天然气全产业链分析,天然气行业分析,城市燃气行业分析

最近看了《规模:复杂世界的简单法则》一书,了解到大部分公司10年内都会死亡,但城市可以存在几百年或更久,而城市里的毛细血管就是水电气、高速公路、轻轨,故从投资的可持续性出发可以配置一些这些基础设施股票,确保10年不会垮。

一、天燃气行业格局

水、气、热、电四个公用事业中,城市燃气的市场化程度最高。在城市燃气领域,诞生了昆仑能源00135、华润燃气01193、港华燃气01083、中国燃气00384、新奥能源02688等全国性企业集团,也形成了诸多颇具规模和实力的地方国有燃气企业,且不少企业如北京燃气00392、深圳燃气601139还正在走出城际,参与其他城市燃气项目投资运行。

城镇燃气经过20年的发展,投资者从最开始的“跑马圈地”和市场整合,形成了现在的市场格局,如今正迈入一个新的规模化、集团化兼并改造时代。行业集中度逐渐提高,城镇燃气企业争由外延扩张为主向内生增长与外延拓展并举转变,开始注重向管理要效益,实施战略管控,同时开始拓展国际视野,向海外市场发力。

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天然气产业链

天然气产业链分为上、中、下游三部分,上游主要是勘探开采,中游为储存运输,下游则是分销商进行销售到终端用户市场。

油气资源上游开采,一直是国内油气产业链中垄断程度最高的环节,由“三桶油”占据主导权。虽然自2017年开始,部分地区已经开放了油气勘查开采改革试点,但民营和外资企业仍然较难涉足,中游产业链了解下。

A股市场基本都是市级管道至用户这段控制领域的公司,即下游

港股市场会更大一点从省级管道再到用户

由于目前我只研究城市范围的天然气公司,故骨干管道及以上公司先不去研究,即中游及以上先不研究。

气源环节中:开采环节参与企业少,垄断性强,经营模式简单,但资金及技术需求很高,该环节涉及的天然气出厂价由主要监管价格转变为间接调控价格;中国目前形成的四条天然气进口通道中,气态天然气以进口管道气为主,进口项目周期长、投资规模大,通常需要签订长协,因此进口管道气价格主要受前期签订的长协影响。

储运环节中:运输管道审批繁杂且投资回收期长,地下储气库发展较为滞后,运输管道及地下储库资源过于集中,未来将实现独立运营,管输费实行严格的政府定价,储气费定价方式仍不明朗。

分销环节中:城市管网为气态天然气的重要分销渠道,主要由三桶油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司运营,定价方式为准许成本加合理收益。

政府通过指导基准门站价、严格管控运输费及配送费、放开天然气出厂价及用户终端价格来管控整个天然气产业链上管道天然气的价格,门站价通过运输费向上游传导影响天然气出厂价,向下叠加配送费传导至消费终端形成用户价。从盈利看,管输费、配送费盈利空间较为固定,不同气源盈利能力排序为:自采气>进口LNG>进口管道气。

天然气产业链各环节除产品相态有所不同外,各产品定价方式也有所不同,产业链上气态天然气价格主要受国家监管,而液化天然气价格相对市场化。

天然气行业属于资金密集性行业,叠加资源分布不均、管道设施投资规模大、行业受政策管控较严,导致民营企业参与难度较大,行业中部分环节市场化程度较低,产品价格并不能完全反映其在市场中的价值,甚至部分环节常年利润倒挂,因此将针对产业链由上到下对各个环节的运营模式、定价政策及主要现状进行分析。为了突出不同相态天然气产品在产业链上流通及定价的特点,本篇针对气态天然气链条详细阐述。

二、气态天然气气源

1.天然气开采

(1) 开采环节参与企业少,垄断性强

中国天然气开采环节实行严格的资质审批制度,勘探、开采石油天然气等特定矿种由国务院授权的有关主管部门审批和颁发许可证。虽然中国先后出台政策鼓励支持民间资本进入油气勘探开发领域,但相关立法一直没有修改,叠加勘探开采成本高、周期很长等因素,截至当前,民企资本单独获得油气矿权的仍极少,因此中国天然气开采环节具有参与企业少、垄断性强的特点。目前具有天然气勘查、开采资质的主体以三桶油和延长石油四家为主。其中中石油、中石化主要负责陆域石油勘查开发,其登记的探矿权面积约占全国40%,采矿权面积约占全国80%,总计170多万平方千米,具有寡头垄断优势;中海油则主要勘探开发海域石油;延长石油在特定区域内拥有油气资源的勘查开发权。

