LNG发展现状及储罐建设.docx

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LNG发展现状及储罐建设

1.1LNG发展现状及储罐建设

1.1.12021年全球LNG进展现状

2021年是现代LNG行业产生后的第50周年。

依照国际天然气联盟〔InternationalGasUnion，IGU〕和伍德麦肯兹等机构统计数据显示，2021年全球LNG贸易供应量为2.46亿吨，较2021年的2.41亿吨增长2.1%。

从供给角度看，2021年全球LNG出口量增长相对平稳。

其中，卡塔尔出口量由7900万吨降至7700万吨，仍为全球最大的LNG出口国；埃克森美孚公司的巴布亚新几内亚LNG项目〔以下简称PNG项目〕自2021年5月投产以来，完成出口370万吨。

澳大利亚、印度尼西亚和尼日利亚三国2021年LNG出口量分别增长约100万吨，与巴布亚新几内亚LNG项目共同构成了全球供应量的增量〔见图1-1〕。

从需求角度看，2021年全球LNG进口量增长低于预期。

其中，日本和中国LNG进口量分别为8900万吨和2000万吨，分别较2021年增长200万吨；西班牙、英国和中国台湾进口量分别较2021年增长100万吨；韩国进口量为3700万吨，较2021年的4000万吨减少7.5%〔见图1-2〕。

图1-12021年全球LNG出口情形〔资料来源：

woodmac〕

图1-22021年全球LNG进口情形〔资料来源：

woodmac〕

从投资的角度看，在2021年打算新建的LNG项目中，数额较大的最终投资协议〔TheFinalInvestmentDecision，FID〕大都在下半年达成，且要紧为美国本土LNG出口项目。

其中，在获得联邦能源治理委员会授权后，美国卡梅隆〔Cameron〕项目〔设计产能1200万吨/年〕、自由港〔Freeport〕项目〔设计产能1320万吨/年〕和湾点〔CovePoint〕项目〔设计产能1170万吨/年〕都已形成了FID。

此外，美国政府于2021年8月出台新的向非自由贸易区国家出口LNG的审批流程，也有利于更多LNG项目在以后获得联邦能源治理委员会授权并形成FID。

从运输角度看，市场对美国以后数年将大规模出口LNG的预期，使相关LNG运输船建筑合同创下历史纪录。

尽管行业内LNG运输船的租船费率有所降低，但仍有67条LNG运输船在2021年签署造船合同，其中韩国大宇海洋造船会社收成最大，获得了包括亚马尔LNG项目15艘破冰LNG运输船在内的一系列造船合同。

1.1.22021年全球LNG市场特点分析

1.2.2.1天然气液化市场进展特点

〔1〕PNG和阿尔及利亚阿尔泽港等项目投产并冲击市场

大洋洲有两大LNG液化项目建成投产。

在巴布亚新几内亚，设计产能690万吨/年的PNG项目2021年5月提早建成投产，其第一船LNG于当月27日装船运往接收方日本东京电力公司；至2021年12月31日，PNG项目两条液化生产线累计生产370万吨LNG，产量达到建成产能的近90%。

在澳大利亚，英国天然气集团投资的昆士兰州柯蒂斯LNG项目〔QCLNG项目〕于2021年12月完成第一条液化生产线试运行，成为全球首条以煤层气为原材料的液化生产线。

在此之前，英国天然气集团已建成苏拉特盆地的煤层气输送系统，位于该盆地钦奇利亚、瓦杜安和达尔比3个中心的17个现场加压站和4个中央处理工厂组成的集气和供应系统，将把煤层气源源不断地输送至QCLNG项目各条液化生产线，以保证其850万吨/年的设计产能。

在北非，设计产能920万吨/年的阿尔及利亚阿尔泽港LNG项目GL3Z液化生产线于2021年10月建成投产，但由于该项目部分老旧设施退役，将抵消大部分新增产能，因此阿尔泽港LNG项目470万吨/年的新建液化产能投产对全球LNG供给的阻碍不大。

