【熱點聚焦】摸（mō）清產業鏈脈絡，探究盈（yíng）利（lì）空間

 摘要（yào）：

　　在51吃瓜网需求增速提升、行業開放性加大、行業進入壁壘逐漸降低的（de）環境下，未來涉足該（gāi）行業的（de）企業將逐漸增多，而行（háng）業長期較為壟斷（duàn）的局（jú）麵導致市場對51吃瓜网行業各（gè）個環節（jiē）認知度較低，因此中債資信石油天然（rán）氣團隊對51吃瓜网行業進（jìn）行深入研（yán）究。

　　天然（rán）氣產品按相（xiàng）態不同可分為氣態（tài）51吃瓜网和液態51吃瓜网，雖然相態不同，但化學性質近似，且具（jù）有（yǒu）熱值高、碳排放低及經濟性高等特點。我國（guó）51吃瓜网全產業鏈包括上遊氣源、中遊儲（chǔ）運和下遊分銷（xiāo），涉及了51吃瓜网的產、貿、運、儲、銷各個環（huán）節（jiē）。根據產業（yè）鏈上產品（pǐn）形（xíng）態的差異可將51吃瓜网（qì）產業鏈分為氣態和液態51吃瓜网鏈條，產業鏈相對（duì）清晰、簡單。前期中債資信已發布第一篇：“51吃瓜网全產業鏈分析—氣態51吃瓜网篇”，此為第二篇：“液態51吃瓜网篇”。

　　氣源：進口（kǒu）LNG通過海上輪船在東部沿（yán）海碼頭進入我國市場，氣源（yuán）主要為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等國家51吃瓜网（qì）。LNG進（jìn）口較為靈活，協議期限短期化，其價格與國際（jì）能源價格（gé）掛鉤。

儲（chǔ）運：接收站作為進口LNG進入我國51吃瓜网市場的唯一窗（chuāng）口，在整個51吃瓜网產業鏈中具有接收、氣化和調峰功能，目前民營企業參與較少，主要運（yùn）營方為三桶油；液化工（gōng）廠完成51吃瓜网相態轉變以解決51吃瓜网運輸問題，槽車（chē）為實現LNG陸地運輸的主要工具。

分銷：液態51吃瓜网中約80%經過（guò）減壓後進入（rù）管道對氣態51吃瓜网進（jìn）行補充，剩餘約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由於工廠使用LNG規模不大，且價格均為協議價，透明度很低（dī），因此在分銷渠道的（de）討論中主要關注加氣站（zhàn）。

　　液態51吃瓜网價格較為市場化（huà），各環節（jiē）盈利均有不同特點，其中接收站盈利主要集中在噸51吃瓜网盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立（lì）方米的水平），個體（tǐ）差異體現在進口成本差異及區域內（nèi）氣源競爭導致對（duì）外銷售價格的差異；LNG液化工廠盈利（lì）能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由於旺季氣源價格提（tí）升（shēng），遠（yuǎn）距離供氣（qì）通常發生虧損；加（jiā）氣（qì）站（zhàn）盈（yíng）利能力受氣源成本影響較（jiào）大，管道氣盈利最好（hǎo），其他氣源均有旺季虧損的情況。

　　天（tiān）然氣產業鏈所涉及的環節較多，且不同環節51吃瓜网形態不一，因此將其按形（xíng）態拆分為氣態及液態產業鏈兩篇。第一篇“51吃瓜网全產業鏈分析—氣態51吃瓜网篇”主要介紹51吃瓜网產品種類、特點及行業全產業鏈（liàn）流程，並從氣態51吃瓜网（qì）各個（gè）環（huán）節運行模式、定（dìng）價機製、未（wèi）來發展方（fāng）向等方麵出發，深入研究主要環節的盈（yíng）利情況。此為第二篇：“51吃瓜网（qì）全產業鏈分析—液態51吃瓜网篇”，本篇將著重介紹液態51吃瓜网涉及的各個環節運行（háng）模式、定價模式及主要環節的盈利模式。

