【天然气】中信建投证券：用数据说话，LNG进口产业链的模式、机遇与挑战（大量图文分析）

中信建设证券华气能源猎头 2022-04-22

原标题：【建投策略】天然气行业深度：用数据说话，LNG进口产业链的模式、机遇与挑战
原文链接：http://www.sohu.com/a/283139527_781077
来源：中信建投证券揭阳营业部 2018-12-19

蓬勃发展的LNG进口产业链

能源结构升级+环保需求，中国天然气需求保持高速增长

我国能源消费结构与发达国家相比仍有较大差异。中国具有“富煤，贫油，少气”的资源禀赋特征，2017年煤炭在我国一次能源消费中的占比高达60.4%，石油占比为19.4%，天然气占比仅为6.0%。与发达国家同期相比，我国煤炭消费比例仍然过高，天然气消费比例则偏低。2017年天然气在一次能源消费中的占比，世界平均水平为24%，美国为32%，俄罗斯为52%；加拿大、法国、意大利、英国和瑞士的原煤消耗维持在10%以下的水平，大多数国家中天然气的消费比例均不低于15%。

煤炭是造成空气污染的重要来源。煤炭在燃烧时会产生包括二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、一氧化碳在内的气体污染物，同时所排放的烟尘中有许多难以去除的超细颗粒，是PM2.5的主要来源；二氧化硫和氮氧化物，进一步与空气中其他污染物进行复杂的大气化学反应，形成硫酸盐、硝酸盐二次颗粒，由气体污染物转化为固体污染物，加剧大气污染。近年来各省市环保部门加快对大气污染源的解析工作，观察空气质量排名较差的前10位城市的PM2.5来源可以发现，燃煤污染首当其冲。

提高以天然气等清洁能源使用占比，是发达国家大气污染治理的成功经验。天然气洁净环保，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，其作为工业燃料使用时所产生的二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放仅为煤炭的1.7%、15.8%和8.7%，污染物排放量明显著减少。使用天然气在部分消费场合对煤进行替代已经成为大气减排的一项重要途径。部分发达国家在历史上也经历过大气重度污染阶段，加大推广以天然气为代表的清洁能源使用占比，进行能源结构调整，是大气污染治理的重要成功经验。

从顶层设计角度敦促能源结构升级，提高天然气消费占比。2016年底由国家发改委、国家能源局发布的《能源发展十三五规划》及《天然气发展十三五规划》提出“进行能源消费结构，将天然气作为煤、石油之后的新一代主体能源，2020年天然气消费量占一次能源消费比例从2016年的6.3%提升到8%到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。”除此之外，还对能源供应能力提出目标“要求国内一次能源生产量约40亿吨标准煤，其中煤炭39亿吨，天然气2200亿方。”

2018年9月15日，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，这是到迄今为止针对天然气行业发展所发布的最高规格指导政策，由此可见，提高天然气使用占比已经上升至国家战略高度，将是未来相当长时间的发展趋势。

《天然气发展“十三五”规划提出》提出，到2020年，天然气产量、供应保障能力分别达到2070、3600亿方；常规天然气、页岩气、煤层气产量分别达到1670、300、100亿方；气化人口4.7亿人；管输里程达到10.4万公里，输气能力达 4000 亿方。《中长期油气管网规划》对我国天然气产业的发展指定了具体目标，规定了天然气管网总里程、天然气管道进口能力、LNG卸载能力等天然气行业重要指标。

《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》提出，“力争到2020年底国内天然气产量达到2000亿方以上”，通过“健全天然气多元化海外供应体系”，“构建多层次储备体系”，“研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到‘十四五’时期，将致密气纳入补贴范围。”等措施推进天然气产业稳定发展，在国家顶层政策层面为产业发展奠定信心。

天然气供需格局测算：供需持续偏紧，加大LNG进口是必然选择

天然气供给持续偏紧，价格维持高位。受《加快推进天然气利用的意见》、《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》等相关政策颁布，煤炭消费减量替代、工业和居民“煤改气”工作全力推进影响，2017年我国天然气消费量达到2433亿方，同比增长15%。2017年9月以来，LNG价格出现快速上涨，均价由3500元一路暴涨至2017年12月中旬的7400元，个别地区LNG价格突破10000元；进入2018年以来，伴随供暖季结束，LNG价格出现回落，但2018年整体价格水平相较于去年同期仍有大幅增长，2018前三季度LNG市场价均价为4230元，同比增长34%，呈现淡季不淡态势。2018年1月LNG价格燃气一波新的涨势，1月末价格从年初的5200元涨至7000元，随供暖季结束价格又一路下跌至4月末的3200元，随后直至11月末，LNG价格呈现小幅波动上升的趋势，12月初以来LNG价格出现跳涨，目前价格稳定在6000元左右水平。

