LNG接收站調峰潛力、盈利測算及儲氣規(guī)模市場空間測算【圖】

    一、全球LNG供需情況分析

    中美頁巖氣各自的特點，地質條件、地表環(huán)境問題，埋藏較深、壓裂水源不足，技術及開采成本以及管網配套等原因，頁巖氣在中國尚未大規(guī)模開采，當然，這些條件目前正在逐步改觀。我未來我國有望逐步形成具有中國特色的頁巖氣產業(yè)。

中美頁巖氣開采情況舉例對比

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    相關報告：智研咨詢網發(fā)布的《2019-2025年中國天然氣行業(yè)市場供需預測及發(fā)展前景預測報告》

    以美國馬塞盧斯為例，垂直井深 2286 米，鉆完井平均成本 640 萬美元/口（鉆井成本 200 萬美元，完井成本 290-560 萬美元，設備費用 20 萬美元，美國整體平均為 3050 米，美國的頁巖氣井的開發(fā)成本范圍約在 490 萬美元-830萬美元/口），后期操作成本約為 0.075 美元-0.18 美元/立方米。

    我國頁巖氣開采隨著技術進步、規(guī)模化生產，單井成本正在下降。目前，頁巖氣的建設投資已經得到一定控制，與 2012-2013 年開發(fā)初期相比，鉆井周期減少一半時間、壓裂作業(yè)效率提升了 50%，四川盆地的頁巖氣單井成本已經從 2013 年的每口約 1500 萬美元下降至約 900 萬美元.

    原油價格和國內補貼減稅對頁巖氣發(fā)展影響較大。原油價格上漲有利于頁巖氣產業(yè)發(fā)展，當前由于地緣政治因素，油價維持高位是大概率事件，因此行業(yè)發(fā)展保持樂觀，回顧 2015 年原油價格下跌，確實對整體行業(yè)有一定的負面影響。

    煤層氣和頁巖氣都是目前非常重要的非常規(guī)天然氣能源。我國的煤層氣開發(fā)歷史可以追溯到二十世紀 90 年代的煤層瓦斯抽采和地面利用的實驗研究，但當時開發(fā)煤層氣的主要目的是為了煤礦安全生產，隨著美國煤層氣開采成功利用帶給我國的啟示以及我國煤層氣利用技術的逐步成熟，我國煤層氣的開發(fā)力度進一步加大， 山西沁水盆地、新疆阜康市白楊河等煤層氣示范項目先后開展。

    我國煤層氣資源儲量豐富，根據 2015 年國土資源部的煤層氣資源評價，我國煤層氣地質資源量達 30.05 萬億立方米，技術可采資源量 12.50 萬億立方米。本次評價將我國分為五個大區(qū)（東北、華北、西北、南方和青藏），其中華北、西北地區(qū)可采資源豐富，占全國的 71.2%；盆地分布中，位列前十的盆地累計煤層氣可采資源量達10.98萬億立方米，占比超87%，鄂爾多斯、沁水、和滇東黔西盆地的地質資源量和可采資源量居全國前三。

中國各大區(qū)煤層氣資源量

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    煤層氣近年的開發(fā)力度和產量均不及頁巖氣。雖然煤層氣開發(fā)起始時間較早，資源量也超過頁巖氣，但受制于地質條件、技術發(fā)展、抽采率及利用率等多方面因素，我國煤層氣近年來的開發(fā)力度和產量均不及頁巖氣.

    16年全球LNG產量約為3.4億噸，未來3年的年均投產量在3000萬噸左右，主要擴產地為美國和澳大利亞。依照以前預測，未來幾年需求增量很難超過2000萬噸，供給嚴重過剩，但隨著我國的需求爆發(fā)，預計全球每年真實增量也會升至3000萬噸左右，供需狀況其實遠好于預期。所以今年4季度以來，除了北美和中東等資源地以外，全球LNG價格也在顯著上漲，相比去年同期漲幅達到40%以上。展望未來，判斷今明兩年，全球LNG還略有過剩，主要供給緊張將集中在旺季，淡季相對還會比較寬松。但2020年以后供需將進入緊平衡，上游資源價格有望迎來長期上漲周期。由于天然氣無法存儲，生產出來必須盡快銷售，所以在目前供給還比較過剩的情況下，能夠簽訂長約的接收站，未來就有望將氣價鎖定在比較低的水平。這無疑也就保障了這些接收站可以在未來比較長的時間內，都具備相對的成本優(yōu)勢，并獲得較好的盈利。