(2)开采环节经营模式简单,但资金及技术需求很高

天然气开采环节经营模式较为简单,开采主体需要对矿藏勘探开发、采收、净化后经骨干管道将其输出,部分转化为LNG通过槽车运输至消费端,但对资金投入规模及开采技术具有很高的要求。其中天然气勘探开发主要为地震勘探(探究底层形态、构造特点、含油含水特征等信息),该环节通常与原油勘探同时进行,因此整体勘探开发支出规模很大,在2015年油价暴跌时期,中海油通过降低勘探开发支出缩减30%的资本支出。同时受油气资源开采前期的资金投入规模高的影响,国内参与该环节的企业均为实力极强的国有大型央企。在采收环节,纯天然气气藏需要注入其他气体或液体将天然气挤压出,而对原油伴生气则还需在该环节进行油气分离。不同气藏条件打井采收成本亦存在差异,但随着气藏的采收期的拉长,采收成本普遍呈先下降后上升的趋势,因此采收技术为降低成本的主要因素。后期净化技术壁垒较低,主要为脱除天然气中水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等杂质组分。整体看,开采环节涉及的过程繁杂程度较低,经营模式较为简单,但其中勘探开发过程需要资金投入量大,随着采收期持续采收技术的重要性凸显。由于自有气藏开采前需要时间及资金的投入,导致自采气的规模短期内难以实现较大提升,因此,随着天然气消费量的快速提升,自有气藏开采增速低于消费增速,自采气在中国气源结构中的占比逐年下降,2017年末占比下降至60%,且未来该比例将进一步下降。

(3)出厂价由主要监管价格转变为间接调控价

开采环节定价方式起初为各气田将制定的出厂价提交国家发改委审核,发改委按成本加合理利润并兼顾终端用户承受能力确定天然气出厂基准价,而2013年后,国家不再将天然气出厂环节作为监管环节,而将出厂价加成管输费形成的门站价作为重点调控价格,而出厂价格是在门站价格的基础上减去中间管输费,因此该环节价格目前为间接调控价。虽然调控环节向下转移,但从前期出厂基准价可判断出中国主要气田所产天然气的成本关系为:新疆各油田<青海油田<长庆油田<川渝气田<其他气田。

2. 气态天然气进口

(1) 中国基本形成四条天然气进口通道,其中气态天然气以管道进口为主

进口天然气主要通过陆地国际管道进口及海上轮船进入中国。预计2019年,中俄天然气管道东线贯通后,中国天然气进口将形成西北、西南、东北及东部四大进口通道,其中东部通道主要进口澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等地的LNG,以液态天然气进口为主,气态天然气进口主要以管道进口为主。管道进口主要为西北、西南、东北进口通道,分别由中亚管道、中缅管道、中俄管道承担,进口管道进入中国境内后与国内的骨干管道连接,并运送至主要消费区域。其中中亚管道A、B、C和D线进入新疆后直接与西气东输二线、三线和五线连接,向东扩散至东部用气区域;中缅管道进入贵州后与西气东输广南支线及中贵线交汇,主要供给云南、贵州和广西用气区域;而中俄管道在国内投建起点为黑龙江,途径吉林、内蒙古、辽河、河北、天津、山东、江苏,最终抵达上海的国内管线部分,可将进口管道气供给京津冀、长江三角洲及上海周边等省市。多元化的进口天然气在很大程度上补充了中国天然气的供应缺口,同时增强了中国的能源安全。

(2) 管道气进口项目周期长、投资规模大,通常需要签订长协

在进口环节,由于不同形态的天然气运输工具、投资规模不同,导致经营模式存在差异。管道天然气进口项目的流程包括:签订天然气供气协议、管道建设、供气。由于管道规划建设期较长、投资规模大、特定性强,且整个供气流程的打通需要3~5年的时间,因此在项目开始双方便签署照付不议的长期协议,协议期限通常为20~40年,合同中要锁定交易规模及交易价格,甚至双方以资金入股管道设施的建设,以避免供气方与需求方在管道建设过程中毁约而影响整个项目的持续,保障需求方有稳定的气源,双方前期项目投资资金可以在后续的交易中收回成本。同时由于以上原因,中国进口管道气的主要参与者为中石油。管道气进口量增速较为平稳,2017年增速为8.80%,进口量占整体天然气供给的18%,随着在建管道相继投用,未来进口管道气量继续提升受限。

(3) 进口管道气价格受前期签订的长协影响较大

管道气进口价格由气源成本和国际管道运输费(该费用由管道投建方征收)组成,由于进口管道气价格由前期天然气价格高位时签订的长协合约决定,因此气价偏高。虽然中石油并未对外公开其与各供气方签订的长协中具体的供气价格,但根据中国海关网站中管道气进口量及进口金额推算出的进口单价显示,2017年以来进口管道气的价格在1.25元/立方米~1.40元/立方米,该进口价格高于国内主要气田的出厂价价格。进口管道气进入国内管道后按照国内管道气定价方式定价,按照基准门站价指导定价,因此常出现进口价和市场价倒挂的情况,造成近年来中石油的进口管道气和管道运输业务的巨额亏损,该原因也使得较少企业进入进口管道气细分领域。


 

三、气态天然气储运

由于中国天然气矿藏地与主要市场存在一定的距离,因此天然气从离开井口、轮船到用户端之间需要储存和运输设施。中国天然气储运体系是由骨干管道、省级管道衔接LNG接收站、LNG液化工厂、LNG槽车及地下储气库构成,其中气态天然气的储运设施为骨干管道、省级管道及地下储库。以下部分将着重介绍气态天然气储运环节各设施的发展情况、经营模式、定价方式及居民-非居民气价并轨等方面介绍。

