我國天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈包括上游氣源、中游儲運(yùn)和下游分銷，涉及了天然氣的產(chǎn)、貿(mào)、運(yùn)、儲、銷各個環(huán)節(jié)。在天然氣需求增速提升、行業(yè)開放性加大、行業(yè)進(jìn)入壁壘逐漸降低的環(huán)境下，未來涉足該行業(yè)的企業(yè)將逐漸增多，而行業(yè)長期較為壟斷的局面導(dǎo)致市場對天然氣行業(yè)各個環(huán)節(jié)認(rèn)知度較低。根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈上產(chǎn)品形態(tài)的差異可將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈分為氣態(tài)和液態(tài)天然氣鏈條，產(chǎn)業(yè)鏈相對清晰、簡單。

 

液態(tài)天然氣儲運(yùn)

 

我國天然氣儲運(yùn)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(yùn)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(yùn)輸，而未進(jìn)入管道部分則需要儲運(yùn)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(yùn)環(huán)節(jié)各設(shè)施的運(yùn)營模式及定價方式。

 

 

 

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(yùn)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)入我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(fèi)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(fèi)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(yùn)輸至下游消費(fèi)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(yùn)輸問題。LNG槽車為實(shí)現(xiàn)LNG陸地運(yùn)輸?shù)闹饕ぞ?，主要分為：LNG半掛式運(yùn)輸槽車和LNG集裝箱式罐車，其運(yùn)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(fèi)和存儲費(fèi)，部分運(yùn)營商可實(shí)現(xiàn)LNG接收、管道運(yùn)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，但目前我國極少數(shù)民營企業(yè)具有LNG接收站。截至2018年2月末，我國（不含港澳臺）在運(yùn)行接收站共18座，其中僅東莞九豐、啟東LNG分銷轉(zhuǎn)運(yùn)站為民營接收站，雖然三桶油的接收站并未滿負(fù)荷運(yùn)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?yàn)長NG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(dú)立經(jīng)營，將氣態(tài)天然氣液化后運(yùn)輸至消費(fèi)市場賺取價差，由于運(yùn)費(fèi)高于管道運(yùn)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(fèi)市場。截至2017年末，我國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(dú)立經(jīng)營，依靠賺取運(yùn)費(fèi)盈利，不同區(qū)域運(yùn)費(fèi)有所差異；貿(mào)運(yùn)一體化經(jīng)營，部分槽車運(yùn)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(yùn)費(fèi)外，還可以賺取額外的貿(mào)易費(fèi)用；部分槽車經(jīng)營為獨(dú)立經(jīng)營，部分為接收/液化、運(yùn)、銷一體化經(jīng)營。

 

 

 

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(bǔ)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(yùn)輸費(fèi)用在北方波動較大，淡季一噸LNG運(yùn)費(fèi)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(yùn)費(fèi)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(fèi)高，淡季有部分運(yùn)貿(mào)一體企業(yè)將運(yùn)費(fèi)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(fèi)定價方式較為特殊，為了降低進(jìn)口LNG進(jìn)入我國天然氣市場的難度，LNG接收站的接受費(fèi)由國家發(fā)改委制定，防止旺季接收站接收費(fèi)過高不利于LNG的補(bǔ)充，因此規(guī)定一般接收一噸天然氣并儲存45天的費(fèi)用約為450元。

 

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(bǔ)充，剩余約20%的LNG通過槽車運(yùn)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(yùn)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(fèi)天然氣量共計350億立方，約占同期全國天然氣消費(fèi)量的15%，其中35萬輛客車和卡車消費(fèi)量約占一半。

 

加氣站的建設(shè)過程包括選址、立項(xiàng)、設(shè)計、報建、建設(shè)和驗(yàn)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(yùn)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(shí)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，前期我國多個地區(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。我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。

 

 

 

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(yùn)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(fèi)地寧波較進(jìn)口管道氣近，因此運(yùn)輸費(fèi)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(yùn)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(bǔ)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)我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

 

我國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(fèi)用及運(yùn)費(fèi)構(gòu)成，其中液化費(fèi)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(fèi)用+運(yùn)費(fèi)*運(yùn)距）。在氣源穩(wěn)定、液化費(fèi)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(fèi)用取0.55元/Nm3，運(yùn)費(fèi)分為淡旺季運(yùn)費(fèi)率水平，其中淡季運(yùn)費(fèi)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(yùn)距*運(yùn)費(fèi)—M，其中M=氣源成本+液化費(fèi)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(yùn)費(fèi)成本較低且差異不大，因此該利潤中含有運(yùn)輸費(fèi)用，其利潤水平高于實(shí)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，我國天然氣全產(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(fèi)及配送費(fèi)盈利空間為7~8%，較為固定，盈利排序?yàn)樽圆蓺?gt;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(diǎn)，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(fèi)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。