【天然气】LNG接收站运营成本及盈利模式（附进口LNG窗口期交易首期试点安排公告）

观研网华气能源猎头 2022-04-22

原标题：2018年中国LNG 接收站行业运营模式及产品价格比较分析

来源:观研网作者:玉婷

接收站系打通 LNG 产业链的关键：上游负责海外购气，中游承担气化、运输，下游城市分销。从接收站的经营模式来看，运营商从全球采购气源，经由当地液化、LNG 船运输至中国，LNG 接收站负责接卸、储存。其中一部分 LNG 经接收站气化加工后，就近输入管网供给下游城市燃气运营商，另有部分 LNG 经槽车运输至用气点附近的 LNG 气化站，经气化后通过直供管网输送至终端用户。

LNG 接受站运营模式

图表来源：公开资料整理

接收站的利润主要来自销售利润。当前我国 LNG 到岸价约 7.25 美元/MMBtu，以当前汇率估算约合 1.88 元/方。我国 LNG 进口增值税为 11%，加上增值税后 LNG 出站价格约 2.1 元/方。由于槽车运输方式利润较高，目前民营接收站更倾向于就近运输销售 LNG。
以平均运输距离 300 公里、每吨每公里运费 0.8 元为基准进行估算，单位天然气运输成本约 0.18 元，考虑气化成本后，终端售价约 2.57 元/方。若码头资源向第三方开放，接收站还可以赚取部分气化加工利润，当前接收站气化成本约 0.1 元/立方米，向第三方收取气化费约 0.3 元/立方米。

接收站成本测算

图表来源：公开资料整理

国内外 LNG 产品存在巨大价差，若民营接收站打通上下游资源，从国外进口 LNG 利润可观。从上述测算结果来看，目前我国 LNG 终端成本价低于大多数沿海及南方省会城市工业管道燃气终端价格。以广州市为例，当前广州市工业、民用管道燃气终端价格分别为4.36 和 3.45 元/方，均大幅高于当前 LNG 终端成本价 2.57 元/方，接收站盈利空间显著。
且长期以来我国 LNG 市场价远高于国外现货价格，其中供暖季套利空间尤为可观。由于民营接收站运营更为灵活，在现货市场更容易把握时机。若民营接收站顺利从上游采购海外气源，下游提升分销能力，在当下我国用气需求持续高增长的背景下，民营接收站价值凸显。

LNG终端价与管道燃气价格（单位：元/方）

图表来源：公开资料整理

国内外LNG价格情况（元/立方米）

图表来源：公开资料整理

注：由于管道燃气终端价格由市级价格主管部门制定，图 31 主要选取沿海省会城市及部分南方内陆城市，比较 LNG 终端价与管道燃气终端价格；图 32 为直观比较，这里统一换算成元/立方米单位，美元换算采用历史月度平均汇率，根据 IGU 转换标准，1MMBtu=24.36 立方米天然气，1 吨 LNG=1300 立方米天然气。

从国际供需来看，全球 LNG 液化产能持续过剩，美国、澳大利亚气源充足，有望长期提供全球气源保障；日本因核电重启，燃气需求增速放缓，导致全球 LNG 需求增长动能不足。国际供需偏宽松叠加东亚 LNG 市场竞争性减弱，我国 LNG 进口价格有望长期保持价格优势，保障接收站利润空间。
参考观研天下发布《2018-2023年中国液化天然气(LNG) 产业市场竞争态势调查及投资商机分析预测报告》

根据国际天然气联盟（IGU）数据，2017 年 1 月，全球名义的液化产能为 339.7 百万吨/年，相对于 2015 年末增加了 3500 万吨产能。IGU 预测 2017 至 2022 年，全球的天然气液化能力将会持续扩张，2022 年将达到 452.7 百万吨/年，较 2016 年增长 35%。气源方面，美国、澳大利亚等国家气源充足，未来有望持续引领新增天然气供给，提供全球气源保障。预计未来几年美国天然气产量将持续高增长，尽管由于工业需求的增加，美国国内天然气需求有所增长，但一半以上增加的产量将转为液化天然气出口，届时美国将挑战澳大利亚和卡塔尔在液化天然气出口中的全球领导地位。