2021年全球新增LNG产能规模见图1-3。

图1-32020-2021年全球新增LNG产能规模〔资料来源：

woodmac〕

〔2〕各地区天然气液化在建项目进展境况各异

在北美，受益于政府向非自由贸易区国家出口LNG审批流程的改变，美国的液化天然气项目进展积极。

其中，卡梅隆和自由港两项目共获得融资担保210亿美元，顺利完成FID；湾点项目在获得联邦能源治理委员会备案后，自筹资金开始了液化生产线建设。

此外，科珀斯克里斯蒂〔CorpusChristi〕、萨宾港三期〔SabinePassPhase-3〕和戈尔登港〔GoldenPass〕等项目预备在联邦能源治理委员会等监管机构授权后尽快开展相关建设工作。

与美国不同，尽管加拿大国内液化天然气出口许可证申请的数量在2021年的基础上连续上升，但部分大型天然气液化项目进展相对缓慢。

其中，马来西亚国家石油公司控股的西北太平洋LNG项目在2021年上半年与印度国家石油公司、中国石化和中国华电签署了合作投资协议，但在2021年12月以项目的税费及监管政策尚不确定为由，暂停了项目FID的推进工作。

在亚洲，马来西亚国家石油公司和美国墨菲〔Murphy〕石油公司于2021年1月联合完成了生产第二艘浮式天然气液化装置的FID，以后将用于马来西亚深水天然气产出的加工。

BP公司那么于2021年10月将印度尼西亚唐古液化天然气扩建项目〔TangguhLNGPhase-2〕的陆上前端工程和设计〔FEED〕合同授予了两个印度尼西亚财团，该扩建项目完成后将为唐古LNG项目带来380万吨/年的新增产能。

在欧洲，受美国和欧盟有关国家在金融和技术等方面的制裁阻碍，俄罗斯在远东地区的LNG进展遭受了较大的限制，但其亚马尔LNG项目的天然气液化能力建设进展良好，2021年新增投资50亿美元，有效地保证了工程的顺利进行。

在非洲，英国俄斐〔Ophir〕公司在赤道几内亚的浮式液化天然气项目进展顺利，专门是在其上游的海上天然气区块获得勘探突破后，公司打算将该项目建设产能提高至300万吨/年；戈拉尔〔Golar〕公司于2021年12月与喀麦隆国家石油公司〔SNH〕和佩伦科〔Perenco〕石油公司签署框架协议，将在距离喀麦隆海岸20千米处开发一个产能为120万吨/年的浮式液化天然气项目；意大利埃尼石油公司和美国安纳达科〔Anadarko〕公司在莫桑比克的液化天然气项目在2021年取得了一定进展，已与多个亚洲LNG买家签订了购销框架协议，但该项目与莫桑比克政府间关于财税条款等方面的谈判仍未取得实质性突破；此外，壳牌公司和埃尼公司都在西非的盐下层获得一系列天然气储量发觉，估量以后都将建设大规模的浮式液化天然气项目。

1.2.2.2LNG接收市场进展特点

〔1〕〝亚洲需求〞带动LNG接收站数量稳固增长

在韩国，韩国天然气集团运营的Samcheok接收站项目于2021年8月建成投产，该项目接收能力为600万吨/年，估量将带动韩国东北部地区的天然气市场需求。

在中国，中国海油海南LNG接收站和中国石化山东LNG接收站分别于2021年8月和11月建成投产，接收能力都为300万吨/年；设计接收能力为60万吨/年的广聚拢团启东LNG接收站于2021年4月份正式开工，新奥集团300万吨/年的舟山LNG接收站于10月底动工。

在日本，设计能力为100万吨/年的Hibiki接收站于2021年10月建成投产〔见表1-1〕；另有日本石油勘探公司投资的Soma接收站于11月底正式开工建设。

在印度尼西亚，印尼PGN公司于2021年8月起商业化运营楠榜省浮式储存汽化装置〔FloatingStorageandRegasificationUnit〕，大幅提高了其西爪哇省地区的LNG接收能力。

巴基斯坦和菲律宾将成为亚洲新的LNG进口国，巴基斯坦已与美国Excelerate能源公司签署协议，自2021年一季度起租赁其汽化能力为290万吨/年的一艘浮式储存汽化装置；菲律宾正在其吕宋岛建设一座接收能力为150万吨/年的LNG接收站。

