天然气专题报告一：接收站，未来天然气进口的主角.pdf

行业 报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1 石油化工 证券 研究报告 2018 年 07 月 06 日 投资 评级 行业 评级 强于大市 (维持 评级 ) 上次评级 强于大市 作者 张樨樨 分析师 SAC 执业证书编号： S1110517120003 zhangxixitfzq 刘子栋 联系人 liuzidongtfzq 资料 来源： 贝格数据 相关报告 1 石油化工 -行业研究周报 :需求放缓与供给缺口赛跑： 80100 美金 /桶或成新目标区间 2018-07-01 2 石油化工 -行业研究周报 :OPEC 会议增产幅度不及预期， 20182019 年原油供需缺口明显 2018-06-24 3 石油化工 -行业研究周报 :对美征税恐增国内能源成本，关注中报业绩 2018-06-18 行业走势图 天然气专题报告一：接收站，未来天然气进口的主角 LNG 接收站 ： 海气进口的必经之路 国际天然气贸易需要先将气态天然气进行处理后液化成 LNG，通过海运送往全球各地。接收站的作用在于，使得 LNG 运输船到达 LNG 码头后，将运输船上的 LNG 通过装置输送到陆地上进行销售。可见， LNG 接收站在 LNG贸易中发挥着巨大的作用。 接收站分布：亚洲地区是投资重心，国内发展逐步多元化 从区域上看，亚洲太平洋地区有着世界上最多的 LNG 接收能力，亚洲地区有着最多的最终投资决策项目（ FID 和 Pre-FID）。 目前 日本的 LNG 接收站数量最多，接收能力最高，中国台湾的利用率最高。中国 LNG 接收能力位居世界第五，预计在 2022 年接收能力会有大幅增长。 目前我国有 22 个 LNG 接收站，名义接受量 7020 万吨 /年。目前，中海油LNG 接收能力占全国总能力的 52.8%；中石油占比 33.7%，中石化占比 10.6%，九丰占比 1.8%，广汇占比 1.1%。随着华电集团、新奥集团、北京燃气等企业与国外 LNG 供应商签署购气协议 ，民企 积极参与海外上游业务等一系列事件不断兴起。未来，民营资本有望逐步向 LNG 上游进行拓展，市场竞争将更加 多元化 。 接收站营运模式 接收站主要有自用和借用两种模式，主要取决于资产的风险偏好。自用方式在天然气贸易价差 较大的情况下可以实现更大盈利 弹性 ，而借用方式的接收站则在通道费不变的情况下每年可以实现稳定收益，不会受到贸易价格波动带来的风险。 从采购和销售模式上看，天然气国际采购趋向于短期小规模的合约，未来长约比例将逐步降低。销售模式上，就我国国情而言， LNG 更能反应市场供需，因此液态销售利润更高。 按照当前时点国内外天然气价格进行测算，管道气从亚洲进口现货会产生亏损，从美国进口有利可图，而 LNG 无论从亚洲还是美国进口都有利可图 。 接收站发展是大势所趋 短期看 ， 管道瓶颈使得接收站承担更多进口使命 。管道气使用率在去年 冬季已经达到上限 难以有超越，对应的供需缺口只能由接收站来承担。 长期看，中美能源贸易或拓展接收站的发展空间 。 对于国内而言，我们目前不存在与美国进行大规模贸易的基础。对于接收站持有者而言，未来有两条路可以选择，一方面是增加接收站的数目，一方面是扩大现有接收站的周转能力，无论哪种思路都将使得接收站的资本开支会越来越多。 国内天然气政策利好 接收站盈利提升 。国家对上游气源持放开态度，有利于气源多样性，使得民营资本更加愿意参与接收站的投资中，可以从国际资源方采购更加便宜的天然气。 此外，在天然气价格理顺的过程中，国家提高管道气门站价并向下游传导，使得接收站气态销售部分的盈利能力随之不断提高。 