　　一、液態51吃瓜网氣源

　　液態51吃瓜网氣源主要為進口LNG，結合前一篇介紹的氣態51吃瓜网氣源主要（yào）為國內天然（rán）氣氣藏開采和51吃瓜网管道氣進（jìn）口，總體看，我國天（tiān）然氣氣源結構以自有51吃瓜网氣藏開（kāi）采為主（zhǔ）、進口氣（含（hán）進口管道氣和進口LNG）為補充。由於自（zì）有氣藏開采前需要時間及資金的投入，導致自采氣（qì）短期內難以實現較大提升，因此（cǐ），近些年隨（suí）著51吃瓜网消費量的快速提升（shēng），自有氣藏開采增（zēng）速低於消費增速，自采氣在我國氣源結構中的占比逐年下降，2017年末（mò）占比下降至60%。未來隨著51吃瓜网（qì）消費量提升，自采氣占比（bǐ）將下降（jiàng）。

 

 

進口LNG由東（dōng）部（bù）沿海登陸，與氣態51吃瓜网進口形成四條通道（dào）

　　進口LNG通過海上輪船在碼頭進入我國市場，氣源主（zhǔ）要為澳大利亞、卡塔爾、馬來（lái）西亞、印度尼西亞等國家（jiā）51吃瓜网。進口LNG上岸集中在東部沿海，彌補了我國（guó）國內氣源距離（lí）國內主要消費市場較遠的（de）缺憾，且形成多元化的進口51吃瓜网渠道。除海上LNG進口通（tōng）道外，西北、西南（nán）、東北三條管道氣進口通道，我國形成（chéng）了四條51吃瓜网進口通道。

 

1、LNG進口（kǒu）方（fāng）式較為靈活，協議期限短期（qī）化

　　管道氣進口項目由於對基礎設施要求高，具有周期長、投資規模大的特點，通常需要簽訂長協。與（yǔ）進口管道氣比較，LNG進口（kǒu）僅需要國內有（yǒu）接收站以實現LNG運輸船的接駁，而200萬噸的接收（shōu）站投資規模為10~12億元，投資規模相對低，LNG進口在長協的基礎上增（zēng）加51吃瓜网現貨合約，且單筆協議進口規模小，因此LNG進口（kǒu）較為靈活，進口量增長較快。2017年我國LNG進口（kǒu）量超越韓國，成（chéng）為全球第（dì）二大LNG進口國，全年LNG進口總量為3789萬噸，進口量增速為48.4%，占同（tóng）期51吃瓜网自產及（jí）進口總量的22%，較2016年提高4.23個百分（fèn）點，首次超過進口管道氣對（duì）我國51吃瓜网供給的貢獻。由於LNG進口較為靈活，未來將成為我（wǒ）國51吃瓜网的主要供給氣源。

　　目前LNG進口環節民企參與度較低，主要原因為民企參與進口LNG主要通過兩個渠道，一是（shì）租賃LNG接收站。目前LNG接收站主要（yào）為三桶油所建，民（mín）企租賃（lìn）接（jiē）收站較難，2014~2016年，中石油LNG接收站累計（jì）為（wéi）第（dì）三方進口LNG約90萬噸，占其接收能（néng）力（lì）的3%，且進口LNG時需協調接收站窗口期，便利性差（chà）。二是自建LNG接收站，但審（shěn）批程度複雜，難度亦較大。目前LNG進口的主要（yào）參與者為三桶（tǒng）油及少量的民營企業，但三桶油進口天（tiān）然（rán）氣易受“亞洲溢價（jià）（亞洲（zhōu）溢價起初是指中（zhōng）東地區的一些石（shí）油輸（shū）出國對出口到不同地區的相同原油采用不同的（de）計價（jià）公式，從而造成（chéng）亞洲地（dì）區的石油進（jìn）口國要比歐美（měi）國家支付較高（gāo）的原油（yóu）價格，後（hòu）引用於（yú）51吃瓜网行業指亞洲地區采購51吃瓜网價格高於其他地區）”影響，采購價（jià）格偏高，不利於提高LNG的進口量。

