国家管网集团建设液化天然气“大物流”运营体系可行性初探

李宁

（国家石油天然气管网集团有限公司液化天然气接收站管理分公司）

2017年5月21日，国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确油气体制改革的总体思路和主要任务，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，实现管输与生产、销售分开，以及向第三方市场主体的公平开放[1]。2019年12月9日国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网集团”）成立。国家管网集团所属液化天然气（LNG）接收站面向社会公平开放以来，取得了系列成果，“X+1+X”的LNG市场格局初步形成，对中国天然气行业的发展起到了重要的推动作用。目前国家管网集团的LNG接收站只提供基础设施加工服务，不参与LNG资源采购、贸易和销售。根据客户需求以及企业发展需要，国家管网集团亟需完善LNG物流运输产业链，建设LNG“大物流”运营体系。

1 完善LNG物流运输产业链可以解决部分客户的发展痛点

LNG接收站是重要海上能源进口通道，国家管网集团所属LNG接收站实现公平开放，推动上游供应主体多元化，对于提高天然气资源配置效率，促进中国天然气行业发展，保障国家能源安全意义重大。2021年2月，国家管网集团组织所属7座在役LNG接收站首次面向社会公平开放，开展了LNG接收站卸船窗口期集中受理。2021年7座公平开放接收站加工量为1822.5万吨，比上年增加37.5%，托运商达到17家，在中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司的基础上新增了华润燃气、深圳能源、新奥股份天然气等14家中小托运商。截至2022年10月，国家管网集团所属LNG接收站托运商数量达到19家，同比增加2家。上游“X”数量持续增加，“X+1+X”的中国LNG市场新格局初步形成，对促进天然气上下游市场化具有重要意义。

在开展接收站窗口期业务合作时，为了将国际上采购的LNG运输至国内，部分中小托运商还需要自行寻找LNG运输船或者寻找小型内贸船在国内接收站之间周转，造成其业务量及业务难度增加。尤其是在当前LNG采购价格高企、船运费用大幅增长、运输船舶紧缺的情况下，中小托运商普遍希望由国家管网集团提供LNG船舶运输业务，以及不同接收站之间的船舶转运服务，实现为客户提供上游LNG资源船舶运输、中间接收站加工及下游管道、槽车、LNG转运、LNG罐箱等“一揽子”服务，延伸LNG物流运输产业链业务，解决客户群体中第二梯队及中小托运商的业务发展痛点，促进接收站之间的互联互通。

2 国家管网集团LNG“大物流”运营体系

在全国“一张网”的总体框架下，进口LNG船舶运输、内贸LNG小船转运（含加注）、槽车外输、管道外输、LNG罐箱等构成了LNG“大物流”运营体系的物流运输基本骨干。国家管网集团可以发挥完全公平开放型LNG接收站不参与贸易和销售业务，与客户没有利益冲突的这一重要特点，构建LNG“大物流”运营体系，建设国家管网集团LNG运输业务的产业链一体化运营模式。基于产业链一体化战略理论，建设LNG“大物流”运营体系的重点是实现公平开放型LNG接收站在产业链纵向一体化、横向一体化方面的延伸。

在产业链纵向一体化方面，注重各种运输方式的融合发展，在现有天然气管道、LNG槽车提货方式的基础上，拓展进口LNG船舶运输、LNG罐箱运输、内贸小型船舶运输等，形成完整的LNG物流产业链；注重企业内部的循环畅通，确保大物流体系高质量运转，因此还要在内部加快再液化、虚拟服务、储气服务、保税转运等模式创新，做好站与站之间的互联互通和气液转换，为客户提供“一站式”服务，发挥LNG全产业链运输优势。在产业链横向一体化方面，强强联合，试点实施“共享股东”的合作模式，将LNG上游资源方、贸易方等企业发展成为“共享股东”方。横向一体化使得资本和优质企业有效集中，可以实现扩大规模的目的，进一步巩固市场地位。通过建立纵向、横向，内部、外部多维度的LNG“大物流”运营体系，实现可执行、可落地的服务，助推全国天然气统一大市场的形成。

国家管网集团在LNG物流运输方面实施“一体化”战略过程中，因未参与LNG资源贸易、销售环节，故符合行业监管要求。海南LNG接收站地理位置优越，海南岛未来将享受自由贸易港政策红利，而海南岛内天然气消费能力有限，海南LNG接收站的市场定位是走向国际，可以采用“共享股东”的设计思路，引入国际大型资源、贸易企业，在不占股权、不影响企业经营的前提下，可助推海南LNG接收站走向国际，发挥自由贸易港的优势，同时不影响LNG接收站的公平开放。