在未来一段时间内，预计国内天然气供应格局紧张的大趋势仍将持续：

从需求端来看，2020年之前全国天然气消费量CAGR保持15%。近年来我国天然气消费量保持快速增长，从2007年的733亿方迅速增长至2017年的2433亿方，过去10年复合增速13%。根据《天然气发展“十三五”规划》制定的“2020年天然气消费量占一次能源消费比例从2016年的6.3%提升到8%到10%”这一目标（取中位数9%），同时假设2020年全国一次能源消费总量达到《能源发展“十三五”规划》中提出的“50亿吨标准煤”进行测算，2020年全国天然气消费量将达到3622亿方，年均复合增速约15%。

另外，从消费结构来看，我国天然气下游主要由城市燃气、工业燃气、发电、运输、天然气化工五部分组成，在下游消费中的占比分别为28%、34%、13%、12%、13%，其中前四项均保持高速增长，对需求起到强劲拉动作用：

城市燃气：2017城市用气人口3.5亿，2018年同比增10%，新增3500万城市用气人口，每人每年平均用气125方，新增44亿方需求（未考虑城市集中供暖改造用气）；新增农村地区“煤改气”360万户，每户冬天消费1000方，新增需求36亿方。
燃气发电：17年6月发布的《电力发展“十三五”规划》明确提出了未来五年内天然气发电发展目标，在“十三五”期间气电装机量将增长5000万千瓦，到2020年，气电总装机量达到1.1亿千瓦（2016年天然气装机6637万千瓦），预计18年新增1000万千瓦，新增天然气需求50亿方；
工业煤改气：《能源发展“十三五”规划》中提出，在“十三五”期间以天然气锅炉替代燃煤锅炉18.9万蒸吨，假设18年改造4万蒸吨，每万蒸吨需要天然气32亿方，全年新增需求128亿方。
交通运输用天然气：17年新增天然气货车9.6万辆，每百公里65方，每年10万公里，18年新增天然气需求62亿方。

从供给端来看，国内天然气供给由国产气、进口管道气、进口LNG三部分组成，其中国产气、进口管道气供应量相对稳定，进口LNG成为补充需求缺口的主要来源。

国产气：国内天然气产量近年来相对稳定，基本保持个位数增长，其中2018上半年同比增长4.6%，预计全年同比增长5%，达到1554亿方，新增74亿方。近期国务院发布的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》中提出了“力争到2020年底国内天然气产量达到2000亿立方米以上”的目标，如果要完成这一目标，2019、2020年国产气复合增速需达到14%，相对于前期要有较大幅度提升。我们对未来三年国内天然气产量增速分别给予6%、10%、14%的悲观、中性、乐观预测。
进口管道气：过去几年进口管道气基本上每年维持10%左右的同比增长，这一部分未来最大的边际变化在中俄天然气管道带来的增量（合同总量380亿方），该管道原计划2018年贯通，目前延期至2019年底，管线贯通之后将经过长达数十年的“渐增期”才能够达到满负荷运行，因此我们对于未来几年进口管道气增速仍然给予10%的预测。
进口LNG：国产气产量受整体储量以及开采能力制约，进口管道气受长约合同制约，二者的增长相对刚性，而进口LNG是最为灵活的天然气来源，因此未来国内存在的天然气需求缺口将主要通过LNG进口来进行弥补。在国内天然气增产乐观预期之下，计算得出2018、2019、2020年LNG进口量增速分别为47%、20%、20%；在中性预期下，增速分别为47%、28%、26%；在悲观预期下，分别为46%、37%、31%。

综上所述，在能源结构升级及环保治理高压之下，中国天然气消费将在未来一段时间内保持高速增长。但从供给端来看，国产天然气及进口管道气供应相对刚性，LNG进口作为最灵活的供给方式成为当下的必然选择，预计未来几年我国LNG进口量将保持高速增长，建议关注LNG进口产业链的投资机会。

整体来看，LNG进口产业链分为上游气源、中游LNG接收站、下游分销三个环节，本篇报告中我们将对LNG进口产业链的发展趋势及格局进行详细梳理。

上游——海外气源：供需格局宽松，LNG来源有保障

LNG进口产业链的上游环节主要指海外气源的采购和运输。上游开采商首先进行天然气的勘探及开发，并将开采出的天然气进行加工、纯化、液化，之后储存在LNG运输船的储罐内运往海外目的地。LNG运输船到达海外目的地LNG接收站，船上的LNG会被卸载并储存在LNG接收站的储罐内，并在需要时由LNG接收站的汽化设施重新汽化。

