氣源：進(jìn)口LNG通過海上輪船在東部沿海碼頭進(jìn)入中國市場，氣源主要為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等國家天然氣。LNG進(jìn)口較為靈活，協(xié)議期限短期化，其價格與國際能源價格掛鉤。儲運：接收站作為進(jìn)口LNG進(jìn)入中國天然氣市場的唯一窗口，在整個天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中具有接收、氣化和調(diào)峰功能，目前民營企業(yè)參與較少，主要運營方為三桶油；液化工廠完成天然氣相態(tài)轉(zhuǎn)變以解決天然氣運輸問題，槽車為實現(xiàn)LNG陸地運輸?shù)闹饕ぞ摺７咒N：液態(tài)天然氣中約80%經(jīng)過減壓后進(jìn)入管道對氣態(tài)天然氣進(jìn)行補充，剩余約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由于工廠使用LNG規(guī)模不大，且價格均為協(xié)議價，透明度很低，因此在分銷渠道的討論中主要關(guān)注加氣站。

液態(tài)天然氣價格較為市場化，各環(huán)節(jié)盈利均有不同特點，其中接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現(xiàn)在進(jìn)口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導(dǎo)致對外銷售價格的差異；LNG液化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由于旺季氣源價格提升，遠(yuǎn)距離供氣通常發(fā)生虧損；加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道氣盈利最好，其他氣源均有旺季虧損的情況。

一、液態(tài)天然氣氣源

液態(tài)天然氣氣源主要為進(jìn)口LNG，結(jié)合前一篇介紹的氣態(tài)天然氣氣源主要為國內(nèi)天然氣氣藏開采和天然氣管道氣進(jìn)口，總體看，中國天然氣氣源結(jié)構(gòu)以自有天然氣氣藏開采為主、進(jìn)口氣（含進(jìn)口管道氣和進(jìn)口LNG）為補充。由于自有氣藏開采前需要時間及資金的投入，導(dǎo)致自采氣短期內(nèi)難以實現(xiàn)較大提升，因此，近些年隨著天然氣消費量的快速提升，自有氣藏開采增速低于消費增速，自采氣在中國氣源結(jié)構(gòu)中的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%。未來隨著天然氣消費量提升，自采氣占比將下降。

進(jìn)口LNG由東部沿海登陸，與氣態(tài)天然氣進(jìn)口形成四條通道

進(jìn)口LNG通過海上輪船在碼頭進(jìn)入中國市場，氣源主要為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等國家天然氣。進(jìn)口LNG上岸集中在東部沿海，彌補了中國國內(nèi)氣源距離國內(nèi)主要消費市場較遠(yuǎn)的缺憾，且形成多元化的進(jìn)口天然氣渠道。除海上LNG進(jìn)口通道外，西北、西南、東北三條管道氣進(jìn)口通道，中國形成了四條天然氣進(jìn)口通道。

1. LNG進(jìn)口方式較為靈活，協(xié)議期限短期化

管道氣進(jìn)口項目由于對基礎(chǔ)設(shè)施要求高，具有周期長、投資規(guī)模大的特點，通常需要簽訂長協(xié)。與進(jìn)口管道氣比較，LNG進(jìn)口僅需要國內(nèi)有接收站以實現(xiàn)LNG運輸船的接駁，而200萬噸的接收站投資規(guī)模為10~12億元，投資規(guī)模相對低，LNG進(jìn)口在長協(xié)的基礎(chǔ)上增加天然氣現(xiàn)貨合約，且單筆協(xié)議進(jìn)口規(guī)模小，因此LNG進(jìn)口較為靈活，進(jìn)口量增長較快。2017年中國LNG進(jìn)口量超越韓國，成為全球第二大LNG進(jìn)口國，全年LNG進(jìn)口總量為3789萬噸，進(jìn)口量增速為48.4%，占同期天然氣自產(chǎn)及進(jìn)口總量的22%，較2016年提高4.23個百分點，首次超過進(jìn)口管道氣對中國天然氣供給的貢獻(xiàn)。由于LNG進(jìn)口較為靈活，未來將成為中國天然氣的主要供給氣源。

