一、欧盟对俄制裁首次针对LNG，市场将再度动荡？
(一）国际天然气市场周度综述
市场概况
截至6月25日，美国亨利港天然气（NG）期货结算价格为2.863美元/百万英热，环比上周期（06.18）下调0.046美元/百万英热，跌幅为1.58%；荷兰天然气（TTF）期货价格为11.032美元/百万英热，环比上周期（06.18）上调0.151美元/百万英热，涨幅为1.38%.
美国方面，亨利港（NG）期货价格周内呈震荡趋势，美国地区热浪来袭，各地发电制冷需求增加，且由于Kinder Morgan旗下二叠纪Highway(Permian Highway)天然气管道由于必要的维修而减少了容量，对亨利港（NG）期货价格形成较强支撑，但由于对外出口LNG仍旧低迷，导致亨利港（NG）期货震荡调整。技术面来看，美国亨利港期货（NG）为下降趋势，美国亨利港期货（NG）价格至2.85美元/百万英热附近，KDJ低位运行，MACD双曲线零轴上方放量下行，美国亨利港期货（NG）价格本周内呈震荡下行趋势。
欧洲方面，欧洲市场库存保持高位，根据欧洲天然气基础设施协会数据显示，截至6月24日，欧洲整体库存为857wh，库容占有率75.56%，环比上日增加0.22%，欧洲市场库存保持充足。
欧洲市场，挪威的德瓦林油田进行了计划外维护，预计将持续到6月26日；当地时间周一(6月24日)，欧盟理事会在其官网发表声明，正式宣布对俄罗斯进行第14轮制裁。
这是欧盟对俄制裁中首次针对液化天然气进行制裁，液化天然气相关具体制裁方案如下：
现货价格来看，美国亨利港天然气现货价格预计为2.51美元/百万英热，环比（06.18）上调0.01美元/百万英热，涨幅为0.4%。加拿大天然气（AECO）现货价格为0.57美元/百万英热，环比（06.18）下调0.062个百分点，跌幅为9.76%。
市场整体供应仍旧保持充足，马来西亚国家石油公司(Petronas)计划推迟原定于6月交付的部分液化天然气(LNG)运输，亚洲地区LNG供应有所减少，对天然气现货价格形成支撑作用。
图表1: 国际天然气市场价格 单位：美元/百万英热
库存
根据美国能源署报告显示（截至06月14日），美国天然气库存量为30450亿立方英尺，环比上涨710亿立方英尺，涨幅2.39%；库存量比去年同期高3430亿立方英尺，涨幅12.7%。较5年历史均值高5650亿立方英尺，涨幅22.6%。
截至06月14日当周，根据欧洲天然气基础设施协会数据显示，欧洲天然气库存量为29223亿立方英尺，较上一周上涨640亿立方英尺，涨幅2.2%；库存量比去年同期高25亿立方英尺，涨幅0.1%。
图表2：国际天然气库存趋势
(二) 中国LNG市场周度综述
市场概况
本周国内天然气市场价格整体呈稳定趋势，供应方面，上游高位稳价销售，西南等低价资源存在跟涨现象，带动出货价格上涨；需求方面，西南、华中部分地区存在补库行为，带动局部需求小幅增加。
LNG接收站价格报4541元/吨，较上周（06.19）上调0.2%，同比下调0.9%；主产地价格报4303元/吨，较上周（06.19）上调1.49%，同比上涨8.06%；LNG全国接货平均价格报4630元/吨，较上周（06.19）上调0.61%，同比上涨3.9%。
截至6月26日，当日国内LNG工厂总库存量36.12万吨，环比上周（06.19）上调2%。部分液厂复工，开工率提升，带动库存小幅增加。
图表3: 国内LNG价格走势图
供需形势分析
供给：
本周（06.20-06.26）国内253家LNG工厂开工率调研数据显示，实际产量74902万方，本周三开工率60.2%，环比上周上调1个百分点。本周三有效产能开工率62.26%，环比上周上调1.05个百分点。新增停机检修工厂数量为0，产能共计0万方/日;新增复产工厂数量为1，产能共50万方/日。（备注：停产2年以上定义为闲置产能；有效产能是指剔除闲置产能之后的LNG产能。国内LNG总产能17925万方/日，长期停产28家，闲置产能729万方/日，有效产能17196万方/日。）
海液方面，本周期国内8座接收站共接收LNG运输船9艘，接船数量较上周减少7艘，到港量57.6万吨，环比上周112.48万吨减少48.79%。本周期主要进口来源国为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚到港量分别为26.89万吨、9.5万吨、8.53万吨。分接收站来看，中海油大鹏接船2艘，其余接收站各接船1艘。
需求：
本周（06.19-06.25）国内LNG总需求为80.73万吨，较上周（06.12-06.18）增加7.33万吨，涨幅为9.99%。海液方面，国内接收站槽批出货总量为14843车,较上周（06.12-06.18）14729车增加0.77%；国内工厂出货总量为49.81万吨，较上周（06.12-06.18）增加17.23%。