未来三年内全球LNG供给格局将保持宽松状态

影响全球LNG供给的因素是多方面的，从产业链的角度来看，主要包括天然气储量和开采量、天然气液化工厂产能、LNG运输船运力等几个方面。总体来看，在未来一段时间内全球天然气产量有望保持稳健增长，天然气液化工厂产能、LNG运输船的运力均有快速提升，从而保证全球LNG供给处于较为宽松的状态。

全球天然气探明储量、开采量稳步增长。过去20年中全球天然气探明储量大幅增长，从1997年的128.1万亿方增长到2007年的163.5万亿方，再到2017年的193.5万亿方。同时天然气开采量也从2007年的近3万亿方增长到2017年的3.7万亿方，年均复合增长率约为2%。EIA预计到 2040年, 全球天然气产量将从2015年全年35500亿方增加到57300亿方，其间年均复合增长率2%。

页岩气产量的快速提升将推动全球天然气产量增长。美国是目前页岩气的主要生产国，自2010年以来，美国页岩气逐步实现大规模商业化，页岩气年产量从2005年的不足200亿方一路攀升至2017年的4621亿方，已经占到美国天然气总产量的约一半、占全球天然气产量约12.56%。EIA预计全球页岩气产量到2040年将达到11600亿方，相比2015年增长50%，年复合增长率1.6%。预计到2040年，页岩气产量将占世界天然气产量的30%。其中，美国页岩气产量将达到8200亿方，较2017年增长77%，年复合增长率2.5%；中国将会成为世界第二大页岩气生产国，页岩气产量有望占到全国天然气产量的40%。

液化工厂产能快速投放，保障LNG供应。截至2017年底，全球天然气液化工厂产能约为3.63亿吨/年，较2016年底增加3.41亿吨/年，增长率6.5%。2012年至2017年间天然气液化站液化能力共增长0.86亿吨/年，年均复合增长5.6%。根据IGU统计的全球在建天然气液化工厂产能，预计2020年全球天然气液化工厂产能将超过45000万吨/年，较2017年底增加约16000万吨/年，未来三年年均复合增长率约为7.4%，产能提升迅速。与此同时，截止到2018年3月全球拟建天然气液化工厂87550万吨/年，是目前产能的超过2倍，未来天然气液化产能投放量巨大。

LNG运力充裕，不存在运输瓶颈。由于LNG运输船需要一定的制造周期，船舶市场发展与全球LNG需求市场相比有一定滞后性，2011年开始全球LNG需求量增速放缓，导致2012至2016年间LNG运输船运力增长大于全球LNG需求量增长，出现了LNG运力过剩的局面，船运市场价格低迷。截至2017年底，全球共有487艘LNG运输船，总载货容量为6800万方，预计2018年LNG运输船运力较2017年增长16%，运力增速仍高于LNG需求量增速。预计到2020年总载货容量将达到8550万立方米，未来三年年均复合增长率约为8%，LNG运力充裕的局面仍将延续。

从全球LNG需求来看，从2010年的2.24亿吨增长至2017年的2.93亿吨，年复合增长率约为4%。壳牌等机构预测，预计未来三年全球LNG需求将以年均6%左右的复合增速增长。而从产能端来看，未来三年全球天然气液化工厂产能年复合增速约为8.3%，显著高于需求增速。与此同时，全球LNG运输船的运力仍将维持较为充裕的现状，不存在运输瓶颈。据此判断，全球范围内的LNG供需将保持宽松趋势。

全球主要机构同样预测，在未来一段时间内全球LNG供需将保持较为宽松的状态。根据费氏能源咨询公司的预测，2020年全球LNG供给将达到4.94亿吨，LNG需求量达到4.32亿吨，供给剩余达到0.62亿吨，占全部供给的12.6%；伍德麦兹公司预测，2020年全球LNG供给将达到4.27亿吨，LNG需求量达到3.67亿吨，供给剩余达到0.6亿吨，占全部供给的14%；IGU预测2020年全球LNG供给达到4.34亿吨，IEA预测2020年全球LNG需求量3.1亿吨，EIA预测2020年全球LNG需求量4.27亿吨，预计2020年LNG供给将保持过剩状态。

天然气价格与油价相关性减弱

全球油价和天然气相关性较大，但近年来因页岩气等产量大增，二者价格一致性有所减弱。石油和天然气互为替代能源，且多互相伴生，常规天然气与石油在全球的资源分布高度相似。因此全球范围内市场化的石油和天然气价格表现出高度的相关性，以美国纽约天然气期货价和WTI原油期货价为例，自1990年以来，二者时间序列相关系数达到0.5以上，且高峰和低谷期基本吻合。

