中国LNG接收站发展现状与前进方向

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行业观察

近5年，中国LNG进口量增长近2倍。预计2022年前后中国LNG接收站总能力将超过1.3亿吨/年。油价波动、市场供需形势都影响着LNG进口到岸价格。全球LNG资源供应宽松，中国天然气需求旺盛，国家鼓励LNG进口。

前言

近年来我国天然气行业延续旺盛的发展势头，并创多项纪录。工业和发电拉动天然气消费增长再创新高，进口量突破千亿立方米跃居全球首位。国内增产创纪录，互联互通效果显著，LNG接收站投产规模不断扩大，储气库建设明显提速，产供储销体系建设初见成效，消费旺季平稳度过。居民与非居民气价并轨建立起市场主导的价格机制，LNG接收站公平开放实现“商业化破冰”，市场化交易增添新品种，LNG罐箱开创储运新方式，中俄合作再续亚马尔里程碑。

一、     中国LNG进口现状

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LNG进口规模

2006年，广东大鹏LNG接收站正式投产运作，拉开了中国进口LNG的序幕。近年来，中国LNG进口量呈现大规模增长态势。
2018年，我国共计进口天然气9039万吨（约合1260亿立方米），超过日本成为世界第一大天然气进口国；同比增长2186万吨，增幅达32%，远超国产气产量增幅。
其中，进口LNG仍然为进口主体。全年共进口LNG 5378万吨，同比增加1564万吨，增幅达41%，占我国天然气总进口量的59.5%（较上年增加约4个百分点），占天然气进口增量的72%；管道天然气进口量约516亿立方米，同比增加90.2亿立方米，增幅约21%。
近5年，中国LNG进口量增长近2倍。中国LNG进口来源国已扩大至10多个国家，主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚等国家。
图1  2014－2018年中国LNG进口量
三大石油公司仍为我国天然气进口的绝对主体，2018年共进口约1242亿立方米，占比在98%以上；其他进口主体仅进口约18亿立方米，略低于上年。
在具体协议方面， 2018年2月9日中国石油与美国切尼尔公司正式签署了LNG购销协议（SPA），签约合同量120万吨，年限为25年，部分进口从2018年开始，其余从2023年开始。截至2018年底，我国进口管道气已签订合同气量970亿立方米/年，进口LNG已签订长贸合同气量5090万吨/年（2020年规模）。
此外，2019年6月7日，中国石油和中国海油分别与俄罗斯第二大天然气生产商诺瓦泰克（Novatek）签署了关于北极LNG 2项目的股权购买协议，购买比例均为10%。

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我国LNG接收站布局与接收能力

2014年国家对进口LNG接收站审批权限下放，为不同资本进入上游打开通道。与此同时，2014年下半年国际油价断崖式下跌，LNG现货贸易价格也随之震荡走低，众多城市燃气运营商、发电企业、地方能源公司同时看到商机，争相在沿海布局LNG接收站。
图2  我国LNG接收站布局

截至2019年9月，我国已建成LNG接收站22座，接收能力9035万吨/年。其中中石油、中石化、中海油三大公司接收站18座，能力8230万吨/年，全国占比91%；地方国企和民营企业建有接收站5座，接收能力815万吨/年。
已投产接收站2018年平均负荷率60.7%。其中华北区域5座，平均负荷率66.2%；华东区域6座，68.5%；华南区域11座，平均负荷率49.7%。
图3 我国已投产LNG接收站

目前，中国LNG进口资源主要通过接收站实现周转。如果考虑现有LNG接收站扩建后的规模和在建规模，预计2022年前后中国LNG接收站总能力将超过1.3亿吨/年（折合1820亿立方米/年）

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LNG进口价格

我国进口LNG价格一般伴随着国际油价的涨跌而改变。
根据海关统计，对我国LNG的进口量与商品总值进行折算，由于受油价小幅度上涨的影响，2018年，我国进口LNG的到岸平均价格为2.32元/立方米（天然气），相比2017年增长了22.6%，相较2016年，涨幅较大。进口LNG到岸价格远高于中国天然气门站的最高价格2.04元/立方米。
图4　2014－2018年中国LNG进口均价
除了收到油价波动的影响外，我国LNG进口到岸价格还与市场供需形势等有着密切的关系。
在LNG资源供应相对宽松的时候，东北亚地区现货市场最低价格徘徊在5.5美元/百万英热单位。到了冬季采暖期，LNG进口需求一路高歌猛进，其价格也一路猛涨。2018年冬季，我国LNG进口到岸均价超过了11美元/百万英热单位（折合2.5元/立方米）。
同时，现货LNG资源到岸价格的上涨，也拉高了了全年LNG到岸的均价。
如果按照我国LNG接收站个体进行价格划分，可以明显发现不同接收站所进口的LNG价格差距明显。
目前价格比较低的是深圳大鹏LNG接收站，其进口均价不超过6.0美元/百万英热单位（折合1.44元/立方米）。探究其原因，主要是LNG资源进口合同签订时间较早，且当时国际油价处于最低水平。
我国其他的LNG接收站签订资源采购合同时，油价处于较高位（国际油价大多在60～70美元/桶）。我国多数LNG接收站的进口LNG资源到岸价格在8～9美元/百万英热单位（折合1.92～2.16元/立方米）。
如果加上税费、汽化、管输费，其价格区间在2.5～2.7元/立方米。这样的价格基本高出国内最高门站价格30%左右，如果顺价不到位，则LNG进口价格将出现倒挂。