国家管网集团LNG“大物流”运营体系见图1。

3 可行性分析

3.1 大型LNG运输船

LNG船运市场与LNG行业发展密不可分，总体上同频波动，预计2035年之前LNG行业处于行业发展上升期，将促进LNG运输业务的发展。预计中国天然气消费量将快速增长[2]，2025年需求量约为4500亿立方米，2035年需求量约为6000亿立方米[3]，LNG将成为中国天然气行业发展的主力军[4]。2021年，中国LNG进口量约为1100亿立方米，超过日本成为全球第一大LNG进口国。虽然地缘政治因素导致当前LNG进口量下跌，但从中长期看，随着2025年后LNG上游资源方产能进一步释放，中国购买方大量签署长期供应合同，LNG仍将实现快速发展。截至2021年，全球包括浮式储存再汽化装置（FSRU）、浮式储存系统（FSU）和浮式液化天然气生产装置（FLNG）的现有LNG船队规模已达707艘，其中LNG运输船为598艘，随着LNG行业不断发展，LNG船舶需求量不断增加[5]。2022年四季度，LNG船运费达到40～50万美元/日，约为2021年同期的两倍，部分时段更是一船难求，造成LNG船调度紧张，直接影响客户在国家管网集团窗口期计划的执行情况。如果国家管网集团与船舶制造企业合作，探索成立专业化运营公司，建造或租赁一批国家管网集团LNG运输船（包括LNG罐箱专用运输船），在抓住市场机遇实现经营效益的同时，LNG运输船队可助力国家管网集团实现LNG运输产业链的完整性，获得该领域的差异化竞争优势，尤其可以解决国内第二梯队托运商的运输诉求，同步绑定客户窗口期需求，促进客户忠诚度的提升。

图1 国家管网集团LNG“大物流”运营体系

3.2 小型LNG运输船（内贸）

目前，中国内贸LNG船只有一艘载量为1.3万吨的“海洋石油301”小船在役，2021年主要往返海南和防城港LNG接收站之间。随着“江海联运”的大力实施，国内“内河接收站”也在加快布局，武汉、岳阳、九江、芜湖、无锡、江阴等地正在规划布局内河LNG接收站，LNG小型船舶具有可观的市场前景[6]，对国家管网集团拓展新物流模式具有重要意义。目前国家管网集团LNG接收站正在开展船舶加注改造项目和接收站仓储服务，客户可实现“淡季买入存储，旺季提货外输”，以时间换价差，做到“低买高卖”。一方面，受LNG接收站所处区域位置限制，环渤海地区的接收站有着明显的季节性调峰需求，且具有单站储罐多，储存能力大的特点，适合开展仓储服务。另一方面，华南地区接收站因需要“迎峰度夏”，一年四季外输波动相对较小，季节性用气差异性相对弱化，且罐存能力并不富余，不适合大规模开展仓储服务。南北接收站之间只能实现部分接收站之间的气态联通，受制于槽车运距，尚不能实现南北接收站液态联通。如果建造若干内贸小型LNG运输船，则可实现淡季北方大型LNG接收站仓储服务+小船反装转运至南方LNG接收站/沿江等小型LNG接收站，在做强北方接收站仓储服务的同时，提升南方/沿江接收站负荷率，实现在空间和时间上的站站联通。从事站与站之间运输的小型LNG运输船还可以进行改造升级，使之具备船舶加注功能，进一步拓展船舶加注/保税LNG加注等新业务。

3.3 LNG罐箱

当前LNG罐箱多式联运处于行业发展的初期，主要企业在国际上业务开展较多，也具有良好的经济性，在中国境内陆续开展了试点工作，国内市场需要结合不同的区域以及具体目标市场分析。总体上，在500千米范围内，当前LNG罐箱相比LNG槽车在经济性上不占优势，但超过500千米以后，以及涉及江海联运时，LNG罐箱优势明显。LNG罐箱报废期为15～20年，槽车为8～10年，长周期看，LNG罐箱仍然具有一定优势。LNG罐箱相比LNG槽车最重要的优势在于存储。在全国天然气产供储销体系建设中，“储”主要靠地下储气库和LNG接收站实现，是整个体系中比较突出的短板。截至2021年，中国地下储气库有效工作气量约为170亿立方米，全国LNG储罐储气能力约为71.5亿立方米，总储气能力占2021年全国天然气消费量的6.5%，远低于世界12%～15%的平均水平。建造一座枯竭油气藏型的地下储气库平均达产需要5年甚至更长时间，且垫底气投资巨大。一座300万吨/年处理规模的LNG接收站的建设周期平均为3年，加上项目前期手续办理，平均为4～5年时间才能投产，且同样面临投资大的问题，资本实力一般的企业很难涉足。加之两种储气方式同时受制于自然禀赋不足的问题，中国境内很难新开发大型优质的枯竭油气藏储气库，LNG接收站受海岸线资源和码头条件限制。LNG罐箱是解决天然气管网覆盖不足、季节性及地区间供需不平衡的重要途径，且LNG罐箱的生产制造技术已经成熟，中国企业生产制造的罐箱自然蒸发率（BOR）最低可达0.05%，无损保冷储存时间约100～180天，可实现“海陆铁”联合运输，配合LNG接收站开展罐箱充装，多式联运的组合方式将对冬季保供、迎峰度夏相关区域提供重要的储气调峰支撑，LNG罐箱多式联运将有较大发展前景[7]。

