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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。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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