17年至今北海天然氣價格（美元/mmbtu）

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全球地區(qū)LNG供需狀況(百萬噸)

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全球分地區(qū)LNG需求狀況(百萬噸)

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    LNG接收站將成為最大受益者未來天然氣行業(yè)有望迎來高速發(fā)展，LNG則將成為整個產業(yè)鏈最大的瓶頸所在，屆時將成為能化領域中需求增速最高的子行業(yè)之一。周期凡是能講出需求端邏輯的一般都是大的機會，相應未來LNG接收站行業(yè)也值得看好。從短期來看，主要受益者為現在擁有接收站的企業(yè)，如中石化、中石油和廣匯。其中廣匯由于規(guī)模較小，主要以槽車的形式銷售，價格端的彈性最大。中石油、中石化主體銷售以管網為主，價格彈性較小，但是隨著周轉率的提升，折舊成本會大幅下降，還可以采購更多的低價現貨氣來拉低原料成本，整體上也很受益。從長期看，最受益的無疑是未來大量新建接收站的企業(yè)，如中天能源和廣匯能源，另外新奧股份在集團層面也在建設我國最大的民營接收站。

    二、LNG 接收站增強天然氣進口能力

    1、LNG接收站調峰仍有巨大潛力

    LNG 接收和儲備是我國重要的調峰手段。國家在《天然氣“十三五”發(fā)展規(guī)劃》中提出，“逐步建立以地下儲氣庫為主，氣田調峰、CNG 和 LNG 儲備站為輔，可中斷用戶調峰為補充的綜合性調峰系統(tǒng)”。中長期來看，地下儲氣庫具有容量大、經濟性好、不受氣候影響、安全可靠等特點，是調節(jié)季節(jié)性峰谷的最有效方式。但是受到庫址選擇要求苛刻、建設周期較長、商業(yè)模式盈利困難等因素制約，地下儲氣庫的建設及發(fā)展任重而道遠，而利用 LNG接收站進行調峰則是我國近幾年來最重要的調峰手段。和地下儲氣庫調峰相比，利用 LNG 進口調峰有著選址相對靈活，建設周期端，機動性高等特點，在我國地下儲氣庫全力建設過程中起到了關鍵的作用。

    近年來，受益于經濟高速發(fā)展和城鎮(zhèn)化水平逐步提高，我國天然氣消費維持高增長，而帶來的另一個問題便是不同季節(jié)的天然氣消費量不均衡程度始終維持在高位。2011-2017 年，我國天然氣消費量峰谷比值的平均值為 1.4，2017 年達 1.5 倍（峰、谷分別為 12 月和 5 月），但同期的天然氣產量峰谷比值維持在 1.2~1.3 之間，PNG 進口數量的峰谷比值受東亞限產等特殊因素影響，波動較大，2017 年僅為 1.3。

    擁有靈活調峰能力，在我國冬季發(fā)揮重要保供作用的是進口 LNG。進口 LNG數量峰谷比值始終維持在 2 倍左右，2017 年達 2.5 倍，在我國 2017 年冬季天然氣消費量異常增長且 PNG 進口受限的情況，為阻止“氣荒”情況進一步惡化起到了關鍵的作用。

天然氣進口及消費峰谷比值

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    1998-2017 年，20 年間 LNG 進口業(yè)務高速發(fā)展。我國早在 1998 年便開始了 LNG 接收站的規(guī)劃和籌建。廣州大鵬 LNG 接收站作為我國首個引進 LNG的試點項目，2006 年正式投產并于當年 9 月底進入商業(yè)運營。從 2006 年大鵬 LNG 接收站正式投產開始，11 年間我國 LNG 進口量從 2006 年的 10 億立方米高速增長到 2017 年的 526 億立方米，年均增速達 39%；LNG 接收站規(guī)模從 2006 年的 370 萬噸/年增長到 2017 年的 5860 萬噸/年，年均增速達 26%。2018 年將有 6 個項目計劃投產，規(guī)模將進一步增長至 7115 萬噸/年，LNG 年度進口量占比將進一步提高，重要性日益凸顯。

LNG 進口量及新增規(guī)模

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LNG 接收站每年新增接收能力、總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況