表1 中国LNG接收站数量及处理能力

3.4 提升企业竞争力

随着LNG接收站数量和运营主体不断增加，行业竞争日趋激烈。截至2021年底，全国投产的LNG接收站为22座，接卸LNG能力约为9630万吨/年。预计到2025年全国至少有39座LNG接收站在役运营，接卸LNG能力约为16705万吨/年，将实现井喷式发展（见表1）。面对行业竞争压力，拓展LNG运输业务，可以与现有的客户加工服务进行绑定，实现为客户提供“一揽子”服务，制定“一键下单”的综合服务方案，提高客户对国家管网集团接收站的粘性。

传统的企业股权转让和合作实施难度大，且企业出售股权后还面临控制力弱化或经营权丧失的问题。“共享股东”模式最大的特点是股东不稀释企业原有股份，不参与企业管理，不分流原有营业额的分红，不承担运营成本，只分配其本身创造和推介客户所得分红。国家管网集团区别于其他主体接收站最大的特点就是不参与资源采购及销售，但弱点也很明显，那就是竞争力不足。因此探索实施“共享股东”模式，引入国际大型资源、贸易企业，在不损失股权、经营管理权的基础上，有效解决企业加工量和客户忠诚度不稳定的问题，提升企业综合竞争力。

3.5 多样化的商务模式为LNG“大物流”体系落地实施提供了支撑

国家管网集团LNG接收站能够充分发挥背靠大管网的优势，根据客户差异化服务需求，定制不同的商务模式和服务产品，促进LNG的高效周转，为“大物流”运营体系落地做好重要支撑。对标国际成熟LNG接收站，国家管网集团已规划布局超过22种服务产品及产品组合，其中9个已落地，13个正在推动。这些服务产品中，一点卸货、多点提货能满足客户不同区域市场灵活卸载和提货需求；仓储服务可根据天然气季节性特点，形成北方大型接收站的核心产品，并以此搭配内贸船运实现站站互联，助力客户实现LNG的“淡储旺销”；保税LNG国际转运和国内仓储服务的产品组合，可助力客户实现以时间换价差的需求；发挥国家管网集团LNG接收站全国“一张网”的优势，做好LNG接收站与管网、地下储气库的协同运营，推出“一票制”结算服务，提升客户“一键下单”的便捷体验，做大虚拟液化、虚拟回罐、虚拟仓储服务，帮助客户实现更加灵活的服务需求；完善借/存气服务、预提服务，可以帮助客户在LNG船未到港情况下，实现对目标市场的快速供应响应，帮助客户提前锁定市场需求；在广东深圳、海南开展LNG船舶加注中心建设，提供LNG小船加注、冷舱等多样化的服务，满足客户差异化服务需求；建设LNG槽车物流平台，为LNG槽车提供大数据分析，做好车辆调度，提高客户LNG槽车运营效率；开展接收站“罐内交易”，激活LNG交易量。

4 建议

对于国家管网集团而言，构建LNG运输业务产业链一体化的“大物流”运营体系，总体是可行的，也有利于实现国家管网集团建设世界一流的基础设施运营企业的战略目标，有利于统筹做好LNG接收站公平开放，有利于在全国“一张网”框架下实现运营效率的全面提升，实现企业发展效益，提高市场竞争力，提升其他市场主体的参与度，建立全国天然气协同发展的“生态圈”和“朋友圈”，促进中国天然气行业的发展。

基于产业链一体化下的LNG“大物流”运营体系涉及LNG船舶运输，专业性较强，且LNG船舶造价高，单船价格约为2亿～3亿美元，前期投资较大。建议前期与中国优质船舶运营公司以长协租赁和投资造船相结合的模式开展合作，双方携手建设专业化运营团队负责运营。为降低市场风险，也可探索与有需求的客户深度合作，形成LNG船舶与客户上游资源供应计划、国家管网集团LNG接收站窗口期需求深度绑定，确保LNG船舶运输市场需求稳定。商务模式创新离不开优秀的营销团队，建议组建专业化营销团队，统筹负责商务模式创新和产品开发，提供能为客户创造价值的服务产品，实现合作共赢。