伊始，几乎没有企业对此感兴趣，直到2003年韩国著名的钢铁公司浦项制铁和K电力公司在南部光阳港合资的LNG接收站建成，获得LNG进口许可证，并与韩国天然气公司签订了输气合同。

2005年，来自阿曼石油公司的首船LNG进港接卸，由此揭开了大用户直接进口LNG的序幕。在新体制下，浦项制铁公司不再必须从韩国天然气公司购买包含LNG商品以及接收、汽化、输气服务在内的捆绑式服务，只需要从韩国天然气公司购买管输服务即可。2007年，GS-加德士石油公司（雪佛龙与GS集团的合资公司）获得LNG进口许可证，与阿曼的Qalhat液化天然气公司签订了LNG购销合同，并计划2012年在保宁地区建成自有LNG接收站（实际上2017年才建成使用），在保宁LNG接收站未建设完成之前，GS-加德士公司将继续从韩国天然气公司购买LNG基础设施和管输服务。

3.4.4　城市配送领域改革

根据《天然气产业重构基本计划》，第一阶段仅对韩国天然气公司的LNG进口和批发业务进行拆分，城市燃气领域改革的目标主要是鼓励各方参与输配气业务，成立更多的配气公司，新建更多的联络管道。任何公司只要获得韩国政府许可，都能够在配气设施不发达的区域建设和运营配气设施，此外还可以建设直接将天然气输送至大型用户的联络管道。第二阶段，随着天然气批发市场的竞争趋于激烈，将开放准入的范围扩展到配气领域，要求城市燃气公司进行运销分离，即分别成立配气管网运营公司和天然气销售公司。在第二阶段初期，城市燃气公司中的大型用户可自主选择上游供气商，然后从城市燃气公司单独购买配气服务；后期，对小型居民和商业用户采取相似制度。

然而，如前文所述，韩国天然气产业重构计划在2003年后被搁置，城市配气领域的改革也没有得以进行，仍然采取配售一体化经营模式，后期政府的关注点主要集中在价格透明和公平合理方面。

4　启示

4.1　适时调整国家能源政策和战略方向

20世纪80年代以来，韩国政府立足本国资源禀赋，围绕社会经济发展情况，积极响应民众关切，践行环境保护和绿色低碳发展理念，跟踪研判全球能源供需形势，适时调整其能源发展战略重点。20世纪八九十年代，韩国以保障社会经济发展和民生用能、提高产业竞争力为主要目标，寻求建立低价、可靠的能源供应体系，能源领域全面实行国有制，政府深度参与供求计划和价格决策。

进入21世纪，韩国政府开始关注可持续发展，提出建立一个环境友好的低碳能源系统；在欧美主要国家市场化改革浪潮带动下，能源运行由政府驱动向市场驱动转变，在发电行业率先完成了私有化改革，放开了对石油价格的管制，天然气行业制定了重构计划，基础设施向第三方开放；对外关系由封闭转向开放，鼓励国有公司参与海外资源开发。

2008年，面对国际油价飙升、温室气体减排压力和国内寻求经济增长新动能的渴望，韩国政府系统提出了“低碳绿色增长战略”，将可持续发展确定为能源政策新目标，通过绿色能源和绿色技术创造新的经济增长引擎和就业机会，为此规划提出大力发展核电，到2030年核电装机占比提升到41%，煤炭等化石能源在一次能源中的占比降至61%，可再生能源占比达到11%。面对日本福岛核事故后国内外对核安全问题的担忧，2014年韩国《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》能源政策更加关注核电安全，降低了核电发展目标，核电装机占比由2030年的41%调整到2035年的29%；考虑到可再生能源发展缓慢的现实，将2035可再生能源发展目标调整为占比5%；传统化石能源回归保守，2035年在一次能源中的占比提升到77%；为获取稳定可靠的油气资源，政策支持和鼓励民营企业走向海外。

面对国际上可再生能源快速发展的态势，加上担心核安全问题，《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》提出了超前的具有世界引领性的发展战略：一是停止新建核电设施，按期关停现有核电机组，逐步退出核电；二是大幅度提高可再生能源发电所占比例，2040年达到35%；三是通过阶段性关停老旧燃煤机组、禁止新建扩建燃煤电厂、控制现役机组运行负荷等措施，减少燃煤发电对环境的影响。

