2021中国液化天然气LNG进口现状及发展前景分析

2021中国液化天然气LNG进口现状及发展前景分析

液化天然气LNG是气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。中国的天然气进口量仍然保持高位增长的态势，其中大部分的进口增量来源于LNG。中国“双碳”背景的推进，近几年的“煤改气”工程持续，都导致国内天然气需求稳步增长。在全球范围内，天然气作为一种较为清洁的化石能源，在多国能源结构中的比重都在逐步加大。

近十年来，中国的液化天然气(LNG)产业已起步，在液化天然气链的每一环节上都有所发展。

今日国内LNG价格涨跌互现，下游消化量不足，高位液价连续回落。目前上游根据出货环境调整报价，基本处于高位回调，低位补涨的局面。截止2021年9月6日133家国内LNG工厂，57家检修/停产/停报/内销，整体对外开工率57%，目前市场均价为5946元/吨。最高价报价6550元/吨，最低价报价5700元/吨。17家国内LNG接收站均价为6099元/吨，最高价是中海油宁波(浙江)报价6300元/吨，最低价是海南洋浦报价5000元/吨。

7月份中国进口天然气

据海关最新公布数据显示，7月份中国进口天然气933.8万吨，月环比减少87.1万吨，降幅为8.53%;同比增加199.1万吨，增幅为27.1%，同比2019年。其中，进口LNG567.2万吨，环比减少15.56%，同比上涨12.66%，较2019年同期相比上涨16.19%;进口管道气366.6万吨，环比上涨4.97%，同比上涨5.89%，较2019年同期相比上涨21.69%。

在LNG进口方面，7月LNG进口量为567.18万吨，环比减少15.56%，同比上涨12.66%。进口总额28.3亿美元，据此推算LNG进口成本约为498.28美元/吨，环比上涨11.19%。

全球对天然气价格进行风险管理的期货合约主要有美国NYMEX的天然气期货合约和IPE的英国NBP天然气期货合约，两者分别采用美国享利港(Henry Hub)天然气现货价格和英国NBP天然气现货价格作为基准价。亚太地区LNG长协定价多数与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩。

在现货方面，7月东北亚LNG现货交付均价在10.836美元/百万英热，环比上涨18.81%，现货价格持续上涨。在长协方面，国际原油价格在近一年中也表现强劲，而占进口主要地位的长协资源因与国际原油价格挂钩，导致长协资源进口成本上涨。在现货、长协双双上涨的支撑下导致LNG进口成本持续走高。

进口成本持续攀升，在一定程度上抑制了企业进口的积极性。同时，国内进口主体为减少亏损，纷纷提高国内LNG销售价格，但下游承受能力有限，部分工厂开工率下滑，终端用气量减少。据金联创数据监测显示，7月中国LNG出厂成交均价在4411元/吨，较6月上涨16.69%。与此同时，LPG、管道气、CNG价格优势显现，局部地区替代LNG现象明显。

根据中研普华出版的《2021-2025年中国LNG行业全景调研与投资战略咨询报告》显示：

在进口来源国方面，澳大利亚仍占据我国进口LNG的主要地位。本月澳大利亚进口207.06万吨，占进口LNG总量的36.51%;卡塔尔挤进第二，进口量为85.56万吨，占进口总量的15.08%;美国跌至第三，进口量为75.53万吨，占进口总量的13.32%。

世界LNG市场分析

一、世界LNG贸易

1、LNG进出口

日前，国际天然气联盟(IGU)发布的《2020年世界LNG报告》显示，2019年全球LNG贸易达到3.547亿吨，比2018年增加4090万吨，增幅达13%，为连续第6年录得增长。

2019年只有三个主要的LNG出口国出口量出现下降。印度尼西亚出口量下降270万吨，主要原因是供给BontangLNG的气源下降。赤道几内亚也出现天然气供给下降，导致LNG出口下降70万吨。此外，挪威LNG出口下降50万吨。

2019年LNG进口增量最大的区域是欧洲。进口量从2018年的4890万吨增加到2019年的8590万吨，增幅76%，在全球市场的份额从16%上升到24%。其中英国、法国、西班牙、荷兰、意大利和比利时合计增加了3200万吨的进口量。背后的驱动因素是价格和国内产量的下降、天然气发电厂用能的增加等。