二、我国进口LNG资源需求

由于国产气难以满足市场消费增量，预计进口LNG资源将仍有巨大增长空间。预计2020年全国天然气总需求量约3400亿方，2025年达到4750亿方，2030年约5960亿方。
在考虑国产气增长以及新增进口管道气资源后，我国2023年天然气供需缺口1064亿方，2030年缺口1914亿方，2035年缺口将进一步达到1962亿方。需要通过进口LNG满足。

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国内天然气需求缺口

2018年，国内经济稳中有进，《北方地区冬季清洁取暖规划》（2017—2021年）和《打赢蓝天保卫战三年行动计划》共同发力，再加上上年“煤改气”用户的存量因素影响，2018年国内天然气消费全年保持快速增长，延续上年“淡季不淡、旺季更旺”局面。
全年天然气表观消费量达到2803亿立方米（不含向港澳供气），约占一次能源消费总量（46.4亿吨标煤）的8%；消费增量达到417亿立方米，首次突破400亿立方米（上年增量突破300亿立方米），增速达到18%，比上年上涨近3个百分点。
在国家、地方政府、供气方、城镇燃气经营企业等各方共同努力下，2018年我国天然气产业在消费规模再创新高的情况下，采暖季一改上年短缺局面，呈现出总体平稳运行的局面。同时，天然气的覆盖范围和覆盖人口继续扩大。
随着汾渭平原进入大气污染防治重点地区，北方地区冬季清洁取暖的深入实施，天然气惠及的人口继续增加，截至2018年年底天然气气化人口达到约4.3亿人（含县城和禁煤区农村用气人口），城镇人口天然气气化率突破50%。
江苏、河北、山东、浙江、广东领涨2018年天然气消费，增量占全国总增量的40%以上。其中，江苏省仍然是天然气第一消费大省，消费量突破270亿立方米，占全国天然气消费总量的近10%。
如果未来天然气需求快速增长，进口LNG仍是补充中国天然气市场缺口的主要资源。

图5   我国中长期天然气资源平衡表（亿方）

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国家指导政策

我国天然气产业在经济发展、城镇化建设、环保治理等多重因素的共同作用下，取得巨大进步，消费规模连创新高，但同时发展中存在的深层次矛盾也逐渐显露。2017－2018年采暖季的“气荒”使天然气供应成为社会公众关注话题。
近年来，国家不断发布政策，持续鼓励、引导和推进LNG行业发展，相继出台了《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》和《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》和《关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知》等政策文件。
为实现天然气市场调峰需求，国家相关部门出台了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，政策指出：将通过实现短期内进口LNG资源及加大终端设施建设的方法来满足天然气市场调峰。
为了保持中国天然气的快速增长，2018年我国发布了《环渤海地区液化天然气码头重点布局方案（2022年）》。方案中提出：LNG接收站将按照集约布局的原则建设，形成“7处港址、16个泊位”。方案的发布说明加大LNG进口已经上升到了国家油气战略布局层面。
2018年9月15日，国务院发布了《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（以下简称《意见》）。《意见》是继2017年5月21日中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》之后的又一顶层文件。
连续两年出台如此高级别的文件说明我国政府部门对天然气产业发展的高度重视，也彰显了我国推动天然气产业高质量发展的决心。

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LNG进口资源需求潜力

目前，我国现有以及在建LNG接收站的接收能力，共计约1.0亿吨/年（不包含应急储备项目）。考虑到现有LNG接收站多数在陆续开始扩建工程，且大多计划在2022年前后投产，那时中国进口LNG资源供应能力将达到在1.3亿～1.5亿吨/年。
预计“十四五”期间，中国进口LNG接收站规模仍有较大提升空间。如果按每个泊位接收300万～500万吨/年考虑，环渤海地区进口LNG将新增4800万～9000万吨/年接收能力。再加上长三角、东南沿海的LNG站点布局，未来中国将新增超过1亿吨/年的LNG接卸能力。
综合考虑目前现有、在建、规划以及新老项目的扩建计划，未来5～10年的时间内，中国LNG供应能力有望达到1.5亿～1.9亿吨/年。