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    LNG 接收站調峰仍有巨大潛力。我國 2014-2016 年 LNG 接收站整體利用率在 50%左右，2017 年受“氣荒”影響，我國加大天然氣進口力度，年均利用率達到 66%，但仍距我國可以達到的利用率高位有一定差距。隨著接收能力的穩(wěn)步增長和 LNG 現貨價格回暖，提升利用率的重要手段便是 LNG 接收站的第三方公平準入的推行。近年來 LNG 的貿易模式發(fā)生了較大變化，我國 LNG 短期和現貨貿易量穩(wěn)步增加（之前我國的 LNG 接收站大多與 LNG供貨商簽訂 20 年以上的“照付不議”的長協(xié)合同） ，其中的變化一方面來自全球 LNG 供應整體寬松，另一方面我國作為 LNG 進口國，希望在 LNG現貨貿易中謀求更便宜的 LNG 供應。

    更好推行 LNG 現貨貿易的前提便是 LNG 接收站的第三方準入。目前國際上對第三方準入的相關規(guī)則也在探索狀態(tài)，國外的 LNG 公開準入規(guī)則也各不相同。我國自 2014 年發(fā)布《油氣管網設施公平開放監(jiān)督辦法（試行）》后，又于 2018 年 8 月發(fā)布了《油氣管網設施公平開放監(jiān)督辦法（公開征求意見稿）》，雖比 4 年前的試行稿已有一定進步，但在 LNG 設施是否納入開放范圍、應開放的剩余能力等方面仍待進一步明確。

    除了第三方準入執(zhí)行細則仍不明晰之外，我國第三方準入還存在如盈利模式難至預期、經營者利益沖突、季節(jié)性需求差異大等問題，近年來“三桶油”雖為 LNG 接收站的開放做出了一定努力，但效果不甚明顯。預計 2018 年年均利用率有望在民營 LNG 站陸續(xù)投產，LNG 現貨價格走高，以及 LNG 冬季滿負荷利用等多方作用下進一步提高，但離預期的高位恐仍有一定距離。

    2、LNG接收站商業(yè)模式及盈利測算

    目前，我國的 LNG 接收站的盈利來源主要分為兩種，一種是貿易價差（液來液走），即 LNG 接收站以高于成本價的液態(tài)天然氣直接對外銷售，從而賺取其貿易差價。另一種是收取的氣化費（液來氣走），即 LNG 接收站將液態(tài)天然氣氣化，只收取氣化費。一般來說，液來液走的商業(yè)模式可以更好的適應我國天然氣的實際供需，液來液走商業(yè)模式盈利的核心在于 LNG 購銷價差。我國的 LNG 進口量的前三大國分別為澳大利亞、卡塔爾以及馬來西亞，因此將分別分析上述三國的 LNG 購銷價差，同時也將分析從美國進口 LNG 在我國是否有利可圖。將選取 2016 年 7 月、12 月、2017 年 7 月、12 月，以及 2018 年2 月等 5 個時間點分析購銷價差的走勢。從 2016 年 7 月美國對我國規(guī)?；M口 LNG 開始，美國的 LNG 的進口價便長時間顯著低于我國 LNG 進口均價，但從價格上來看是最優(yōu)選擇；澳大利亞的 LNG 進口價基本保持穩(wěn)定，略低于 LNG 進口均價；馬來西亞的 LNG進口價起伏較大，整體來看在 LNG 進口均價上下波動；卡塔爾的 LNG 進口價常年高于 LNG 進口均價，從價格角度考慮盈利能力較低。

LNG 各進口國的進口價以及中國 LNG 進口均價

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    我國 LNG 市場價隨供需情況變動較大，2017 年 12 月甚至達到 7248 元/噸的高位。如果具體分析上述時間節(jié)點的購銷價差，整體來看上述國家除個別月份外，基本都可以實現價套利。值得注意的是美國，其購銷價差一直處于最高位，但 2018 年的中美貿易摩擦若最終導致對從美進口的 LNG 加征25%關稅，將會明顯壓縮套利空間，從美國進口 LNG 的選擇變得沒有那么經濟。

LNG 套利空間分析

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2016-2018年LNG 進口價格情況（元/噸）

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2016-2018年LNG 進口增值稅（11%）情況（元/噸）