1. 运输管道审批繁杂且投资回收期长,地下储气库发展较为滞后

在气态天然气的储运环节中,骨干管道是指天然气由井口到各省之间的长输管道,省级管道是指天然气进省后到城市分销管道之间的区域短途管道,气源主要为进口管道气和自采天然气。跨省(市)管道项目需上报国家发改委审批,同时需管道途经省市的规划建设部、国土资源部、国家环保部等部门审批,手续复杂且审批周期较长。天然气管道投资规模大,根据国内已投用管道的投资情况来看,每千米管道投资费用在1,000万~3,000万的水平,而前期建设投资依靠管输费回收,整体回收周期长。地下储气库是解决供气与用气不平衡问题最有效的方法,与其他储气设施(地面储罐和高压管道)相比,其储气容量大、经济性好、不受气候影响的优势,可解决季节性用气不均衡问题,相较于其他调峰设施具有很大优势,为天然气战略储备及商业储备的主要设施。中国天然气地下储气库建设起步较晚,20世纪90年代,随着陕—京天然气输气管道的建设,为进一步确保北京、天津的安全供气,国家开始大力研究建设地下储气库技术。2000年,大港油田利用枯竭气藏简称首个地下储气库“大张坨地下储气库”。截至2018年3月末,中国在役的天然气储气库有效工作气量总和为73.39亿立方米,小于全国20天的天然气消费量。按照十三五规划,全国天然气的消费量有望接近3000亿立方米,目前有效工作气量(储气库储气容量包含有效工作气量和垫底气量组成,其中有效工作气量包含调峰气量、事故应急气量)为全年消费量的2.45%,若完成十三五储库建设目标148亿立方米,该比例提升4.83%,仍与国际10%~15%的比例水平相比仍有较大差距,地下储气库发展较为滞后。

2. 运输管道及地下储库资源过于集中,未来将实现独立运营

骨干管道和省级管道经营模式方面,中国很大比例管道的运营与上游开采、下游分销为一体化经营,依靠收取管输费实现建设资本回收。骨干管网均为三桶油所建设及运营,垄断程度极高,2016年底,中国天然气长输管道约为6.8万千米,其中,中石油、中石化和中海油投资建设的管道占总里程的88%、11%和1%。省级管道中部分为三桶油直接运营,部分为省管道公司运营,而较多省级管道公司也涉及运输及销售一体化。安迅思调查显示,在除去港澳台、西藏及直辖市的26个省中,17个省(具有省级管道公司的17省为:河北、山西、山东、陕西、安徽、江苏、浙江、江西、福建、广东、广西、湖南、湖北、贵州、四川、内蒙古、海南)成立了省级管道公司,主要负责管道规划、建设及运营,其中广东省只负责运输,其余省份均涉及天然气运输及销售,浙江省实现统购统销;9个省(未组建省级管道公司的9个省为:东三省、云南、河南、新疆、甘肃、青海和宁夏)未组建省级管道公司,主要由中石油、中石化的管道销售公司直供。地下储气库的经营模式为将长输管道运送来的天然气重新注入地下空间形成人工气田或气藏,一般建设在靠近天然气用户城市附近,在用气低峰时将天然气储存、用气高峰时将天然气卖出,依靠储存气和卖气的价差实现储气库建设成本的收回,目前储气库由三桶油负责建设与经营。随着油气行业改革的持续推进,三桶油将把旗下管道及储库资产剥离,成立国家管道公司,将实现管道环节独立运营。

3. 管输费实行严格的政府定价,储气费定价方式仍不明朗

骨干管道和省级管道定价方面,在管道运输过程中产生的管输费在天然气价格链中占据重要地位,是价格管制的重要环节。管输费与管输成本密切相关,主要包括折旧、摊销、维护费用、合理收益(税后投资收益8%)和税费,其影响因素包括管道建设投资、输气量、管理体制和管理水平、财政税收政策等。管道运输具有自然垄断的特点,国家对管道运输价格实行严格的政府定价,定价机制主要按照补偿成本、合理盈利、利于市场销售、同时兼顾用户承受能力的原则规定。管输费定价方式经历了统一定价、按距离定价、按线路收费,目前采用的是“老线老价”、“新线新价”的定价方法。“老线老价”是指由国家拨款建设或用贷款建设但已还清建设投资本息的国家管道执行国家统一运价。“老线”的管输收费标准最早是参照当时铁路货运费率按距离收费的方法制定。“新线新价”是指由国内(外)贷款建设的新输气管线,采用新线新价、一线一价的管理方式,报国家价格主管部门批准后单独执行。在目前执行的新线管道费标准中,骨干管道和省级管道的每立方米运输费约为0.1224~0.4678元/千公里,而老线管道运输费在0.014~0.0165元/千公里。储气库定价方面,根据《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》(发改价格规〔2016〕2176号)规定,储气服务价格由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定,储气设施天然气购进价格和对外销售价格,由市场竞争形成。但目前管道天然气由政府指导定价、非市场化定价的价格机制导致夏季购气价格并不低,冬季难以以高价卖出,因此储气运营环节的销售价格并不能够完全体现出其成本,叠加储气库垫底气进项税难以抵扣,储气企业经营负担大,储气成本高(3~6元/立方米)导致相关项目的投资回报期会相对较长,因此储气库建设运营主要由少数国企承担。实践中,储气费并非单独收取,按传统做法纳入管输费统一考虑,仅在冬季对非居民用户门站销售价格上浮15%~20%,储气费定价方式仍不明朗。

