液態(tài)篇

氣源：進口LNG通過海上輪船在東部沿海碼頭進入中國市場，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：接收站作為進口LNG進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)過減壓后進入管道對氣態(tài)天然氣進行補充，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)在進口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導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口LNG，結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口，總體看，中國天然氣氣源結構以自有天然氣氣藏開采為主、進口氣（含進口管道氣和進口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構中的占比逐年下降，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。

進口LNG由東部沿海登陸，與氣態(tài)天然氣進口形成四條通道

進口LNG通過海上輪船在碼頭進入中國市場，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)主要消費市場較遠的缺憾，且形成多元化的進口天然氣渠道。除海上LNG進口通道外，西北、西南、東北三條管道氣進口通道，中國形成了四條天然氣進口通道。

1. LNG進口方式較為靈活，協(xié)議期限短期化

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

目前LNG進口環(huán)節(jié)民企參與度較低，主要原因為民企參與進口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口LNG約90萬噸，占其接收能力的3%，且進口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，但審批程度復雜，難度亦較大。目前LNG進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的進口量。

2. 進口LNG價格與國際能源價格掛鉤

進口LNG定價與國內(nèi)天然氣價格體系存在差異，LNG進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多與日本原油清關價格(即日本進口原油加權平均價格，JCC)掛鉤，LNG進口價格=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)海關統(tǒng)計口徑為同一時期多筆LNG進口量及進口金額，因此多用質(zhì)量價格元/噸計價，而為方便比較進口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進口量的提升，外部氣源積極進入中國市場，部分LNG進口開始采取現(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)中國海關網(wǎng)站中LNG進口量及進口金額推算出的進口單價顯示，2017年以來進口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施。部分液態(tài)天然氣經(jīng)氣化后進入骨干管道運輸，而未進入管道部分則需要儲運設施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)，是進口LNG進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、天然氣消費區(qū)域尚未鋪設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?shù)奈恢媒ㄔO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ぞ撸饕譃椋篖NG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雜，審批流程要經(jīng)過市級、省級及國務院有關部委三級審批，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)進入管道對氣態(tài)天然氣進行補充，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，為了降低進口LNG進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)過減壓后進入管道對氣態(tài)天然氣進行補充，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注加氣站。

在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上，加氣站主要負責將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。

加氣站的建設過程包括選址、立項、設計、報建、建設和驗收等環(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、國務院關于推進價格機制改革的若干意見中加快推進能源價格市場化、加快放開天然氣銷售價格的指導政策，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消費地寧波較進口管道氣近，因此運輸費用具有優(yōu)勢，表現(xiàn)出盈利能力強于進口管道氣。未經(jīng)管道氣運輸?shù)腖NG在流通過程中設計的環(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進入管道作為民用管道氣補充需要按基準門站價外，各環(huán)節(jié)定價較為市場化，不受基準門站價限制。

1. LNG接收站的盈利能力：

本部分測算針對進口LNG進入接收站后以液態(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座進行測算，該接收站的盈利水平可大致反應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，進口價格來源為卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計的各個接收站年均進口價格。

（3）盈利測算公式為：接收站利潤=對外銷售報價-進口價格。

從測算結果來看，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進口價格偏低（2017年LNG進口均價為1864.42元/噸，較其他接收站的進口價格低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、競爭激烈導致銷售價格偏低，進而盈利能力最弱；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，但進口價格提升不明顯，導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)在進口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導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)基準門站價（1.23元/立方米），旺季氣源成本為基準門站價上浮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)以上假設條件可以將盈利公式簡化為：液化工廠利潤=目標市場天然氣價格—運距*運費—M，其中M=氣源成本+液化費用；

測算結果為：旺季由于氣源成本提升，液化工廠遠距離供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)改委公布的相應區(qū)域內(nèi)基準門站價，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>進口LNG>進口管道氣。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)在進口成本差異及區(qū)域內(nèi)氣源競爭導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。