目前LNG進(jìn)口環(huán)節(jié)民企參與度較低，主要原因為民企參與進(jìn)口LNG主要通過兩個渠道，一是租賃LNG接收站。目前LNG接收站主要為三桶油所建，民企租賃接收站較難，2014~2016年，中石油LNG接收站累計為第三方進(jìn)口LNG約90萬噸，占其接收能力的3%，且進(jìn)口LNG時需協(xié)調(diào)接收站窗口期，便利性差。二是自建LNG接收站，但審批程度復(fù)雜，難度亦較大。目前LNG進(jìn)口的主要參與者為三桶油及少量的民營企業(yè)，但三桶油進(jìn)口天然氣易受“亞洲溢價（亞洲溢價起初是指中東地區(qū)的一些石油輸出國對出口到不同地區(qū)的相同原油采用不同的計價公式，從而造成亞洲地區(qū)的石油進(jìn)口國要比歐美國家支付較高的原油價格，后引用于天然氣行業(yè)指亞洲地區(qū)采購天然氣價格高于其他地區(qū)）”影響，采購價格偏高，不利于提高LNG的進(jìn)口量。

2. 進(jìn)口LNG價格與國際能源價格掛鉤

進(jìn)口LNG定價與國內(nèi)天然氣價格體系存在差異，LNG進(jìn)口價由到岸價為離岸價（即FOB價）、運費與保險費的總和，其中FOB價的制定基于長期協(xié)議、“照付不議”原則。而美國LNG價格主要參考區(qū)域管道天然氣長協(xié)價格以及HenryHub天然氣短期合同價格；歐洲LNG價格通常參考低硫民用燃料油、汽油等競爭燃料價格；亞洲除部分印尼出口的LNG價格與印尼石油生產(chǎn)價格指數(shù)掛鉤外，其他LNG多與日本原油清關(guān)價格(即日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價格，JCC)掛鉤，LNG進(jìn)口價格=a*JCC+b（其中a和b為常數(shù)系數(shù)，由貿(mào)易雙方協(xié)商確定）。

中國LNG進(jìn)口中長協(xié)定價方式即為上述方法，單筆采購以能量單位(美元/百萬英熱)為計價單位，但國內(nèi)海關(guān)統(tǒng)計口徑為同一時期多筆LNG進(jìn)口量及進(jìn)口金額，因此多用質(zhì)量價格元/噸計價，而為方便比較進(jìn)口LNG與氣態(tài)天然氣的價格水平，在本研究中用體積密度1450立方米/噸將其折算為體積價格元/立方米。隨著中國LNG進(jìn)口量的提升，外部氣源積極進(jìn)入中國市場，部分LNG進(jìn)口開始采取現(xiàn)貨定價，其與國際原油價格或油品等替代燃料價格掛鉤。根據(jù)中國海關(guān)網(wǎng)站中LNG進(jìn)口量及進(jìn)口金額推算出的進(jìn)口單價顯示，2017年以來進(jìn)口LNG價格集中在2,500~3,000元/噸的水平，折合1.72~2.07元/立方米。

二、液態(tài)天然氣儲運

中國天然氣儲運體系是由骨干管道、省級管道銜接LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車及地下儲氣庫構(gòu)成。由于LNG接卸地與主要市場存在一定的距離，因此天然氣從離開輪船到用戶端之間需要儲存和運輸設(shè)施。部分液態(tài)天然氣經(jīng)氣化后進(jìn)入骨干管道運輸，而未進(jìn)入管道部分則需要儲運設(shè)施LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車。以下部分主要介紹液態(tài)天然氣儲運環(huán)節(jié)各設(shè)施的運營模式及定價方式。

1. LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車的經(jīng)營模式

在液態(tài)天然氣的儲運環(huán)節(jié)中，LNG接收站主要分布在東部沿海地區(qū)，是進(jìn)口LNG進(jìn)入中國天然氣市場的唯一窗口，在整個天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中具有接收、氣化和調(diào)峰功能，其中部分LNG接收站的定位已由調(diào)峰氣源上升為該省的主力氣源，例如中石油大連LNG接收站、中石油上海LNG接收站。LNG液化工廠主要針對部分天然氣氣田距離管道較遠(yuǎn)、天然氣消費區(qū)域尚未鋪設(shè)管道或者部分民營天然氣生產(chǎn)商可對接的管道有限的情況下，在距離氣源或消費區(qū)域適當(dāng)?shù)奈恢媒ㄔO(shè)的將氣態(tài)天然氣液化為LNG以便于運輸至下游消費終端的設(shè)施。其在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中的功能為完成天然氣相態(tài)轉(zhuǎn)變以解決天然氣運輸問題。LNG槽車為實現(xiàn)LNG陸地運輸?shù)闹饕ぞ?，主要分為：LNG半掛式運輸槽車和LNG集裝箱式罐車，其運輸載體分別為液化天然氣罐車和罐式集裝箱，LNG槽車的上游為LNG接收站或液化工廠，下游通常為加氣站或直接用戶。

LNG接收站的經(jīng)營模式為，接收站自主進(jìn)口LNG，然后利用管道或罐車將LNG分銷出去，賺取價差，其空余的窗口期可租賃給LNG貿(mào)易方，賺取接收費和存儲費，部分運營商可實現(xiàn)LNG接收、管道運輸、分銷一體化經(jīng)營。雖然國家陸續(xù)出臺政策降低LNG各個環(huán)節(jié)門檻，鼓勵民營企業(yè)參與LNG產(chǎn)業(yè)，疊加天然氣“氣荒”提升民營企業(yè)的積極性，但目前中國極少數(shù)民營企業(yè)具有LNG接收站。截至2018年2月末，中國（不含港澳臺）在運行接收站共18座，其中僅東莞九豐、啟東LNG分銷轉(zhuǎn)運站為民營接收站，雖然三桶油的接收站并未滿負(fù)荷運轉(zhuǎn)，但其對外較少出租窗口期（窗口期是指接收站未安排LNG接受任務(wù)的空閑期），造成整體LNG接收站利用率偏低（2017年為65%）。民營接收站數(shù)量較少的原因為LNG接收站整個審批過程較為復(fù)雜，審批流程要經(jīng)過市級、省級及國務(wù)院有關(guān)部委三級審批，陸上接收站的碼頭要通過交通局審核，而浮式LNG接收站則需海洋局審批。若接收站審批順利通過，后期仍面臨長輸管道難以接入、LNG僅能以液態(tài)形式在周邊區(qū)域銷售的問題。

LNG液化工廠的經(jīng)營模式多為獨立經(jīng)營，將氣態(tài)天然氣液化后運輸至消費市場賺取價差，由于運費高于管道運輸，因此LNG液化工廠通常具有相對固定的可盈利的目標(biāo)消費市場。截至2017年末，中國LNG液化工廠產(chǎn)能約1800萬噸，由于液化裝置檢修、天然氣氣源不足及液化工廠的LNG產(chǎn)品在銷售區(qū)域的經(jīng)濟(jì)性存變動等原因?qū)е乱夯S全年開工率僅46%。

槽車的經(jīng)營模式通常有三種：獨立經(jīng)營，依靠賺取運費盈利，不同區(qū)域運費有所差異；貿(mào)運一體化經(jīng)營，部分槽車運營方具有LNG接收站資源，在天然氣資源緊張時，除了在LNG接收站對外價格的基礎(chǔ)上疊加運費外，還可以賺取額外的貿(mào)易費用；部分槽車經(jīng)營為獨立經(jīng)營，部分為接收/液化、運、銷一體化經(jīng)營。

