重磅干货丨天然气全产业链分析——气态+液态篇：唯有摸清产业链脉络才能探究盈利空间-第6页-北极星火力发电网

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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。

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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