【天然气】LNG年报2020（附大量图表数据）

　　根据HiFleet数据，2020年中国累计进口天然气6480.25万吨，同比上涨百分之7.33%，低于2019年13.6%的上涨率。

　　截至2020年10月初，广汇启东LNG接收站、上海LNG接收站扩建项目已完成，中石油唐山LNG接收站、浙江宁波LNG接收站扩建项目计划今年投产。原计划于2020年投产的新建LNG接收站，如潮州华丰中天LNG、中天江阴LNG、浙江嘉兴LNG应急调峰储运站等项目或将在2021年建成投产。

　　相较于2019年，发货量排名前八的国家中，除卡塔尔和特立尼达和多巴哥发货量有所减少，其他国家均有不同程度的增加，排在前三的依然是澳大利亚、卡塔尔和美国。其中，俄罗斯、美国、印度尼西亚增速明显，分别增长了22.83%、20.54%、15.46%。

　　卡塔尔的RasLaffan港口连续两年发货量在发货港口中排名第一，发货量是排名第二的澳大利亚Gladstone港的三倍多。俄罗斯Sabetta港口是亚马尔项目的核心港口，发货量增速明显。

　　澳大利亚主要发往中国、日本、韩国、中国等国家和地区。2020年澳大利亚发往中国2894.56万吨，同比上升3.99%；发往日本2794.42万吨，与去年基本持平；发往韩国779.82万吨，同比上升38.54%。

　　Ras Laffan港口是卡塔尔目前唯一的LNG出口港，主要发往印度、中国、日本、韩国、英国等国家和地区。与2019年相比，发往印度和日本的货量有所上升，增幅分别为8.8%、12.06%。

　　日本、中国、韩国全年LNG进口量蝉联前三甲，亚洲地区依然是全球进口天然气最多的地区，2020年占比达到49.03%。

　　图中为全球LNG接收能力前八的港口。印度Dahej港口居榜首，年接收能力为1365.93万吨，较去年同比下降6.84%，货量减少100.21万吨；中国的天津港今年位居全球第二位，年接收能力为1224.08万吨，较去年同比上升20.33%，货量增加206.771万吨；韩国的仁川港位居第三位，年接收能力为1135.57万吨，较去年同比下降3.66%，货量减少43.19万吨。

　　2020年LNG到港量较2019年增加442.82万吨。2020年一季度由于疫情影响，低于2019年一季度到港量；随着国家对疫情的有力管控，进入二季度LNG到港量开始爬升并超过2019年相应时间段的到港量。

　　中国LNG主要供给国有澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、俄罗斯、美国等国。从图中可以看出，中国LNG进口来源多样化，澳大利亚是中国LNG的第一大供给国，今年占中国LNG进口总量的44%，远高于卡塔尔12%的占比。

　　中国LNG接收港口中，天津港以1000多万吨的接收能力排在第一位，接下来是深圳大鹏港和董家口港，年接收能力都在600万吨以上。舟山港、洋浦港、东莞港接收能力提升显著。

　　当前全球LNG运输船船舶总数为623艘。2020年共交付LNG运输船38艘，各季度均有新船交付，其中载重吨在1万吨以下的4艘，1万吨~9万吨的有3艘，其余皆为9万吨~10万吨。相较于2019年，今年共有4艘建造于上个世纪80年代，载重吨为7万吨级的LNG运输船被拆解。

　　从船龄分布上来看，有68艘船龄为2000年以前，231艘为2000~2010年之间，剩下的294艘在2010-2020年之间。可见近年来，随着国际对天然气作为清洁能源的重视，市场对LNG运输船的需求将提高。

　　吨位分布方面，有68艘船的载重吨为7万吨以下，10万吨~16万吨的船舶有46艘，大部分船舶集中于7万吨~10万吨，共有509艘。其中，7万吨~8万吨的船舶占总艘数的23%，8万吨~9万吨占总艘数的33%，9万吨~10万吨占总艘数的26%。由此可见，当前在役的LNG运输船中，有三分之一的船只载重吨为8万吨~9万吨。