当前中国正在制定“十四五”规划，可借鉴韩国能源发展战略和政策取向，全面把握世界能源绿色低碳发展大势，鼓励可再生能源发展，适度发展核电，重视核电的全生命周期安全，控制并尽可能减少煤炭消费，稳定石油消费，促进天然气消费，发挥天然气电力调峰和支撑电力供应的作用。

4.2　支持和引导各类企业“走出去”获取海外天然气资源

为保障社会经济发展和民生用能需求，韩国国家能源政策无论是早期的供给导向还是后来的低碳绿色方向，始终都把稳定供应作为首要目标，通过多种手段支持和引导本国企业“走出去”获取海外资源，投资上游资源开发，从而抵消资源价格上升给本国经济带来的冲击，并保证韩国企业生产的资源可以优先供给本国，稳定资源供给。

针对油气供应几乎全部依赖进口、能源领域较为封闭的问题，韩国《第二个国家能源规划（2002－2020）》提出，加强与国际能源组织的合作，积极发展与产油国的外交关系，参与海外资源开发，提高在全球能源市场的影响力；构建东北亚能源合作网络，成为亚洲能源中心。在促进海外天然气业务发展方面，规划提出必须促进韩国企业在上游的投资，允许私人企业自主决策海外项目的投资，参与海外资源的勘探开发和生产，政府同时对此提供必要的支持；在海外发展的初期阶段，鼓励韩国天然气公司与工程公司结成共同体以应对风险，参与天然气上游生产、LNG工厂的投资建设，将投资入股作为新签订LNG购销合同或延长现有合同的条件。

韩国《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》强调要增强长期能源安全能力。为此，提出使用新的指标和术语考量海外资源开发项目，将原来的“自给自足率/自我发展率”（self-sufficiencyrate/self-development rate）改为“资源发展率”（resource development  rate），并将其作为一个长期的政策指标，而不是一个短期的僵化的损害投资效率的绩效指标，以确保国有能源企业的成长以勘探为中心。规划还提出加大在经营许可、勘探开发方面的投入，减少单纯股权投资行为，增强国有能源企业中长期发展能力；在拥有经营权的项目上加大投资规模，集合国内企业力量增强共同进入新市场的能力。在天然气方面，利用韩国天然气公司强大的LNG购买力，结合资源引进，在北美和其他资源地区开展纵向一体化项目，确保掌握开发、液化和运输等各个环节所需的关键技术和运营能力；通过加强技术、信息和人力资源的交流，以及与全球领先公司的联合勘探，建立关键能力。

规划特别提出，促进私营部门对海外资源开发的投资：一是通过倍增资源开发基金的投资担保计划、加强对基金投资者的本金保护、稳健资产证券化等措施，提高资源开发类公司在资本市场的吸引力和投资能力；二是扩大对私营部门的支持，例如增加对成功还贷项目的预算，修订贷款制度，鼓励建立公私合营企业，发挥公有企业在高风险勘探阶段领先、私营部门在低风险开发和生产阶段领先的优势等；三是促进私营企业进入相关领域，促使国有资源公司与相关私营企业之间的合作（例如成套设备制造企业、船舶建造企业等），共同进军海外市场。在政策的激励下，韩国国家石油公司（KNOC）、韩国天然气公司、韩国资源公司（KRC）以及三星、现代、SK、LG、浦项制铁等一批国际知名财团组成联盟，在海外油气资源开发中取得了骄人业绩。

中国油气资源高度依赖进口，目前参与海外资源开发的企业主要是三大石油公司，民营企业参与有限。可借鉴韩国经验，通过投融资、税收、保险等政策，支持地方国有能源企业、民间企业等更多的主体“走出去”，鼓励国有与民营企业合资合作，发挥各自在技术、资金、决策灵活性等方面的优势。企业“走出去”战略可以与国内天然气资源开发、储运设施建设运营、天然气销售等行业政策结合，例如优先授予相关资质、许可证等。

