报告品种：天然气

观点小结

本次调研共走访华东沿海四家接收站以及一家天然气贸易商企业，各家接收站之间经营模式各不相同。接收站企业背景决定了天然气来源和销售渠道的选择，保供任务较重的接收站气源采购偏向于签署长协，销售偏向管道气；相应保供任务较轻的接收站气源现货占比更大，销售以液化气为主。对于后者来说，前者管道气合约量的执行力度会直接影响液化气的需求与价格。

接收站之间也有相同之处，各接收站均计划在24年增加接船量。海外天然气价格回落，一方面天然气进口成本下降，另一方面欧洲对转卖合约需求下降，出于效益考虑，LNG进口量同比将上升。

接船量上升也导致国内天然气市场竞争加剧。供应上升的同时，需求并未迎来起色，整体市场偏宽松。此外，气温经常成为天然气的意外变量，冬季低温将在短时间内迅速拉升价格。海外天然气市场也是如此，俄乌冲突导致天然气地区间供需错配，确实量被补足后，过剩问题开始凸显。

调研背景

液化天然气接收站由卸料设施、储存设施和再气化设施三部分组成，前端承接进口天然气气源，后端通过液化气或者管道气方式输出。2023年我国共进口天然气1.2亿吨，其中气态占比40%，液态占比60%，而液化天然气进口必须经过接收站，接收站在天然气进口中占有非常重要的位置。

近年来接收站高速投产，形成产能过剩局面，液化天然气市场竞争加剧。2023年接收站年周转能力已超过1.2亿吨，而接收站利用率仅为55%，未来仍有大量接收站投产计划。

此次我们走访华东四座接收站以及一家下游天然气贸易商企业，了解接收站的天然气来源、销售渠道等具体经营模式，以及这部分市场参与者对未来国内天然气价格走势的判断。

调研纪要

1、接收站A

接收站A位于江苏，2011年投产一期，2016年投产二期，2021年投产三期。年周转能力7.5MTPA，现有6座LNG储罐，总罐容108万方。

气源：该接收站隶属于国企，天然气由总部统一采购，接收站只接收集团内部天然气，一个月接收7-8船。气源多样化，中东、俄罗斯、澳大利亚等地区均有涉及。

销售：终端需求以城燃为主，集团公司有城燃业务。国内天然气需求增量主要来自居民方面，地暖普及率上升之后，增加天然气取暖需求，这也是市场竞争集中的部分。

销售形态方面，气态和液态比例由集团公司决定。国企有保供任务，销售以气态外输为主，外输量在1000-3500万方/日。液态销量逐年减少，年计划量在30-40车/日，采用随行就市、对标周边接收站的定价策略。

物流：液化天然气辐射半径200-400km，公路运费为0.85/吨/公里，周边新接收站投产后会挤占下游市场。

行情展望：2024年整体偏宽松的，但气温可能成为意外变量。如果天然气上期货的话，公司参与难度比较大，款项审批和公司风格都是问题所在。城燃用户参与期货市场的可能性较大，一方面是因为他们在对上下游感知都很全面，另一方面他们有下游用户作为托底，拥有处理实货交割的能力。

2、接收站B

接收站B位于江苏，计划于2025年年底投产，建成后年周转能力可达到6MTPA，总罐容80万方。

气源：进项合约还未签署，计划最迟在明年年初签署完成。接收站正在积极接触上游资源，但各国天然气资源均有劣势。美国液化项目不确定性以及政策扰动较大；澳大利亚和东南亚没有新的液化天然气资源可供销售；中东液化天然气价格高且投产周期长；俄罗斯新的液化装置位于北极圈内，破冰船运力不足。

销售：集团公司有省级天然气管道资产，开拓下游渠道相对容易。后续规划以管道气为主，液化气现货作为补充。此外，也考虑外租储罐、报税和设立交割库等业务。

物流：美国LNG至中国运费为2美元/MMBtu，卡塔尔LNG至中国运费为0.5美元/MMBtu。

行情展望：由于俄乌冲突，天然气供需短期受到扰动，但2024年天然气过剩情况开始凸显，预计未来持续宽松。

3、液化站C

接收站C位于江苏，2017年投产一期，2018年投产二期，2020年投产三期，2022年投产四期，年周转能力超过5MTPA，现有罐容82万方。2024年4月15号计划投产五期20万方储罐，六期20万方储罐还未开始建设，全部投产后，接收站年度周转能力将达到10MTPA。

气源：2017年与道达尔气电亚洲私人有限公司签署10年长协，年合约量70万吨。天然气采购长协和现货比例为3：7，2024年计划每个月接5船，自用3-4船，外租开放1-2船。

销售：管道气连接江苏启通天然气管线项目，向下游客户供气。主要客户是城燃，也有少部分小终端，定价模式参照三桶油。液化气下游主要是加气站和陶瓷纺织等工业用户，通过贸易商分销，采用现货一口价的定价方式。目前管道外输量为125万方/日，冬季会适当上调；液化每天外卖100车左右，装车能力为400车/日。除了销售天然气的业务外，积极开展外租码头窗口期和储罐租赁业务。

行情展望：国际价格的下跌以及接收站供应增加导致竞争进一步加剧，价格下跌的情况下可能会吸引管道气用户采购LNG，以及替代能源用户的转换。

4、接收站D

接收站D位于浙江，2018年投产一期，2021年投产二期。目前年周转能力7.5MTPA，三期项目建设4座22万方LNG储罐，2025年9月投产后接收站年周转能力可升至11MTPA。接收站有2个码头，1号只能卸船，2号码头只能反输，待2号码头扩建完成后，也可以卸船。

气源：接收站天然气来自集团公司和SK两大股东。集团签署大量长协，目前共有234万吨/年的长约处于生效状态，60万吨/年长协计划2025年生效，650万吨/年长协计划2026年生效。

销售：管道气一部分接入杭甬线，一部分接入城燃，还有一部分外输至荣盛石化。管道气设计容量为80亿方/年，最大可以达到100-120亿方。液化气装车能力为400-500车/天，但受到岛上交通限制，运输能力为310车/天。

行情展望：未来周边仍有接收站投产，且启东也将增加LNG的出货量，预计周边天然气销售竞争加剧。接收站积极推广各种窗口期业务，且如果天然气期货上市，考虑配合交易所办理交割库。

5、贸易商E

E公司位于江苏，是苏州一家天然气贸易公司的下属公司，主营业务是工业天然气的销售。

气源：天然气从接收站采购，与新奥、五号沟签订2-3万吨/年的长约。

销售：分为两种销售形势：杜瓦瓶冲装和液化天然气贸易，对需要液化天然气的工厂，也可以提供气化器和储罐配套服务。杜瓦瓶终端用户主要是当地城燃，液化天然气终端用户为氧化锌工厂和家纺企业。

物流：杜瓦瓶销售半径为100km，运距增加会导致成本上升和安全问题反馈不及时。

行情展望：2024年天然气市场偏稳定，外贸订单下降导致部分工业企业难以消化管道气合同量，液化天然气价格难以抬升。

（注：紫金天风期货发布调研报告的时间为4月11日）

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