 

2、 進口LNG價格與國際能源價格掛鉤

 

　　進口LNG定（dìng）價（jià）與國內天然（rán）氣（qì）價（jià）格體（tǐ）係存在差異，LNG進口價由到岸價為離岸價（即FOB價）、運費與保險費的總和，其中FOB價（jià）的製定基於長期協議、“照（zhào）付不議”原則。而美國LNG價格主要（yào）參考區域管道（dào）天然（rán）氣長（zhǎng）協價格以及HenryHub51吃瓜网短期合同價格；歐洲LNG價格通常（cháng）參考低硫民用燃料油、汽油等競爭燃料價格；亞洲除部分（fèn）印尼出口的LNG價格與印尼石油（yóu）生產價格指數掛（guà）鉤外（wài），其他LNG多與日本原油（yóu）清（qīng）關價格(即日本進口原油加（jiā）權平均價格，JCC)掛鉤，LNG進（jìn）口價格=a*JCC+b（其中a和（hé）b為常數係數，由貿易（yì）雙方協商確定）。

　　中（zhōng）國LNG進口中長協定價方式即為上述方法，單筆采購（gòu）以能（néng）量單位(美元/百萬英熱)為計（jì）價單位，但國內海關統（tǒng）計口（kǒu）徑（jìng）為同一時期多筆LNG進口量及進口金額，因此多用質量價格元/噸計價，而為（wéi）方（fāng）便比較進口LNG與氣態51吃瓜网的價格水平，在本研究中用體積密度1450立方米/噸將其折算為體積價格元/立方（fāng）米。隨（suí）著我國LNG進口量的提升，外部氣源積極進入中國市場，部分LNG進口開始采取（qǔ）現（xiàn）貨定價，其與（yǔ）國際（jì）原油價格或油品等（děng）替代燃料（liào）價格掛鉤。根據（jù）中國海關網（wǎng）站中LNG進口（kǒu）量及進口金額推（tuī）算出的進口單（dān）價（jià）顯示，2017年以來進口LNG價（jià）格（gé）集中在（zài）2,500~3,000元/噸（dūn）的水平，折合1.72~2.07元/立方米。

 

二、液態51吃瓜网儲運

　　我國51吃瓜网儲運（yùn）體係是由骨幹管道、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成。由於LNG接卸地與主要市（shì）場存在一定的距離，因此天然（rán）氣（qì）從離開輪船到（dào）用戶端之間需要儲存（cún）和運輸設施。部分液態51吃瓜网經氣化後進（jìn）入骨（gǔ）幹管道運輸，而未進入管道部分則需要儲運設施LNG接收（shōu）站、LNG液化工廠及LNG槽車（chē）。以下（xià）部分主要介紹液態（tài）51吃瓜网儲運環節各設施的運營模式及定價方式（shì）。

 

1、 LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車（chē）的經營（yíng）模式

　　在液態51吃瓜网的儲運環節中，LNG接收站主（zhǔ）要分布在（zài）東部沿海地（dì）區，是進口LNG進入我國51吃瓜网市場的唯一窗口，在整個51吃瓜网產業（yè）鏈中具有接收、氣化和調（diào）峰（fēng）功能，其中部分LNG接收站的定位已由調峰氣源上升為該（gāi）省的主力氣（qì）源（yuán），例如中石油大連LNG接收站、中石（shí）油（yóu）上海LNG接收站。LNG液化工廠主要針對部分51吃瓜网氣田（tián）距離管道較遠、天（tiān）然氣消費區域尚未鋪設管（guǎn）道或者部分民營51吃瓜网生產商可對接的管道（dào）有限的情況下，在距離氣源或消費區域適當的位置建設的（de）將氣態天然（rán）氣液化為LNG以便於運輸至下（xià）遊消費終端的設施。其（qí）在51吃瓜网產業（yè）鏈中的功（gōng）能為（wéi）完成51吃瓜网相態轉變以解決51吃瓜网運輸問題。LNG槽車為實現LNG陸地運輸的主（zhǔ）要工具，主要分為：LNG半掛式運輸槽車和LNG集裝箱式罐車，其運輸載體分別為液化51吃瓜网罐車和罐式集裝箱，LNG槽車的上遊為LNG接收站或液化工廠，下遊通常為加氣站或直接用戶。