　　FSRU也称为LNG-FSRU，全称为LNG Floating Storage and Regasification Unit，是一种LNG存储和再气化装置。FSRU既可作为陆上天然气接收站的海上替代品，又可作为LNG运输船使用，常作为海上浮式终端，远离人口密集区或工业区等区域停泊。

　　从全球来看，疫情爆发使得LNG产能下降、LNG项目推迟，阻断了LNG的快速增长。但是随着各国对疫情的管控以及天然气在全球能源结构中占据的越来越重要的位置，LNG在未来仍将继续增长。

　　从国内来看，2020年年初LNG进口量有所下降，随着国内防控得当，疫情形势大好，进口量有所回升并随着冬季的到来，进口量增加显著。新冠疫苗的上市增强了人们打败疫情的信心，也增强了国人在低碳领域进行持续技术创新的信心，长期来看，中国对LNG的需求在未来将进一步提高。

　　注：*HiFleet LNG 年报进口统计对象为LNG专用运输船，罐装LNG不在统计范围之内

　　前言：东亚是全球经济发展最快的地区，也是支撑经济发展的天然气资源相对贫乏的地区。20世纪70年代世界上发生能源危机，法国大力发展核能发电，但日本瞄准东南亚闲置的天然气资源。文莱是东南亚最早建造LNG生产装置的国家，日本在1968年首次从文莱进口LNG(液化天然气)；随后马来西亚和印度尼西亚陆续跟进建造了LNG生产装置，规模不断扩大。1986年韩国开始从印度尼西亚进口LNG，1990年中国也开始从印度尼西亚进口LNG。中国到2006年较迟进口LNG，比日本足足晚了38年。

　　LNG不是吹嘘的“新能源”，仍然属于化石燃料。LNG只是天然气的一种运输形式，也是全球化石燃料发展得最快的贸易方式。东亚不但LNG进口最多，也是LNG运输船集中生产的地区。

　　LNG价格最低廉是在刚出口的时期，那时采用固定价格。1969年日本进口美国阿拉斯加的LNG时，其价格是按向工程项目投资额为基础计算出来的“白菜价”，为固定价格52美分/MBtu。后来，文莱、阿布扎比也在初期采用固定价格，但是1973年第一次石油危机后，仿效油价高涨，LNG价格也随之上扬。第二次石油危机后的1979年以来，采用原油等价方式，即根据政府原油出售价格(GSP)100%相关联等价热量来决定液化天然气价格。

　　尽管中国起步晚但进展快。2006年建造了第一个LNG接收站-大鹏LNG接收站，进口量开始逐步增加。2017年中国进口LNG已经超过韩国跃居世界第二，仅次于日本。到2019年中国消耗了全球LNG的61.68/354.73=17.4%。

　　中国经济发展离不开天然气，但想围堵中国那是没门的。美国有家宾夕法尼亚州的咨询公司“东欧天然气分析公司”成立于1995年1月，专门研究俄罗斯和前苏联(FSU)天然气部门生产和管道项目的成本收益和财务分析。请点击：

　　没有哪个傻P会告诉你成本价，但从“东欧天然气分析公司”可以看到俄罗斯天然气生产成本为0.0335元/ m3。LNG贸易也就是“白菜价”换成“大肉价”，难怪有些小国家本来没有多少天然气资源也会积极地生产LNG来卖钱。中国LNG的供货商就有20个国家，美国只是其中一个，从2019年3月份起，中国就没有进口LNG了。

　　2019年全球签订了共计44份合同：⑴ 4年的中长期合同26份;⑵ ≤4年的中长期合同5份;⑶ 修改合同2份;⑷暂定协议10份;⑸谅解备忘录1份;⑹ 接收站扩建1份。