4. 居民-非居民气价并轨

自采天然气在出厂时形成出厂价、进口管道气气源成本加境外运输费形成进口价,两种气源经过骨干管道和省级管道进入消费省时产生管输费,在出厂价和进口价的基础上叠加管输费形成门站价。而长期以来,中国较多省份门站环节居民用气价与非居民用气价实行双规制(云南、贵州、广西、广东、福建等地由于未通管道气或以进口气为主,居民和非居民执行统一的门站价),非居民天然气价格随着国际天然气整体走势持续上升,居民用气价由于居民收入等原因涨幅较小,导致居民用气价格较非居民用气门站价格低0.20~2.04元/立方米。虽然居民用气阶梯价政策初衷是缩小该价差,但据统计,居民用气中80-90%的用户处于第一阶梯,居民、非居民用气价差仍较大,且根据用气量和用气成本成负相关的特点,居民用气成本高于非居民用气,因此成本较高的居民用气销售价格偏低,导致交叉补贴较为严重。2018年5月25日,国家发改委下发关于理顺居民用气门站价格的通知,将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,价格水平按非居民用气基准门站价格水平(增值税税率10%)安排,供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格,实现与非居民用气价格机制衔接。此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元,剩余价差一年后适时理顺。至此,居民用气和非居民用气实现并轨。

 

 

四、气态天然气分销渠道

在气态天然气下游分销中,城市管道主要负责将省级管道气向下分销至终端用户(含居民用气、工业用气和汽车用气),为天然气主要的分销渠道。根据公开资料了解,中国现有656个市级城市大部分已采用天然气作为城市清洁能源。“十三五”规划中管道建设目标为,在城市管道环节将新建及改建管线约40万公里,加快老旧管网改造提高供气安全保障的同时,提高新城镇和农村的气化水平,逐步实现“镇镇通”、“村村通”。


运营方面,城市管道主要运营方为三桶油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司,如新奥能源等。在投建管道前,运营方通常与地方政府签订城市燃气项目协议,获取地区内的燃气专营权(一般为30年),因此该环节经营属于网络型自然垄断。该环节逐步向民企、外商开放使得行业竞争提升,而其竞争的核心为特许经营权。目前大部分县级以上城市均已有相关企业获得了特许经营权,且特许经营权通常期限较长并具有排他性,因此,行业内公司只能通过收购整合其他中小型天然气企业,或向少量尚未发放城镇燃气特许经营权的地区进行渗透等方式拓展业务区域。2017年之前,运营商通过赚取来气价格与销售价格价差及收取一次性接驳费盈利,而2017年后,该配送环节受国家严格管控,除接驳费外,配送气仅赚取一定比例的配送费。虽然运营商赚取价格差有限,收益回报周期长,但收益较为稳定。

定价方面,城市管道运输过程的配送费由地方价格主管部门---物价局负责监管,其销配气费的制定方式遵循“准许成本加合理收益”原则,通过核定准许成本,监管准许收益,准许收益由管道成本、不超过7%的利润和税费组成,具体参数各区域有所区别。政策要求2018年底前,各省份要建立起配送费定价方法和监管方法,重新核定省内短途管道运输价格,制定独立配气费,降低偏高配气费。目前由已出台配气费来看,配气费在0.04~1.95元/吨范围内,区域间差异很大。


五、气态天然气各环节盈利测算

在以上部分对气态天然气产业链的各个环节经营及定价方式分析后,基本可概括出气态天然气定价特征为政府调控。天然气产业链中涉及气态天然气的环节为天然气自采、管道气进口、天然气骨干管道、省级管道、城市燃气管道等,以上各个环节中流通的天然气以体积单位立方米为计价单位。政府通过指导基准门站价、严格管控运输费及配送费、放开天然气出厂价及用户终端价格来管控整个天然气产业链上管道天然气的价格,门站价通过运输费向上游传导影响天然气出厂价,向下叠加配送费传导至消费终端形成用户价。

多种用气门站价格并轨后,天然气产业链上,气态天然气链条的盈利更加清晰化,其中管道费和配送费的盈利空间更加固定,在各个区域管控和监管规则出台后,该环节将只赚取7~8%的利润。由于门站价为调控指导环节,叠加配送费即可得出用户终端价,因此从门站价到用户价之间所涉及的环节盈利较为固定,因此测算主要针对出厂价到门站价环节的盈利空间,以下选取宁波市场为例测算不同气源的盈利空间。

1. 由于部分进口LNG将通过气化进入管网销售,因此在选择测算气源时考虑加入进口LNG,主要测算四大气田(新疆、青海、长庆、川渝)、进口管道气(中亚管道气和中缅管道气)及中海油宁波LNG接收站的进口LNG等气源的盈利能力;