风险 提示 ： 国内煤改气进度不及预期，美国页岩气对于市场的冲击 -13%-8%-3%2%7%12%17%2017-07 2017-11 2018-03石油化工 沪深 300 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2 内容目录 1. LNG 接收站：海上天然气进口必经之路 . 4 1.1. 接收站的分类 . 4 1.2. 接收站的工艺模式 . 5 1.3. 影响接收站发展的主要因 素 . 6 2. 接收站分布：亚洲地区是投资重心，国内发展逐步多元化 . 7 2.1. 亚洲具有最多接收能力，且仍具潜力 . 7 2.2. 国内接 收站集中“三桶油”，逐步多元化 . 8 3. 接收站的运营模式 . 9 3.1. 接收站的盈利模式 . 9 3.2. 接收站的采购模式 . 10 3.3. 接收站的销售模式 . 11 3.4. 现阶段接收站盈利测算 . 12 4. 接收站发展是大势所趋 . 13 4.1. 短期看，管道瓶颈使得接收站承担更多进口使命 . 13 4.2. 长期看，中美能源贸易或拓展接收站的发展空间 . 14 4.3. 国内天然气政策利好接收站盈利提升 . 14 图表目录 图 1：新增 LNG 接收站类型及拥有 LNG 接收站国家数量 . 4 图 2： LNG 接收站主要工艺流程 . 5 图 3： 2005-2015 年新建 LNG 接收站资本开支（美元 /吨） . 6 图 4： 2000-2020 年全球 LNG 接收站接收能力及利用率 . 7 图 5：截至 2017 年 1 月全球 LNG 接收站分布及状态 . 7 图 6：全球主要 LNG 接收站地理分布 . 7 图 7： 2016-2022 年不同国家 LNG 接收站接收能力和利用率 . 8 图 8：国际天然气价格（美元 /百万英热） . 11 图 9：全球 LNG 合约规模（十亿立方米）和期限下降（年） . 11 图 10： LNG 市场价（元 /吨） . 12 表 1：常规 LNG 接收站和浮式 LNG 接收站对比 . 4 表 2： LNG 接收站主要系统及装备 . 5 表 3：两种主要工艺的比较 . 5 表 4：不同油价下我国进口 LNG 到岸完税价格测算结果表 . 6 表 5：我国主要 LNG 接收站概况 . 8 表 6：接收站不同模式盈利比较 . 9 表 7：不同贸易价格下的接收站盈利测算 . 10 表 8：“三桶油接收站 ”长约情况 . 10 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 3 表 9：管道气套利测算 . 12 表 10：管道气套利测算 . 12 表 11：我国主要天然气进口管道 . 13 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4 1. LNG 接收站： 海上天然气进口必经之路 国际 天然气贸易需要先将 气态 天然气进行处理后液化 成 LNG， 然后 通过海运送往全球各地。接收站的作用在于 ， 使得 LNG 运输船到达 LNG 码头后， 将 运输船上的 LNG 通过装置 输送到陆地上进行销售 。 可见， LNG 接收站在 LNG 贸易中发挥着巨大的作用。 1.1. 接收站的 分类 根据 LNG 接收站所在位置，可以将 LNG 接收站分为陆上常规 LNG 接收站和浮式 LNG 接收站。浮式接收站可以分为两类：船舶式和重力结构式 ，其中 船舶式以 LNG 船舶为基础，在原有储罐设施的基础上增加气化装置，从而实现 LNG 的 接收 和气化功能 ； 重力结构式指在混凝土或钢制矩形结构上安装 LNG 储罐和气化装置，固定在海上某个地点使用。在已建成的浮式接收站以船舶式为主，这些又可以分为浮式接收存储气化装置（ FSRU） 、 LNG 穿梭气化船（ SRV） 和浮式 LNG 气化装置（ FRU）。 陆上常规接收站和浮式接收站的主要特点如下表所示。 