LNG接收站市场规模空间分析

LNG接收站市场规模空间分析

一、全球LNG供需情况分析

中美页岩气各自的特点，地质条件、地表环境问题，埋藏较

深、压裂水源不足，技术及开采成本以及管网配套等原因，页岩气在

中国尚未大规模开采，当然，这些条件目前正在逐步改观.我未来

中国有望逐步形成具有中国特色的页岩气产业.

中美页岩气开采情况举例对比

指标涪陵（中国最大）马塞卢斯盆地（美国最大）

2017年产量（亿立方米/年）600417754

平均井深（米）2885(最^b^4000^)2286

单口成本（万美元/口）约900约640

以美国马塞卢斯为例，垂直井深2286米，钻完井平均成本

640万美元/口（钻井成本200万美元，完井成本290-560万美元,

设备费用20万美元，美国整体平均为3050米，美国的页岩气井

的开发成本范围约在490万美元-830万美元/口）,后期操作成本

约为0.075美元-0.18美元/立方米.

中国页岩气开采随着技术进步、规模化生产，单井成本正在下

降.目前.，页岩气的建设投资已经得到一定控制，与2012-2013年

开发初期相比，钻井周期减少一半时间、压裂作业效率提升了50%,

四川盆地的页岩气单井成本已经从2013年的每口约1500万美元

下降至约900万美元.

原油价格和国内补贴减税对页岩气发展影响较大.原油价格

上涨有利于页岩气产业发展，当前由于地缘政治因素，油价维持高

位是大概率事件，因此行业发展保持乐观，问顾2015年原油价格

下跌，确实对整体行业有一定的负面影响.

煤层气和页岩气都是目前非常重要的非常规天然气能源.中

国的煤层气开发历史可以追溯到二十世纪90年代的煤层瓦斯抽采

和地面利用的实验研究，但当时开发煤层气的主要目的是为了煤矿

安全生产，随着美国煤层气开采成功利用带给中国的启示以及中国

煤层气利用技术的逐步成熟，中国煤层气的开发力度进一步加大，

山西沁水盆地、新疆阜康市白杨河等煤层气示范项目先后开展.

中国煤层气资源储量丰富，根据2015年国土资源部的煤层

气资源评价，中国煤层气地质资源量达30.05万亿立方米，技术可

采资源量12.50万亿立方米.本次评价将中国分为五个大区（东北、

华北、西北、南方和青臧），其中华北、西北地区可采资源丰富，占

全国的71.2%；盆地分布中，位列前十的盆地累计煤层气可采资源量

达10.98万亿立方米，占比超87%,鄂尔多斯、沁水、和滇东黔西盆

地的地质资源量和可采资源量居全国前三.

中国各大区煤层气资源量

可采资源垦

地质资源量（万

大区产层时代产层煤阶（万亿立方

亿立方米）

米）

东北11新/中生代低/中腐煤阶2.91129

华北12中怙生代低;中腐煤阶13.91507

西北7中怙生代低/中/高煤阶777383

南方10新/中怙生代低/中腐煤阶5.46231

青藏1古生代高煤阶0.0044•

的41新/中怙生代低/中腐煤阶3005125

煤层气近年的开发力度和产量均不及页岩气.虽然煤层气开

发起始时间较早，资源量也超过页岩气，但受制于地质条件、技术发

展、抽采率及利用率等多方面因素，中国煤层气近年来的开发力度和

产量均不及页岩气.

16年全球LNG产量约为3.4亿吨，未来3年的年均投产量在

3000万吨左右，主要扩产地为美国和澳大利亚.依照以前预测，未

来几年需求增量很难超过2000万吨，供给严重过剩，但随着中国的

需求爆发，预计全球每年真实增量也会升至3000万吨左右，供需状

况其实远好于预期.所以今年4季度以来，除了北美和中东等资源

地以外，全球LNG价格也在显著上涨，相比去年同期涨幅达到40%以

上.展望未来，判断今明两年，全球LNG还略有过剩，主要供给紧

张将集中在旺季，淡季相对还会比较宽松.但2020年以后供需将进

入紧平衡，上游资源价格有望迎来长期上涨周期.由于天然气尢法

存储；生产出来必须尽快销售，所以在目前供给还比较过剩的情况

下，能够签订长约的接收站，未来就有望将气价锁定在比较低的水

平.这无疑也就保障了这些接收站可以在未来比较长的时间内，都

具备相对的成本优势，并获得较好的盈利.