2. 运费的估算:新疆气田的天然气经西气东输(一、二或三线)即可运至宁波,每立方天然气管输费选取三条管道的平均运输费0.17元/千公里,运输距离在4千公里左右,因此每立方天然气运输费约为0.68元。其他管道气运输费计算方法同上。宁波接受站与宁波用气市场距离较近,选取最低运费成本为每立方米天然气0.1元;

3. 盈利空间测算方法,用户与供气方直接谈价后形成门站价,目前该价格上浮空间有限(20%),因此门站价选择目标市场宁波基准门站价及其上浮20%,在门站价的基础上扣除管输费和自采气出厂价、管道气进口价、LNG进口价则可测算自采气、进口管道气及进口LNG三种主要气源环节的盈利空间,其中由于自采气出厂价包含了一部分利润,因此自采气的盈利空间为相对盈利空间,实际盈利高于计算值。

经测算,在三大气源中盈利最好的为国内气源,盈利空间在0.580~1.205元/立方米,考虑在气源价格选取的气田民用气出厂价,价内含部分利润,因此实际盈利或略高于该结果;进口LNG在基本门站价上浮后,可实现盈利0.3元/立方米左右,在基准价及下浮均亏损;而进口管道气在基准价上浮后仍亏损,结果如表14:

总体看,中国天然气全产业链虽然涉及上、中、下游较多环节,但根据各环节的经营模式、定价模式及市场化程度可将其捋顺为气态天然气和液态天然气两条主要链条。从盈利看,气态天然气由于受国家政策管制较为明显,管输费及配送费盈利空间较为固定,各气源盈利能力排序为:自采气>进口LNG>进口管道气。

在下一篇“天然气全产业链分析—液态天然气”中将着重介绍液态天然气相应的情况。

下篇 液态天然气

气源:进口LNG通过海上轮船在东部沿海码头进入中国市场,气源主要为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国家天然气。LNG进口较为灵活,协议期限短期化,其价格与国际能源价格挂钩。储运:接收站作为进口LNG进入中国天然气市场的唯一窗口,在整个天然气产业链中具有接收、气化和调峰功能,目前民营企业参与较少,主要运营方为三桶油;液化工厂完成天然气相态转变以解决天然气运输问题,槽车为实现LNG陆地运输的主要工具。分销:液态天然气中约80%经过减压后进入管道对气态天然气进行补充,剩余约20%的LNG通过槽车运送工厂或加气站。由于工厂使用LNG规模不大,且价格均为协议价,透明度很低,因此在分销渠道的讨论中主要关注加气站。

液态天然气价格较为市场化,各环节盈利均有不同特点,其中接收站盈利主要集中在吨天然气盈利500~1,500元的水平(折合0.34~1.03元/立方米的水平),个体差异体现在进口成本差异及区域内气源竞争导致对外销售价格的差异;LNG液化工厂盈利能力主要受气源成本及消费市场距离影响较大,由于旺季气源价格提升,远距离供气通常发生亏损;加气站盈利能力受气源成本影响较大,管道气盈利最好,其他气源均有旺季亏损的情况。

一、液态天然气气源

液态天然气气源主要为进口LNG,结合前一篇介绍的气态天然气气源主要为国内天然气气藏开采和天然气管道气进口,总体看,中国天然气气源结构以自有天然气气藏开采为主、进口气(含进口管道气和进口LNG)为补充。由于自有气藏开采前需要时间及资金的投入,导致自采气短期内难以实现较大提升,因此,近些年随着天然气消费量的快速提升,自有气藏开采增速低于消费增速,自采气在中国气源结构中的占比逐年下降,2017年末占比下降至60%。未来随着天然气消费量提升,自采气占比将下降。

进口LNG由东部沿海登陆,与气态天然气进口形成四条通道

进口LNG通过海上轮船在码头进入中国市场,气源主要为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国家天然气。进口LNG上岸集中在东部沿海,弥补了中国国内气源距离国内主要消费市场较远的缺憾,且形成多元化的进口天然气渠道。除海上LNG进口通道外,西北、西南、东北三条管道气进口通道,中国形成了四条天然气进口通道。

1. LNG进口方式较为灵活,协议期限短期化

管道气进口项目由于对基础设施要求高,具有周期长、投资规模大的特点,通常需要签订长协。与进口管道气比较,LNG进口仅需要国内有接收站以实现LNG运输船的接驳,而200万吨的接收站投资规模为10~12亿元,投资规模相对低,LNG进口在长协的基础上增加天然气现货合约,且单笔协议进口规模小,因此LNG进口较为灵活,进口量增长较快。2017年中国LNG进口量超越韩国,成为全球第二大LNG进口国,全年LNG进口总量为3789万吨,进口量增速为48.4%,占同期天然气自产及进口总量的22%,较2016年提高4.23个百分点,首次超过进口管道气对中国天然气供给的贡献。由于LNG进口较为灵活,未来将成为中国天然气的主要供给气源。