4.3　稳妥推进天然气结构重组和市场化改革

受北美和欧洲主要国家天然气市场化改革影响，20世纪90年代末期韩国提出进行天然气市场化改革和结构重组，计划拆分韩国天然气公司的LNG进口批发业务并进行私有化，继而施行运销分离、设施公平开放，允许韩国天然气公司之外的其他企业建设LNG接收站、直接进口海外资源等，希望通过打破韩国天然气公司的垄断地位、引入竞争机制来提高行业效率。但是，在改革推进过程中，由于政府和公众对私有化可能引起能源安全问题的担忧，加之履行国际LNG“照付不议”长期合同和责任转移问题的复杂性，特别是韩国天然气公司工会的强烈反对，各方对改革的必要性和迫切性没有达成共识，2003年之后韩国天然气公司拆分和私有化计划搁浅。韩国政府认为，天然气属于民生和战略性能源，国家主导天然气资源进口和管网设施建设运营是非常必要的，天然气公司国有便于统筹和平衡天然气供需，把控能源安全。

提高天然气行业的效率和公平、降低供气成本、保持供需稳定一直是韩国政府追求的目标，适度引进其他所有制企业作为补充，可产生“鲶鱼效应”。1999年《城市燃气商业法》修订后，发电企业等直接进口商经过韩国商业工业和能源部批准后可以自行建设LNG接收站，从国际上直接采购进口LNG，从而开启了基础设施的协商准入模式。20年来，直接进口商从租用韩国天然气公司的LNG接收站到自行建成投产2座接收站，进口资源规模从初期的几十万吨增加到2019年的673万吨，市场化改革在逐步推进。近两年，在国际LNG资源供应宽松、价格低位运行的大背景下，直接进口商自行采购资源、扩建或新建LNG接收站的热情高涨。例如，2018年5月，浦项制铁能源公司所属仁川燃气电厂与韩国天然气公司的LNG长期购销合同到期后没有续约，而是自行成立了贸易公司开展LNG进口业务，并于2019年4月接手运营光阳LNG接收站；2019年韩国电力公司旗下两家子公司分别与马来西亚石油公司签订了60万吨和25万吨5年期采购合同。根据IHS的分析，未来10年韩国天然气公司之外的其他企业直接进口LNG资源量将达到1030万～1240万吨。

自2004年西气东输管道投产后，中国开始大规模和大范围地利用天然气，比韩国1987年从海外规模化进口LNG晚17年，但中国天然气市场改革进程相比韩国要快许多。特别是2019年，中国天然气市场化改革步入快车道，颁布了管网设施公平开放监管办法，放开国内上游准入，组建国家管网公司，上中下游正在形成“X+1+X”的市场格局。三大石油公司之外的民营企业、地方国有企业相继进入国际市场直接采购LNG，建设LNG接收站和区域管网。中国经济发展正在加速进入换挡期，各类能源消费增速趋缓，相应地天然气行业从两位数快速增长转向个位数稳定发展阶段，受新冠肺炎疫情影响，2020年中国天然气消费失速成大概率事件。

伴随管网独立运营，中国天然气市场化改革进入深水区，天然气市场体系将全面重构，各方面主体都需要适应新格局，重新进行市场定位和价值重塑，中国在天然气定价、管网运营、设施准入、管输和储气调峰定价、市场公平、区域均衡发展等方面还有许多问题尚待解决。对此，一方面要按照党中央的部署加快建立统一开放、竞争有序的现代化市场体系，另一方面，需增强工作的系统性、整体性及协同性，秉持渐近式改革理念，做到“小步快跑不停步”，近期重点在油气管网公司高效运营、有效监管及市场公平竞争、行业安全平稳运行等方面发力。

4.4　妥善解决“照付不议”长期贸易合同问题，避免无序竞争

为了保障天然气稳定供应，避免出现能源安全问题，韩国天然气进口和批发业务长期坚持国有的韩国天然气公司一家主导的管理体制。1999年的《天然气产业重构基本计划》曾提出将韩国天然气公司的进口和批发业务拆分和私有化，通过国有和私营公司之间的竞争，建立天然气低价进口体系。但是，由于担心过度竞争会造成供需失衡进而引发能源安全问题，特别是韩国天然气公司签订的“照付不议”资源采购合同处理转让非常复杂，这一激进的改革方案没有落地。2003年以后，韩国政府在引入新资源进口商方面采取了较为温和的做法，对进口商的管理采取了准入和审批制，获得批准的直接进口商进口的LNG只能自用而不允许转售。通过这种方式有效规范了韩国天然气市场秩序，避免多主体无序和盲目竞争。