17年至今北海天然气价格（美元/mmbtu）

全球地区LNG供需状况（百万吨）

全球分地区LNG需求状况（百万吨）

LNG接收站将成为最大受益者未来天然气行业有望迎来飞速发

展，LNG则将成为整个产业链最大的瓶颈所在，届时将成为能化领域

中需求增速最高的子行一业之一.周期凡是能讲出需求端逻辑的一般

都是大的机会，相应未来LNG接收站行业也值得看好.从短期来看，

主要受益者为现在拥有接收站的企业，如中石化、中石油和广汇.其

中广汇由于规模较小，主要以槽车的形式绡售，价格端的弹性最大.

中石油、中石化主体销售以管网为主，价格弹性较小，但是随着周转

率的提升，折旧成本会大幅下降，还可以采购更多的低价现货气来

拉低原料成本，整体上也很受益.从长期看，最受益的无疑是未来

大量新建接收站的企业，如中天能源和广汇能源，另外新奥股份在

集团层面也在建设中国最大的民营接收站.

二、LNG接收站增强天然气进口能力

1、LNG接收站调峰仍有巨大潜力

LNG接收和储备是中国重要的调峰手段.国家在天然气“十三

五”发展规划中提出，“逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG

和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”.

中长期来看，地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安

全可靠等特点，是调节季节性峰谷的最有效方式.但是受到库址选

择要求苛刻、建设周期较长、商业模式盈利困难等因素制约，地下储

气库的建设及发展任重而道远，而利用LNG接收站进行调峰则是中

国近几年来最重要的调峰手段.和地下储气库调峰相比，利用LNG

进口调峰有着选址相对灵活，建设周期端，机动性高等特点，在中

国地下储气库全力建设过程中起到了关键的作用.

近年来，受益于经济飞速发展和城殖化水平逐步提高，中国

天然气消费维持高增长，而带来的另一个问题便是不同季节的天然

气消费量不均衡程度始终维持在高位.2011-2017年，中国天然气

消费量峰谷比值的平均值为1.4,2017年达1.5倍（峰、谷分别为

12月和5月），但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3之

间，PNG进口数量的峰谷比值受东亚限产等特殊因素影响，波动较

大,2017年仅为1.3.

拥有灵活调峰能力，在中国冬季发挥重要保供作用的是进口

LNG.进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右，2017年达2.5

倍，在中国2017年冬季天然气消费量异常增长且PNG进口受限的

情况，为阻止“气荒”情况进一步恶化起到了关键的作用.

天然气进口及消费峰谷比值

1998-2017年，20年间LNG进口业务飞速发展.中国早在

1998年便开始了LNG接收站的规划和筹建.广州大鹏LNG接收站

作为中国首个引进LNG的试点项目，2006年正式投产并于当年9

月底进入商业运营.从2006年大鹏LNG接收站正式投产开始，11

年间中国LNG进口量从2006年的10亿立方米飞速增长到2017

年的526亿立方米，年均增速达39%；LNG接收站规模从2006年

的370万吨/年增长到2017年的5860万吨/年，年均增速达26%.

2018年将有6个项目计划投产，规模将进一步增长至7115万吨/

年，LNG年度进口量占比将进一步提高，重要性廿益凸显.

LNG进口量及新增规模

・LNG进口量（亿立方米）-A进口量墙速

LNG接收站每包新增接收能力、总接收能力及接收能力增速

LNG接收站年均利用率情况

LNG接收站调峰仍有巨大潜力.中国2014-2016年LNG接

收站整体利用率在50%左右，2017年受“气荒”影响，中国加大天

然气进口力度，年均利用率达到66%,但仍距中国可以达到的利用

率高位有一定差距.随着接收能力的稳步增长和LNG现货价格回暖,

提升利用率的重要手段便是LNG接收站的第三方公平准入的推行.

近年来LNG的贸易模式发生了较大变化，中国LNG短期和现货贸

易量稳步增加（之前中国的LNG接收站大多与LNG供货商签订20

年以上的“照付不议”的长协合同），其中的变化一方面来自全球

LNG供应整体宽松，另一方面中国作为LNG进口国，希望在LNG现

货贸易中谋求更便宜的LNG供应.

更好推行LNG现货贸易的前提便是LNG接收站的第三方准

入.目前国际上对第三方准入的相关规则也在探索状态，国外的

LNG公开准入规则也各不相同.中国自2014年发布油气管网设施

公平开放监督办法（试行）后，又于2018年8月发布了油气管网

设施公平开放监督办法（公开征求意见稿），虽比4年前的试行稿

已有一定进步，但在LNG设施是否纳入开放范围、应开放的剩余能

力等方面仍待进一步明确.