而自2010年左右以来，美国页岩气逐步实现大规模商业化，年页岩气产量从2005年的不足200亿平方米一路攀升至2017年的4621亿立方米，占全国天然气总产量的约一半、占全球天然气产量约12.56%。美国对页岩气的大规模开发改变了全球天然气供给格局，并对世界天然气价格走势产生了深刻影响。自2010年至今，油价和天然气价格仍保持较高相关性，但价格变化一致性明显变弱，天然气价格波动趋向于缓和，且整体价格相对于石油大幅下降。

根据EIA的数据，未来页岩气产量将会不断增加，同时页岩气产量占天然气产量的比例将从2015年的12%左右上升到2040年的30%左右。同时未来几个重要的页岩气生产国的页岩气产量占全国天然气产量的比例也大幅上升，美国从2015年的约50%上升到2040年的约70%，中国也将从2015年的约5%增长至2040年的约40%。随着页岩气产量及占天然气总产量的比例不断增加，预计天然气价格和油价的相关性会进一步减弱。

亚洲买家议价权提升，“亚洲溢价”有望缩减

长期以来，天然气市场存在“亚洲溢价”现象。尤其是2010年之后，日本液化天然气到岸价和日韩液化天然气现货到岸价长期高于世界其他地区的液化天然气到岸价。一方面由于亚洲能源供应的不确定性和亚洲各国能源对外依存度过高，亚洲天然气需求旺季局部供不应求，导致亚洲天然气买家议价能力较弱；另一方面，目前亚洲地区天然气定价主要以日本JCC（进口原油加权平均价格）为主，与国际原油价格挂钩，定价机制相对落后，且缺乏统一的交易中心，导致亚洲地区天然气定价机制缺失无法准确反映亚洲天然气市场供求关系。

近年来，随着中东和美国等地低成本气源逐步被开发，以及LNG贸易日趋频繁，全球天然气市场逐渐走向统一；同时亚洲天然气买家寻求天然气进口多样化，议价能力有所提升，“亚洲溢价”有缩减趋势。

2014年批准组建的上海石油天然气交易中心，为中国天然气现货、期货交易提供了发展平台，以推进天然气市场化改革。截至2016年，三大石油管道天然气资源均被纳入交易中心交易，另外已有八家省级天然气管网公司通过交易中心买卖管道气，包括中国燃气、港华燃气、新奥燃气及北京燃气在内燃气企业交易量增长迅速。2017年9月12日，上海石油天然气交易中心举行天然气竞价交易，2017年底上海石油天然气交易中心会员突破1500家，全年成交量达到512亿立方米，占到全年全国天然气消费量的21%。上海石油天然气交易中心的建设也将帮助中国买家逐步提升在天然气贸易中的话语权。

中游——LNG接收站：产能存在瓶颈，有望长期保持高盈利水平

接收站是LNG进口产业链承上启下的关键环节

从海外进口的LNG需要专门的码头也就是LNG接收站进行接收和转运，这是整个LNG进口产业链上承上启下的关键环节。LNG接收站的主要功能是LNG的接收、储存和汽化供气，从海外进口的LNG通过海上运输，从产地运送到用户所在地，在接收站接受、储存并在汽化后输入气管网，通常LNG接收站需要具有大型LNG船舶停靠的港湾设施、完备的LNG接收系统、存储设施以及汽化设施。

全球范围内LNG接收站发展历史悠久，技术成熟。早在1910年，美国就开始了天然气液化工业化应用的研究和开发工作；1957年，英国引进液化天然气补充城市煤气供应不足，并在坎威尔岛上建起世界上第一个LNG接收基地；1969年，西班牙巴塞罗那LNG接收站和日本Negishi LNG接收站投产，日本Negishi LNG接收站也是亚洲第一个LNG接收站；上世纪70年代，美国、意大利、法国也相继投产了LNG接收站；2008年，美国建成了世界上第一个浮式LNG接收站。目前全球最大的LNG接收站是1996年投产的位于韩国的Incheon LNG接收站，接收能力达到了4300万吨/年。整体来看，在全球范围内LNG接收站已经拥有了长时间的建设和运营经验积累，技术相对成熟。

随着LNG贸易的不断发展，LNG接收站的建设也在如火如荼的开展。目前世界上已经有35个国家和地区建成投产了LNG接收站，截至2017年底，全球LNG接收站接受能力约为8.5亿吨/年，预计随着LNG贸易在全球天然气贸易中的比重不断增加，这一数字将持续增长。

