第二梯队LNG接收站项目建设与发展

文习之，许文平

1.佛燃能源集团股份有限公司；2.深圳市博轶咨询有限公司

0 引言

LNG（液化天然气）作为清洁、高效的优质能源，在优化中国能源消费结构、控制温室气体排放、助力实现“碳达峰、碳中和”方面发挥着重要作用［1］。国际上，LNG产业链包括LNG生产、运输、采购、销售等环节［2］，接收站作为基础设施，是中国LNG进口和消费增长的重要支撑。2006年，由中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）主导的广东大鹏LNG项目投产，国内LNG接收站的布局和建设开始加快，三大石油公司（中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海油）先后主导建设了福建、江苏，以及宁波、珠海、唐山、青岛等地的LNG项目，构成中国LNG接收站项目建设的“第一梯队”和主力军。

伴随国家油气体制市场化改革、国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网）的成立，储气设施的投资和运营加快向社会资本开放，国内企业积极谋划进口海外LNG，市场主体快速增加到20余家［3］。这其中，部分企业寄希望于建设LNG接收站项目，开展LNG自主进口，成为三大石油公司和国家管网以外的“第二梯队”。

1 第二梯队概况

近年来，以发电企业和大型城市燃气公司为主的第二梯队都在积极推动直接从海外购买 LNG资源、建设LNG接收站，也有部分企业介入了国内上游勘探开发领域，谋划成为集气源供应、区域管道输送和下游销售于一体的纵向一体化公司［4］。纵观中国国内第二梯队企业，可大致分为发电（能源）企业、省级天然气管网企业、城市燃气企业、石化生产或贸易企业4类。

截至2021年底，中国已拥有LNG接收站的第二梯队企业包括申能（集团）有限公司（简称申能集团）、广汇能源股份有限公司（简称广汇能源）、新奥天然气股份有限公司（简称新奥股份）、广东九丰能源集团有限公司（简称九丰能源）、深圳市燃气集团股份有限公司（简称深圳燃气）。其中，申能集团属于发电（能源）企业，新奥股份、深圳燃气属于城市燃气企业，九丰能源、广汇能源则属于石化生产或贸易企业。

国家管网以市场化模式从三大石油公司接收了10座LNG接收站，实现了LNG接收站经营模式从企业自用向第三方开放的重要变革［5］。同时，LNG接收站第二梯队也不断涌现出新的市场主体，如，浙江能源天然气集团有限公司（简称浙江能源）、广东能源集团天然气有限公司（简称广东能源）、江苏省国信集团有限公司（简称江苏国信）、深圳能源集团股份有限公司（简称深圳能源）、北京市燃气集团有限责任公司（简称北京燃气）、广州燃气集团有限公司（简称广州燃气）、新天绿色能源股份有限公司（简称新天绿能）、浙江杭嘉鑫清洁能源有限公司等。这些第二梯队除自主建设LNG接收站以外，还通过取得国家管网托运商资质从而利用国家管网LNG接收站窗口期或通过股权合作等方式拓展了LNG接收站运营模式。如，韩国SK集团入股新奥舟山LNG接收站10%并取得相应比例的加工权益；广东大鹏LNG接收站对股东方开放，实现加工权益的市场化交易。

2 第二梯队LNG接收站项目整体情况

在第二梯队之中，因企业性质、行业属性的不同，体现出不同竞争优势。如，贸易类企业在用户基础方面不如具有特许经营权的城市燃气企业，但在市场外拓、把握周期性行情方面具备优势；城市燃气、发电企业普遍拥有稳定的天然气消费市场，除了通过建设LNG接收站自主进口LNG自用，还通过外输管道或LNG槽车开展国内天然气贸易。