除了第三方准入执行细则仍不明晰之外，中国第三方准入还

存在如盈利模式难至预期、经营者利益冲突、季节性需求区别大等问

题，近年来“三桶油”虽为LNG接收站的开放做出了一定努力，但

效果不甚明显.预计2018年年均利用率有望在民营LNG站陆续投

产，LNG现货价格走高，以及LNG冬季满负荷利用等多方作用下进

一步提高，但离预期的高位恐仍有一定距离.

2、LNG接收站商业模式及盈利测算

目前，中国的LNG接收站的盈利来源主要分为两种，一种是

贸易价差（液来液走），即LNG接收站以高于成本价的液态天然气

直接对外销售，从而赚取其贸易差价.另一种是收取的气化费（液来

气走），即LNG接收站将液态天然气气化，只收取气化费.一般来

说，液来液走的商业模式可以更好的适应中国天然气的实际供需，

液来液走商'也模式盈利的核心在于LNG购销价差.中国的LNG进

口量的前三大国分别为澳大利亚、卡塔尔以及马来西亚，因此将分别

分析上述三国的LNG购销价差，同时也将分析从美国进口LNG在

中国是否有利可图.将选取2016年7月、12月、2017年7月、

12月，以及2018年2月等5个时间点分析购销价差的走势.从

2016年7月美国对中国规模化进口LNG开始，美国的LNG的进

口价便长时间显著低于中国LNG进口均价，但从价格上来看是最优

选择；澳大利亚的LNG进口价基本保持稳定，略低于LNG进口均

价；马来西亚的LNG进口价起伏较大，整体来看在LNG进口均价上

下波动；卡塔尔的LNG进口价常年高于LNG进口均价，从价格角度

考虑盈利能力较低.

LNG各进口国的进口价以及中国LNG进口均价

------卡塔尔

------进。均价

------澳大利无

------马来西亚

------美国

中国LNG市场价随供需情况变动较大，2017年12月甚至

达到7248元/吨的高位.如果具体分析上述时间节点的购销价差，

整体来看上述国家除个别月份外，基本都可以实现价套利.值得注

意的是美国，其购销价差一直处于最高位，但2018年的中美贸易

摩擦若最终导致对从美进口的LNG加征25%关税，将会明显压缩套

利空间，从美国进口LNG的选择变得没有那么经济.

LNG套利空间分析

■LNG市场价元/吨

2016-2018年LNG进口价格情况（元/吨）

4,000-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

2016—2018年LNG进口增值税(11%)情况(元/吨)

2016—2018年LNG购销价差（元/吨）

■2016.7■2016.12■2017.7■2017.12>2018

三、储气规模市场空间测算

2017年，中国天然气消费量为2373亿立方米，同比增长

15.3%,根据2018年4月26号文件，关于加快储气设施建设和完

善储气调峰辅助服务机制的意见供气企业和城燃企业分别应当建立

储气能力为10%.5%,地方储备保供天数要达到3天，到2020年,

天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，假设天然

气消费量为3500亿立方米，储气能力应达到约为525亿立方米

（储气能力预消费量占比为15%）.

根据意见估算，中国地下储气库工作气量仅为全国天然气消

费量的3%,约为71.19亿方；LNG接收站罐容2.2%,约为52.21

亿方;城燃公司储气能力0.53%,约合12.69亿方；假设地方政府

目前储气保供能力为1天，合6.5亿方，总计为142.59亿方.因

此，2018-2020年理论储气能力建设约为382.41亿立方米.

从整体上看，如果按照目标执行力度符合预期，则：

1.地下储气库根据“十三五”规划，储气能力到达148亿立

方米,方米-2020年需新增76.81亿立方米.

2.LNG接收站罐容，这里不仅包括沿海LNG接受站的扩容，

也包括内地LNG储罐的增量，地方性的LNG调峰储罐（除了重点一

线等城市具有少量的调峰能力，其余城市几乎为零）；2018-2020年

可新增约305.6亿立方米.