表1-12021年全球新建LNG接收项目名称（资料来源：

自行整理）

投产日期

国家

终端名称

接收能力〔万吨/年〕

储存能力〔万立方米〕

2021年01月

巴西

TRBASalvador

380

13.8

2021年08月

中国

HainanLNG

300

32

2021年08月

印度尼西亚

PGNFSRULampung

190

17

2021年08月

韩国

SamcheokLNG

600

180

2021年10月

日本

HibikiLNG

100

36

2021年11月

中国

ShandongLNG

300

48

2021年12月

立陶宛

LithuaniaLNG

300

17

〔2〕南美LNG需求增长强劲

依照IGU和伍德麦肯兹等权威机构推测，南美地区2020年LNG需求量较2021年将增长60%，需求的强劲增长带动该区域LNG接收市场的蓬勃进展。

在2021年国内天然气需求量创历史新高后，巴西国家石油公司接收能力为380万吨/年的TRBASalvador接收站于2021年1月投入运营，其从美国Excelerate能源公司租赁15年的〝体会〞号浮式储存汽化装置于2021年5月投入瓜纳巴拉湾〔GuanabaraBay〕作业。

智利政府为保证该国南部的电力供应，决定承诺GNL公司新建一座LNG接收站，目前该项目已重新向智利政府提交环保打算。

乌拉圭正在修建其国内第一艘浮式储存汽化装置，将用于接收管道输送来的LNG，并通过再汽化后向巴西和阿根廷的国家石油公司输送天然气。

另外，厄瓜多尔和巴拿马等国也分别打算修建LNG接收站。

〔3〕天然气供给多元化推动欧洲LNG接收站建设

2021年，受俄乌危机阻碍，部分欧洲国家专门是东欧各国加紧完善其天然气多元化供给渠道，积极通过建设LNG接收装置规避其可能面临的管道天然气供应风险。

其中，〝独立号〞浮式储存汽化装置于2021年12月完成在立陶宛近海的部署，使该国有条件从挪威国家石油公司购买LNG，也使其在与俄罗斯天然气工业股份公司〔Gazprom〕关于管道天然气供应的谈判中占据主动。

尽管爱沙尼亚和芬兰的两个LNG接收站项目在通过可行性研究后被叫停，但有关机构仍估量乌克兰、克罗地亚以及其他巴尔干半岛国家有修建LNG接收站的强烈意愿。

〔4〕中东市场青睐浮式储存汽化装置

与2021年相似，中东各国在LNG接收装置的选择上仍青睐于浮式储存汽化装置。

其中，在经历了数轮〝流标〞后，埃及天然气控股公司〔EgyptianNaturalGasHoldings〕与挪威公司霍尔赫公司〔Hoegh〕签订租赁合同，将在苏伊士湾苏赫奈泉红海港口部署〝HoeghGallant〞号浮式储存汽化装置。

科威特国家石油公司于2021年4月更换了其租赁的浮式储存汽化装置，新租赁装置租期为5年，将部署在艾哈迈迪港。

阿联酋与Excelerate能源公司签署专门协议，打算自2021年起逐年更换其租赁的浮式储存汽化装置。

阿联酋液化天然气公司宣布将在富吉拉地区修建一座陆上LNG接收站。

1.2.2.3LNG贸易市场特点

〔1〕LNG资源出口保持平稳

2021年全球LNG出口总量约为2.46亿吨，较2021年的2.41亿吨略有增加。

一方面，埃及、印度尼西亚和卡塔尔等国LNG出口量连续减少，伍德麦肯兹公司认为，资源接替不足是埃及LNG出口停滞的要紧因素，国际油价的暴跌走势那么是导致印度尼西亚和卡塔尔LNG出口量减少的要紧缘故。

