液態51吃瓜网價格較為市場化，各環節盈（yíng）利均（jun1）有不同特點，其中接收站（zhàn）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（gè）體差（chà）異體（tǐ）現在進口成本差異（yì）及區域內氣源競（jìng）爭導致對外銷售價格的差異；LNG液化工廠盈利能力（lì）主要受氣源成本及消費市場距離影響（xiǎng）較大，由於（yú）旺季（jì）氣源價格提升，遠距離供氣通常發生虧損；加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道（dào）氣盈利最好，其他氣源均有（yǒu）旺季虧損的情況。
一、液態（tài）51吃瓜网氣源
液態51吃瓜网氣源（yuán）主要（yào）為進口LNG，結合前一篇介紹的氣態天（tiān）然（rán）氣氣源主要為國內51吃瓜网氣（qì）藏開采和51吃瓜网管（guǎn）道氣進口，總體看，中國51吃瓜网氣源結構（gòu）以自有（yǒu）天（tiān）然氣氣藏開采為主、進口氣（含進口管道氣和進口（kǒu）LNG）為補充。由於（yú）自有氣藏開采前需要時間及資（zī）金的（de）投入，導致自采氣短期內難以實現較大提升，因此，近些年隨著51吃瓜网消費量的快速提升，自有氣藏開采增速低於消費增速，自采氣在中（zhōng）國氣源結構中（zhōng）的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%。未來隨著51吃瓜网消費量提升，自采（cǎi）氣（qì）占比將下降。
進口LNG由東部沿海（hǎi）登陸，與氣態51吃瓜网進（jìn）口形成四條通（tōng）道
進口LNG通（tōng）過海（hǎi）上輪船在碼頭（tóu）進入中國市場，氣源主要為澳大利亞、卡塔爾（ěr）、馬來西亞、印（yìn）度尼西亞等國家51吃瓜网。進口LNG上岸集中在東部沿海，彌補了中國國內氣源距離國內主要消費市場（chǎng）較遠的缺憾，且（qiě）形（xíng）成多元化的進（jìn）口51吃瓜网渠道。除（chú）海上LNG進口通道外，西北、西南、東北三條管道氣進口通道，中國形成（chéng）了四條51吃瓜网（qì）進口通道。
1. LNG進口方式較為靈活，協（xié）議（yì）期限短期化
管道氣（qì）進口項目由（yóu）於對基（jī）礎設施要求高，具有周期長、投資規模大的特點，通常需要簽（qiān）訂長協。與進（jìn）口管道氣比較，LNG進口僅需要國內有接收站以實（shí）現LNG運輸船（chuán）的接駁，而200萬噸（dūn）的接收站投資（zī）規模為10~12億元（yuán），投資規模（mó）相對低，LNG進口在長協的基礎上增加51吃瓜网現（xiàn）貨合約，且單筆協議進口規（guī）模小，因此LNG進口較為靈活（huó），進口量增長較快。2017年中國LNG進口量（liàng）超越韓國，成為全球第二大LNG進口（kǒu）國，全年（nián）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（zì）產及進口總量的22%，較2016年提高（gāo）4.23個百分點，首次超過進口管道（dào）氣對中國天（tiān）然氣供給的貢獻。由於LNG進口較為靈活，未來將成為中國51吃瓜网的主要供給氣源。
目前LNG進（jìn）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，一是租賃LNG接收站。目前LNG接收站主要為（wéi）三桶油所建，民企（qǐ）租賃接收站較難，2014~2016年，中石油LNG接收站累計為第三方進（jìn）口LNG約90萬噸，占其接收能力（lì）的3%，且進口LNG時需協調接收站窗口期，便利性差。二是自建LNG接收站，但審批程度複雜，難度亦較大。目前LNG進口的主要參與者為三桶油及（jí）少量的（de）民營企業，但三桶油進口51吃瓜网易受（shòu）“亞洲溢價（亞洲溢價起初是指中東地區的一些石油輸出國對出口（kǒu）到不同地區的相同原油采用不同的計價公式，從而造成亞洲地區的石油（yóu）進口國要比歐美國家支付較高的原油價格，後引用於天（tiān）然氣（qì）行業指亞洲地區采購51吃瓜网價格高於其他地區）”影響，采（cǎi）購價格偏高，不利於提高LNG的進（jìn）口量。