各地区名义液化能力（单位：百万吨/年）

图表来源：公开资料整理

注：IGU 预测的液化能力仅包括目前现在和在建项目。

各国LNG输出项目统计

图表来源：公开资料整理

东亚地区是全球重要 LNG 市场，2016 年日本、韩国、中国 LNG 进口量分别为 1085、 439、343 亿立方米，位居全球前三位，合计进口量约占当年全球 LNG 跨国贸易总量的 53.87%。2017 年受“煤改气”推动，我国实现 LNG 进口量 496 亿立方米，首次超越韩国，全球排名第二，仅次于日本。当前日本福岛核电站事故的阴影已逐渐散去，日本将陆续重启国内核电项目，部分替代了天然气需求，预计未来几年 LNG 进口增速将逐步放缓，导致全球 LNG 需求增速下滑。

2016年各国LNG进口情况（单位：亿立方米）

图表来源：公开资料整理

伴随着全球天然气液化产能持续过剩及 LNG 进口需求增速放缓，未来几年国际燃气供需环境有望保持宽松。另外日本的 LNG 进口量减少，将减弱东亚 LNG 市场竞争，直接利好我国的 LNG 进口，LNG 进口价格较有望长期保持在合理价格区间。当前，我国各省会城市 LNG 终端成本价普遍低于当地工业管道燃气终端价格，LNG 经济性凸显，预计未来几年进口 LNG 有望持续保持价格优势。

日本LNG现货价格（单位：美元/MMBtu）

图表来源：公开资料整理

东亚地区天然气定价权缺失，长协价格与 JCC 挂钩但又滞后于油价变动，导致亚洲 LNG 价格长期溢价。未来美国对华出口 LNG 增加有望增强我国在国际上的能源话语权，同时我国有望通过上海石油天然气交易中心争取东亚地区天然气定价权，促进气价与油价脱钩，形成合理的天然气定价机制。
东亚地区是全球天然气的主要消费地，但是长期以来东亚地区天然气定价权缺失，并未形成合理的价格标杆，LNG 长协价格主要与日本进口原油综合价格（JCC）挂钩。反观市场化交易机制健全的北美地区，其目前进口的 LNG 合同价格主要与美国亨利中心（Henry Hub）天然气现货价格挂钩，市场供求能够及时反映在合同价格中。2011 年以来国际油价大幅上涨并于 2014Q4 大幅回落，但由于天然气的价格调整整体滞后于油价的表现，导致东亚地区 LNG 价格长期高于北美市场，套利空间显著。

亚太地区与北美地区LNG价格比较（单位：美元/MMBtu）

图表来源：公开资料整理

2016 年 11 月上海石油天然气交易中心正式投入运行，投运后实现华东、华北、华中、西南、华南、东北、西北全国七大区域交易全覆盖，并启动 PNG 竞价交易试点。目前，上海石油天然气交易中心已跻身亚洲最大的天然气现货交易中心。2017 年交易中心的天然气交易量达到 512 亿立方米，2018 年交易中心将继续做大做强天然气现货交易，拟在 4 月推出天然气产能预售和LNG冬季窗口期向第三方开放业务。其中产能预售类似中远期交易，主要对接现货贸易的年度合同和月度合同，上下游客户可以为未来某个时段的天然气供需确定合同，提前锁定冬季的供应量。
据交易中心负责人介绍，交易中心利用交易平台场内交易数据、会员单位与中心共享的场外交易数据，已完成中国 LNG 出厂价格指数、中国华南 LNG 交易价格指数的设计和发布，正在准备 PNG 价格指数，力争逐步成为中国油气价格标杆。当前北美天然气定价系统中，美国纽约商业交易所的纽约（NG）天然气期货价格指数和亨利中心天然气现货价格指数构成了北美基准气价的重要组成部分。上海石油天然气交易中心未来也有望推出天然气期货交易，为 LNG 市场提供对冲和风险管理工具，并进一步形成东亚地区合理的天然气定价标杆，进而争取东亚地区天然气定价权，促进 LNG 价格与油价脱钩。