另一方面，巴布亚新几内亚PNG项目的投产以及澳大利亚、尼日利亚和阿尔及利亚三国2021年LNG出口量的连续提升，完全抵消了卡塔尔等国减少的LNG出口量。

〔2〕各地区LNG资源进口出现差异化

亚洲国家仍是全球最要紧的LNG进口市场，但各要紧消费国2021年LNG进口量出现差异化分布。

受气候相对温顺、天然气储备量充足、能源总需求量连续降低、火电及核电发电量稳固增长等因素综合阻碍，韩国LNG进口量2021年较2021年减少7.5%。

受经济增速放缓、环境监管严苛和天然气门站价格提高等因素阻碍，中国LNG进口增长率由2021年的23%降低至2021年的14%，远低于市场预期。

由于2021年没有新启动的核电项目，日本LNG进口量较2021年小幅增长。

印度2021年LNG进口量较2021年增加2%，接收装置缺乏是限制其LNG进口大幅增长的要紧缘故。

欧洲和南美洲各国2021年LNG资源进口同样显现差异化走势。

在欧洲，英国LNG进口量增长超过10%，但其与土耳其、西班牙等国的进口总增量仍低于法国、意大利和葡萄牙等欧洲国家减少的进口量。

在南美，为抗击东部地区旱灾，巴西2021年LNG进口量较2021年增长20%，但受经济低迷和雨水增加等因素阻碍，巴西第四季度LNG进口规模大幅降低；阿根廷2021年LNG进口增长约3%，全年平均气温较高和LNG接收能力不足是阻碍其LNG进口的要紧缘故。

1.2.2.4LNG价格走势特点

〔1〕LNG现货市场价格大幅波动

普氏能源推出的LNG基准价日韩指标〔JapanKoreaMaker，JKM〕价格是衡量全球专门是亚太地区LNG现货价格走势的权威指标之一，该数据显示，2021年全球LNG价格大幅波动。

其中，最高价格为2月13日的20.13美元/百万英热单位，创历史新高；最低价格为12月底的10.02美元/百万英热单位〔见图1-4〕。

全年走势出现〝一季度冲高后大幅暴跌，三季度中幅反弹后连续走低〞的波动态势。

LNG现货价格在2021年波动的缘故要紧包括以下几个方面。

图1-42021年亚太LNG现货市场价格走势〔资料来源：

普氏能源〕

第一，需求不足是导致全年JKM价格大幅下跌的最要紧缘故。

第一，亚洲各国经济增速放缓减少了对LNG需求的预期；其次，俄罗斯与中国签署大额管道供应天然气合同对LNG需求阻碍较大。

第二，下半年国际油价大跌拖累JKM价格走势。

一方面，部分LNG期货价格因与国际油价挂钩而下跌，LNG现货价格因参照期货价格而走低；另一方面，低油价使部分电厂用原油发电代替LNG发电，依照日本有关电厂测算，使用65美元/桶的原油发电的单位成本相当于使用10.5美元/百万英热单位的LNG，因此在2021年第四季度大多数时刻内使用原油发电更为经济。

第三，季节因素仍是年初阻碍LNG现货价格波动趋势的重要因素。

年初的冬季LNG需求量明显高于其他季节，导致其价格在一季度创下纪录；在年末，中国和韩国等冬季气温偏暖那么使LNG需求量低于往年，拉低LNG价格。

〔2〕低油价阻碍亚太地区LNG长期合同的定价方式

以定价方式分类，亚太地区LNG长期合同大致分为两种：

一是传统的与国际油价挂钩的长期合同；二是近年来参照北美亨利中心〔HenryHub〕气价定价的长期合同。

第一，国际油价下降和LNG现货价格的同步走低，将迫使LNG卖方提高国际油价在长期合同定价公式中的系数至14%左右〔过去5年亚太地区与国际油价挂钩的LNG长期合同定价公式中，油价系数平均为11%左右〕。

其次，依照伍德麦肯兹的测算，目前已参照北美亨利中心气价定价的长期合同中LNG售价约为11.5美元/百万英热单位，相当于在油价95美元/桶水平下以11%的系数签订的传统型长期合约，或相当于在油价75美元/桶水平下以14%的系数签订的传统型长期合约，因此预期低油价也将拉低参照北美亨利中心气价定价的长期合同价格。