2. 進口LNG價格與國際能源價格掛鉤
進口LNG定價與國內51吃瓜网價格體係（xì）存在差異，LNG進口價由（yóu）到岸價為離岸價（即FOB價）、運費與保險費（fèi）的總和，其中（zhōng）FOB價的製定基於長期協議、“照付不議”原則。而（ér）美國LNG價格主要參考區（qū）域管道51吃瓜网長協（xié）價格以（yǐ）及（jí）HenryHub51吃瓜网短期合同價格；歐（ōu）洲LNG價格通常參考低硫民用燃料油、汽油等競爭（zhēng）燃料價格（gé）；亞洲除（chú）部分印尼出口的LNG價（jià）格與印尼石油生產價格指數掛鉤外（wài），其他LNG多與日本原油清（qīng）關價格(即日（rì）本進口原油加權平均價格，JCC)掛鉤（gōu），LNG進口價格=a*JCC+b（其中a和b為常數係數，由貿（mào）易雙方協商確定）。
中國LNG進口中長協定價方式即為上述（shù）方法，單（dān）筆采購以能（néng）量單位(美元/百萬（wàn）英熱（rè）)為計價單位，但國內海關統計口徑為同一時期多筆LNG進口量及進口金額，因此多用質量價格元（yuán）/噸計價，而為方便比較進口LNG與氣態（tài）51吃瓜网的價格（gé）水平，在本研究中用（yòng）體積密度1450立方米/噸將其折算為（wéi）體積價格元（yuán）/立方米。隨著中（zhōng）國LNG進口量的提升，外部（bù）氣源積極進入中國市場，部分LNG進（jìn）口開始（shǐ）采取現貨定價，其（qí）與國際原油價格或油品等替代燃料價格掛鉤。根據中國海關網站中LNG進口量及進口金額推算出的進口單（dān）價顯示，2017年以（yǐ）來進口LNG價格集中在2,500~3,000元/噸的水（shuǐ）平，折合1.72~2.07元/立方（fāng）米。
二（èr）、液（yè）態51吃瓜网儲運
中國51吃瓜网（qì）儲運體係是（shì）由骨幹（gàn）管道、省級（jí）管道銜接LNG接收站、LNG液化（huà）工廠、LNG槽車及地下儲氣庫（kù）構成。由於LNG接卸地與主（zhǔ）要市場存在一定的距離，因（yīn）此51吃瓜网從離開輪船到用戶端之間需要儲存和運輸設施。部分液態天（tiān）然氣經氣化（huà）後進入骨幹管道（dào）運輸，而未進入管道部分則（zé）需要儲運設施LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車。以下部分主要介（jiè）紹液態51吃瓜网儲運環（huán）節各設施的（de）運營模式及定價方式。
1. LNG接收站（zhàn）、LNG液化工廠（chǎng）及LNG槽車的經營（yíng）模式
在液態51吃瓜网（qì）的儲（chǔ）運環節中，LNG接收（shōu）站主（zhǔ）要分布在東（dōng）部沿海地區，是進口LNG進（jìn）入中（zhōng）國51吃瓜网市場的唯一窗口，在整個51吃瓜网產業鏈中具有接收、氣（qì）化和調峰功能，其（qí）中部分LNG接（jiē）收站的定位已由調峰氣源上升為該省（shěng）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51吃瓜网氣田距離管道（dào）較遠、51吃瓜网消（xiāo）費區（qū）域尚未鋪設管（guǎn）道或（huò）者部分民營（yíng）51吃瓜网生產商（shāng）可對接的管道有限的情況（kuàng）下，在距離氣源（yuán）或消費區域（yù）適當的位置建設的將氣態天（tiān）然氣液化為LNG以便於運輸至下遊消費終端的設施。