中国已经拥有近20年LNG进口历史。上世纪 90年代后期，由于经济发展较快的沿海地区对环境保护和节能减排的需求日益提升，我国对清洁能源天然气的需求迅猛增长，国家开始考虑进口LNG；1995年，国家计委委托中海油开始进行LNG研究工作，作为全国经济大省和改革开放的前沿阵地，广东省成为引进LNG的第一个落脚点；1999年，广东大鹏LNG接收站一期工程正式获得批准，项目选址在深圳市大鹏湾畔的龙岗区上迭福村，揭开了中国LNG接收站建设和引进LNG的序幕；2003年，中海油与澳大利亚的西北大陆架LNG项目正式签署合同，同年广东大鹏LNG接收站项目开始动工，2006年建成投产，一期工程设计规模达385万吨/年，自此中国逐步进入到大规模进口LNG的历史阶段；2013年，中国第一个浮式LNG接收站在天津建成投产，年接收能力220万吨/年。

近年来我国LNG的进口量不断增加，2017年LNG已经成为我国天然气进口的主要方式，全年进口LNG 530亿方，占全部进口天然气的55.6%，占全国天然气供给的21.8%。与此同时，LNG接收站的建设也在加紧进行。截至目前，中国大陆已经建成投产和在建的LNG项目共29个，其中已经投产19个，合计接收能力约为6700万吨/年。在已投产项目中，中海油参与投资的有的8个，中石化3个，中石油3个。

LNG接收站主要有两种类型——传统陆上LNG接收站和浮式LNG接收站。

1）对于陆上LNG接收站来说，LNG运输船抵达目标码头后，通过卸船臂和卸料总管将LNG输送到陆上的大型低温储罐内。之后，储罐内的LNG或通过槽车或汽化后通过外输管线实现外输。
2）浮式LNG接收站最大的特点是实现了LNG船上再汽化功能，将陆上方案的接收、储存、汽化、计量、外输和配套设施等单元转移到LNG船上。LNG运输船将LNG运送到目标港口后，通过卸料臂向浮式储存再汽化装置（FSRU）船卸料，再由FSRU船将一部分LNG汽化后通过管道外输，另一部分则输送至陆上储罐，利用槽车外输。目前在我国除中海油天津LNG接收站一期是浮式接收站外，其余已建成的皆为陆上接收站，另外有山东和辽宁两个浮式LNG接收站在建。

LNG接收站业务模式：向第三方开放，提高产能利用率获将成为行业趋势

LNG接收站工作流程：

接收：当LNG船抵达LNG接收站码头后，首先借助船上卸料泵，通过液相卸料臂和卸料管线将LNG输送至接收站的储罐内。
储存：在LNG输入储罐的过程中，热渗漏会造成液化天然气产生蒸发气（BOG），从而造成储罐内压力增大。为维持储罐内的恒定压力，接收站利用BOG压缩机抽回多余气体，同时增加BOG的压力，与再冷凝器中的低温LNG接触，使BOG降温冷却。
汽化：储罐中的LNG由低压泵输送到高压泵，增压后的 LNG 经过汽化器汽化成为气体天然气。

LNG接收站业务模式。LNG接收站的业务模式主要分为三种：

1）业主自用模式，由接收站业主负责LNG的全球采购、运输、接卸、储存、气化加工和销售。
2）第三方使用模式，接收站只负责LNG接卸、储存和汽化加工，获取加工费。
3）业主自用和第三方使用相结合的模式，接收站将部分库容用于第三方LNG接卸，剩余库存用于接收站自营采购的LNG汽化、并向下游销售。

LNG接收站向第三方开放的内生动力不足。根据过往经验，由于天然气气源开发和LNG液化站建设前期投资规模巨大，为保障后期收回投资，卖家需要与下游买家形成利益绑定，双方通常会签订长期购销合同，其中的“照付不议”条款可能会阶段性的导致协议价格与市场价格存在较大差异，当LNG现货价格低于长期协议价格时，将LNG接收站向第三方开放将会致使LNG接收站业主原有市场份额的流失，利益受损，因此造成了业主向第三方开放接收站的意愿较低这一行业现象。

根据国外LNG接收站的发展经验，向第三方开放，提高产能利用率是大势所趋。通过梳理日本、韩国、西班牙等全球主要LNG进口国的行业发展历程可以看出，开放LNG接收站的第三方公平准入是行业发展规律：