　　2019年生效的中长期合同有231份，其中澳大利亚和卡塔尔最多。这些国家是阿尔及利亚7份、喀麦隆1份、埃及4份、赤道几内亚1份、尼日利亚16份、挪威5份、俄罗斯5份、特立尼达和多巴哥11份、美国26份、阿曼7份、卡塔尔38份、也门2份、澳大利亚52份、文莱3份、印度尼西亚16份、马来西亚19份、巴布亚新几内亚4份、秘鲁1份、俄罗斯13份。

　　LNG市场全球化加速形成，贸易结构也在快速变化，出现了一些新的特点和趋势。未来短期全球LNG将供应充足，长期供应仍存在不稳定因素;亚洲LNG需求有望放缓，欧洲天然气市场多气源竞争加剧;LNG新合同面临竞争新趋势，现有LNG合同将面临巨大压力。

　　投资组合(Portfolio)是由投资人或金融机构所持有的股票、债券、金融衍生产品等组成的集合。目的是分散风险。投资组合可以看成几个层面上的组合。第一个层面组合，由于安全性与收益性的双重需要,考虑风险资产与无风险资产的组合，为了安全性需要组合无风险资产，为了收益性需要组合风险资产。第二个层面组合，考虑如何组合风险资产，由于任意两个相关性较差或负相关的资产组合，得到的风险回报都会大于单独资产的风险回报，因此不断组合相关性较差的资产，可以使得组合的有效前沿远离风险。

　　全球建造LNG运输船最多的国家是韩国和日本，不是欧美国家，(您可以在百度上搜索：花开在西欧，结果在东亚：全球LNG运输船大盘点)。尽管中国建造LNG运输船不多但比美国强得多，中国悄悄地爬到世界第三。

　　LNG是化石燃料贸易发展得最快的一种贸易方式，各国电力的需求刺激了LNG运输船的发展。2019年全球LNG贸易量达354.7MT(百万吨)、其中现货和短期贸易量为119MT。2019年底全球运行的LNG运输船有601艘，其中FSRU37艘、小于5万m344艘。其中中国建造的LNG运输船为22艘，多为沪东中华造船(集团)有限公司(Hudong-Zhonghua Shipbuilding，缩写HZ，简称沪东中华)建造。沪东中华建造的LNG运输船均为常规船型，比Q-Max和Q-Fleet小。常规船型一般船总长290米，型宽45.6米，型深26.5米，设计吃水11.7米，结构吃水12.7米，航速19.5节，单次航程可运载7.5万吨天然气。

　　沪东中华建造LNG运输船已经开始承接外国公司的订单，标志着走向世界。沪东中华承接蒂凯公司(Teekay Corporation)，并交付了泛美(Pan Americas)、泛欧(Pan Europ)、泛非(Pan Africa)、泛亚(Pan Asia)等四艘LNG运输船的订单。蒂凯公司主要在百慕大和国际上提供原油和天然气海洋运输服务。另外，沪东中华承接商船三井订单，建造了北斗星(Beidou Star)、天堂鸟(Kumul)、巴布亚(Papua)、南十字星(Southern Cross)等。

　　2019年全球交付44艘船舶，包括4艘FSRU和2艘小于50000m3的船舶。交付船舶的平均容量(4艘FSRU和2艘小于50000m3的船舶)为173827 m3。2019年中国交付的LNG运输船舶只有一艘泛非号。

　　2016-2019年中国LNG进口量见表。2016年中国LNG进口居世界第三，次于日本和韩国，但到2019年日本进口LNG仍居世界第一，达76.87MT，而中国跃居世界第二，为61.68MT。

　　转口贸易又称中转贸易(International re-exports)，指国际贸易中进出口货品的生意，不是在生产国与消费国之间直接进行，而是通过第三国易手进行的买卖。这种贸易对中转国来说即是转口贸易。各国根据实际情况，LNG的需求有多有少，因此LNG转口贸易分为转口接收(+)和转口输出(—)两类。2019年全球转口贸易为1.56MT，一般数量比较少，每年都不一样。