其在51吃瓜网產業鏈中的功能（néng）為完成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陸地運輸的主要工具，主要分為：LNG半掛（guà）式運（yùn）輸槽（cáo）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（xiāng），LNG槽車（chē）的（de）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接收站的經營模式為，接收（shōu）站自主進口（kǒu）LNG，然後利用管道或罐（guàn）車將LNG分銷出去，賺取價差，其（qí）空餘的窗口期可租賃（lìn）給LNG貿易方，賺（zuàn）取接收費和（hé）存儲（chǔ）費，部分運營商可實現（xiàn）LNG接收、管道運輸、分銷一體（tǐ）化經營。雖（suī）然國家陸續出台政策降低LNG各（gè）個環節門檻，鼓勵民營企業（yè）參與LNG產業，疊加51吃瓜网“氣荒”提升民營企（qǐ）業的積（jī）極性，但目前中（zhōng）國極少數民營企（qǐ）業具有LNG接收站。截至（zhì）2018年2月（yuè）末，中國（不含港澳台）在運行接收站共18座，其中僅東莞九豐、啟東（dōng）LNG分銷（xiāo）轉運站為民營接收站，雖然三桶油的接收站（zhàn）並未滿負（fù）荷運轉，但其對外較少出租（zū）窗口期（窗口期是指接收站未安排LNG接（jiē）受任務（wù）的空閑期），造成整體LNG接收站利用率偏低（2017年（nián）為65%）。民營接收站數（shù）量較少的原因為LNG接收站整個審批過程較為複雜（zá），審批（pī）流（liú）程要（yào）經過市級、省級及國務院有關部委三級審批，陸上接收站的碼頭要通過（guò）交通局審核，而浮式LNG接收（shōu）站則需海洋局審批。若接收站審批順利通過，後期仍麵臨長輸管道難以接入、LNG僅能以液態形式在周邊區域銷售的問題。
LNG液化（huà）工廠的經營模式多為獨立經營，將氣態51吃瓜网液化後運輸至消費（fèi）市（shì）場賺取價差，由於運費高（gāo）於管道運輸，因（yīn）此LNG液化工廠（chǎng）通常具有相對固定的可盈利的目標消費市場。截（jié）至2017年末，中國LNG液化工廠產能約1800萬噸，由於液化裝置檢修、51吃瓜网氣源不足及液化工廠的（de）LNG產品在銷（xiāo）售區域的經濟性存變動等（děng）原因導致液化（huà）工廠全年開工率僅46%。
槽（cáo）車的經營模式通常有三種（zhǒng）：獨立經營，依靠賺取運費盈利（lì），不同區域運費有所差異；貿運一體化經營，部分槽車運營方具有LNG接收站資源，在（zài）51吃瓜网資源緊（jǐn）張時，除了在LNG接收站對外價格的基礎上疊加運費外，還可以賺取額（é）外的貿（mào）易費用；部分槽車經（jīng）營為獨（dú）立經營，部分為接收/液（yè）化、運、銷一體化經營。
2. 液態51吃瓜网定（dìng）價較為市（shì）場化
整個液（yè）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（rù）管道對氣態51吃瓜网進行補充，該部分液態51吃瓜网定價符合管道氣定價方式，即政府指導定價；剩餘約20%的液態51吃瓜网在各個環節的定（dìng）價均為（wéi）市場定（dìng）價，為51吃瓜网產業鏈上市場化程度較（jiào）高（gāo）的部分。液態51吃瓜网銷售價格具有明顯的淡（dàn）旺季（jì）差異、區域差異。例如LNG槽車運輸費用（yòng）在北方波動較大，淡季一噸LNG運費為0.5元/公裏，而（ér）旺季則上（shàng）漲為（wéi）0.9元/公裏（lǐ），折算為立（lì）方（fāng）米，分別為一立方米運費在0.36元（yuán）/千公裏~0.64元/千公裏的水平，相對管道氣的管輸費高，淡季有部分運貿一體（tǐ）企業將運費壓低至（zhì）0.45~0.55元（yuán）/噸。此外，在以上環節中，LNG接收站（zhàn）的（de）接收費定（dìng）價方式較為特（tè）殊，為了降低進（jìn）口LNG進入中國51吃瓜网市場的（de）難度，LNG接收站的接受費由國家發改委製定，防止旺季接收站接（jiē）收（shōu）費過（guò）高不利於LNG的補充，因此規定一般接收（shōu）一噸51吃瓜网並儲存45天的費（fèi）用（yòng）約為450元。