2017年以来，一些燃气电厂与韩国天然气公司的供气合同陆续到期，适逢美国页岩革命后大量LNG寻求出口，国际LNG市场供应宽松，价格处于低位，加上文在寅政府对天然气发电重新定位，有独立进口能力的企业更多地转向自主进口LNG，带动韩国天然气公司之外其他企业LNG进口量快速增加。为应对LNG直接进口比例的提高，韩国《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》提出完善直接进口制度，加强天然气直接进口商在稳定供需管理中的责任，天然气供应申请期从原来的3年变更为5年，放弃直接进口后，如果再要求韩国天然气公司供气需额外收取费用。

中国天然气市场长期以来实行上中下游一体化管理模式，上游供气企业承担了管网建设和资源保供责任。为了满足市场快速发展需要，在资源供应紧张时期，三大石油公司遵循国际惯例签订了一批“照付不议”长期协议。国际市场风云变幻，而国内天然气消费很大程度上受政策影响，总是在供不应求和供过于求之间周期性调整。2015－2016年，中国天然气市场出现前所未有的供应宽松局面，三大石油公司签署的“照付不议”长期协议导致天然气消纳困难，被迫折价销售。当时国内尚没有民间企业参与竞争，三大石油公司的管网业务也没有剥离，进口气销售造成的亏损尚可通过管输收入来弥补。之后，连续三个采暖季天然气供应紧张，使得相关基础设施不断扩张。进入2020年，全球经济周期性下行叠加新冠肺炎疫情大面积蔓延，天然气市场整体陷入疲软，供应严重过剩，东北亚LNG现货价格持续跌破3美元/百万英热单位，接下来的消费淡季价格将徘徊在3美元/百万英热单位左右。

目前，中国沿海LNG接收站已建成投产22座，满负荷运行整体接卸能力可达9000万吨/年，再加上中俄东线北段建成投产，国内天然气市场竞争进入白热化。低气价客观上有利于天然气消费，是扩大进口的极好窗口期，但是，如果一些企业大规模低价进口LNG，可能会导致国内市场供需严重失衡。LNG储罐持续高位运行，主要进口商高油价时期签订的“照付不议”长期协议将面临违约风险，甚至会引发外交争端，长期来看不利于中国天然气产业健康稳定发展。

对此，建议借鉴韩国市场化改革和解决韩国天然气公司长期贸易合同的做法，在疫情影响等特殊时间，国家层面能够加强统筹协调和指导，一方面要求各类用户首先履行与供气企业已经签订的合同，另一方面适度调控没有长期协议压力的市场主体LNG现货采购量，研究新进口低价资源分担高价长期协议资源、搭配销售的可行性。还可以借鉴国家征收石油特别收益金或油价调控风险准备金的做法，对低价进口LNG销售获取的超额利润收取特别收益金，收益金的使用本着透明和公平的原则，用于补贴部分弱势群体和公益性行业。此外，城市燃气、燃气发电等部分企业自主进口LNG，还会产生同一区域内、同行业不同企业之间的公平性问题，建议价格主管部门根据实际购入成本区别性核定终端销售价格或燃气发电上网电价。

4.5　多措并举稳定供应，解决天然气应急调峰问题

从韩国近20年保障国内天然气供应的经验看，除了支持本国企业“走出去”参与境外资源开发外，还从以下几个方面着手解决天然气稳定供应和调峰问题。

一是注重跨国交流与合作。《第二个国家能源规划（2002－2020）》提出成立一个LNG价格改进委员会，由当时占全球液化天然气进口量72%的韩国、日本和中国台湾以及民间部门共同参与，以改进进口LNG价格公式中对买方不利的条款，降低进口价格；针对绝大部分LNG进口资源来自东南亚和中东地区的情况，韩国提出必须像欧盟和美国一样促进管道气进口，将与中国联合开展引进俄罗斯东西伯利亚天然气的工作列入国家战略。《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》提出，加强与亚洲大型天然气进口国之间的合作，定期举行韩日、韩中天然气对话，就重大问题采取集体行动；与主要能源生产国建立协商机制，加强国际合作的基础，在北美，通过韩加、韩美天然气论坛研讨会等，扩大在非常规天然气领域的合作。

二是注重进口来源及合同的多元化。《第二个国家能源规划（2002－2020）》提出，鉴于从中东地区进口LNG的比例已超过50%，进口渠道单一的局面正在加剧，需要寻求多元化的供应来源；在签订进口合同时，将中短期合同与长期合同的比例由当时的8∶92提高到30∶70。《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》提出，积极应对全球天然气市场变化（例如北美页岩气），LNG进口来源多元化。《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》第二项任务提出，改善天然气进口组合，促使进口来源多元化，以提高经济可行性和稳定供应。