日本：日本是世界上最大的LNG买家，其LNG接收站主要是东京燃气等投资和运营，其天然气97%以来进口。为保障供气安全，日本签署多个长期LNG采购合同。2017之前对于日本境内的35个LNG接收站，进行第三方开放方面政府并无强制性规定，主要基于自愿原则；但2017年开始，政府强制要求所有LNG接收站对第三方公平准入。
西班牙：正在运营6个LNG接收站，西班牙天然气公司（Enagas）拥有其中3个。1998年，西班牙政府通过法案，要求接收站必须对第三方开放使用权。通过第三方开放的制度，Iberdrola、UnionFenosa、Endesa等西班牙公司和外国公司BP、Shell、GDFSuez等可以租赁接收站产能等方式，逐渐参与西班牙的天然气市场。
韩国：韩国是世界LNG市场第二大买家。目前运营中的LNG接收站共有4个，主要股东为Kogas（韩国天然气公司），为满足韩国首尔和仁川的用气，Incheon（仁川）接收站独立运营，不对第三方开放，其产能利用率保持在50%以上，高于世界平均水平。
新加坡LNG接收站于2013年4月投产，对第三方开放。其气源来自卡塔尔，BG 2008年购买了该接收站的使用权。新加坡LNG接收站提供储存、再装船业务，还积极开展冷船服务，成为亚种LNG贸易新中心。

中国LNG接收站的主要业务模式仍为业主自用。中海油最早控股和参股的深圳大鹏、福建莆田、上海洋山三座LNG接收站气源分别来自澳大利亚西北大陆架、印尼东固气田、马来西亚，运营模式均为由接收站合作公司直接与上游资源方签署长约合同，然后接收站合资公司负责和参与下游市场销售，因此均为自用模式。后期投产的中海油浙江LNG接收站、中石油江苏LNG接收站，分别由中海油、中石油负责气源采购，以及下游销售，接收站主体为合资公司，其运营模式为第三方使用模式。

目前中国天然气需求量快速增长，LNG进口需求量大，未来通过LNG接收站向第三方开放来进一步提高产能利用率将是一大趋势。2018年9月20日，中海油推出的中国首个对外公开的进口LNG窗口期产品通过上海石油天然气交易中心成交，迈出了落实国家LNG接收站对第三方公平开放的重要一步。

我国LNG接收站产能增长有限，产能稀缺日益显现

从所有权角度来看，国内目前大部分LNG接收站都由“三桶油”及当地国有能源企业控制，民营企业参与较少。在已投运的项目中，中海油共拥有9座LNG接收站，约占全国总接收能力的46%（3057万吨/年），中石油约占28%（1900万吨/年），中国石化进入时间较晚，拥有3座接收站，接收能力900万吨/年，占比13%。除以上三大国有石油公司以外，民营参与者有东莞九丰（接收能力约100万吨/年）、广汇启东（接收能力约60万吨/年），新奥舟山（接收能力约300万吨/年）等。

从单体接受能力上看，以中小型站为主，产能多集中在300万吨/年左右，而全球最大的接收站接受能力可达3000万吨/年。目前中国大陆地区已有19座LNG接收站建成投产，分布在沿海11个省级行政区；开工建设和工程竣工共10座，预计2018年底LNG总接收能力将达到6840万吨/年，到2020年底将接近8500万吨/年。

我国LNG接收站产能面临巨大缺口。2017年我国管道气进口量增速为9%，LNG进口量增速则达到46%，LNG在进口天然气中的占比持续上升。如上文所述，我们预计即使在国产气产量的乐观预期之下，未来三年LNG进口量增速也将分别达到47%，20%和20%；在国产气产量中性情景下，未来三年LNG进口量增速将分别达到47%，28%和26%；在国产气产量悲观预期下，未来三年LNG进口量增速将分别达到47%，36%和31%。而2017年底，我国LNG总接收能力仅为5700万吨/年，预计2020年将达8400万吨/年，2018年至2020年LNG接收站产能增长率分别为21%，9%，13%，即使在国产气产量乐观的情景下，LNG接收站产能增长仍不能满足进口量的增长需求。

LNG进口产业链价值分布：接收站利润空间最为丰厚

我们以进口美国LNG为例，将我国LNG市场价的具体组成进行分解，以考量LNG进口产业链的价值分布。按照我们的分解，中国LNG市场价=美国LNG出口价+运费+美国出口商利润+进口增值税+LNG接收站利润，其中前三项（美国LNG出口价+运费+美国出口商利润）组成了中国LNG到岸价。

