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天然气消费创新高,“点供”带来LNG延伸产业链机会



来源:中城银信
2019-01-03 16:10:00| 打印|



12月27日,2019年全国能源工作会议在北京召开。国家能源局局长章建华提出,2019年,煤炭消费比重下降到58.5%左右,天然气消费比重提高到8.3%左右。
 
2018年是油气产业发展具有标志性意义的一年,特别是一批互联互通重大工程提前投产,为油气基础设施实现”全国一张网”奠定坚实基础。
 
天然气产量和供应量再创新高,储气能力建设进展明显,预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方,冬季取暖期供应量与去年同期相比,日均增加约1亿方,创历史新高。
 
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清洁能源方面,会议介绍,2018年我国清洁能源产业稳步壮大,全国可再生能源装机突破7亿千瓦,其中水电、风电、光伏发电装机分别达到3.5亿、1.8亿和1.7亿千瓦;大力实施的清洁能源消纳行动计划,让”三弃”状况显著好转,预计全年平均弃风率为7.7%,同比下降4.3个百分点;弃光率为3%左右,同比下降3个百分点;水能利用率达95%左右。
 
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中国能源行业发展趋势:清洁能源产量占比不断提高
 
我国能源工业也称为燃料动力工业,是指对能源资源进行开发、加工和利用的生产部门,它包括煤炭、石油和电力工业三大部门。
 
据最新数据显示,2013-2017年中国能源生产总量在2016年一个高速下降的情况下,2017年能源产量有所上升,但仍低于2014、2015年的产量,2017年中国能源产量为359000万吨标准煤。
 
从各能源占比来看,清洁能源产量占比不断提高。2013-2017年这五年天然气产量占能源总产量比重在不断上升,从2013年的4.4%上升到2017年的5.4%,一次电力及其他能源占比从2013年的11.8%提升至2017年的17.4%。我国清洁能源发展越来越受到重视,产量占比不断提高。
 
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2018年冬季的“旺季不旺”,天然气点供发展的可持续性再次受到不少质疑。但事实果真如传言一般么?
 
点供是以液态天然气(LNG)为气源,通过储罐、气化设备等供应天然气的一整套装置。在特许经营制度环境下,点供(本文专指第三方建设的)仅限于单点供应,管道不能延伸出用户红线范围。从技术上来讲,点供和管道供气都是可行的,但后者具有更好的经济性。
 
一是管网通过一个连接管道或大储罐替代了所有零散点供的储罐,降低了气源设施的投资规模。
 
二是输气管网的规模优势,既避免了重复建设,又可以规避单点用户的投资风险。经济性的另一个主要差别就是气源成本。点供的气源是液态天然气,气源价格完全市场化。管道气源主要来自于长输管网,门站价格由政府核定和监管。管道的气源普遍优于点供。以广东省为例,2017年省门站基准价是2.15元/方,珠海金湾接收站2017年全年挂牌均价是2.52元/方,2018年受制于进口LNG价格的上涨,两者的价差进一步拉大。
 
这两个因素决定了点供的劣势——成本高、供气保障低和自身抗风险能力弱。与管道竞争,点供几无胜算。但这并不能否定点供的存在和意义,快速的城镇化和天然气高速增长为点供发展创造了空间。
 
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一是打“时间差”,抢在管网敷设到来之前,利用单点投资小、供气快的特点发展用户。
 
二是利用“政策差”,利用城燃履行普遍供气义务不到位的缺点,快速满足用户“煤改气”等环保治理的需求。
 
三是使用“价格差”,利用管输垄断高价和高企的“开口费”,获得对价格敏感、用气量稳定的工商业用户。简言之,点供适合于以灵活的合作,在有限的时间内“收割”非管输地区用气量稳定的优质用户。
 
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“宜罐则罐”,中央对点供的定位是清晰的,但不少地方对点供的发展实施了限制。第一种是“弹簧门”,例如,山东省支持点供力度较大,但受安全事故的影响,临沂市兰山区随后对点供“一刀切”式地禁止。第二种是“玻璃门”。例如,福建明确点供建设要符合燃气规划,但是各地规划中点供定位为应急保供和调峰,企业供气项目落地实则无规划可循。第三种是“旋转门”,政策变化快,朝令夕改。例如,2017年山东省寿光市发文自备点供不受规划的限制,2018年3月政策转向,确定三家企业统一管理、统一配送气源。现实中是“配角”,政策上却只有“龙套”的名分,点供“名不副实”。
 
点供脉冲式的发展在前两年达到顶峰。以福建漳州为例,2015—2017年3年新增30余个点供项目,超过过去10年数量的总和。2017年中国LNG进口量首次超过管道气,终端LNG消费量同比增长了49%,增速创下近5年新高。最重要的原因在于,进口LNG价格下降为点供提供了充足优质的“弹药”。2015—2017年,进口LNG接收站出站平均成本是2.4元/立方米,比2012—2014年的平均成本低近三成。如果扣除增值税返还,LNG接收站出站成本与沿海省份管道门站价格相差无几。同时,点供也借了“煤改气”和降本增效政策的东风。尤其是2016年和2017年,临近“煤改气”考核年份,城燃“独木难支”,无法完成集中式的“煤改气”任务。而中央三令五申要降本增效,并加强了反垄断调查。地方政府在环保治理和稳增长的双重压力下,给点供的增长留了一道“旁门”。
 
比点供更“火”的是去年冬季的国内LNG价格暴涨。今年,亚洲进口价格再次恢复高位,LNG周期性波动的特点展露无遗。以日本为例,从2001—2017年,日本LNG到岸价格最低是2002年的4.27美元/百万英热,最高是2012年的16.75美元/百万英热,相差3.61倍。一般的点供项目财务折旧周期是15—20年,即折旧期内的价格波动可以达3—4倍。没有合适的价格传导机制,供气企业将面临巨大的价格风险。
 
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目前,在点供“游击战”过后,城燃抢夺市场的“阵地战”已经来临。目前,山东除长岛县以外,所有县(区)均已通达天然气管道。福建2020年省级长输管道要实现“县县通”。所以,当前点供需要痛定思痛,校正自身的定位。优势丧失的项目,要适当收缩自己的战线。优势弱化的地区,要思考转型与升级。
 
一是走“冷门”,定位于管道空白区域。点供应避免与管道的正面竞争,定位为空白区域的供气气源。同时需要考虑管网敷设到的时间,要有3—5年的项目回收周期。
 
二是按“快门”,创新商业合作模式。为了规避专用资产风险,可以采取如下措施:一要对客户的资信进行调查,核实用户业务稳定性和合约履约能力,降低用户不用气、少用气和用不起气的风险。二要建立与上游气源价格和用户用气量联动的定价模式,减少价格和气量波动相关的风险。三要由用户投资土建等“不可动”的资产,同时约定手续的申办主体。
 
三是开“后门”,增加调峰保供功能。目前地下储气设施等明显短缺,并且建设周期较长,大中型LNG储罐是调峰和应急保供的必要选择。山东、河北等省份明确要求加快建设LNG储罐等应急储气设施。可以盘活已经投产的大型点供,通过租赁、股权合作等方式为第三方提供调峰和应急保供服务,既高效,又现实。
 
四是跳“龙门”,延伸产业链投资。以点供为气源,就近在工业园区、商业中心等投资建设集中供热和分布式能源项目,延伸产业链,扩大产品“护城河”。
 
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