三是提高进口合同的灵活性。《第二个国家能源规划（2002－2020）》提出，为了灵活应对国内天然气需求，需要采取多种措施提高天然气进口合同的灵活性。例如，利用国际LNG供应转向买方市场的有利时机，积极推动签订随季节性变化的合同或冬季独家进口合同，而不是采用目前全年平均的进口时间表；采用S曲线价格公式，以保证在国际油价突然变化时天然气进口价格能够保持稳定；通过国际液化天然气进口商集团（GIIGNL）等国际组织，不断努力改进LNG采购合同的非灵活性，包括解除合同中有利于卖方的“照付不议”条款，扩大减量权。《第三个国家能源总体规划（2020－2040）》提出，引进多种进口价格指数，以缓解油价波动带来的影响；将现有以长期合同为主的LNG引进结构改为短期、中期、长期以及现货合同相结合的多样化结构，以抵御天然气需求不可预测产生的影响。

四是提前规划建设储运设施，加强需求侧管理。韩国每一阶段的能源规划对天然气基础设施都有描述，提前规划和部署LNG接收站和管网系统，并进行供需管理。例如，《第二个国家能源总体规划（2015－2035）》提出，及时扩建LNG储存设施、汽化及管道运输设施，更好地应对冬高夏低的消费格局；成立由贸易工业和能源部、韩国天然气公司、韩国电力交易所、韩国城市燃气协会等参与的特别工作组，有计划地提前管理每年冬季的天然气供需，在紧急情况下迅速做出反应，例如启动备用燃油发电机组，修改预防性维护计划等；通过提供安装支持、开发提高效率的技术、减免天然气进口关税（2014－2016年进口天然气关税全额退还）等手段，扩大天然气空调在大型建筑物的应用，创造淡季消费需求。规划特别提出，自2016年8月起实施天然气储备制度，以应对异常寒潮、天然气生产国冲突等可能造成的天然气供应中断。天然气战略储备的规模参考国外来确定，西班牙的天然气战略储备规模相当于冬季需求的20天，波兰相当于进口的30天。

韩国的天然气供应主要由韩国天然气公司负责，调峰责任也由其承担。为此，韩国天然气公司的天然气批发价格按月或季节调整，实行原料气成本传递机制，用气波动性大的企业需支付较高的储转费用。中国天然气利用规模已超过3000亿立方米，北方地区季节性调峰需求超过年消费量的15%以上。2018年国家发改委发布的相关文件已明确了各方的储气调峰责任，其中季节性调峰责任由上游供气企业承担。

国家管网公司独立运营后，上游供气企业的部分储气库和LNG接收站将划转给国家管网公司，其储气调峰能力被削弱。同时，尽管调峰气市场化定价政策已经明确，但在现阶段储气设施不足、各类资源管制定价与市场化定价并存的情况下，尚不能全部通过市场化来解决天然气调峰问题。因此，迫切需要根据储气调峰资产划拨情况，重新界定上游供气企业和国家管网公司之间的调峰责任。与此同时，为了降低冬季临时采购天然气的市场风险，供气企业宜超前谋划、精细化供需管理，滚动进行模拟测算，提前落实冬季资源缺口，通过中短期合同和现货合同协同解决长期季节性用气需求问题。

中国天然气市场长期稳定增长的趋势不会改变，在低油价叠加新冠疫情影响下，未来较长一段时间内国际LNG市场都将持续低迷，为新增资源采购提供了非常好的时机。 中国主要天然气进口商可增加中期、短期和现货合同，优化LNG进口组合，使以长期合同为导向的进口产品组合多样化，增强应对全球天然气市场不确定性的能力。从成本和稳定性出发，在谈判中争取天然气价格指数和调价机制多样化，争取资源方按需求季节性变化供气和安排船期，改变传统上“合理均匀”和“固定间隔”的船期安排。中国与韩国、日本在同一纬度，季节温差不大，调峰方面互补性不强。但是，中日韩三国都是天然气消费和资源进口大国，在资源采购、应急方面有很大的合作空间。政府间和公司间可加强战略和商务合作，通过货物互换、互供或设施共享来加强天然气供应管理。