2. 液態(tài)天然氣定價較為市場化

整個液態(tài)天然氣鏈條上，近80%的液態(tài)天然氣經(jīng)過解壓轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)進(jìn)入管道對氣態(tài)天然氣進(jìn)行補充，該部分液態(tài)天然氣定價符合管道氣定價方式，即政府指導(dǎo)定價；剩余約20%的液態(tài)天然氣在各個環(huán)節(jié)的定價均為市場定價，為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上市場化程度較高的部分。液態(tài)天然氣銷售價格具有明顯的淡旺季差異、區(qū)域差異。例如LNG槽車運輸費用在北方波動較大，淡季一噸LNG運費為0.5元/公里，而旺季則上漲為0.9元/公里，折算為立方米，分別為一立方米運費在0.36元/千公里~0.64元/千公里的水平，相對管道氣的管輸費高，淡季有部分運貿(mào)一體企業(yè)將運費壓低至0.45~0.55元/噸。此外，在以上環(huán)節(jié)中，LNG接收站的接收費定價方式較為特殊，為了降低進(jìn)口LNG進(jìn)入中國天然氣市場的難度，LNG接收站的接受費由國家發(fā)改委制定，防止旺季接收站接收費過高不利于LNG的補充，因此規(guī)定一般接收一噸天然氣并儲存45天的費用約為450元。

三、液態(tài)天然氣分銷渠道

液態(tài)天然氣中約80%經(jīng)過減壓后進(jìn)入管道對氣態(tài)天然氣進(jìn)行補充，剩余約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由于工廠使用LNG規(guī)模不大，且價格均為協(xié)議價，透明度很低，因此在分銷渠道的討論中主要關(guān)注加氣站。

在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上，加氣站主要負(fù)責(zé)將LNG或CNG提供給汽車，起到天然氣的終端分銷功能，其中CNG加氣站對應(yīng)的車為小型車（出租車）、公交或者運距較短的重卡，LNG加氣站主要客戶為城際客車和重卡。加氣站投資資金規(guī)模較小，投建期較短，通常15000Nm3/d的加氣站投資需要500萬左右，建設(shè)期為半年，因此加氣站增長速度較快。截至2017年末，全國天然氣加氣站保有量約8400座，其中LNG和CNG加氣站分別共有3100余座和5300余座。2017年，受益于原油價格持續(xù)回升，天然氣汽車發(fā)展較快，保有量以歷史最高增速上升，重卡新增銷量為8~8.5萬輛，大幅提升了LNG車的保有量，同期CNG汽車和LNG汽車保有量分別為573萬輛和35萬輛，天然氣汽車保有量合計為608萬輛，而天然氣汽車消費天然氣量共計350億立方，約占同期全國天然氣消費量的15%，其中35萬輛客車和卡車消費量約占一半。

加氣站的建設(shè)過程包括選址、立項、設(shè)計、報建、建設(shè)和驗收等環(huán)節(jié)，雖然其審批難度相對于LNG接收站較為簡單，但仍需要市發(fā)改委、國土資源局、工商局、技術(shù)監(jiān)督局、審計委、市政管委、規(guī)劃局、環(huán)保局、消防局、安監(jiān)局等多個部門共同審批。經(jīng)營模式較為簡單，除了前期考慮選址地的車流量外，后期經(jīng)營過程中主要選擇氣源成本和運輸成本較為合適的氣源，將氣源分銷之各類型天然氣車輛，賺取價差。