2018年上半年，中国LNG市场均价4600元/吨；美国LNG出口均价4.85美元/百万英热，约合1524元/吨；LNG到岸价均价为9.17美元/百万英热，约合2882元/吨；根据Timera energy今年2月份的测算，从美国墨西哥湾到中国的运输费用（包含租船、燃料、运河、保险费用、船代佣金和码头费用等）约为2.05美元/百万英热，约合644元/吨；由此可计算出美国出口商利润约为714元/吨；我国进口LNG的增值税税率为10%，增值税款为288元/吨，因此进口LNG含税价为3170元/吨。中国LNG市场价与进口LNG含税价只差即为LNG接收站环节的利润，约为1430元/吨，在整个LNG近产业上市利润空间最丰厚的环节。

LNG接收站经济性测算：以珠海LNG接收站为例

我们选取珠海LNG接收站为例，进行经济性测算。珠海LNG接收站是中海石油气电集团有限公司、广东省粤电集团有限公司、广州及广东省部分市属企业合作建设的项目，位于珠海高栏港平排山，一期工程的设计规模为350万吨，实际周转量约为337万吨/年，2010年正式开工，项目建设期历时三年，工作年限25年。2013年10月珠海LNG接收站接卸首船LNG。在下文的测算中，我们分别假设了业主自用模式和第三方使用模式两种情景，对该LNG接收站进行估值及敏感性分析。

在估值过程中，我们假设项目产能逐渐释放，在第7年达成完全产能337万吨/年，前六年产能分别为完全产能的20%，35%，50%，60%，70%和80%，同时我们设置了3个变量进行相关敏感性分析：

变量1：业主自用模式产能利用率。我国目前大部分LNG接收站仍处于业主自用模式经营下，珠海LNG接收站虽然在未来有向中海油外的其他股东开放的趋势，但本质上也属于业主自用模式。我们选取2017年全国LNG接收站产能利用率的平均值67%作为初始值。
变量2：自用比例。指自用产能（而非向第三方开放）在总使用产能中的占比。在业主自用模式中，这一数值为100%，即为初始值。
变量3：价差=LNG市场价-LNG进口价。2018年上半年LNG进口均价3170元/吨，LNG市场均价4600元/吨，因此价差初始值为1430元。

根据上述已知数据以及所设置变量的初始值，我们得出业主自用模式下珠海LNG接收站的累计净现值为49亿人民币，IRR达到24%。

LNG接收站产能利用率敏感性分析：在其他变量保持不变的基础上，当产能利用率（变量1）从目前的67%下降到36%左右的时候，LNG接收站的累计净现值就将从49亿变为0，IRR从24%下降到将接近行业基准收益率10%。

自用比例敏感性分析：在其他变量保持不变的基础上，假设珠海LNG接收站对第三方开放（对第三方开放部分的产能利用率为80%），当自用比例（变量2）从目前的100%下降到30%左右的时候，LNG接收站的累计净现值就将从49亿变为0，IRR从24%下降到将接近行业基准收益率10%。

LNG市场价与进口价价差敏感性分析：在其他变量保持不变的基础上，当国内LNG市场价与进口LNG均价之间的价差（变量3）从目前的1430元/吨下降到800元/吨左右的时候，LNG接收站的累计净现值就将从49亿变为0，IRR从24%下降到将接近行业基准收益率10%。

下游——天然气销售：“液进液出”模式具有明显套利空间

从海外采购LNG气源，经过远洋运输，到达LNG接收站之后进行卸载和储存，之后就进入到了下游的分销环节。目前行业内的分销模式主要有两种，

1）一种是“液进液出”模式，即来自海外的LNG经过卸载和储存环节之后，不经过液化，直接通过槽车外运，进行销售；
2）另外一种是“液进气出”模式，即在接收站直接进行汽化，之后直接进入管网，进行下游销售。

从全国整体情况来看，海外进口的LNG大约有80%在LNG接收站完成汽化，以气态天然气形式直接进入管网，即通过“液进气出”模式进行销售；剩余20%部分主要通过槽车外运进行销售，即“液进液出”模式。目前我国LNG接收站的所有权87%以上掌握在“三桶油”及其合资公司手中，这些接收站一般建成时间较早，管网配套完善，同时承担着“天然气保供”任务，其进口的LNG大部分以“液进气出”形式进入管网，最后以“门站价”进行销售。反观近几年建成的民营LNG接收站，如深圳九丰、广汇能源、新奥股份等，大部分没有管网配套，或配套管网尚未建成，主要以“液进液出”形式进行销售。

“液进气出”模式：“三桶油”LNG接收站所进口的大部分天然气均以“液进气出”模式通过管网进行销售，最终大部分以“门站价”销售给下游城市燃气运营商，由于“门站价”受到严格管制，基本上不会伴随上游天然气进口成本的变化而改变，因此这种销售模式长期以来存在着“进口LNG单价-天然气门站价”倒挂的情况，正因如此，“三桶油”的LNG进口业务近年来一直处于亏损状态。