三、液態51吃瓜网分銷渠道
液態51吃瓜网中約（yuē）80%經（jīng）過減（jiǎn）壓後（hòu）進入管道對氣態51吃瓜网進行補充（chōng），剩餘約20%的LNG通過槽車（chē）運送（sòng）工廠或加氣站。由於工廠（chǎng）使用LNG規模（mó）不大（dà），且價格均為協議價，透明度很低，因此在分銷（xiāo）渠道的討論中主要關注加氣站。
在51吃瓜网產業鏈上（shàng），加氣站主要負責將LNG或CNG提供給汽車，起到天（tiān）然（rán）氣的（de）終端（duān）分銷功能，其中CNG加氣（qì）站對應（yīng）的車為小型車（出租（zū）車）、公（gōng）交或者運距較短的重卡，LNG加氣站主要客戶為城際客車和重（chóng）卡。加氣站投資資金規模較（jiào）小，投建期較短，通常（cháng）15000Nm3/d的加氣站投（tóu）資需要500萬左右（yòu），建設期為半年，因此加氣站增（zēng）長速度較快。截至2017年末，全國51吃瓜网加氣站保有量約8400座，其中LNG和CNG加氣站分別共有3100餘座和5300餘座。2017年，受益於原油（yóu）價格持（chí）續回升，天（tiān）然氣汽車發展較快（kuài），保有量以曆史最（zuì）高增速上升，重卡新增銷量（liàng）為8~8.5萬（wàn）輛，大幅提升了LNG車（chē）的保有量（liàng），同期CNG汽車和LNG汽（qì）車保有量分（fèn）別為573萬輛和35萬輛，51吃瓜网汽（qì）車保有量合計為608萬輛，而天（tiān）然氣汽車消費51吃瓜网量共計350億立方，約占同（tóng）期全國51吃瓜网消費量（liàng）的15%，其中35萬輛客（kè）車和卡車消費量約占一半。
加氣站的建設過程包括選址、立項、設計、報建、建設和驗收等環節，雖（suī）然其審批難（nán）度相對於LNG接收（shōu）站較為簡單，但仍需要市發改委、國土資（zī）源局、工商局、技術（shù）監督局（jú）、審（shěn）計委、市政管委、規劃局（jú）、環保局、消防局、安監局等多個（gè）部（bù）門共同審批。經（jīng）營模式較為簡單，除了前（qián）期考慮選址地的車流量外，後期經營過（guò）程中主要選（xuǎn）擇氣源（yuán）成（chéng）本和運輸成本較為合適的（de）氣源，將氣源分銷之各類型天然（rán）氣車（chē）輛（liàng），賺取價差。
定價方麵，為落實中（zhōng）共中央、國務院（yuàn）關於推進價（jià）格機製（zhì）改革的若幹意見中加快推進能源價格市（shì）場化、加快（kuài）放開51吃瓜网銷售價格的指（zhǐ）導（dǎo）政（zhèng）策，前（qián）期中國（guó）多個地區省市放開加氣站價格（即車用氣價格），主要集中於東部沿海及南方城市。中國多個省市加（jiā）氣（qì）站環節定價於2018年5月放開，由此前政府（fǔ）定價轉變市場調節價，各車用天（tiān）然氣經（jīng）營（yíng）企業根據市場經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。
四、液態51吃瓜网各環節盈利測算