定價方面，為落實中共中央、國務(wù)院關(guān)于推進(jìn)價格機(jī)制改革的若干意見中加快推進(jìn)能源價格市場化、加快放開天然氣銷售價格的指導(dǎo)政策，前期中國多個地區(qū)省市放開加氣站價格（即車用氣價格），主要集中于東部沿海及南方城市。中國多個省市加氣站環(huán)節(jié)定價于2018年5月放開，由此前政府定價轉(zhuǎn)變市場調(diào)節(jié)價，各車用天然氣經(jīng)營企業(yè)根據(jù)市場經(jīng)營及供需情況自主確定銷售價格，未來加氣站對外加氣價將全國性的放開。

四、液態(tài)天然氣各環(huán)節(jié)盈利測算

天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中，部分液態(tài)天然氣氣化后經(jīng)管道運輸至下游客戶端，定價符合氣態(tài)天然氣定價方式，其盈利能力在第一篇“天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈分析—氣態(tài)天然氣篇”中已做測算，由于所測算氣源距離目標(biāo)消費地寧波較進(jìn)口管道氣近，因此運輸費用具有優(yōu)勢，表現(xiàn)出盈利能力強(qiáng)于進(jìn)口管道氣。未經(jīng)管道氣運輸?shù)腖NG在流通過程中設(shè)計的環(huán)節(jié)主要有LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車、加氣站等環(huán)節(jié)，以上各個環(huán)節(jié)中流通的天然氣均以質(zhì)量單位（噸）為計價單位，本文選擇較為重要的環(huán)節(jié)（LNG接收站、液化工廠和加氣站）進(jìn)行測算，在以下測算中為了便于與管道天然氣盈利能力對比，將計價單位換算成體積計價單位（立方米），其中1噸LNG折算為1450立方米氣態(tài)天然氣。在LNG的流通環(huán)節(jié)中，除部分三桶油的LNG進(jìn)入管道作為民用管道氣補充需要按基準(zhǔn)門站價外，各環(huán)節(jié)定價較為市場化，不受基準(zhǔn)門站價限制。

1. LNG接收站的盈利能力：

本部分測算針對進(jìn)口LNG進(jìn)入接收站后以液態(tài)形態(tài)對外銷售的環(huán)節(jié)。目前LNG接收站在產(chǎn)業(yè)鏈上仍為稀缺性資源，其盈利空間可通過接收站對外LNG報價減LNG進(jìn)口價格測算。

（1）主要選取三桶油和民營主要接收站共計12座進(jìn)行測算，該接收站的盈利水平可大致反應(yīng)中國接收站整體盈利情況；

（2）各接收站對外報價來源為隆眾石化網(wǎng)站報價，進(jìn)口價格來源為卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計的各個接收站年均進(jìn)口價格。

（3）盈利測算公式為：接收站利潤=對外銷售報價-進(jìn)口價格。

從測算結(jié)果來看，歷史上接收站的盈利空間波動較小，盈利能力主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平）。其中中海油深圳大鵬接收站受益于LNG進(jìn)口價格偏低（2017年LNG進(jìn)口均價為1864.42元/噸，較其他接收站的進(jìn)口價格低500~1000元/噸），因此其盈利能力最好，中石油曹妃甸接收站和中海油天津接收站雖然進(jìn)口成本并非最高，但由于京津冀區(qū)域內(nèi)氣源較多、競爭激烈導(dǎo)致銷售價格偏低，進(jìn)而盈利能力最弱；而2017年10月開始，天然氣供給緊張開始凸顯，各個接收站的對外報價均開始大幅上漲，但進(jìn)口價格提升不明顯，導(dǎo)致整體盈利能力均明顯提升，尤其是中石油如東接收站和中石化青島接收站最高盈利超過4500元/噸（折合3.10元/立方米），其他接收站的盈利能力也提升至2000~3000元/噸的水平（折合1.38~2.07元/立方米）?？傮w看，接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現(xiàn)在進(jìn)口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導(dǎo)致對外銷售價格的差異。

