報告品種：天然氣

觀點小結

本次調研共走訪華東沿海四家接收站以及一家天然氣貿易商企業(yè)，各家接收站之間經營模式各不相同。接收站企業(yè)背景決定了天然氣來源和銷售渠道的選擇，保供任務較重的接收站氣源采購偏向于簽署長協，銷售偏向管道氣；相應保供任務較輕的接收站氣源現貨占比更大，銷售以液化氣為主。對于后者來說，前者管道氣合約量的執(zhí)行力度會直接影響液化氣的需求與價格。

接收站之間也有相同之處，各接收站均計劃在24年增加接船量。海外天然氣價格回落，一方面天然氣進口成本下降，另一方面歐洲對轉賣合約需求下降，出于效益考慮，LNG進口量同比將上升。

接船量上升也導致國內天然氣市場競爭加劇。供應上升的同時，需求并未迎來起色，整體市場偏寬松。此外，氣溫經常成為天然氣的意外變量，冬季低溫將在短時間內迅速拉升價格。海外天然氣市場也是如此，俄烏沖突導致天然氣地區(qū)間供需錯配，確實量被補足后，過剩問題開始凸顯。

調研背景

液化天然氣接收站由卸料設施、儲存設施和再氣化設施三部分組成，前端承接進口天然氣氣源，后端通過液化氣或者管道氣方式輸出。2023年我國共進口天然氣1.2億噸，其中氣態(tài)占比40%，液態(tài)占比60%，而液化天然氣進口必須經過接收站，接收站在天然氣進口中占有非常重要的位置。

近年來接收站高速投產，形成產能過剩局面，液化天然氣市場競爭加劇。2023年接收站年周轉能力已超過1.2億噸，而接收站利用率僅為55%，未來仍有大量接收站投產計劃。

此次我們走訪華東四座接收站以及一家下游天然氣貿易商企業(yè)，了解接收站的天然氣來源、銷售渠道等具體經營模式，以及這部分市場參與者對未來國內天然氣價格走勢的判斷。

調研紀要

1、接收站A

接收站A位于江蘇，2011年投產一期，2016年投產二期，2021年投產三期。年周轉能力7.5MTPA，現有6座LNG儲罐，總罐容108萬方。

氣源：該接收站隸屬于國企，天然氣由總部統(tǒng)一采購，接收站只接收集團內部天然氣，一個月接收7-8船。氣源多樣化，中東、俄羅斯、澳大利亞等地區(qū)均有涉及。

銷售：終端需求以城燃為主，集團公司有城燃業(yè)務。國內天然氣需求增量主要來自居民方面，地暖普及率上升之后，增加天然氣取暖需求，這也是市場競爭集中的部分。

銷售形態(tài)方面，氣態(tài)和液態(tài)比例由集團公司決定。國企有保供任務，銷售以氣態(tài)外輸為主，外輸量在1000-3500萬方/日。液態(tài)銷量逐年減少，年計劃量在30-40車/日，采用隨行就市、對標周邊接收站的定價策略。

物流：液化天然氣輻射半徑200-400km，公路運費為0.85/噸/公里，周邊新接收站投產后會擠占下游市場。

行情展望：2024年整體偏寬松的，但氣溫可能成為意外變量。如果天然氣上期貨的話，公司參與難度比較大，款項審批和公司風格都是問題所在。城燃用戶參與期貨市場的可能性較大，一方面是因為他們在對上下游感知都很全面，另一方面他們有下游用戶作為托底，擁有處理實貨交割的能力。

2、接收站B

接收站B位于江蘇，計劃于2025年年底投產，建成后年周轉能力可達到6MTPA，總罐容80萬方。

氣源：進項合約還未簽署，計劃最遲在明年年初簽署完成。接收站正在積極接觸上游資源，但各國天然氣資源均有劣勢。美國液化項目不確定性以及政策擾動較大；澳大利亞和東南亞沒有新的液化天然氣資源可供銷售；中東液化天然氣價格高且投產周期長；俄羅斯新的液化裝置位于北極圈內，破冰船運力不足。