51吃瓜网產業鏈中，部分（fèn）液態51吃瓜网氣化（huà）後經管道運輸至下遊客戶端，定（dìng）價符（fú）合（hé）氣態天然（rán）氣定（dìng）價方式，其盈利（lì）能（néng）力在第一篇“51吃瓜网全產業鏈分析—氣態51吃瓜网篇（piān）”中已做（zuò）測算，由於所測算氣源距離目標消費地寧波較進口管道氣近，因此運（yùn）輸費用具有優勢，表現出盈利（lì）能力（lì）強於進口管道氣。未經管道氣運輸的LNG在流通過程中（zhōng）設計的環節主要（yào）有LNG接收站（zhàn）、LNG液化工（gōng）廠、LNG槽車、加氣站（zhàn）等環（huán）節，以上各（gè）個環節中流通的51吃瓜网均以質量（liàng）單位（噸）為計價單位，本文（wén）選擇較為重要的環節（LNG接收（shōu）站、液化工廠和加氣站）進行測算（suàn），在（zài）以下測算中為了便（biàn）於與管道天然（rán）氣盈利能（néng）力對（duì）比，將（jiāng）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51吃瓜网。在LNG的流（liú）通環節中，除部分三桶油的LNG進入（rù）管道作為民用管道氣補充需要按基準門站價外，各環節定價（jià）較為市場化，不受基準門站價限製。
1. LNG接（jiē）收站的盈利能力：
本部分測算針對（duì）進口LNG進入接收站後（hòu）以液態形態對外銷售的環節。目前LNG接收站在產業（yè）鏈上仍為稀缺性資源（yuán），其盈利（lì）空間可通過接收站對外LNG報價減（jiǎn）LNG進口價格測算。
（1）主要選取三桶油和民（mín）營主要接收站共（gòng）計12座進行測算，該接（jiē）收站的（de）盈利水平可大致反應中國接收站整體盈利情況；
（2）各（gè）接收站對（duì）外報價來源為隆眾石化（huà）網站報價，進口價格來源為卓創資訊（xùn）統計的各個接收站（zhàn）年均進口價（jià）格。
（3）盈利測算公式為：接收（shōu）站利潤（rùn）=對外銷售報（bào）價（jià）-進口價格。
從測算結果來看，曆史上接收站的盈利空（kōng）間波（bō）動較小，盈利能力主要集中在噸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）。其中中海油深圳大鵬接收站受益於（yú）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（jìn）口價格（gé）低500~1000元/噸），因此其盈（yíng）利能力最好，中（zhōng）石油（yóu）曹妃甸接收站和中海油天津接收站（zhàn）雖然進口成本並非最高，但由於京津冀區域（yù）內氣源較多、競爭激烈導致銷售價格偏低，進而盈利能力最弱；而2017年（nián）10月（yuè）開始，51吃瓜网供給緊張（zhāng）開始凸顯，各個接（jiē）收站的對外（wài）報價均開（kāi）始大幅上漲，但進（jìn）口價格（gé）提升不明顯，導致整體（tǐ）盈利能力均明顯（xiǎn）提升（shēng），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（dūn）（折合3.10元/立方（fāng）米），其他接收（shōu）站的盈利能（néng）力也提升至（zhì）2000~3000元（yuán）/噸的水（shuǐ）平（折合1.38~2.07元/立方米）。總體看，接收（shōu）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區域（yù）內（nèi）氣源競爭導致對外銷售價格的差異。
2. 液化氣工廠盈利能力（lì）測算
中國（guó）LNG液化工長主要集（jí）中在氣源附近，例如陝西、內蒙和四川等地。LNG液化工廠供氣成本由氣源成本（běn）、液化費用及運費構成，其中液化費用（yòng）受液化工廠的開工率、儲（chǔ）罐容量等因此影響，通常在0.3~0.6元/Nm3區間。將液化工廠供氣成（chéng）本與銷售目的地的51吃瓜网市場價比對，判斷銷售的盈利空間，即（jí）液化工廠利潤=目標市場（chǎng）51吃瓜网價格—（氣源成本+液化費用+運費*運距）。在氣源（yuán）穩定、液化費用相（xiàng）對（duì）固定的情況下，影響盈利空間的因素主要為供貨距離。