1.2.2.5LNG船运市场特点

〔1〕LNG造船订单创10年内新高

2021年，全球共有67艘LNG运输船完成订单合同签署〔见表1-2〕，超过2020年的52艘，创下10年内新高，历史上仅次于2004年的75艘。

在这些新订造LNG运输船中，大多数已获得长期租船合同，且有近50艘LNG运输船运力超过17万立方米。

韩国大宇造船是2021年LNG运输船制造业中最大的赢家，获得了67个订单中的40个；三星重工获得7艘LNG运输船的订单，排名第二；中国沪东中华造船厂获得4艘LNG运输船订单。

表1-22021年全球LNG运输船承造企业及新签订单数量

企业名称

订单数量〔搜〕

韩国大宇海洋造成会社

40

韩国三星重工

7

韩国现代重工

6

中国沪东中华造船厂

4

日本海事联合公司

4

日本川崎重工

3

日本冶金造船集团

2

日本三菱重工

1

〔2〕租船费率整体降低

2021年全球LNG运输船的租船费率比2021年和2021年大幅降低〔见图1-5〕，要紧缘故是2020年订制的部分LNG运输船已于2021年投入使用。

与当前市场上较为抢手的运力为17万立方米的LNG运输船相比，2020年订制的大部分LNG运输船运力是15万立方米左右，能耗和蒸发率都相对较高，因此船东选择降低租船费率以提升其市场竞争力，由此带动全球LNG运输船的租船费率降低。

图1-5全球LNG运输船租船费率走势〔资料来源：

劳氏船级社〕

1.1.32021年全球LNG市场进展前景

1．2.3.1油价连续低迷阻碍LNG供给增长

依照各企业已公布的最终投资协议的时刻规划，2021年将有高更LNG项目第一条液化生产线、QCLNG项目第二条液化生产线、格拉斯通LNG〔GlastoneLNG，GLNG〕项目第一条液化生产线和亚太LNG项目第一条液化生产线等一批液化天然气产能进入市场。

然而，建成产能不等于实际产量，油价连续走低将阻碍各国LNG项目的实际供给增长。

一方面，据Upstream网站测算，国际石油公司在2021年底60美元/桶的油价水平下，上游勘探开发投资将较年初减少37%，可能导致部分LNG项目的上游天然气资源开发显现停滞，进而阻碍LNG产量；另一方面，美国阿帕奇〔Apche〕石油公司等选择在低油价时期将资本密集型的LNG项目作为〝非核心〞资产剥离，可能导致在产LNG项目停产或在建项目延迟投产。

1.2.3.2LNG市场需求将连续疲软

估量2021年将有三个方面的缘故导致LNG市场需求连续低迷：

一是全球经济复苏乏力将连续阻碍LNG市场需求；二是俄罗斯与中国已签订的东线天然气供气协议以及可能签署的西线供气协议将降低亚太地区LNG需求增长；三是低油价下部分日本电厂将连续使用燃油替代LNG，将减少日本的LNG需求量。

此外，日本原子能规制委员会2021年12月17日公布了审查书草案，认为位于日本福井县高滨等地的核电站符合新安全标准，专门可能在2021年春季重启，这也将减少日本乃至亚洲地区对LNG资源的需求。

1.2.3.3各地区LNG项目将连续出现不均衡进展的态势

在北美，一批LNG液化项目向政府监管部门递交了备案材料，估量在2021年通过审查并完成FID，包括美国墨西哥湾的科珀斯克里斯蒂、萨宾港三期和戈尔登港三大LNG液化项目，以及加拿大的西北太平洋项目〔PacificNorthWest〕等。

在大洋洲，一批LNG液化项目估量于2021年建成投产，其中GLNG、APLNG和高更LNG三大项目将建成产能4000万吨/年。

在非洲，估量安哥拉LNG项目将克服其技术问题投入生产。

在远东，俄罗斯亚马尔LNG项目将保持稳固进展，但受美欧国家制裁和技术进口费用增长等因素制约，估量2021年专门难有新建LNG项目。

1.2.3.4亚太地区LNG价格或将触底反弹

从JKM价格数据分析，2021年亚太地区LNG价格处于近5年来的最低水平。

尽管全球经济形势可能导致LNG市场需求连续低迷，但考虑国际油价在2021年初的〝超跌〞走势，以及油价对亚太地区LNG现货和期货价格的阻碍，估量国际油价将在2021年内有所回升，并将带动亚太地区LNG价格触底反弹。