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2016-2018年LNG購銷價差（元/噸）

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    三、儲氣規(guī)模市場空間測算

    2017 年，我國天然氣消費量為 2373 億立方米，同比增長 15.3%，根據 2018年 4 月 26 號文件，《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務機制的意見》供氣企業(yè)和城燃企業(yè)分別應當建立儲氣能力為 10%、5%，地方儲備保供天數要達到 3 天，到 2020 年，天然氣在一次能源消費結構中的占比力爭達到 10%左右，假設天然氣消費量為 3500 億立方米，儲氣能力應達到約為 525 億立方米（儲氣能力預消費量占比為 15%）。

    根據《意見》估算，我國地下儲氣庫工作氣量僅為全國天然氣消費量的 3%，約為 71.19 億方；LNG 接收站罐容 2.2%，約為 52.21 億方；城燃公司儲氣能力 0.53%，約合 12.69 億方；假設地方政府目前儲氣保供能力為 1 天，合6.5 億方，總計為 142.59 億方。因此，2018-2020 年理論儲氣能力建設約為382.41 億立方米。

    從整體上看，如果按照目標執(zhí)行力度符合預期，則：

    1. 地下儲氣庫根據“十三五”規(guī)劃，儲氣能力到達 148 億立方米，2018-2020年需新增 76.81 億立方米。

    2. LNG 接收站罐容，這里不僅包括沿海 LNG 接受站的擴容，也包括內地LNG 儲罐的增量，地方性的 LNG 調峰儲罐（除了重點一線等城市具有少量的調峰能力，其余城市幾乎為零）；2018-2020 年可新增約 305.6 億立方米。

    根據《意見》進一步進行測算：

    （1）供氣企業(yè)一般以儲氣庫和 LNG 儲罐為主作為調峰設施，假設達到 10%的儲氣能力；

    （2）要求城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)形成不低于其年用氣量 5%的儲氣能力，考慮到直供氣部分占比提升的可能，假設其最終與總消費占比為 4%；

    （3）假設地方政府 3 天保供儲氣能力與總消費占比約為為 0.8%

調峰儲氣設施新增空間

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不同儲氣庫/設施對比

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    根據《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》，儲氣設施是指“利用廢棄的礦井、枯竭的油氣藏、地下鹽穴、含水構造等地質條件建設的地下儲存空間和建造的儲氣容器及附屬設施，通過與天然氣輸送管道相連接實現儲氣功能。

    目前世界上的天然氣地下儲氣庫主要有四種類型：枯竭油氣藏型、含水層型、鹽穴型、以及廢氣礦坑及巖洞型儲氣庫。其中，枯竭油氣藏型儲氣庫有著儲量大、經濟性好，是目前最常用、最經濟的一種地下儲氣形式。

    地下儲氣庫具有容量大、經濟性好、不受氣候影響、安全可靠等特點，是調節(jié)季節(jié)性峰谷的最有效方式。我國早在 1969 年便建成了我國首座地下儲氣庫——薩中東 2-1 地下儲氣庫，在 1985 年因設備老化、油田天然氣管網健全無富裕氣而停止使用。當時薩中東地下儲氣庫的建立的主要目的其實是為了減少夏季伴生放空帶來的資源浪費，確保油氣界面穩(wěn)定。我國目前使用時間最長的是 1975 年建成的大慶喇嘛甸油田儲氣庫。

    隨著我國天然氣產量和消費量穩(wěn)步增長，區(qū)域性供需不均衡現象愈發(fā)凸顯，中石油在 1997 年為平衡京津冀地區(qū)與陜西省的天然氣供需不平衡而修建的陜京一線正式投運，1999 年又斥資 36.1 億元修建了陜京輸配氣管道系統(tǒng)，建成了中國第一座真正意義上的商業(yè)調峰儲氣庫——大港大張坨地下儲氣庫，并于 2000 年正式投產運行。

    在這之后，我國又陸續(xù)建成了 12 座地下儲氣庫（庫群），共計 25 個儲氣庫，總設計庫容達 435.39 億立方米、工作氣量達 166.85 億立方米。但是需要注意的是，我國自 2015 年以后已無任何新的地下儲氣庫投產，在天然氣消費量持續(xù)增長的情況，我國調峰能力已遠無法滿足冬季保供需求，2015 年底形成調峰能力近 43 億立方米，占全年天然氣消費比重的 2.2%，與國際公認合理的 11%相比仍有較大差距，2017 年此差距或被進一步拉大.