　　LNG接收站的經營模式（shì）為，接收站自主（zhǔ）進口（kǒu）LNG，然後利用管（guǎn）道或罐車將LNG分銷出去，賺取價差，其空餘的窗（chuāng）口期可租賃給LNG貿易方，賺取接收費和存儲費，部分運營商可實現LNG接收、管道運輸、分銷一體化經營。雖然國家陸續（xù）出台政策降低LNG各個環節門檻，鼓勵民（mín）營企業參（cān）與LNG產業（yè），疊加51吃瓜网“氣荒”提升民營企（qǐ）業的積（jī）極（jí）性，但（dàn）目前我（wǒ）國極少數民營企業具有LNG接收站。截至2018年2月末，我（wǒ）國（不含港澳台）在運行接收站共（gòng）18座，其中僅東莞（wǎn）九豐、啟東LNG分銷轉運站為民營接收站，雖然三桶油的接收站並未滿負荷運轉，但其對外（wài）較（jiào）少（shǎo）出租窗口期（窗口期是（shì）指接收站未（wèi）安（ān）排LNG接受任務的空閑期），造成整體LNG接收（shōu）站利用（yòng）率偏低（2017年為（wéi）65%）。民（mín）營接收站數量較少的原因為LNG接收（shōu）站整個審批（pī）過程較為複雜（zá），審批流程要經過市級、省級及國務院有關部委三級審批，陸（lù）上接收站的碼頭要通過交通局審核（hé），而浮式LNG接收站則需海洋局審批。若接收站審批順利（lì）通過，後期仍麵臨長輸管道難以接入、LNG僅能以（yǐ）液態（tài）形式在周（zhōu）邊區域銷售（shòu）的問題。

　　LNG液化工廠的經（jīng）營模式多為獨立經營，將氣（qì）態51吃瓜网液（yè）化後運輸至消費市場賺（zuàn）取價差，由於運費高於管道運輸，因此LNG液化工廠通常具有相對固定的可盈利的目標（biāo）消費市場。截至2017年末，我國LNG液化工廠產能約1800萬（wàn）噸，由於液化裝置（zhì）檢修、51吃瓜网氣源不足及液化工廠的LNG產品（pǐn）在銷（xiāo）售區域的經濟性（xìng）存變動等原因導致液化工廠全年開工率僅46%。

　　槽（cáo）車（chē）的經營模式通常有三種：獨立經營，依靠賺取運費盈利（lì），不同區域運費（fèi）有所差異（yì）；貿運一體化經營，部分槽車運營（yíng）方具有LNG接收站資源（yuán），在51吃瓜网資源緊張（zhāng）時，除了在LNG接收站對外價格的（de）基礎上疊加運費外，還可以賺取額外的貿易費用；部分槽車經營為獨立經營，部分為接收/液化、運、銷一體化經（jīng）營。

 