1.2国内LNG进展现状

2021年，中国LNG进口量为1989.07万吨，较2021年同期增速为10.33%，增速下降12个百分点。

天然气价格上涨后未疏导到位，2021年国内天然气需求增速有所放缓，LNG进口量同比增幅下降。

LNG加气站气源要紧来自国内LNG液化工厂和沿海LNG接收站。

由于LNG接收站要紧任务是作为管道气的补充并满足其区域都市燃气需求，仅其接收量的10%通过槽车批发进入国内LNG流通市场。

1.2.1沿海LNG接收站

我国已运行、在建、拟建的LNG接收站共计30座，总接收能力超13000万吨/年。

截止到2021年末，至少有9座LNG接收站差不多正常运行，总接收能力达3370万吨/年。

表1-3中国LNG接收站接收能力统计〔资料来源：

卓创资讯〕

中海油

中石油

中石化

新奥

广汇

合计

已完成项目

2370

1000

0

0

0

3370

在建项目

1480

900

900

0

0

3280

拟建项目

2800

1900

1200

300

115

6315

合计

6650

3800

2100

300

115

12965

我国自2006年开始进口LNG以来，由于2006年基数较低2007年LNG进口增幅高达323.70%，2020年后，中国LNG进口进入到平稳进展期，2020-2021年三年平均增速为24.57%。

2021年中国LNG总进口量为1802.82万吨，同比增长21.81%，其中槽车出货量总计为194万吨。

1.2.2国内LNG液化厂

中国的LNG市场经历了启动、开发、培养和进展的不同时期，2021年全国投产LNG工厂86座，生产能力同比增长60.89%，达每日3818万立方米。

LNG工厂分布要紧集中在陕西、内蒙、新疆、宁夏、四川等天然气生产区域，这些区域的LNG工厂产能占到全国总产能的68.1%。

图1-6全国LNG液化厂产能及增长

1.2.3LNG加气站市场进展状况

1、LNG加气站与LNG汽车的总体进展

纵观过去五年，在2020-2020年期间，鉴于国内LNG资源供应有限，外加LNG加气站相关技术、政策尚不成熟，LNG加气站在中国进展缓慢。

而2021年后，相伴上述问题的解决，中国LNG加气站建设逐步走上快车道。

2021年及2021年，年增长率分别高达208%和130%。

与之相对应的LNG汽车保有量及急剧增加，然而增长速度慢于LNG加气站的增长速度。

2、LNG加气站地区分布

天然气加气站分布带有一定的资源导向性，天然气主力产区-西北、华北及西南地区的天然气加气站进展较早，建设快，上述三大区域已建成投产的加气站数量占全国总量的六成左右。

就LNG加气站而言，整体分布出现三大特点：

资源、市场双因素促使华北位列第一；

西北凭借资源、成本优势名列第二；

政府支持、货运市场发达致使山东一枝独秀，成为非气源地进展迅速的省份。

图1-72020年-2021年LNG加气站及LNG汽车进展情形

表1-4LNG加气站地区分布〔资料来源：

LNG汽车网〕

进展类型

地区

省份

LNG加气站数量

充足资源

华北

河北

126

山西

99

内蒙古

120

西北

新疆

123

陕西

98

甘肃

41

货运市场发达及政府支持

华东

山东

128

江苏

80

华南

广东

115

3、全国投资LNG加气站要紧企业及售气量

从LNG加气站投资主体所属集团来看，2021年底昆仑能源〔中石油〕建成LNG加气站621座加气站，全国占比41.93%位列第一；气电集团〔中海油〕建成LNG加气站144座，占比9.92%位列第二；排名第三位的是新奥能源，其建成LNG加气站123座，占比8.31%；广汇能源以98座加气站，6.62%的占比排名第四。

表1-5中国LNG加气站投资要紧企业〔资料来源：

卓创资讯〕

集团名称

2021年

2021年

增长率

占全国加气站的比例

昆仑能源

315

621

97.14%

41.95%

气电集团

83

144

73.49%

9.72%

新奥能源

86

123

43.02%

8.31%

广汇能源

76

98