部分第二梯队企业 2020年天然气供应量及已建、在建LNG接收站项目股权见表1。

表1 第二梯队企业天然气供应量及已建、在建LNG接收站项目概况

2019年4月，交通运输部等三部委发布《关于全国沿海与长江干线液化天然气接收站码头布局发展的意见》（简称《意见》），提出统筹规划、体系衔接、科学布局、相对集约等基本原则，划分了重要港址、一般港址、应急调峰港址和预留港址，指导和限制LNG码头布局，未纳入《意见》的港址将不予支持建设LNG码头［5］。建设 LNG接收站投资大（最小经济规模在200×104t/a以上，投资在30×108元以上［6］）、门槛高、手续复杂，第二梯队企业将面临较大的经济压力和时间成本。相比第一梯队，第二梯队企业在新建 LNG接收站方面也具有一定的优势。在此，仅从政策与规划、资金支持、上游资源、下游市场、技术经济条件、专业运营6个维度进行定性分析，简要归纳见表2。

表2 第二梯队新建LNG接收站的优劣势

3 第二梯队在运项目

据思亚能源咨询（北京）有限公司统计，2021年中国22座LNG接收站进口总量超过8 000×104t，接收站平均利用率达 90.2%，两项数据均创造历史新高。而国内第二梯队的6座LNG接收站的运营情况则分化明显，总体而言，项目设计规模越大，利用率越高。申能洋山、五号沟进入运营成熟期，利用率有较强的延续性；新奥舟山LNG接收站在长协合同和外输管道的支撑下步入稳产期；而深圳燃气、九丰 LNG接收站受市场因素影响，利用率显著降低。各项目的LNG进口量和接收站利用率详见表3。本部分结合2019—2021年的数据，对第二梯队LNG接收站项目的建设和运营情况进行分析与探讨。

表3 近3年第二梯队及全国LNG接收站进口规模及利用率

3.1 申能洋山、五号沟LNG接收站

3.1.1 项目规模

洋山LNG接收站设计规模300×104t/a，拥有3座16×104m3、2座20×104m3LNG储罐，1座8×104～27×104m3LNG码头，外输管道连接至上海城市燃气管网。截至 2021年底，项目累计投资约为67×108元。

五号沟 LNG接收站设计规模 150×104t/a，拥有1座2×104m3、2座5×104m3、2座10×104m3LNG储罐，1座5万吨级LNG码头，槽车装车橇6个，外输管道连接至上海城市燃气管网。2008年，投资13×108元完成扩建工程，2017年投资12×108元完成二期扩建工程，目前正在开展三期扩建工程前期设计，拟新增1座约20×104m3LNG储罐。

3.1.2 商务合同

上游 LNG贸易由申能集团主导，2009—2021年，共签署5份LNG长协合同，较好地匹配未来接收站产能，详见表4。

表4 申能集团LNG购销协议一览

3.1.3 运营简况

近年来，两座接收站均保持稳定、较高的利用率，高于全国平均水平，且洋山LNG接收站在2020年底完成LNG储罐扩建工程后，储气能力较项目一期增加了80%，进一步释放了LNG码头的接卸能力，利用率创造历史新高。

3.2 新奥舟山LNG接收站

3.2.1 项目规模

截至2021年底，设计规模500×104t/a，拥有4座16×104m3LNG储罐，1座 8×104～27×104m3LNG码头，槽车装车橇14个，通过81 km外输管道连接至浙江省天然气管网。接收站项目一期投资约77×108元，二期扩建工程约 24×108元。项目三期拟建设4座LNG储罐及配套气化设施，并扩建1座可靠泊18×104m3LNG船舶的码头，年处理能力扩大至 1 000×104t。

3.2.2 商务合同

新奥股份顺应国际LNG长协年限缩短的趋势，签订了5份10年期左右合同，构建了“澳洲、北美、俄罗斯产地气源+国际石油公司资源池”的气源组合，并预留有一定比例的LNG现货采购空间，详见表5。

表5 新奥股份LNG购销协议一览

3.2.3 运营简况

2020年8月以前，项目外输管道未投产，LNG均以液态槽车运输的方式进行，产能利用率较低，但在外输管道通达后显著跃升，详见表 3。据新奥股份上市公司年中报告及业绩公告显示，2021年上半年舟山LNG接收站进口同比增长46.2%，超过上市企业新增天然气供应 22.3%的增长率，初步体现了项目对其城市燃气主营业务的气源支撑。