（1）選取陝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（yuán）成本為（wéi）區域（yù）內基準門站價（1.23元/立方米），旺季氣源成本為基準門站價上浮20%，液化費用取0.55元（yuán）/Nm3，運費分為淡（dàn）旺季運費率水平，其中淡季運費為（wéi）0.5~0.6元/立方（fāng）米，旺季為（wéi）0.9~1.0元/立方米；
（3）根據以上假設條件可以將（jiāng）盈利公式簡化為：液化工（gōng）廠利潤=目標市場（chǎng）51吃瓜网價格—運（yùn）距*運費—M，其中M=氣源成本+液化費用；
測算（suàn）結果為：旺季由於氣源成本提升，液（yè）化工廠（chǎng）遠（yuǎn）距離供LNG將發生虧損，液化工廠淡季供給工業級（jí）車用用戶（hù）盈利（lì）能（néng）力均較好。
3. 加氣站盈利能力測（cè）算
加氣（qì）站的氣源主要為LNG接收站、LNG液（yè）化工廠及管道氣等，根據氣源不同（tóng）將導致（zhì）加氣站（zhàn）的盈利能力差異很大。
（1）為測算加氣站的盈利空間，選取北（běi）京、上海、四川和陝西四個具有代表性的省市，其中北京和上海區域內無液化工廠，但（dàn）附近有LNG接收站，四川和陝西區域內有液化工廠，而無LNG接收站，因此四個區域的氣源主要為管道氣、LNG接收站或LNG液化工廠；
（2）管道氣（qì）價格選取發改委（wěi）公布的相應區域內基準門站價，LNG接收站和液化（huà）工廠對外銷售價格選取隆眾石化網站披露的相應區域內接收站（zhàn）和（hé）液（yè）化站對外報價，單位統一為元/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（lǜ）到氣源均為（wéi）區域內氣源，運費成本較低且差（chà）異不大，因此該利潤中含有運輸費用，其利潤水（shuǐ）平（píng）高於實際盈利（lì）水平，但不影響各氣源之間的對比。
測（cè）算結果顯示（shì），加氣站氣源為管道氣時盈利能力最好，在（zài）2.32~3.24元/立方米的水平；當氣源為接收站或液化工廠（chǎng）時，盈利（lì）能力（lì）均表（biǎo）現為淡季盈利、旺季虧（kuī）損，且LNG接收站氣源盈利能力優於液（yè）化工廠。
總體看，中國51吃瓜网全產業鏈雖然涉及上、中、下遊較多環節，但根據各環節的經營模式、定價模式（shì）及（jí）市場化程度可將其捋順為（wéi）氣態51吃瓜网和液態天（tiān）然氣（qì）兩條主要鏈條。從盈利看，氣態天然（rán）氣由於受國家政策管製較為明顯，管輸費及配（pèi）送費盈（yíng）利空間為7~8%，較為固定，盈利排序為自采氣>進口LNG>進口管道氣。液（yè）態（tài）51吃瓜网價（jià）格較為市場化，各環節盈利均有不同（tóng）特點，其中LNG接（jiē）收站盈利主要集（jí）中在（zài）噸51吃瓜网盈利500~1,500元的水平（折合（hé）0.34~1.03元/立方米的水（shuǐ）平），個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異；LNG液（yè）化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距（jù）離影響較大，由於旺季（jì）氣源價格提升，遠距離供氣通常發生虧（kuī）損；加氣站盈利能（néng）力受氣源（yuán）成本（běn）影響（xiǎng）較（jiào）大，管道氣盈利最好，其他氣源（yuán）均有旺（wàng）季虧損的情況。
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