　　2019年底全球LNG气化能力达到920MTPA。2019年全球有42个LNG进口国，有七个新近竣工的接收站，增加了13MTPA。印度、和泰国完成了三个扩建项目，新增了5 MTPA 的液化天然气再气化能力。2019年底有8个新的浮式码头和18个新的陆上码头在建，在建总再气化能力达到131 MTPA。63%的在建产能位于亚洲，其中近一半位于中国和印度。

　　全球LNG接收站最多的国家是日本，有37座，气化能力达210.5 MTPA，而中国只有22座LNG接收站。全球储罐能力达到65mmcm(百万立方米)。

　　中国两个新的再气化终端于2019年开始商业运营。2019年1月，防城港液化天然气启动，其额定气化能力为0.6 MTPA ，深圳天然气码头(气化能力为0.8 MTPA )，8月收到第一批商品LNG。

　　去年11月，Höegh Esperanza在天津液化天然气接收站恢复了FSRU模式。Höegh Esperanza公司与中海油天然气和电力贸易及市场部签订了为期三年加一年的FSRU/液化天然气运输定期租船合同，这是该公司的第二年。

　　舟山LNG接收站正在扩建中，到2021年将再交付两个储罐，将接收能力从3 MTPA提高到5 MTPA。从2019年7月31日起，通过舟山岛与连接的桥梁进行卡车分配的获得临时许可。

　　曹妃甸、宁波、莆田、启东、青岛、如东等现有码头正在进行扩建工程。预计到2021年，这些扩建将增加超过15 MTPA气化能力。

　　Dynagas---美国纽约的公司，专注于拥有和运营与国际能源公司签订多年合同的高规格和多用途液化天然气运输船。全称：Dynagas LNG Partners LP。

　　NBP---国家平衡点，全称：National Balancing Point。在NBP模型中，全国输气系统中的所有天然气—无论位于何处—均被视为NBP天然气。这把买方和卖方汇集到一起，以简化交易。

　　XDF-- XDF系列发动机采用低压奥托循环燃烧原理，无需使用电动高压压缩机，从而降低能量消耗、设备和维护成本。

　　据LNG物联网数据统计截止目前133家国内LNG工厂液价均价为6385元/吨。我们从国内LNG液价均价走势图上可以看出今年12月处于供暖用气高峰期，达到目前本年度月均价最高点5997元/吨；往年1月仍处供暖期天然气价格一般处于高位，年初受疫情影响，上半年天然气需求增速明显放缓。7月处于行业淡季，加之环保检查力度加大，局部工业需求量减弱，从而使LNG价格跌至目前本年度月均价最低点2573元/吨。今年终端需求表现较为平淡，全年液价呈“过山车”式走势，年末行情因供暖需求刺激明显拉升。

　　据《中国天然气发展报告（2020）》，综合预测结果显示，2020年全国天然气消费量约3200亿立方米，比2019年增加约130亿立方米。预计全国天然气（含非常规气）新增探明地质储量约8000亿立方米；国产气量（含非常规气）1890亿立方米（不包括煤制气），同比增长约9%，总体保持较快增长态势。进口天然气1400亿立方米左右，与2019年基本持平或略有增长，预计进口管道气500亿方、进口LNG900亿方左右。

　　据国家发改委据运行快报统计，2020年前三季度，天然气表观消费量2309.5亿立方米，同比增长3.6%。

　　十座LNG接收站将划归国家管网公司，从国家管网公司的接收站地理位置来看，主要位于南方（7座），环渤海地区也有3座。但是长三角地区还没有布局。

　　纳入国家管网的10座接收站中，有7座原来归属于中海油气电集团。这7座LNG接收站，从北到南依次是天津浮式、龙口（在建）、漳州（在建）、粤东、迭福、防城港、海南洋浦。经过此番改革，气电集团已经拱手将其第一大LNG接收站运营方的地位让与国家管网公司。

