LNG接收站调峰潜力、盈利测算及储气规模市场空间测算【图】

    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。我未来我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

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    相关报告：智研咨询网发布的《2019-2025年中国天然气行业市场供需预测及发展前景预测报告》

    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。

    我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，回顾 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。我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我国的启示以及我国煤层气利用技术的逐步成熟，我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。

    我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，我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。本次评价将我国分为五个大区（东北、华北、西北、南方和青藏），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

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    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，我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，但随着我国的需求爆发，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。由于天然气无法存储，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）

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全球地区LNG供需状况(百万吨)

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全球分地区LNG需求状况(百万吨)

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    LNG接收站将成为最大受益者未来天然气行业有望迎来高速发展，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，主要以槽车的形式销售，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我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 接收和储备是我国重要的调峰手段。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我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，在我国地下储气库全力建设过程中起到了关键的作用。

    近年来，受益于经济高速发展和城镇化水平逐步提高，我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，我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，在我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，在我国 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

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    1998-2017 年，20 年间 LNG 进口业务高速发展。我国早在 1998 年便开始了 LNG 接收站的规划和筹建。广州大鹏 LNG 接收站作为我国首个引进 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 年间我国 LNG 进口量从 2006 年的 10 亿立方米高速增长到 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，重要性日益凸显。

LNG 进口量及新增规模

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LNG 接收站每年新增接收能力、总接收能力及接收能力增速

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LNG 接收站年均利用率情况

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    LNG 接收站调峰仍有巨大潜力。我国 2014-2016 年 LNG 接收站整体利用率在 50%左右，2017 年受“气荒”影响，我国加大天然气进口力度，年均利用率达到 66%，但仍距我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，我国 LNG 短期和现货贸易量稳步增加（之前我国的 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，另一方面我国作为 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。我国自 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，我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、季节性需求差异大等问题，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，我国的 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我国天然气的实际供需，液来液走商业模式盈利的核心在于 LNG 购销价差。我国的 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 在我国是否有利可图。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 月美国对我国规模化进口 LNG 开始，美国的 LNG 的进口价便长时间显著低于我国 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

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    我国 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

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2016-2018年LNG 进口价格情况（元/吨）

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2016-2018年LNG 进口增值税（11%）情况（元/吨）

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2016-2018年LNG购销价差（元/吨）

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    三、储气规模市场空间测算

    2017 年，我国天然气消费量为 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，我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，2018-2020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

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不同储气库/设施对比

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    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，枯竭油气藏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。我国早在 1969 年便建成了我国首座地下储气库——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。我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。

    随着我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——大港大张坨地下储气库，并于 2000 年正式投产运行。

    在这之后，我国又陆续建成了 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，我国自 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，我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

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    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。纵观我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。

    目前我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 进口资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。

我国地下储气库分布情况

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    LNG 是将净化处理后的天然气在常压下深冷至-162℃后获得的液体，液化后的天然气体积减小约 600 倍后便于储存和运输。LNG 储罐是用于存储 LNG的装置，因 LNG 的特性所致属于低温压力容器。它的设计温度范围在-165—-196℃之间（考虑氮气冷凝时的低温）。目前我国的常规 LNG 储罐以全容储罐为主，它的优点是安全性高、占地少、完整性和技术可靠性较高.

    LNG 储罐有着多种分类方法：按容量来说分为小型（5-50m3）、中型（50-100m3）、大型（100-40000 m3）、特大型（40000-200000 m3）等四类，其中特大型多用于 LNG 接收站；按形状来说分为球形和圆柱形，圆柱形应用更加广泛；按结构形式来说分为单容罐、双容罐、全容罐等.

    大型化发展为 LNG 接收站用储罐的发展趋势。随着我国 LNG 接收站建设的进一步发展，未来可利用的岸线逐步减少，优良站址愈发稀缺，新建 LNG接收站的占地面积毫无疑问会被进一步压缩，这就要求陆上 LNG 接收站折合成单位面积的存储量持续增加，而进一步使得 LNG 储罐向大型化发展。而储罐大型化又有着节省钢材、节省投资、布局紧凑使得占地面积小等优点，同时也更加便于管理。而 LNG 储罐发展的新型技术里，新型內灌钢材料

    （7%Ni - TMCP）、CT 双混凝土全容罐、Hyper Tank 超大容积储罐、自支撑式全容储罐有望随着 LNG 使用量在我国持续的高增长情况进一步发展。

    虽然 LNG 储罐的容量和地下储气库有较大差距，但是其单位成本（元/m3）远高于地下储气库，一般一个特大型储罐的建设投资都在 3 亿元以上。为了加快推进 LNG 应急储气设施的建设，发改委于 2018 年 7 月 10 日发布了《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》（以下简称《办法》）。《办法》中第十四条指出，“原则上 LNG 储罐的投资补助标准不高于储罐总投资（不含征地拆迁等补偿支出）的 30%，同时单位补助额度不高于 2500 元/立方米”，即假设 LNG 储罐的单位投资成本为 5 元/立方米，则在京津冀地区新建一个 100000m3 的储罐可以获得的投资补助为：100000*5*30%=1500 万元和 100000*2500=25000 万元的小值，即 1500 万元。《办法》未来如能成功落地实施，将有效降低 LNG 储罐设备的投资成本，进一步促进储气设施的建设。