中國已投運地下儲氣庫及重要在建地下儲氣庫情況

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    技術不足阻礙地下儲氣庫進一步合理布局。地下儲氣庫為考慮經濟性等因素，一般建于產氣油田、管網樞紐、或重點消費市場中心附近的區(qū)域?？v觀我國的地下儲氣庫分布情況，其中呼圖壁、相國寺、陜 224 和在建的克 75 等地下儲氣庫均建于大型產氣油田（新疆、陜西、四川）周邊；喇嘛甸、雙 6 地下儲氣庫均屬利用枯竭的油氣藏建設而成；金壇、劉莊地下儲氣庫建于江蘇，為保障長三角地區(qū)調峰使用；文 96 和在建的文 23 地下儲氣庫建于河南，為保障中原地區(qū)調峰使用；其余地下儲氣庫均建于環(huán)渤海地區(qū)（北京、天津、河北），全力保障京津冀地區(qū)的調峰使用。

    目前我國地下儲氣庫的發(fā)展受制于地質條件復雜等客觀因素影響，技術和經驗不足致使建庫難度較大。長三角地區(qū)同樣有著較高的天然氣消費和調峰需求，目前只有兩個地下儲氣庫投運，且 2018 年內并無新投產儲氣庫；同樣的問題發(fā)生在東南沿海地區(qū)，雖然該地區(qū)可以依靠較為充足的 LNG 進口資源填補冬季調峰需求，但 LNG 接收站并無法替代地下儲氣庫的位置。

我國地下儲氣庫分布情況

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    LNG 是將凈化處理后的天然氣在常壓下深冷至-162℃后獲得的液體，液化后的天然氣體積減小約 600 倍后便于儲存和運輸。LNG 儲罐是用于存儲 LNG的裝置，因 LNG 的特性所致屬于低溫壓力容器。它的設計溫度范圍在-165—-196℃之間（考慮氮氣冷凝時的低溫）。目前我國的常規(guī) LNG 儲罐以全容儲罐為主，它的優(yōu)點是安全性高、占地少、完整性和技術可靠性較高.

    LNG 儲罐有著多種分類方法：按容量來說分為小型（5-50m3）、中型（50-100m3）、大型（100-40000 m3）、特大型（40000-200000 m3）等四類，其中特大型多用于 LNG 接收站；按形狀來說分為球形和圓柱形，圓柱形應用更加廣泛；按結構形式來說分為單容罐、雙容罐、全容罐等.

    大型化發(fā)展為 LNG 接收站用儲罐的發(fā)展趨勢。隨著我國 LNG 接收站建設的進一步發(fā)展，未來可利用的岸線逐步減少，優(yōu)良站址愈發(fā)稀缺，新建 LNG接收站的占地面積毫無疑問會被進一步壓縮，這就要求陸上 LNG 接收站折合成單位面積的存儲量持續(xù)增加，而進一步使得 LNG 儲罐向大型化發(fā)展。而儲罐大型化又有著節(jié)省鋼材、節(jié)省投資、布局緊湊使得占地面積小等優(yōu)點，同時也更加便于管理。而 LNG 儲罐發(fā)展的新型技術里，新型內灌鋼材料

    （7%Ni - TMCP）、CT 雙混凝土全容罐、Hyper Tank 超大容積儲罐、自支撐式全容儲罐有望隨著 LNG 使用量在我國持續(xù)的高增長情況進一步發(fā)展。

    雖然 LNG 儲罐的容量和地下儲氣庫有較大差距，但是其單位成本（元/m3）遠高于地下儲氣庫，一般一個特大型儲罐的建設投資都在 3 億元以上。為了加快推進 LNG 應急儲氣設施的建設，發(fā)改委于 2018 年 7 月 10 日發(fā)布了《重點地區(qū)應急儲氣設施建設中央預算內投資（補助）專項管理辦法》（以下簡稱《辦法》）。《辦法》中第十四條指出，“原則上 LNG 儲罐的投資補助標準不高于儲罐總投資（不含征地拆遷等補償支出）的 30%，同時單位補助額度不高于 2500 元/立方米”，即假設 LNG 儲罐的單位投資成本為 5 元/立方米，則在京津冀地區(qū)新建一個 100000m3 的儲罐可以獲得的投資補助為：100000*5*30%=1500 萬元和 100000*2500=25000 萬元的小值，即 1500 萬元?！掇k法》未來如能成功落地實施，將有效降低 LNG 儲罐設備的投資成本，進一步促進儲氣設施的建設。