　　随着我国天然气市场化改革将不断深入，2020年度天然气相关政策纷纷出台。在推进油气管网对市场主体公平开放，适时放开天然气气源和销售价格，健全竞争性油气流通市场方面具有重要的指导意义。

　　2020年天然气政策，侧重于打破垄断，激发能源行业市场经济活力，稳步推进天然气勘探开发，切实抓好天然气稳定供应；加快管网和储气设施建设，努力补齐天然气互联互通和重点地区输送能力短板。从而为天然气市场机制改革指明道路，打开行业发展新格局。

　　截至2020年12月30日，内陆液厂平均价位排名前五的地区是陕西、宁夏、内蒙、东北、新疆。陕西地区领先其他内陆液厂，均价为7113元/吨。

　　2020年LNG行业经受住了考验，上半年产需表现较为平淡，终端按需比价采购，经过调整LNG逐渐回归正常轨道，10月以后进入消费旺季，“拉尼娜”冷冬寒潮带动城燃用气需求量，在年末掀起连续飙涨的。在多方稳价维护下，LNG价格逐渐回稳，影响价格变动的主要因素如下：

　　原料气：1月14日，中国石油西部销售分公司面向内蒙古、宁夏直供LNG工厂用户（不含靖边区域）开展2020年1月下半月长庆油田周边资源线上竞拍交易，此次竞拍交易先按7200万立方米资源量投放，起拍价1.57元/方。第一场竞拍价格以1.57元/方成交。第二场天然气交易价格以1.57-1.58元/方成交。竞拍资源量较前期有所减少，此次竞拍紧贴底价，未见对市场提振效应。

　　从2020年5月20日8：00起，中石油西部分公司直供LNG工厂用气价格将不再延续从2月下半月以来一直维持的1.57元/方固定价格，调整为按照装置负荷实行阶梯价格的模式。

　　基准价格为1.48元/方，进气负荷超过80%，气价1.332元/方。在负荷价格以最新联动价格为基准价格，以LNG工厂设计产能为基准量的前提下，涉及的LNG工厂气源价格将会随着用气量增加而相应下降。上游液厂生产成本降低，利于价格空间调控，局部反弹探涨，但在市场供应量充足的情况下市场整体继续走低。

　　6月1日-10日中石油对于西北管道气销售价格再度下调，西北原料气基准价格按1.34元/方执行。使相关液厂加大降价空间，为出货利好终端。

　　7月20日-31日中石油直供的陕西、宁夏、内蒙地区液厂原料气价基价维持1.34元/方。出于生产成本考虑，加之受海气价格上浮影响，上游在液位无压的情况下存挺价心理。

　　7月30日在重庆石油天然气交易中心中国石油川渝分公司完成西南地区LNG工厂原料气挂牌竞拍，最终以1.4元/方成交，较之前价格略有下调，从而加大西南LNG工厂价格调控空间。

　　8月10日中石油直供的陕西、宁夏、内蒙LNG液厂在重庆天然气交易中心摘单，此次延续之前按照装置负荷实行阶梯价格的模式，负荷价格以联动价格为基准价格1.18元，以LNG工厂设计产能为基准量。

　　10月中石油西部原料气基准价上调0.1元/方，执行价为1.28元/方，此次生产成本增加150元/吨左右，LNG成本上调至2500元/吨左右。所涉液厂生产成本增加，西北、华北强势推涨，华中地区迅速反应积极跟涨。

　　11月27日下午2:00-2:30陕甘蒙宁中石油直供气工厂举行12月上半月原料气竞拍，此次竞拍交易量为1.2亿立方米，较11月下半月减少3885万立方米；起拍价格为1.74元/立方米，较上次起拍价格持平。