表 1： 常规 LNG 接收站和浮式 LNG 接收站 对比 陆上常规接收站 浮式接收站 建设周期 36 个月，相对较长 12 个月内，相对较短 建设投资 高 低 经济性 投资回收期相对长，经济性较好 投资回收期相对短，经济性较差 调峰能力 只能为一个市场供气，灵活性较 差 能为多个市场供气，灵活性较好 供气稳定性 更安全可靠，可以实连续供气 连续供气难度大，成本高 所占陆域面积及岸线 适合不缺土地的地区，面临拆迁 征地的问题 适合缺土地而不缺岸线的港口， 简化审批手续 操作维护费用 相对低 相对高 方案灵活性 较差 较好 国内代表 国内多数采用 中国石化天津 LNG 接收站 资料来源： CNKI，天风证券研究所 根据 IGU 估计， 2017 年将增加 90.4 百万吨 /年 LNG 接收能力，其中有 13 个陆上接收站项目、 6 个 FSRU 和 4 个原有接收站的扩展项目。由于浮式接收站具有建设周期短、灵活性高等优点，哥伦比亚、埃及等新兴 LNG 市场偏爱建设浮式接收站。 图 1： 新增 LNG 接收站类型及拥有 LNG 接收站国家数量 资料来源： IGU， 天风证券研究所 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 5 1.2. 接收站的工艺模式 无论哪一种接收站， 基本都 由 4 种系统构成： LNG 卸料及储存系统 、 BOG 处理系统 、 气化外输系统 、槽车（船）装车（船）系统。 表 2： LNG 接收站主要系统及装备 项目 LNG 卸料及储存 系统 BOG 处理系统 气化外输系统 槽车（船）装 车（船）系统 主要设备 LNG 输送泵（ LNG运输船上） 低压 BOG压缩机 LNG 低压泵（ LNG 储罐内） LNG 低压泵（ LNG 储罐内） LNG 卸料臂 中 /高压 BOG 压缩机 再冷凝器 装车臂 BOG 返气臂 再冷凝气 LNG 高压泵 BOG 返气臂 LNG 储罐 BOG 减温器 LNG 气化器 资料来源： CNKI，天风证券研究所 接收站的工艺流程一般包括卸料及储存、气化外输、蒸发气（ BOG） 处理、装 /卸车、装 /卸船和火炬 /放空等。蒸发气（ BOG） 指由于 LNG 从周围环境中吸收热量而不断形成的蒸汽。根据 LNG 接收站对 BOG 不同的处理方法，可以分为直接外输工艺和再冷凝工艺。 图 2： LNG 接收站主要工艺流程 资料来源： 昆山咨询， 天风证券研究所 直接外输工艺是用压缩机将接受站内的蒸发气直接增加至外输压力，与气化后的 LNG 混合外输。再冷凝工艺指，先将 BOG 压缩到一定的较低压力后输送至再冷凝器， LNG 从储罐中加压后也进入再冷凝器中进行循环。利用 LNG 增压后的过冷量使蒸发气再冷凝，冷凝后的 LNG 与直接从储罐中输出的 LNG 经高压输送泵加压后，气化外输。两种工艺的主要优缺点如下表所示。 表 3： 两种主要工艺的比较 优点 缺点 直接外输工艺 可以适应用气量波动变化 1.所需的 BOG 压缩机功率较大，能耗高 2.气体加压工艺更复杂 再冷凝工艺 1.作为液体高压泵入口的缓冲罐，防止气蚀 2.能耗相对低 LNG 液位随着外输量的变化而变化，液位难以控制，增加能耗和资源浪费 资料来源： CNKI，天风证券研究所 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 1.3. 影响接收站发展的主要因素 建设成本。 接收站的建设开支主要包括船舶停泊、储气罐、再气化设备、相关管道及其他设备。 2016 年陆上接收站的加权平均建设成本为 334 美元 /吨，远高于 2015 年的 242 美元 /吨。 IGU 预计 2017 年陆上接收站资本开支将会降至 212 美元 /吨， 2018 年为 285 美元 /吨。随着我国储气调峰需求的提高，陆上接收站建设中 LNG 储罐的成本会进一步提高。