目前LNG进口环节民企参与度较低,主要原因为民企参与进口LNG主要通过两个渠道,一是租赁LNG接收站。目前LNG接收站主要为三桶油所建,民企租赁接收站较难,2014~2016年,中石油LNG接收站累计为第三方进口LNG约90万吨,占其接收能力的3%,且进口LNG时需协调接收站窗口期,便利性差。二是自建LNG接收站,但审批程度复杂,难度亦较大。目前LNG进口的主要参与者为三桶油及少量的民营企业,但三桶油进口天然气易受“亚洲溢价(亚洲溢价起初是指中东地区的一些石油输出国对出口到不同地区的相同原油采用不同的计价公式,从而造成亚洲地区的石油进口国要比欧美国家支付较高的原油价格,后引用于天然气行业指亚洲地区采购天然气价格高于其他地区)”影响,采购价格偏高,不利于提高LNG的进口量。

2. 进口LNG价格与国际能源价格挂钩

进口LNG定价与国内天然气价格体系存在差异,LNG进口价由到岸价为离岸价(即FOB价)、运费与保险费的总和,其中FOB价的制定基于长期协议、“照付不议”原则。而美国LNG价格主要参考区域管道天然气长协价格以及HenryHub天然气短期合同价格;欧洲LNG价格通常参考低硫民用燃料油、汽油等竞争燃料价格;亚洲除部分印尼出口的LNG价格与印尼石油生产价格指数挂钩外,其他LNG多与日本原油清关价格(即日本进口原油加权平均价格,JCC)挂钩,LNG进口价格=a*JCC+b(其中a和b为常数系数,由贸易双方协商确定)。

中国LNG进口中长协定价方式即为上述方法,单笔采购以能量单位(美元/百万英热)为计价单位,但国内海关统计口径为同一时期多笔LNG进口量及进口金额,因此多用质量价格元/吨计价,而为方便比较进口LNG与气态天然气的价格水平,在本研究中用体积密度1450立方米/吨将其折算为体积价格元/立方米。随着中国LNG进口量的提升,外部气源积极进入中国市场,部分LNG进口开始采取现货定价,其与国际原油价格或油品等替代燃料价格挂钩。根据中国海关网站中LNG进口量及进口金额推算出的进口单价显示,2017年以来进口LNG价格集中在2,500~3,000元/吨的水平,折合1.72~2.07元/立方米。

二、液态天然气储运

中国天然气储运体系是由骨干管道、省级管道衔接LNG接收站、LNG液化工厂、LNG槽车及地下储气库构成。由于LNG接卸地与主要市场存在一定的距离,因此天然气从离开轮船到用户端之间需要储存和运输设施。部分液态天然气经气化后进入骨干管道运输,而未进入管道部分则需要储运设施LNG接收站、LNG液化工厂及LNG槽车。以下部分主要介绍液态天然气储运环节各设施的运营模式及定价方式。

1. LNG接收站、LNG液化工厂及LNG槽车的经营模式

在液态天然气的储运环节中,LNG接收站主要分布在东部沿海地区,是进口LNG进入中国天然气市场的唯一窗口,在整个天然气产业链中具有接收、气化和调峰功能,其中部分LNG接收站的定位已由调峰气源上升为该省的主力气源,例如中石油大连LNG接收站、中石油上海LNG接收站。LNG液化工厂主要针对部分天然气气田距离管道较远、天然气消费区域尚未铺设管道或者部分民营天然气生产商可对接的管道有限的情况下,在距离气源或消费区域适当的位置建设的将气态天然气液化为LNG以便于运输至下游消费终端的设施。其在天然气产业链中的功能为完成天然气相态转变以解决天然气运输问题。LNG槽车为实现LNG陆地运输的主要工具,主要分为:LNG半挂式运输槽车和LNG集装箱式罐车,其运输载体分别为液化天然气罐车和罐式集装箱,LNG槽车的上游为LNG接收站或液化工厂,下游通常为加气站或直接用户。

LNG接收站的经营模式为,接收站自主进口LNG,然后利用管道或罐车将LNG分销出去,赚取价差,其空余的窗口期可租赁给LNG贸易方,赚取接收费和存储费,部分运营商可实现LNG接收、管道运输、分销一体化经营。虽然国家陆续出台政策降低LNG各个环节门槛,鼓励民营企业参与LNG产业,叠加天然气“气荒”提升民营企业的积极性,但目前中国极少数民营企业具有LNG接收站。截至2018年2月末,中国(不含港澳台)在运行接收站共18座,其中仅东莞九丰、启东LNG分销转运站为民营接收站,虽然三桶油的接收站并未满负荷运转,但其对外较少出租窗口期(窗口期是指接收站未安排LNG接受任务的空闲期),造成整体LNG接收站利用率偏低(2017年为65%)。民营接收站数量较少的原因为LNG接收站整个审批过程较为复杂,审批流程要经过市级、省级及国务院有关部委三级审批,陆上接收站的码头要通过交通局审核,而浮式LNG接收站则需海洋局审批。若接收站审批顺利通过,后期仍面临长输管道难以接入、LNG仅能以液态形式在周边区域销售的问题。