在此我们举例进行说明，假设某接收站按照LNG到岸价9.7美元/mmBtu（约合2.07元/方）计算，进口LNG增值税率为11%，LNG接收站运营成本0.15元/吨，则进口LNG的总成本为2.55元/方。假设以山东省门站价1.95元/方进行销售，则每方亏损0.6元。

“液进液出”模式：目前九丰能源、广汇能源、新奥集团旗下的民营LNG接收站大部分以这种方式进行销售。由于在这种模式之下可以以完全市场化的价格进行销售，销售价格能够充分反映市场供需关系，接收站可以获取良好的利润。

继续沿用上面例子中天然气进口的基本数据，假设某接收站按照LNG到岸价9.7美元/mmBtu（约合2.07元/方）计算，进口LNG增值税率为11%，LNG接收站运营成本0.15元/吨，则进口LNG的总成本为2.55元/方。假设以4601元/吨的市场价进行销售，则每方可赚取0.73元的价差。

综上所述，海外LNG经由接收站进口至国内之后，主要由“液进气出”、“液进液出”两种模式进行销售。其中“三桶油”旗下的国有LNG接收站一般建成时间较早，管网配套完善，同时由于承担“天然气保供”任务，大部分采取“液进气出”方式进行销售，存在“门站价”和LNG进口价倒挂现象；而近几年建成的民用LNG接收站一般采用“液进液出”模式以市场价直接销售LNG，存在明显套利空间，利润丰厚，我们预计未来2-3年内LNG接收站产能稀缺的现状仍将维持，套利空间将持续。

投资建议

中国天然气需求保持高速增长，加大LNG进口是必然选择。从需求端来看，受能源结构升级和环保需求推动，《天然气发展“十三五”规划》提出2020年天然气消费量占一次能源消费比例从2016年的6.3%提升到8%到10%，据此测算，2020年之前我国天然气消费量CAGR将保持在15%左右。从供给端来看，国内天然气供给由国产气、进口管道气、进口LNG三部分组成，其中国产气、进口管道气供应量相对稳定，加大海外LNG进口成为补充国内用气缺口的必然选择。

上游：海外气源供需格局宽松，LNG来源有保障。海外LNG供给与全球天然气产量、天然气液化工厂产能及LNG运输船运力等因素有关。总体来看，由于美国页岩气等低成本气源的出现，全球天然气产量在未来长时间内将保持持续增长；全球天然气液化厂产能未来3年将保持7.4%的年均投放速度，另外拟建产能87550万吨/年，是现有产能的2倍，液化能力充足；未来3年全球LNG运力CAGR将达到8.3%，运力充裕。从需求端看，全球主流机构预计未来3年全球LNG需求保持6%左右的复合增速，据此估计全球LNG供应格局将保持持续宽松。
中游：LNG接收站产能存在瓶颈，有望长期保持高盈利。LNG接收站是产业链承上启下的重要环节。我国LNG接收站自2006年建成第一座LNG接收站，到2018年9月LNG接收站累计产能达6600万吨/年，预计未来3年产能CAGR为14%。但即使在国产气产量增长的乐观预期之下，未来3年LNG进口量需要增速也要达到47%、20%、20%。LNG接收站产能增长不能满足进口需求增速，稀缺属性仍将持续。2018年上半年，国内LNG市场均价4600元，其中LNG接收站环节利润在1430元，是整个进口产业链上利润最为丰厚的环节。
下游：“液进液出”销售模式具有明显套利空间。海外LNG经由接收站进口至国内之后通常采用“液进气出”、“液进液出”两种模式进行销售。国有LNG接收站一般建成时间较早，管网配套完善，同时由于承担“保供”任务，大部分采取“液进气出”方式进行销售，但这种方式存在销售价格与进口成本价倒挂的现象；而民营LNG接收站一般采用“液进液出”模式以市场价直接销售LNG，存在明显套利空间，利润丰厚。

未来国内天然气需求提升是大势所趋，整个行业将进入黄金发展时期，建议关注天然气全产业链，特别是LNG进口产业链相关的投资机会。推荐关注拥有海外天然气源，集团抢先布局LNG接收站的新奥股份；拥有两座在建LNG接收站以及海外低成本油气田资源的中天能源；天然气资源巨头中国石油、中国石化；LNG分销及物流龙头恒通股份。

来源：中信建投证券揭阳营业部 2018-12-19
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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