3.3 九丰东莞LNG接收站

3.3.1 项目规模

设计规模100×104t/a，拥有2座8×104m3LNG储罐，1座5万吨级LNG码头，槽车装车橇14个，通过新增气化装置和外输管道为热电联产和城市管网供气。项目基于LPG（液化石油气）及化工库区开展建设，新增投资约8.5×108元，于2013年投产。

3.3.2 商务合同

九丰能源较早在国内开展LPG国际贸易，通过新增LNG储罐和码头设施，成功延伸国际LNG业务。2021年，企业成功上市，其招股说明书显示在2014—2020年间顺利执行完成2份LNG合同，目前正在执行中的 LNG合同共 2份（短期），见表 6。公司筹划LNG运输船的购买和建造，依托海上LNG过驳和转运经验，进一步完善自身LNG航运板块，见表7。

表6 九丰能源现行LNG购销协议一览表

表7 九丰能源LNG运输船购买协议

3.3.3 运营简况

2019—2021年，东莞LNG接收站利用率显著低于全国平均水平。2020年 3月，九丰 LNG外输管道投产，据思亚能源咨询（北京）有限公司数据统计显示，2020年、2021上半年气化外输占比分别为46%、64%。对比企业招股说明书所披露的 2018—2020年LNG销售量分别为133×104t、114×104t、130×104t，显著高于其东莞 LNG接收站周转量，或因其在国内外均开展LNG贸易业务，且使用其他LNG接收站进口LNG所致。2021年，接收站利用率进一步下降，则可能与2020年11月对长协合同复议加入JKM指数有关，因价格显著提升而延期、转售或取消接货。

3.4 广汇启东LNG接收站

3.4.1 项目规模

截至2021年底，设计规模300×104t/a，拥有2座 5×104m3、2座 16×104m3、1座 20×104m3LNG储罐，1座18.5×104m3LNG码头，槽车装车橇19个，配套外输管道160 km，连接国家管网西气东输管道和江苏省沿海输气管道，输气能力 40×108m3/a。LNG接收站一、二、三期累计投资约40×108元。

3.4.2 商务合同

广汇能源启东LNG接收站于2017年上半年投产，此后3年内以LNG现货进口和分销方式运营，较好地抓住了国内天然气消费持续增长、国际LNG产能较为宽松的机遇。目前，广汇能源正在执行一份10年期、70×104t/a的LNG合同，供应商为道达尔能源，合同类型为目的港船上交货。

3.4.3 运营简况

广汇能源 LNG接收站设计规模由一期60×104t/a逐步增至300×104t/a。2017—2020年度进口LNG均为液态分销，外输管道于2020年12月投产运营，接收站在执行 LNG长协合同前后均保持较高的利用率。

3.5 深圳燃气华安LNG接收站

3.5.1 项目规模

设计规模80×104t/a，拥有1座8×104m3LNG储罐、1座9×104m3LNG码头，槽车装车橇8个，项目连接深圳市城市燃气管网系统。据深圳燃气上市企业公告显示，2013年公司发行可转债用于项目建设，总投资约16×108元。

3.5.2 商务合同

基于华安LNG接收站码头规模，深圳燃气拟投资1.4×108美元建造1艘810×104m3LNG运输船，并与bp签订10年期、22.5×104～30×104t/a的LNG购销合同，从而构建由上游资源、中游航运到下游市场的产业链。

3.5.3 运营简况

2019年10月，华安LNG接收站项目投产后，进口 LNG即以气化外输至深圳市城市燃气管网为主，市场支撑效果显著。2020年初，投资机构普遍预测项目2020年、2021年的产能可达到5×108m3、10×108m3。实际上，项目投产至今，由于中小型LNG运输船运力紧张且单船周转效率有限，接收站产能提升困难；而进入2021年后，国际LNG现货价格高涨，致使接收站周转量、库存处于低位，导致实际运营情况远不及预期。预计在新的LNG购销合同生效前，接收站仍将低位运行，单位运营成本处于高位。