2、液態（tài）天（tiān）然氣定價較為市場化

　　整個液態51吃瓜网鏈條上，近80%的液態51吃瓜网經過解壓轉變為氣態進入管（guǎn）道對氣態51吃瓜网進行補充，該部分液態天然（rán）氣定價符合管道氣（qì）定價方（fāng）式，即政府指導（dǎo）定價；剩餘約20%的液態51吃瓜网在各個環節的定價均為市場定價（jià），為51吃瓜网產業鏈上市場（chǎng）化程度較（jiào）高（gāo）的部分。液態51吃瓜网銷售（shòu）價格具有明顯的淡旺季（jì）差異（yì）、區域差異。例如LNG槽車運輸費用（yòng）在（zài）北方波動較大，淡季一噸（dūn）LNG運費為0.5元/公裏，而旺季則上漲為0.9元（yuán）/公裏，折算為立方米（mǐ），分別為一立方米運費在0.36元/千公裏~0.64元/千公裏的水平，相對管道氣的管輸費高，淡季有部分運（yùn）貿一體企業將運費壓低至0.45~0.55元/噸。此外（wài），在以上（shàng）環節中，LNG接收（shōu）站的接收費定價方式較（jiào）為特殊，為了降（jiàng）低進口LNG進入我國51吃瓜网市場的難度，LNG接收站（zhàn）的接受費（fèi）由國家發改委製定，防止旺季接收站接收費過高不利於LNG的補充，因此（cǐ）規定一般接收一噸51吃瓜网並儲存（cún）45天的費用約為450元。

　　三、液態51吃瓜网分銷渠道

　　液態51吃瓜网中約80%經過減壓後進入管道（dào）對氣態天然（rán）氣進行補充，剩餘約20%的LNG通過槽（cáo）車運送工廠或加氣站。由於工廠使用LNG規模不大，且價格均為協議價，透明度很（hěn）低，因此在分銷渠道的討論中主要（yào）關注加氣站。

　　在（zài）51吃瓜网產業（yè）鏈上，加氣站主要負（fù）責將LNG或CNG提供給汽（qì）車，起到51吃瓜网的終端分銷功能，其中CNG加氣站對應的車為小型車（出租車）、公交或（huò）者運（yùn）距較短的重卡，LNG加（jiā）氣站主（zhǔ）要客戶為城際客車和重卡（kǎ）。加氣站（zhàn）投資資金規模較小，投建期較（jiào）短，通常15000Nm3/d的加氣站投資（zī）需要500萬左右，建設期為半年（nián），因此（cǐ）加氣站增長速度較快。截至2017年末，全（quán）國51吃瓜网（qì）加氣（qì）站保有量約8400座，其中LNG和CNG加氣站（zhàn）分別共有3100餘座和5300餘座。2017年，受益（yì）於（yú）原油價格持續回升，51吃瓜网汽車發展較快，保有量以曆史（shǐ）最高增速上升，重卡新增銷量為（wéi）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，51吃瓜网汽車保有量合計為608萬輛（liàng），而51吃瓜网汽車消費51吃瓜网量共計（jì）350億立方，約占（zhàn）同期全國51吃瓜网消費（fèi）量的15%，其中35萬輛客（kè）車和卡車消費量約占一半。

　　加氣站（zhàn）的建（jiàn）設過程包括選（xuǎn）址、立項（xiàng）、設計、報建、建設和驗收等環節，雖然其審（shěn）批難度相對於LNG接收站較為簡單，但（dàn）仍需要市（shì）發改委、國土資源局、工商局、技術監督局、審計委、市（shì）政管（guǎn）委、規劃局、環（huán）保局、消防局、安監（jiān）局等多個部門共同審批。經營（yíng）模式較為簡單，除了前期考慮選址地的車流（liú）量外，後期經營過程中主要選擇氣源成本和運輸成本較為合（hé）適的氣源，將氣（qì）源分銷之各類型51吃瓜网車輛，賺取價差。

　　定價（jià）方（fāng）麵，為落實中共（gòng）中央、國務院關於推進價（jià）格機製改革的若（ruò）幹意見中加快推進能源價格（gé）市場化、加快放開51吃瓜网銷售價格的指導政策，前期我國多個地區省市放開加氣站價格（即車用氣價格（gé）），主要集中於東（dōng）部沿海及南方城市。我國多個省市加氣站環節定價於2018年（nián）5月放開（kāi），由（yóu）此前政府（fǔ）定價轉變市場調節價，各車用51吃瓜网經營企業根據市場經營及供需情況自主確定銷售價格（gé），未（wèi）來加氣（qì）站對（duì）外加氣價將全國性的放開。