LNG液化工厂的经营模式多为独立经营,将气态天然气液化后运输至消费市场赚取价差,由于运费高于管道运输,因此LNG液化工厂通常具有相对固定的可盈利的目标消费市场。截至2017年末,中国LNG液化工厂产能约1800万吨,由于液化装置检修、天然气气源不足及液化工厂的LNG产品在销售区域的经济性存变动等原因导致液化工厂全年开工率仅46%。

槽车的经营模式通常有三种:独立经营,依靠赚取运费盈利,不同区域运费有所差异;贸运一体化经营,部分槽车运营方具有LNG接收站资源,在天然气资源紧张时,除了在LNG接收站对外价格的基础上叠加运费外,还可以赚取额外的贸易费用;部分槽车经营为独立经营,部分为接收/液化、运、销一体化经营。

2. 液态天然气定价较为市场化

整个液态天然气链条上,近80%的液态天然气经过解压转变为气态进入管道对气态天然气进行补充,该部分液态天然气定价符合管道气定价方式,即政府指导定价;剩余约20%的液态天然气在各个环节的定价均为市场定价,为天然气产业链上市场化程度较高的部分。液态天然气销售价格具有明显的淡旺季差异、区域差异。例如LNG槽车运输费用在北方波动较大,淡季一吨LNG运费为0.5元/公里,而旺季则上涨为0.9元/公里,折算为立方米,分别为一立方米运费在0.36元/千公里~0.64元/千公里的水平,相对管道气的管输费高,淡季有部分运贸一体企业将运费压低至0.45~0.55元/吨。此外,在以上环节中,LNG接收站的接收费定价方式较为特殊,为了降低进口LNG进入中国天然气市场的难度,LNG接收站的接受费由国家发改委制定,防止旺季接收站接收费过高不利于LNG的补充,因此规定一般接收一吨天然气并储存45天的费用约为450元。

三、液态天然气分销渠道

液态天然气中约80%经过减压后进入管道对气态天然气进行补充,剩余约20%的LNG通过槽车运送工厂或加气站。由于工厂使用LNG规模不大,且价格均为协议价,透明度很低,因此在分销渠道的讨论中主要关注加气站。

在天然气产业链上,加气站主要负责将LNG或CNG提供给汽车,起到天然气的终端分销功能,其中CNG加气站对应的车为小型车(出租车)、公交或者运距较短的重卡,LNG加气站主要客户为城际客车和重卡。加气站投资资金规模较小,投建期较短,通常15000Nm3/d的加气站投资需要500万左右,建设期为半年,因此加气站增长速度较快。截至2017年末,全国天然气加气站保有量约8400座,其中LNG和CNG加气站分别共有3100余座和5300余座。2017年,受益于原油价格持续回升,天然气汽车发展较快,保有量以历史最高增速上升,重卡新增销量为8~8.5万辆,大幅提升了LNG车的保有量,同期CNG汽车和LNG汽车保有量分别为573万辆和35万辆,天然气汽车保有量合计为608万辆,而天然气汽车消费天然气量共计350亿立方,约占同期全国天然气消费量的15%,其中35万辆客车和卡车消费量约占一半。

加气站的建设过程包括选址、立项、设计、报建、建设和验收等环节,虽然其审批难度相对于LNG接收站较为简单,但仍需要市发改委、国土资源局、工商局、技术监督局、审计委、市政管委、规划局、环保局、消防局、安监局等多个部门共同审批。经营模式较为简单,除了前期考虑选址地的车流量外,后期经营过程中主要选择气源成本和运输成本较为合适的气源,将气源分销之各类型天然气车辆,赚取价差。

定价方面,为落实中共中央、国务院关于推进价格机制改革的若干意见中加快推进能源价格市场化、加快放开天然气销售价格的指导政策,前期中国多个地区省市放开加气站价格(即车用气价格),主要集中于东部沿海及南方城市。中国多个省市加气站环节定价于2018年5月放开,由此前政府定价转变市场调节价,各车用天然气经营企业根据市场经营及供需情况自主确定销售价格,未来加气站对外加气价将全国性的放开。



四、液态天然气各环节盈利测算

天然气产业链中,部分液态天然气气化后经管道运输至下游客户端,定价符合气态天然气定价方式,其盈利能力在第一篇“天然气全产业链分析—气态天然气篇”中已做测算,由于所测算气源距离目标消费地宁波较进口管道气近,因此运输费用具有优势,表现出盈利能力强于进口管道气。未经管道气运输的LNG在流通过程中设计的环节主要有LNG接收站、LNG液化工厂、LNG槽车、加气站等环节,以上各个环节中流通的天然气均以质量单位(吨)为计价单位,本文选择较为重要的环节(LNG接收站、液化工厂和加气站)进行测算,在以下测算中为了便于与管道天然气盈利能力对比,将计价单位换算成体积计价单位(立方米),其中1吨LNG折算为1450立方米气态天然气。在LNG的流通环节中,除部分三桶油的LNG进入管道作为民用管道气补充需要按基准门站价外,各环节定价较为市场化,不受基准门站价限制。