3.6 第二梯队在运项目小结

3.6.1 项目投资方面

第二梯队项目大致分两类：一是比肩第一梯队LNG接收站的大型绿地项目，投资总额超 50×108元，涵盖填海造陆、深水码头、外输干线工程，具备辐射区域市场的条件，与国际建设标准相匹配，如，申能洋山LNG、新奥舟山LNG接收站；二是定位于现有市场的小型棕地项目，投资总额不超过20×108元，在现有建设用地、管网系统基础上进行改造、扩建，但因项目船岸匹配的特殊要求，需在产业链开展适度延展，如，深圳燃气、九丰能源建造中小型LNG运输船。

3.6.2 项目运营方面

第二梯队企业签署的LNG现货、长协合同对其接收站的运营起着至关重要的作用，是确保项目投产后产能提升的重要支撑。申能集团、新奥股份在LNG接收站投产前完成LNG长协合同的签署，并灵活调配LNG现货进口比例。

第二梯队LNG接收站利用率还受LNG船舶租赁市场、外输方式（管道、LNG槽车运输）的影响。GIIGNL（国际液化天然气进口国联盟组织）2021年发布的报告显示，国际上舱容在2.5×104～9×104m3以内的中小型LNG运输船共计22艘［10］，占比仅为3.4%。九丰能源、深圳燃气 LNG接收站运营面临LNG运力紧张的问题，因此在2020年LNG现货价格历史性走低的市场形势下，仅分别完成71×104t、37×104t进口量。第二梯队LNG接收站投产后，都积极致力于外输管道的建设，以提升气化外输比例和运营效率。

3.6.3 市场和价格管理方面

由于经济周期、油价波动、中上游项目投资节奏的不均衡性和长建设周期，全球LNG需求与供给增量的释放经常错配。中国在2009—2014年高油价时期签署了较多的LNG长协合同，承受了“亚洲溢价”［11］，导致该时期LNG到岸价格显著高于管道气，也成为驱使第二梯队企业建设 LNG接收站的重要因素。在项目运营过程中，第二梯队研判国际LNG供需形势，逐渐形成自身的市场风险管理策略。如，广汇能源2013年开启项目建设，2017年在国际LNG供应宽松时期投产，通过进口现货以液态LNG槽车投放至国内紧缺的天然气市场，2019年又签订LNG购销长协，成为2021年抵御国际LNG高价风险的压舱石。而具有城市燃气背景的第二梯队企业，在政府主管部门对配气收益率监管趋严的形势下，普遍面对价格管理的新课题，急需发掘顺价机制。

4 第二梯队在建项目

4.1 国有大型LNG接收站

第二梯队企业之中，部分国有企业已然拥有LNG接收站项目股权，利用接收站窗口期开展自主LNG进口，并在取得国家管网托运商资质后，进一步把握接收站公平开放的机遇。新天绿能、北京燃气分别持有中国石油唐山LNG项目20%和29%的股权，广州燃气持有广东大鹏LNG项目6%和珠海金湾LNG项目25%的股权，目前这3家企业正在自主建设LNG接收站，详见表8。

表8 新天绿能、北京燃气、广州燃气在建LNG项目情况

从以上项目发现，第二梯队国有企业自主建设的接收站朝“大型化”方向发展，LNG储罐容积和数量提升；项目的设计更侧重应急调峰功能，能较好地满足地方政府储气能力建设指标；在项目资金筹措方面，充分发挥上市公司平台优势，以国有企业资信为支撑，多渠道募集建设资金；在项目发展方面，开始产生新的商务模式和合作机制，包括异地开展项目建设、合作新建LNG储罐、接收站使用、企业联合进口等。