三、国际LNG市场供应

截至2018年底，全球已投产LNG液化工厂64座，液化能力4.0亿吨/年；在建或扩建项目11个，总能力7975万吨/年，预计2024年总液化能力达到4.8亿吨，增幅22%。
根据IHS、Wood Mackenzie预测，国际LNG供应格局从2018年开始逐步宽松，预计2020年出现500万吨左右的富余液化能力，2025年出现3500万吨左右富余液化能力。
图6  国际新增LNG产能统计
近两年，随着天然气勘探开采技术水平不断提高，国际天然气产能大幅增长。《BP世界能源展望2017》认为，未来国际天然气产量增速快于消费量增速，全球天然气供需形势较为宽松。
在此背景下，全球LNG贸易量中长期将呈增长趋势。根据IHS Markit的数据，2017年全球LNG液化能力高达3.49亿吨/年，全球有约1亿吨/年的液化项目在建，预计2020年前世界LNG液化能力增长将超过2000万吨/年。
壳牌公司发布的《液化天然气前景报告2019》预计，2019年全球LNG供应量将增加3500万吨，供应总量约为3.54亿吨，需求量约为3.5亿吨，随着全球LNG供应进一步增长，国际LNG市场供应基本宽松。
基于上述国外研究机构的判断，未来全球LNG市场供给充足，如果全球1亿吨/年的在建产能全部投产，国际LNG资源供应将更为宽松。

四、我国LNG接收站发展形势

1、近两年天然气市场快速的增长、国家发改委对上下游储气能力的要求以及LNG接收站良好的效益，激发了各市场主体投资建设沿海、沿江接收站的热情，一大批接收站处于布局与规划中。
目前在建（扩建）LNG接收站14座，接收能力约3800万吨/年。规划LNG接收站20余座，总接收能力约6300万吨/年。
图7  在建及规划LNG接收站
2、2019年4月交通部、发改委、能源局联合下发沿海、沿江LNG布局发展规划意见，其中规划到2035年，沿海及沿江接收站总数在46座，总泊位61个，总接收能力在2.6亿吨左右。
结合规划及市场实际布局，预计2025年全国将形成1.3亿吨/年接收能力，2035年LNG接收能力达到2.5亿吨/年。其中“三桶油”之外的其他方投资建设的LNG接收站占比日益提高，接收能力占比在远期将超过40%。
3、国家管网公司成立后，预计要接管10座左右接收站，这部分接收站将全部对社会开放窗口期，各种资源主体都可以使用。在这一背景下，预计未来第二梯队建设LNG接收站的热情将会下降。
4、目前国内LNG接收站的储存气化费用偏高，大多在0.28—0.33元/方范围。未来LNG接收站的收费将根据收益率核定，因此储存气化费用将大幅度下降0.1—0.18元/方，维持在更加合理的范围内。
5、随着国内LNG接收站布局的增多、接收能力的日益提升，及未来国际LNG市场资源的充裕，大量进口LNG资源将覆盖沿海及沿江区域市场，并进一步向内陆辐射，压缩国内LNG工厂生存空间，改变国内LNG资源流向，影响着国内LNG市场的格局。

五、我国LNG接收站发展建议

如果供需两端发展失衡，天然气引进和供应基础设施的投资热度却快速升温，随之而来的是“市场过热”的表象和隐藏在震荡曲线背后的潜在投资与经营风险。
特别是各参与方发展战略的具体项目多有重叠，如果不及时调整将造成重复建设，矛盾与问题将日益凸显。
LNG接收站的所有者趋向多元，根据IHS数据，中国LNG接收站的所有者数量从2006年的10个增加到2018年的31个，到2023年将进一步增加到39个。
LNG接收站及配套项目投资巨大，仅基础投资即需要50-60亿元，附加配套管道和利用项目预计投资近百亿元，在缺少资源保障和重大市场利好的条件下，重复无效投入将给国家带来巨大的经济损失。
市场增长发展是一个渐进的过程，我国远期天然气市场供应宽松乃至季节性过剩几成定局，可以预见未来的市场竞争将异常激烈。
LNG资源全面过剩将成为价格战的诱因，将LNG行业的利润进一步摊薄，使新建项目不仅自身陷入销售不畅乃至低于成本销售的困境，也给整个产业的健康发展造成严重影响。通过分析可以发现，“过热投资-集中投产-抢购资源-过度竞争-严重亏损”已经成为重复建设项目一道难以逾越的轨迹。
目前国内接收站的投资规划呈现出过热的迹象，特别是珠三角、长三角、山东半岛区域的LNG接收站规划布局过于密集，未来部分接收站的负荷与收益情况将难以保障。目前珠三角区域的LNG接收站过度布局，已导致珠三角区域市场内LNG竞争异常激烈，甚至出现LNG“反置换”管道气市场的现象。
结合未来我国天然气市场对进口LNG的需求量，对比目前已投产、扩建、在建、规划的接收站总接收能力来估算，未来接收站平均负荷率将在55%以下，部分竞争激烈区域的接收站负荷率将更低。因此接收站的投资与建设需结合政策规划、市场发展规律理性、科学决策，避免盲目低效投资。

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