相比于陆上 LNG 接收站，浮式接收站的建设成本较低， 2016 年仅为 78 美元 /吨。 LNG 接收站的建设成本越高，资金回报率就会越低，进而影响接收站的发展。 图 3： 2005-2015 年新建 LNG 接收站资本开支 （美元 /吨） 资料来源： IGU， 天风证券研究所 贸易 价格。 在进口天然气存在较大利差的情况下，会刺激资本投资，相应加快接收站建设步伐。 进口 LNG 价格与国际油价相关，而油价在 60-80 美元 /桶区间内，进口 LNG 价格与国内管道气门站价价格严重倒挂，进口 LNG 气化输送到管道后的销售价格与国产气相同，这将打击 LNG 接收站进口 LNG 的积极性，进而降低利用率和盈利能力。 此外， 国际 LNG贸易中长约比例降低，随着国际油价波动和全球 LNG 供求再平衡，短约价格波动会增加LNG 接收站的运营风险。 表 4： 不同油价下我国进口 LNG 到岸完税价格测算结果表 （参考 2016 年天然气价格） 国际油价（美元 /桶 ） 进口气到岸完税价格（元 /方 ) 卡塔尔 澳洲壳牌公司 澳洲埃克森美孚公司 40 1.93 1.85 1.78 50 2.37 2.28 2.19 60 2.81 2.71 2.6 70 3.26 3.13 3.01 80 3.7 3.56 3.42 90 4.14 3.99 3.83 100 4.59 4.42 4.24 110 5.03 4.85 4.65 120 5.47 5.28 5.06 130 5.91 5.71 5.47 资料来源： CNKI，天风证券研究所 下游管道配套及相关基础设施建设。 LNG 进口气化后能否顺利输入城市燃气管网很大程度上决定了接收站的产能利用率。考虑到我国天然气管网基本由三桶油建设，管网基础设施尚未做到全面互联互通，部分接收站的进口气源无法及时输送至下游需求。这些在一定程度上影响 LNG 接收站的发展。 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 7 政策法规及审批流程。 根据国务院关于发布政府核准的投资项目目录（ 2014），“进口液化天然气接收、储运设施：新建（含异地扩建）项目由国务院行业管理部门核准，其中新建接收储运能力 300 万吨及以上的项目报国务院备案，其余项目由省级政府核准。” LNG陆上接收站建设涉及征地拆迁和用地审批，会额外增加建设的周期和项目的不确定性。陆上接收站建设周期较长，审批的不确定性会增加接收站的运营成本。 2. 接收站分布 ：亚洲地区是投资重心，国内发展逐步多元化 2.1. 亚洲具有最多接收能力，且仍具潜力 全球 LNG 接受能力平稳增长，现有接收能力集中在亚洲。 2017 年全球 LNG 接收站接收能力达到了 795 百万吨 /年，相比于 2016 年的 777 百万吨 /年的接收能力增长了 2.32%。从区域上看，亚洲太平洋地区有着世界上最多的 LNG 接收能力，亚洲地区有着最多的最终投资决策项目（ FID 和 Pre-FID）。 图 4： 2000-2020 年全球 LNG 接收站接收能力及利用率 图 5： 截至 2017 年 1 月全球 LNG 接收站分布及状态 资料来源： IGU， 天风证券研究所 资料来源： IGU， 天风证券研究所 图 6： 全球主要 LNG 接收站地理分布 资料来源： IGU， 天风证券研究所 全球范围内看， 目前 日本的 LNG 接收站数量最多，接收能力最高，中国台湾的利用率最高。中国 LNG 接收能力位居世界第五，预计在 2022 年接收能力会有大幅增长。 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 8 图 7： 2016-2022 年不同国家 LNG 接收站接收能力和利用率 资料来源： IGU 天风证券研究所 2.2. 