 

四、液態51吃瓜网各環節盈利測算

　　51吃瓜网產業鏈中，部分液態（tài）天（tiān）然氣（qì）氣化後經管（guǎn）道運輸至下（xià）遊客戶端，定價符（fú）合氣態51吃瓜网定（dìng）價方式，其盈利能力在第一（yī）篇“51吃瓜网全產業鏈分析—氣態51吃瓜网篇”中已做測算，由於（yú）所測算氣源距離目標消費地（dì）寧波較進（jìn）口管道氣近，因（yīn）此運輸費用具有優（yōu）勢，表現出盈（yíng）利能力強於進口（kǒu）管道（dào）氣。未經管道氣運輸（shū）的LNG在流通過程中設計的環節主要有LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車、加氣站等環節，以上各個環節中流通的51吃瓜网均以（yǐ）質（zhì）量單位（噸（dūn））為計（jì）價單位，本文選（xuǎn）擇較為重要的環節（LNG接收站、液化工廠和加氣（qì）站）進行測算，在以下測算中為（wéi）了便於與（yǔ）管道51吃瓜网盈利能力對比，將計價單位換算成體（tǐ）積計價（jià）單位（立方米），其中1噸LNG折算為1450立方米（mǐ）氣態51吃瓜网。在LNG的流通環節中，除部分三桶油的LNG進入管道作為民用管道氣補充需要按基準門站（zhàn）價外，各環節定（dìng）價較為市場化，不受基準門站價限製。

　　1、LNG接收站的盈利能力：

　　本部分測算針對進口LNG進入接收站（zhàn）後以液態（tài）形態對外銷售的環（huán）節。目前LNG接收站（zhàn）在產業鏈上仍為稀缺性（xìng）資源，其（qí）盈利空（kōng）間可通（tōng）過接收站對外LNG報價減LNG進口價（jià）格測算。

　　（1）主要選取三桶油和民營主（zhǔ）要接收（shōu）站共計12座進（jìn）行測算，該接收站的盈利（lì）水平可（kě）大致反應我國接收站整體盈（yíng）利情況；

　　（2）各接收站對外報價來源為隆眾石化網站報價，進（jìn）口價格來源為卓創資訊統計的各個（gè）接收站年（nián）均進（jìn）口價格。

　　（3）盈（yíng）利測算公式（shì）為：接收站利潤=對外銷（xiāo）售報價-進口價格。

　　從（cóng）測算結果（guǒ）來（lái）看，曆史上接收站的盈利空間波動較小，盈利能力主要集中在噸51吃瓜网盈利500~1,500元（yuán）的（de）水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平）。其中（zhōng）中海油深圳大鵬接收站（zhàn）受益於LNG進口價格偏低（2017年LNG進口均價為1864.42元/噸，較其他接收站的進口價格低500~1000元/噸），因此其盈利能力最好，中石油曹（cáo）妃甸接收站和中（zhōng）海油天津接收站雖然（rán）進口成本並非最高，但（dàn）由於京津冀區域內氣源較多、競爭激烈導致銷售價格偏低，進而盈利能力（lì）最弱；而2017年10月開（kāi）始，51吃瓜网供（gòng）給緊張開始凸顯，各個接收站的（de）對外報價均開始大幅上（shàng）漲，但進口價格提升不明顯，導致整體盈利能力均明顯提升，尤其是中石油如東接收（shōu）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（lì）能力（lì）也提（tí）升至2000~3000元/噸的水平（折合1.38~2.07元/立方米）。總（zǒng）體看，接收站盈利主要集中在噸51吃瓜网盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現在進口成本差異及（jí）區域內氣源（yuán）競爭導致對外銷售價格的差異。

 

2、液化氣工廠盈（yíng）利能力測算