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中国LNG接收站投产情况及利用率分析

目前LNG接收站是海运进口LNG所必需的、接受储存LNG船海运来

的LNG，然后向外输送的装置。其中部分（约70%）进口的LNG通过

接收站的气化装置气化成气态天然气，通过管道向下游城市燃气和企

业等用户输气，另一部分（约30%）进口LNG直接从储罐中充装到

LNG槽车中，通过公路运输的方式输送到加气站或小型气化站。从站

内布局来看，接收站主要包括码头、罐区、槽车装车区等重要区域。

全套接收站工艺包括卸船系统、LNG储存系统、蒸发气处理系统、

LNG气化外输系统、LNG装车系统等主要系统以及火炬系统等辅助系

统。卸船系统包括专用码头、卸料臂、BOG回流臂和管路等，LNG运

输船在到达专用码头后，通过运输船上的输送泵，LNG经过多台卸料

臂从支管汇集到主管，然后从主管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐

后置换出的蒸发气通过BOG回流臂输送到LNG船中，以保持气压的

平衡。

截止至2019年年初，我国LNG接收站已经投产的有21座，预计2019

年年底投产的接收站将达到24座，目前年接收能力为7325万吨，自

2011年起接收能力年增长率约24%，目前在建和筹备中的接收站数

量众多，未来年接收能力有望进一步提升。按国家发改委的规划，LNG

接收能力预计在2025年前达到1亿吨，LNG接收站投资空间在300

亿人民币以上。

因投资成本和审核的问题，目前三桶油在LNG接收站建设中处于领

先地位。已投产的21座接收站中，有4座属于中石油、9座属于中

海油、3座属于中石化，三桶油所属的接收站占约75%，其余5座接

收站为地方燃气公司和民企所有。从目前在建和筹备中的接收站来看，

近年随着条件的放宽，越来越多的地方燃气企业、电力公司和民企开

始进入LNG接收站市场中，未来接收站的所属企业有望朝着多样化

方向发展。

从接收站布局来看，华北、华东、华南三足鼎立，华北、华东地区

利用率较高。2019年初华北沿海地区有5座接收站，设计年接收能

力2070万吨，接收站利用率为77%；华东沿海地区有6座接收站，

设计年接收能力为2165万吨，接收站利用率为71%；华南沿海地区

有10座接收站，设计年接受能力为3090万吨，接收站利用率为44%。

近年来，我国接收站整体利用率只有50%-70%之间，但相比之下，

已处于国际上较高位置。全球LNG接收站历年利用率不足50%，其

中2012年亚洲地区LNG接收站利用率为46%，欧洲LNG接收站利用

率为31%，美洲LNG接收站利用率仅为10%。全球LNG接收站整体

利用率较低的根本原因在于天然气消费的跨季度性不均匀，为了满足

冬季供暖期天然气的稳定供应，LNG接收站的设计年接收能力必须大

幅高于年进口量。从国内各接收站利用率来看，虽然接收站整体利用

率不高，但不同接收站之间的利用率差异较大，部分接收站如宁波、

青岛、上海洋山港接收站处于超负荷运营状态，其中宁波接收站利用

率接近200%；而海南洋浦、粤东、大连、北海、启东等接收站利用

率在40%以下。

年接收能力在300万吨左右的接收站的投资成本在60-70亿元左右，

其中码头部分成本占比29%，管线部分成本占比8%，接收终端站占

比63%。其中，设备成本为主要成本，气化器、BOG压缩机、高压泵、

低压泵等设备均需从国外进口，成本分别占设备成本的38%、28%、

6%、3%；而储罐国内自产，占成本的25%。

目前LNG接收站主要赚取差价，其两种运营模式有着不同的成本测

算方式。通过管道输气，则终端成本价=LNG到岸价+增值税+气化费+

管道费+配气费；通过槽车运输，则终端成本费=LNG到岸价+增值税+

槽车运费+气化费。槽车运输的方式来看，2018年全年LNG平均到岸

价为9.74美元/百万英热，折合成约2000元/吨，增殖税11%，以平

均运输距离300公里、每吨每公里运费1元为基准进行估算，槽车运

费为300元/吨，气化费约139元/吨，则通过槽车运输的终端成本价

约为2600元/吨，取广东广州LNG市场价5000元/吨来测算，每吨

LNG利润为2400元。而管道运输价格受国家管控，利润相对较低。

因此，预测LNG接收站平均利润水平为2000-2200元/吨。假设一个

年接收能力为300万吨的接收站利用率为60%，则毛利润约为36亿

元。