国内接收站 集中“三桶油”，逐步多元化 目前我国有 22 个 LNG 接收站，名义接受量 7020 万吨 /年。目前，中海油 LNG 接收能力占全国总能力的 52.8%；中石油占比 33.7%，中石化占比 10.6%，九丰占比 1.8%，广汇占比1.1%。 表 5： 我国主要 LNG 接收站概况 省份 城市 起始时间 名义容量（ MTPA） 控股 广东 大鹏 LNG1 期 2006 6.8 中海油 33% BP30% 福建 莆田 2008 5 中海油 60% 福建投资开发集团 40% 上海 洋山 2009 3 申能集团 55% 中海油 45% 辽宁 大连 2011 6 中石油 75%,大连港 20%，大连发改委 5% 江苏 如东 2011 6.5 中国石油 55%，太平洋油气 35%，江苏国新 10% 广州 东莞 2012 1.5 九丰 100% 浙江 宁波 2013 3 中海油 51%，浙江能源29%，宁波供电局 20% 广东 珠海 2013 3.5 中海油 30%，广东天然气25%，广东粤电 25%，当地公司 20% 河北 唐山 2013 2.7 中石油 51%，北京控股集团 29%，河北天然气 20% 天津 天津 2013 2.2 中海油 100% 海南 洋浦 2014 2 中海油 65%，海南发展控股 35% 山东 青岛 2014 3 中石化 99%，青岛港 1% 广西 北海 2016 3.6 中石化 100% 广东 深圳 2017 4 中海油 70%，深圳能源 30% 天津 天津 2017 3.5 中海油 100% 天津 天津 2017 2.9 中石化 100% 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 9 广东 粤东 2017 2 申能 55%，中海油 45% 广东 深圳 2017 3 中石油 51%， CLP24.5%，深燃 24.5% 福建 漳州 2018 3 中海油 60%，福建投资开发集团 40% 浙江 舟山 2018 3 新奥能源 100% 总和 70.2 资料来源： IGU，天风证券研究所 随着 华电集团、新奥集团、 广州 燃气等企业与国外 LNG 供应商签署购气协议；新奥 股份 、北京燃气等企业积极参与海外上游业务 等一系列事件不断兴起 。未来， 民营资本有望逐步向 LNG 上游进行拓展， 市场竞争将更加 多元化 。 3. 接收站 的运营 模式 接收站的投资主要包括三个部分 ， 码头建设 、储罐建设、管线设施建设，通常码头建设投资占整个投资的大部分。运营方面，由于接收站主要靠机械运作，所需要的员工很少，其他费用也很低，整体上将近 80%的成本都是来自于折旧。 此外，成规模的接收站投资额都一般非常大，少则几十亿，多则上百 亿，贷款一般会占到整个投资额的 7 成，因此也具有较高的财务压力。 在如此大额的投资下，不同运营模式的接收站在盈利方面是有显著区别的，接下来将详细说明。 3.1. 接收站的盈利模式 接收站的盈利模式 有两种方式，第一种是自用，即接收站是整个贸易链条的一部分，公司在计算盈利的过程中，需要将接收站的各项费用考虑在内；第二种是借用，即接收站不是整个贸易的一部分， 而是一个通道，贸易方需要向接收站拥有者支付一定比例的 通道 费。 两种方式都具备较高的盈利能力 ，以一个 300 万吨级别的接收站为例，在不考虑管线设施，下游均采用 LNG 槽车运输的情况下，投资额大约是 40 亿左右 ，通道费 假设 0.34 元 /方，折算为 473 元 /吨 ，贸易价差假设为 1000 元 /吨。 