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中债研究丨天然气全产业链分析——液态天然气篇:摸清产业链脉络,探究盈利空间

作者:中债资信石油天然气研究团队

  摘要:

  在天然气需求增速提升、行业开放性加大、行业进入壁垒逐渐降低的环境下,未来涉足该行业的企业将逐渐增多,而行业长期较为垄断的局面导致市场对天然气行业各个环节认知度较低,因此中债资信石油天然气团队对天然气行业进行深入研究。

  天然气产品按相态不同可分为气态天然气和液态天然气,虽然相态不同,但化学性质近似,且具有热值高、碳排放低及经济性高等特点。我国天然气全产业链包括上游气源、中游储运和下游分销,涉及了天然气的产、贸、运、储、销各个环节。根据产业链上产品形态的差异可将天然气产业链分为气态和液态天然气链条,产业链相对清晰、简单。前期中债资信已发布第一篇:“天然气全产业链分析—气态天然气篇”,此为第二篇:“液态天然气篇”。

  气源:进口LNG通过海上轮船在东部沿海码头进入我国市场,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进入我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。

  天然气产业链所涉及的环节较多,且不同环节天然气形态不一,因此将其按形态拆分为气态及液态产业链两篇。第一篇“天然气全产业链分析—气态天然气篇”主要介绍天然气产品种类、特点及行业全产业链流程,并从气态天然气各个环节运行模式、定价机制、未来发展方向等方面出发,深入研究主要环节的盈利情况。此为第二篇:“天然气全产业链分析—液态天然气篇”,本篇将着重介绍液态天然气涉及的各个环节运行模式、定价模式及主要环节的盈利模式。

  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,我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,自采气在我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我国市场,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,弥补了我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,我国形成了四条天然气进口通道。

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