2. 液化氣工廠盈利能力測算

中國LNG液化工長主要集中在氣源附近，例如陜西、內(nèi)蒙和四川等地。LNG液化工廠供氣成本由氣源成本、液化費用及運費構(gòu)成，其中液化費用受液化工廠的開工率、儲罐容量等因此影響，通常在0.3~0.6元/Nm3區(qū)間。將液化工廠供氣成本與銷售目的地的天然氣市場價比對，判斷銷售的盈利空間，即液化工廠利潤=目標(biāo)市場天然氣價格—（氣源成本+液化費用+運費*運距）。在氣源穩(wěn)定、液化費用相對固定的情況下，影響盈利空間的因素主要為供貨距離。

（1）選取陜西液化工廠為例測算，其他液化工廠的測算方法類似；

（2）淡季氣源成本為區(qū)域內(nèi)基準(zhǔn)門站價（1.23元/立方米），旺季氣源成本為基準(zhǔn)門站價上浮20%，液化費用取0.55元/Nm3，運費分為淡旺季運費率水平，其中淡季運費為0.5~0.6元/立方米，旺季為0.9~1.0元/立方米；

（3）根據(jù)以上假設(shè)條件可以將盈利公式簡化為：液化工廠利潤=目標(biāo)市場天然氣價格—運距*運費—M，其中M=氣源成本+液化費用；

測算結(jié)果為：旺季由于氣源成本提升，液化工廠遠(yuǎn)距離供LNG將發(fā)生虧損，液化工廠淡季供給工業(yè)級車用用戶盈利能力均較好。

3. 加氣站盈利能力測算

加氣站的氣源主要為LNG接收站、LNG液化工廠及管道氣等，根據(jù)氣源不同將導(dǎo)致加氣站的盈利能力差異很大。

（1）為測算加氣站的盈利空間，選取北京、上海、四川和陜西四個具有代表性的省市，其中北京和上海區(qū)域內(nèi)無液化工廠，但附近有LNG接收站，四川和陜西區(qū)域內(nèi)有液化工廠，而無LNG接收站，因此四個區(qū)域的氣源主要為管道氣、LNG接收站或LNG液化工廠；

（2）管道氣價格選取發(fā)改委公布的相應(yīng)區(qū)域內(nèi)基準(zhǔn)門站價，LNG接收站和液化工廠對外銷售價格選取隆眾石化網(wǎng)站披露的相應(yīng)區(qū)域內(nèi)接收站和液化站對外報價，單位統(tǒng)一為元/立方米。

（3）利潤計算公式為：加氣站利潤=銷售價格-氣源價格，考慮到氣源均為區(qū)域內(nèi)氣源，運費成本較低且差異不大，因此該利潤中含有運輸費用，其利潤水平高于實際盈利水平，但不影響各氣源之間的對比。

測算結(jié)果顯示，加氣站氣源為管道氣時盈利能力最好，在2.32~3.24元/立方米的水平；當(dāng)氣源為接收站或液化工廠時，盈利能力均表現(xiàn)為淡季盈利、旺季虧損，且LNG接收站氣源盈利能力優(yōu)于液化工廠。

總體看，中國天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈雖然涉及上、中、下游較多環(huán)節(jié)，但根據(jù)各環(huán)節(jié)的經(jīng)營模式、定價模式及市場化程度可將其捋順為氣態(tài)天然氣和液態(tài)天然氣兩條主要鏈條。從盈利看，氣態(tài)天然氣由于受國家政策管制較為明顯，管輸費及配送費盈利空間為7~8%，較為固定，盈利排序為自采氣>進(jìn)口LNG>進(jìn)口管道氣。液態(tài)天然氣價格較為市場化，各環(huán)節(jié)盈利均有不同特點，其中LNG接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現(xiàn)在進(jìn)口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導(dǎo)致對外銷售價格的差異；LNG液化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由于旺季氣源價格提升，遠(yuǎn)距離供氣通常發(fā)生虧損；加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道氣盈利最好，其他氣源均有旺季虧損的情況。

相關(guān)閱讀：天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈分析（上）——氣態(tài)篇