表 6： 接收站 不同 模式盈利比较 自用方式 借用方式 使用者 拥有者 总投资（亿元） 40 - 40 贷款 70%（亿元） 28 - 28 财务费用（ 亿元 ） 1.96 - 1.96 折旧（亿元） 2 - 2 运营成本（亿元） 0.5 - 0.5 每年 总 成本 （亿元） 4.46 - 4.46 年 周转能力（万吨） 300 300 300 贸易 价差 （元 /吨） 1000 1000 1000 贸易盈利（亿元） 30 30 通道费（元 /吨） -473 473 通道费盈利（亿元） -14.19 14.19 净利润 （亿元） 25.54 15.81 9.73 资料来源： wind， 天风证券研究所 注：贷款利率采用 7%， 贸易价差为假设数据 行业报告 | 行业专题研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 两种方式盈利不同的核心在于风险偏好，自用方式的接收站更具有风险偏好，因此在贸易价差较大的情况下可以实现更大盈利，而借用方式的接收站则在通道费不变的情况下每年可以实现稳定收益，不会受到贸易价格波动带来的风险。 表 7： 不同 贸易价格下的接收站盈利测算 贸易价差（元 /吨） 0 250 500 750 1000 每年 总 成本（亿元） 4.46 4.46 4.46 4.46 4.46 通道费（亿元） 14.19 14.19 14.19 14.19 14.19 贸易盈利（亿元） 0 7.5 15 22.5 30 自用方式盈利 （ 亿元 ） -4.46 3.04 10.54 18.04 25.54 借用方式 使用者盈利（ 亿元 ） -14.19 -6.69 0.81 8.31 15.81 借用方式拥有者盈利（亿元） 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 资料来源：天风证券研究所 预测 3.2. 接收站 的 采购 模式 对于自用接收站和天然气贸易商而言，天然气的采购和销售价格是影响自身利润的重要因素。采购方面，主要有三种 模式 ，长约、短约和现货，其中长约指 10 年以上期限的合约，短约一般指 10 年以下。 在长协价格上，国内贸易商一般会与资源方参考当前价格协商一个贸易基准价，与国际油价或者美国亨利港价格挂钩，有一定浮动比例， 并且 一般会选择采用到岸价避免船运价格变化的风险。 我国接收站基本都集中在 “三桶油”手里， 2017 年之前，仅有九丰一家民营接收站，且规模很小，因此出于对天然气保供的需要， 过去贸易商普遍签订长约 ，通过三桶油的 订单可以发现，长约签订时间基本是在 08 和 09 年前后， 期限 普遍在 20 年以上 。 表 8： “三桶油接收站”长约情况 合同签订时间 买方 卖方 气田 年供应量 （万吨） 供应年限 2002 年 5 月 中海油 奥德赛 澳洲西北大陆架气田 330 25 2006 年 9 月 中海油 印尼 +BP 印尼东固气田 260 25 2006 年 7 月 中海油 马来西亚石油公司 BintuluMLNGTiga 300 25 2008 年 4 月 中海油 卡塔尔 +壳牌 卡塔尔气田 200 25 2008 年 4 月 中石油 卡塔尔 +壳牌 卡塔尔气田 300 25 2008 年 6 月 中海油 道达尔 100 15 2008 年 11 月 中石油 荷兰壳牌 Shell 项目澳洲高更气田 200 20 2009 年 5 月 中海油 英国天然气公司 澳洲昆士兰 360 20 2009 年 8 月 中石油 埃克森美孚 澳洲高更气田 225 20 2009 年 11 月 中石化 埃克森美孚 巴布亚新几内亚 200 20 2009 年 11 月 中海油 卡塔尔天然气 卡塔尔气田 300 25 2010 年 中海油 英国 BG 集团 360 20 2011 年 4 月 中石化 澳大利亚太平洋液化天然气有限公司 澳洲 APLNG 430 20 2012 年 11 月 中海油 英国 BG 集团 500 20 资料来源： CNKI， 天风证券研究所 根据当前天然气价格 ， 过去长约在当前时点并不具备竞争力 ， 因此近几年新投产的接收站，在较低的进口成本下会显著受益。