根据意见进一步进行测算:

（1）供气企业一般以储气库和LNG储罐为主作为调峰设施,

假设达到10%的储气能力；

（2）要求城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力,

考虑到直供气部分占比提升的可能，假设其最终与总消费占比为

4%；

（3）假设地方政府3天保供储气能力与总消费占比约为为

0.8%

调峰储气设施新增空间

新增量（亿立方

项目指标20172020

米）

天然气消费量（亿立

237335001127

方米）

总储气能力（亿立方

142.59525382.41

米）

占总消费量比6%15%-

储气库工作气量（亿

71.1914876.81

立方米）

占总消费量比3%4.23%-

供气企业（亿立方

52.21202149.79

占总消费量比2.20%577%-

城燃公司（亿立方

12.69146.5133.81

米）

占总消费量比0.53%4.18%-

地月政府（亿立方

6.528.522

米）

储气能力保供天数

<1*3-

（天）

不同储气库/设施对比

LNG储罐地下储气库

枯竭油气田、盐穴、含水岩层

建设条件F不受地理匏牛限制

等

调价季节性峰谷差、应

急情况供气、没有铺设

作用管道地区供气、车用燃

料调价季节性峰谷差、

应急情况供气

液化率95%-100%80-95%

由于天然气价格实行^年定

冬夏价格差异显著，一

经济性价，在季节性价差以及存储方

股IRR>15%

面较难获得利润

根据天然气基础设施建设与运营管理办法，储气设施是指“利

用废弃的矿井、枯竭的油气藏、地下盐穴、含水构造等地质条件建设

的地下储存空间和建造的储气容器及附属设施，通过与天然气输送

管道相连接实现储气功能.

目前世界上的天然气地下储气库主要有四种类型：枯竭油气藏

型、含水层型、盐穴型、以及废气矿坑及岩洞型储气库.其中，枯竭

油气臧型储气库有着储量大、经济性好，是目前最常用、最经济的一

种地下储气形式.

地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠

等特点，是调节季节性峰谷的最有效方式.中国早在1969年便建

成了中国首座地下储气库——萨中东2-1地下储气库，在1985年

因设备老化、油田天然气管网健全无富裕气而停止使用.当时萨中东

地下储气库的建立的主要目的其实是为了减少夏季伴生放空带来的

资源浪费，确保油气界面稳定.中国目前使用时间最长的是1975

年建成的大庆喇嘛甸油田储气库.

随着中国天然气产量和消费量稳步增长，区域性供需不均衡

现象愈发凸显，中石油在1997年为平衡京津冀地区与陕西省的天

然气供需不平衡而修建的陕京一线正式投运，1999年又斥资36.1

亿元修建了陕京输配气管道系统，建成了中国第一座真正意义上的

商业调峰储气库一一大港大张坨地下储气库，并于2000年正式投

产运行.

在这之后，中国又陆续建成了12座地下储气库（库群），共

计25个储气库，总设计库容达435.39亿立方米、工作气量达

166.85亿立方米.但是需要注意的是，中国自2015年以后已无任

何新的地下储气库投产，在天然气消费量持续增长的情况，中国调

峰能力已远无法满足冬季保供需求，2015年底形成调峰能力近43

亿立方米，占全年天然气消费比重的2.2%,与国际公认合理的11%

相比仍有较大差距，2017年此差距或被进一步拉大.

中国已投运地下储气库及重要在建地下储气库情况

设计库容是（亿立方设计工作气«

储气库座数运誉窗状态

米）（亿立方米）

125中石油

6696303中石油

中石油（一期）投运（一期）

前六126417.1

中石化（二期）在建（二期）

315475中石油

油PK14.62.5中石油

15.59295中石化

567.4233中石油

141.316中石油

1426228中石油

1117451中石油

310143中石油

11045中石油

mt：435.3916685

1104314468中石化曲

12710中石油3

合计：131.315468

技术不足阻碍地下储气库进一步合理布局.地下储气库为考

虑经济性等因素，一般建于产气油田、管网枢纽、或重点消费市场中

心附近的区域.纵观中国的地下储气库分布情况，其中呼图壁、相国

寺、陕224和在建的克75等地下储气库均建于大型产气油田（新

疆、陕西、四川）周边；喇嘛甸、双6地下储气库均属利用枯竭的

油气藏建设而成；金坛、刘庄地下储气库建于江苏，为保障长三角地

区调峰使用；文96和在建的文23地下储气库建于河南，为保障中

原地区调峰使用；其余地下储气库均建于环渤海地区（北京、天津、

河北），全力保障京津冀地区的调峰使用.

目前中国地下储气库的发展受制于地质条件复杂等客观因素

影响，技术和经验不足致使建库难度较大.长三角地区同样有着较

高的天然气消费和调峰需求，目前只有两个地下储气库投运，且

2018年内并无新投产储气库；同样的问题发生在东南沿海地区，虽

然该地区可以依靠较为充足的LNG进口发源填补冬季调峰需求，但

LNG接收站并无法替代地下储气库的位置.

中国地下储气库分布情况

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