銷售：集團公司有省級天然氣管道資產，開拓下游渠道相對容易。后續(xù)規(guī)劃以管道氣為主，液化氣現貨作為補充。此外，也考慮外租儲罐、報稅和設立交割庫等業(yè)務。

物流：美國LNG至中國運費為2美元/MMBtu，卡塔爾LNG至中國運費為0.5美元/MMBtu。

行情展望：由于俄烏沖突，天然氣供需短期受到擾動，但2024年天然氣過剩情況開始凸顯，預計未來持續(xù)寬松。

3、液化站C

接收站C位于江蘇，2017年投產一期，2018年投產二期，2020年投產三期，2022年投產四期，年周轉能力超過5MTPA，現有罐容82萬方。2024年4月15號計劃投產五期20萬方儲罐，六期20萬方儲罐還未開始建設，全部投產后，接收站年度周轉能力將達到10MTPA。

氣源：2017年與道達爾氣電亞洲私人有限公司簽署10年長協，年合約量70萬噸。天然氣采購長協和現貨比例為3：7，2024年計劃每個月接5船，自用3-4船，外租開放1-2船。

銷售：管道氣連接江蘇啟通天然氣管線項目，向下游客戶供氣。主要客戶是城燃，也有少部分小終端，定價模式參照三桶油。液化氣下游主要是加氣站和陶瓷紡織等工業(yè)用戶，通過貿易商分銷，采用現貨一口價的定價方式。目前管道外輸量為125萬方/日，冬季會適當上調；液化每天外賣100車左右，裝車能力為400車/日。除了銷售天然氣的業(yè)務外，積極開展外租碼頭窗口期和儲罐租賃業(yè)務。

行情展望：國際價格的下跌以及接收站供應增加導致競爭進一步加劇，價格下跌的情況下可能會吸引管道氣用戶采購LNG，以及替代能源用戶的轉換。

4、接收站D

接收站D位于浙江，2018年投產一期，2021年投產二期。目前年周轉能力7.5MTPA，三期項目建設4座22萬方LNG儲罐，2025年9月投產后接收站年周轉能力可升至11MTPA。接收站有2個碼頭，1號只能卸船，2號碼頭只能反輸，待2號碼頭擴建完成后，也可以卸船。

氣源：接收站天然氣來自集團公司和SK兩大股東。集團簽署大量長協，目前共有234萬噸/年的長約處于生效狀態(tài)，60萬噸/年長協計劃2025年生效，650萬噸/年長協計劃2026年生效。

銷售：管道氣一部分接入杭甬線，一部分接入城燃，還有一部分外輸至榮盛石化。管道氣設計容量為80億方/年，最大可以達到100-120億方。液化氣裝車能力為400-500車/天，但受到島上交通限制，運輸能力為310車/天。

行情展望：未來周邊仍有接收站投產，且啟東也將增加LNG的出貨量，預計周邊天然氣銷售競爭加劇。接收站積極推廣各種窗口期業(yè)務，且如果天然氣期貨上市，考慮配合交易所辦理交割庫。

5、貿易商E

E公司位于江蘇，是蘇州一家天然氣貿易公司的下屬公司，主營業(yè)務是工業(yè)天然氣的銷售。

氣源：天然氣從接收站采購，與新奧、五號溝簽訂2-3萬噸/年的長約。

銷售：分為兩種銷售形勢：杜瓦瓶沖裝和液化天然氣貿易，對需要液化天然氣的工廠，也可以提供氣化器和儲罐配套服務。杜瓦瓶終端用戶主要是當地城燃，液化天然氣終端用戶為氧化鋅工廠和家紡企業(yè)。

物流：杜瓦瓶銷售半徑為100km，運距增加會導致成本上升和安全問題反饋不及時。

行情展望：2024年天然氣市場偏穩(wěn)定，外貿訂單下降導致部分工業(yè)企業(yè)難以消化管道氣合同量，液化天然氣價格難以抬升。

（注：紫金天風期貨發(fā)布調研報告的時間為4月11日）

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