图表：2019年LNG出口量分析

资料来源：中研普华产业研究院

图表：2019年LNG进口量分析

资料来源：中研普华产业研究院

2、LNG中长期合同

美国液化天然气生产和供应商切尼尔公司2018年2月9日宣布，基于去年11月美国总统特朗普访华期间所签署的一项商业备忘录，该公司已经与中国石油天然气集团签署了液化天然气长期销售协议。根据该协议，中石油集团将通过其子公司中石油国际公司分别从切尼尔公司旗下的两家子公司每年购买约120万吨液化天然气，部分从2018年开始供货，其余部分从2023年开始供货，销售协议有效期至2043年，销售价格将根据亨利枢纽价格加固定费用确定。

3、现货贸易

随着世界范围内LNG产能的建设，在一定时期内世界LNG会呈现供大于求的趋势，为LNG现货贸易带来了资源基础。未来随着中国接收站、管线的进一步开放，以及国家对资源进口管理的调整，现货贸易将在一定程度上促进天然气资源的供应。

LNG现货引进模式，主要受国际上现货交易市场，船运市场，接收站接收、存储及再汽化能力，管输能力等几方面的影响。目前中国进行的LNG现货贸易主要由LNG长期进口商操作，主要基于其对国际LNG市场贸易规则熟悉，国内有LNG接受、存储、汽化及管输能力作为保障。未来在资源市场、船运市场以及国内接收站和管线能力交易机制完善情况下，中国未来LNG现货引进模式类似第三方委托加工模式，但是其在“资源—船运—接收—储存—汽化—管输”整个链条上，需要有很强的时效操作和基础设施能力统筹安排。

总之，现货引进的风险主要体现在现货交易市场的实效、船运的安排、接收站开放窗口以及富裕的存储能力能否协调一致。

二、LNG链

1、LNG液化厂

截至2019年，全球共有64个大型出口LNG液化工厂项目，产能4.08亿吨。11个正在建设或扩建中的LNG液化工厂项目，产能7975万吨。49个计划和拟建LNG液化工厂项目，合计产能5.31亿吨。11个早期阶段拟建LNG液化工厂项目。一般而言，建设在大型气田附近，或会国际供应LNG的液化工厂纳入。中国的很多液化厂，来源于管道气，主要供应国内市场，没有纳入。

2、LNG船

2018年底有563艘运输船，包括33艘FSRU和44艘储罐<50000m3运输船。船运设计服役容量达83100000m3;船运实际服役容量为79600000m3。其次，以160000m3LNG运输船为基准的平均即期租船费为美金88,692/日，比2017年美金46058/日约高一倍。共交付船舶57艘，签约77艘，其中FSRU2艘，50000立方米以下船舶10艘。液化天然气运输船订单包括138艘(相当于液化天然气运输船船队的25%)，其中46艘计划于2019年交付。FSRU船总数为33艘。FSRU载货容积5000000m3。订单包括10艘FSRU，其中3艘定于2019年交付。

3、LNG接收站

截至2019年3月，全球共有135座已投运接收站，合计接收及再气化能力8.16亿吨。扩建及建设中的接收站18座，接收及再气化能力7431万吨。59座接收站，正在计划和拟建，接受能力2.1亿吨。早期阶段拟建接收站15座。

亚洲集中了全球最多的接收站。日本投运接收站最多，达到37个，2个拟建接收站。中国已投运接收站20个(已投运21个，其中一座手续不完备没有正式投入使用。)，在建的3个，计划建设的3个，台湾2座。韩国6座。印度已经投运4座，5座在建，3座拟建。

三、世界LNG供需预测

与管道气相对平稳的表现相比，LNG无论在供给还是需求上都较上年有明显变化。其中以美国和澳大利亚产能提升较显著。随着CovePoint、CorpusChristi第一条生产线等项目的投产，2018年美国的LNG出口产能增加了1290万吨/年，总出口能力超过3900万/年，且70%的出口LNG销往以韩国、日本和中国为代表的亚洲市场。

我国能源消费结构转型升级背景下，我国天然气需求保持增长势头，但增速有所下降。2020年我国天然气需求约3250亿方，同比增长6.86%;产量1889亿方，同比增长8.77%;天然气进口1413亿方，同比增长5.34%，增速大幅回落;对外依存度仍旧处在高位，达到41.89%，较上年下降1.02个百分点。

欲了解更多中国LNG行业发展分析，可点击中研普华《2021-2025年中国LNG行业全景调研与投资战略咨询报告》