此外，广东能源、浙江能源也从珠海LNG、宁波LNG的股东身份，转变为区域LNG接收站项目的主导角色，自主建设惠州、阳江、温州、六横LNG接收站，未来将与其天然气发电业务产生协同。

4.2 其他在建接收站

除国有企业以外，部分第二梯队民营企业主导的在建项目，也在项目公司组建、项目设计和经营模式方面开展创新。

4.2.1 嘉兴（平湖）LNG应急调峰储运站（简称嘉兴项目）

该项目由嘉兴市燃气集团股份有限公司持股51%、杭州市燃气集团有限公司持股 49%，设计规模100×104t/a，总投资21×108元，建设2座10×104m3LNG储罐，1座9×104m3LNG码头，外输管道连接至浙江省天然气管网，向长三角区域辐射。据山东来佰特数据科技有限公司数据显示，2020年杭州、嘉兴两地天然气消费量分别超过28×108m3、4×108m3，市场基础良好。此外项目还与4.5×104m3LNG运输船建立合作关系，并与俄罗斯诺瓦泰克公司签署 LNG购销框架协议，拟从日本向嘉兴转运LNG［12］，进一步落实项目配套的资源和船运环节。

4.2.2 潮州闽粤经济合作区LNG储配站（简称潮州项目）

该项目由中兴天恒能源科技（北京）股份公司持股55%、潮州华丰集团股份有限公司持股45%，设计规模 150×104t/a，总投资 27×108元，建设 2座10×104m3LNG储罐，将LPG码头改建成8×104m3LNG码头。该项目因地制宜、充分利用现有岸线资源，可有效控制建设成本。项目下游市场主要定位于闽粤交界、粤东地区，且具备连接国家管网广东省网向珠三角用气负荷中心输气的条件。

4.2.3 烟台港西港区LNG接收站（简称烟台项目）

该项目原由保利协鑫石油天然气集团控股有限公司持股45%、烟台港集团有限公司持股40%、山东环亚国际能源集散中心有限公司持股15%，设计规模为500×104t/a，一期投资82×108元，建设5座20×104m3LNG储罐，1座26.6×104m3LNG接卸码头。该项目后引入了中交城乡能源有限责任公司、山东石油天然气股份有限公司等其他类型企业［13］，呈现出对外开放和平台化的特点。

5 第二梯队LNG接收站项目特点

一是第二梯队在营LNG接收站总体良好，小型项目受市场影响大。

迄今，第二梯队企业在国际气源采购、市场销售等方面，都探索形成了各具特色的运营模式，为后来者提供了借鉴经验。当国际LNG资源供过于求时，第二梯队能够及时开展LNG现货进口，实现较好收益。然而，部分小型LNG接收站受较多因素制约，致使运营稳定性欠佳，且因为产能受限而单位运营成本较高。相较第一梯队，第二梯队拥有的LNG接收站项目规模和签订的LNG资源总量有限，在面临国际市场剧烈变化时，调配和腾挪空间有限、议价能力较弱。此外，第二梯队LNG接收站主要定位于区域性市场，在外输管道建设、与主干管网互联互通等方面不具备优势，因此市场拓展潜力受限，项目发展面临不确定性。

二是第二梯队新建 LNG接收站投资和运营模式呈现多元化。

在此轮 LNG接收站建设潮中，除国有企业以外，民营资本同样积极参与，充分发挥民营企业的灵活性，有利于推动和形成多元化的供气格局。以新天绿能、北京燃气等国有企业为代表的第二梯队，开始在项目异地建设、引入 LNG储罐投资与运营方、协同其他企业联合采购等方面先试先行。与此同时，第二梯队民营企业，也因地制宜筹划项目的建设和运营模式，如，潮州项目利用现有用地及岸线改建LNG接收站、烟台项目设立同股同权接收站加工平台、嘉兴项目利用国际LNG转运资源等。