1. LNG接收站的盈利能力:

本部分测算针对进口LNG进入接收站后以液态形态对外销售的环节。目前LNG接收站在产业链上仍为稀缺性资源,其盈利空间可通过接收站对外LNG报价减LNG进口价格测算。

(1)主要选取三桶油和民营主要接收站共计12座进行测算,该接收站的盈利水平可大致反应中国接收站整体盈利情况;

(2)各接收站对外报价来源为隆众石化网站报价,进口价格来源为卓创资讯统计的各个接收站年均进口价格。

(3)盈利测算公式为:接收站利润=对外销售报价-进口价格。

从测算结果来看,历史上接收站的盈利空间波动较小,盈利能力主要集中在吨天然气盈利500~1,500元的水平(折合0.34~1.03元/立方米的水平)。其中中海油深圳大鹏接收站受益于LNG进口价格偏低(2017年LNG进口均价为1864.42元/吨,较其他接收站的进口价格低500~1000元/吨),因此其盈利能力最好,中石油曹妃甸接收站和中海油天津接收站虽然进口成本并非最高,但由于京津冀区域内气源较多、竞争激烈导致销售价格偏低,进而盈利能力最弱;而2017年10月开始,天然气供给紧张开始凸显,各个接收站的对外报价均开始大幅上涨,但进口价格提升不明显,导致整体盈利能力均明显提升,尤其是中石油如东接收站和中石化青岛接收站最高盈利超过4500元/吨(折合3.10元/立方米),其他接收站的盈利能力也提升至2000~3000元/吨的水平(折合1.38~2.07元/立方米)。总体看,接收站盈利主要集中在吨天然气盈利500~1,500元的水平(折合0.34~1.03元/立方米的水平),个体差异体现在进口成本差异及区域内气源竞争导致对外销售价格的差异。

2. 液化气工厂盈利能力测算

中国LNG液化工长主要集中在气源附近,例如陕西、内蒙和四川等地。LNG液化工厂供气成本由气源成本、液化费用及运费构成,其中液化费用受液化工厂的开工率、储罐容量等因此影响,通常在0.3~0.6元/Nm3区间。将液化工厂供气成本与销售目的地的天然气市场价比对,判断销售的盈利空间,即液化工厂利润=目标市场天然气价格—(气源成本+液化费用+运费*运距)。在气源稳定、液化费用相对固定的情况下,影响盈利空间的因素主要为供货距离。

(1)选取陕西液化工厂为例测算,其他液化工厂的测算方法类似;

(2)淡季气源成本为区域内基准门站价(1.23元/立方米),旺季气源成本为基准门站价上浮20%,液化费用取0.55元/Nm3,运费分为淡旺季运费率水平,其中淡季运费为0.5~0.6元/立方米,旺季为0.9~1.0元/立方米;

(3)根据以上假设条件可以将盈利公式简化为:液化工厂利润=目标市场天然气价格—运距*运费—M,其中M=气源成本+液化费用;

测算结果为:旺季由于气源成本提升,液化工厂远距离供LNG将发生亏损,液化工厂淡季供给工业级车用用户盈利能力均较好。

3. 加气站盈利能力测算

加气站的气源主要为LNG接收站、LNG液化工厂及管道气等,根据气源不同将导致加气站的盈利能力差异很大。

(1)为测算加气站的盈利空间,选取北京、上海、四川和陕西四个具有代表性的省市,其中北京和上海区域内无液化工厂,但附近有LNG接收站,四川和陕西区域内有液化工厂,而无LNG接收站,因此四个区域的气源主要为管道气、LNG接收站或LNG液化工厂;

(2)管道气价格选取发改委公布的相应区域内基准门站价,LNG接收站和液化工厂对外销售价格选取隆众石化网站披露的相应区域内接收站和液化站对外报价,单位统一为元/立方米。

(3)利润计算公式为:加气站利润=销售价格-气源价格,考虑到气源均为区域内气源,运费成本较低且差异不大,因此该利润中含有运输费用,其利润水平高于实际盈利水平,但不影响各气源之间的对比。

测算结果显示,加气站气源为管道气时盈利能力最好,在2.32~3.24元/立方米的水平;当气源为接收站或液化工厂时,盈利能力均表现为淡季盈利、旺季亏损,且LNG接收站气源盈利能力优于液化工厂。


总体看,中国天然气全产业链虽然涉及上、中、下游较多环节,但根据各环节的经营模式、定价模式及市场化程度可将其捋顺为气态天然气和液态天然气两条主要链条。从盈利看,气态天然气由于受国家政策管制较为明显,管输费及配送费盈利空间为7~8%,较为固定,盈利排序为自采气>进口LNG>进口管道气。液态天然气价格较为市场化,各环节盈利均有不同特点,其中LNG接收站盈利主要集中在吨天然气盈利500~1,500元的水平(折合0.34~1.03元/立方米的水平),个体差异体现在进口成本差异及区域内气源竞争导致对外销售价格的差异;LNG液化工厂盈利能力主要受气源成本及消费市场距离影响较大,由于旺季气源价格提升,远距离供气通常发生亏损;加气站盈利能力受气源成本影响较大,管道气盈利最好,其他气源均有旺季亏损的情况。

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