三是第二梯队LNG接收站建设速度普遍加快。

在“碳达峰、碳中和”目标愿景下，天然气作为清洁的低碳能源，将在一次能源消费占比中进一步提升，国内外机构预测未来10～15年是中国天然气发展的黄金期，为LNG接收站的建设和发展提供了重要的契机，中央企业、地方国有企业、民营企业等各类主体积极布局项目，投资步伐较以往显著提升。与此同时，第二梯队积极投身实践国际LNG自主采购，签订LNG购销协议，企业之间的竞争和合作并存。据山东来佰特数据科技有限公司数据统计，预计“十四五”期间由第二梯队企业建设和投产的LNG接收站数量超过10个，设计总规模近6 000×104t/a。

6 对第二梯队LNG接收站建设与发展的建议

一是合理制定项目投资计划，与国际资源进口作好匹配。

LNG接收站作为大型基础设施，涵盖了建设用地及港口岸线资源，建设周期长，自项目核准至投产，至少需要3～4年的时间。虽然，近年来接收站的单位建设成本因技术改进、国产化进程而降低，但投资总额依旧巨大，对建设主体的资金提出了较高要求。“十四五”是天然气改革的重要关键时期，也是国际LNG产能重新提升、LNG运输船生产交付的高峰期，在加速建设LNG接收站的同时，应避免LNG资源的引进“一哄而上”，导致严重的周期性供过于求或短期严重供求失衡。

二是寻求与国家管网、天然气交易中心开展合作，延伸服务范围。

国家管网完成油气长输管网、省级管网、LNG接收站资产的整合后，制定并实施了第三方公平开放制度。第二梯队接收站在外输管道的规划与建设方面，应积极寻求同国家天然气主干管网互联互通，实现气源的顺利上载，突破区域限制，提升LNG接收站乃至国家管网资产的利用率，降低天然气输配的社会总成本。此外，除了满足自身需求，LNG接收站运营主体还可主动向第三方开放，延伸LNG代采购、气化加工、储气调峰等服务类型。

近年来，上海、重庆、深圳天然气交易中心的成交量持续提升，在资源调配、市场撮合等方面发挥重要作用。新建LNG接收站应提升服务意识，积极接入交易中心，面向广大用户、市场主体，促进天然气资源以及交易信息的流动，参与资源调配，创新创造交易模式，提升天然气供需匹配的效率。

三是注重项目的储气调峰功能，提高土地及岸线资源利用效率。

在中国加大产供储销薄弱环节“储”的背景下，供气企业、地方政府和城市燃气公司分别承担合同销售量10%、地区3 d需求量、年用气量5%的储气能力建设指标。第二梯队企业规划LNG接收站项目时，应注重项目的LNG储气调峰功能，为地方储气能力建设提供支持，获取相关政策等支持，发挥项目的公用属性，助力营造良好的政商互动环境。如，北京燃气天津南港 LNG接收站获得北京市政府以补助资金方式提供30%的建设资金，深圳燃气华安LNG储备站因可使深圳市应急保障能力升至7 d以上，项目在建设、审批和验收过程中得到市政府大力支持。同时，应响应国家和地方号召，集约化、规模化开展LNG接收站建设，研究论证利用沿海闲置油库改建储气设施［14］，提升土地及岸线资源利用效率，积极寻求同现有LNG接收站项目开展合作，增建LNG储罐、码头。

四是扩充专业人才储备，提升项目建设、运营管理能力。

现有的第二梯队企业在其主营业务领域已处于领先地位，也具备成熟的运营体系和丰富的人才储备。新建项目中，第二梯队原本的技术骨干可为项目提供人力资源支撑，并可在项目与现有管网、市场的衔接方面发挥作用，但考虑到LNG接收站的建设与运营具有跨领域、高技术门槛的属性，故建议相关企业：一是需要革新原有产业体系的运营思想，对标成熟LNG接收站的运作模式，充分吸收中国十余年来LNG接收站建设和运营经验；二是在市场聘请专业管理、技术人才，结合企业现有人力资源，融合、塑造契合企业发展的人才队伍；三是加强生产管理以及设备管理，打造信息化、智能化的运维管理系统，向精细化的方向发展。