西南、华中等地LNG资源存在补库行为，带动市场需求增加，且由于部分地区LNG资源较低，刺激当地LNG需求，带动国产液出货增加。
市场心态调研
国内主流观点1：近期气源成本仍然偏高，虽然下游需求平淡，但上游有较强撑市意愿。
国内主流观点2：国际现货价格居高不下，叠加气温升高南方部分需求释放，预计上游价格以持稳观望为主。
国际主流观点：当前现货受炒作影响严重，市场需求较为低迷，高价接货抗拒，市场价格将有所下降。
图表4：LNG行业下周心态调研
展望
国内价格将震荡下行，7月西北原料气竞拍成本有所下降，液厂利润将有所恢复，但由于黄冈液厂即将检修，市场资源将有所减少，对市场形成提振作用，预计未来市场价格将震荡下行。
东北亚地区市场价格将呈小幅下降趋势，澳大利亚威斯通检修完毕，市场LNG供应恢复，但随着市场气温逐渐升高，或将带动东北亚地区LNG进口，现货价格或将小幅下降。
美国天然气期货价格（NG）将呈小幅下行趋势，美国区内气温不断升高，区内需求将有所增加，但由于欧洲LNG进口需求疲软，预计美国天然气期货价格（NG）将呈小幅下行趋势。
来源：隆众资讯
二、新能源格局！未来五年LNG迎来爆发式增长
在未来“漫长”的转型过程中，LNG作为过渡能源或将代替石油，掌握新能源格局的话语权。
进入6月以来，随着北半球气温升高，全球能源价格再次出现波动——欧美天然气价格上涨，中国进口现货液化天然气（LNG）到岸价格也出现两波上涨。
近年来在全球绿色低碳、能源转型的大背景下，LNG作为兼具清洁、稳定、安全特征的化石能源，供需两旺，迅猛增长，获得多数国家政府和能源巨头的青睐。国际顶级投资机构高盛集团本月发布的最新报告预测，到2029年，全球对LNG的投资预计将增长50%以上，到2030年全球LNG供应量将激增80%。
在未来“漫长”的转型过程中，LNG作为过渡能源或将代替石油，掌握新能源格局的话语权。
供给端：巨头的选择
高盛认为未来五年LNG供应量之所以有强劲增长，主要源于卡塔尔和北美的新建项目。数据显示，美国2023年出口9120万吨LNG，首次成为全球最大的LNG出口国，澳大利亚紧随其后，排名第三的就是卡塔尔。
据了解，美国今年有两个重要的新LNG项目投产，如果满负荷运转，这两个项目将会给美国每年增加3800万吨LNG产量。
卡塔尔则拥有全球最大的天然气田的一半北方气田（另一半南帕尔斯气田由属于伊朗），其扩产后LNG年产量到2030年将比现在的7700万吨增加约84%。
卡塔尔天然气探明储量位列全球第三
LNG的供应版图除了大国，还有“巨头”。
2020年随着新冠疫情席卷全球，油气巨头加速启动绿色低碳，而随着近两年油价回升至高位，大部分企业对业务转型的态度又发生了变化。而道达尔却选择了LNG这种“绿色化石能源”，其转型战略的两大支柱之一便是LNG。2023年道达尔净利润231.76亿美元，同比下降36%。但值得注意的是，该公司LNG业务去年却盈利大幅增长，在一定程度上抵消炼油利润下降和欧洲化学品需求疲软的负面影响。
同样受益于LNG业务的油气巨头还有壳牌。壳牌在冬季前抓住了需求，去年第四季度LNG业务的利润高达24亿美元，约占总利润的近三分之一。
中东油气巨头沙特阿美和阿联酋阿布扎比国家石油公司（ADNOC），去年起开始热衷于投资液化天然气项目，并扩张LNG版图至全球。2023年9月，沙特阿美宣布斥资5亿美元收购美国资产管理公司EIG旗下液化天然气企业MidOcean Energy的少数股份，首次进军全球LNG市场；ADNOC则于近日宣布，鲁韦斯液化天然气(LNG)项目已作出最终投资决策，并签署了价值55亿美元的EPC（工程、采购和施工)合同。
需求端：最大的市场
除了供应端，另一方掌握“话语权”的自然是需求端。2022年起，中国取代日本，成为全球最大的LNG进口国。油气巨头壳牌在2024年度液化天然气（LNG）展望报告中预测，到2040年，全球LNG需求预计将增长50%以上。中国、南亚及东南亚国家的强劲需求是背后的主要驱动力。
报告数据显示，2023年中国再次超越日本，成为全球最大的LNG进口国。据分析机构ICIS和Rystad的预测，2024年中国LNG进口量将从2023年的7000万吨反弹至8000万吨，超过2021年创纪录的7879万吨。
壳牌能源执行副总裁Steve Hill表示，中国将主导全球LNG的需求增长。他对行业分析师称，中国是该公司目前最为看好的市场，原因之一是大量天然气新基础设施陆续投入使用。
IEA的数据也显示，在过去5年签署的所有LNG购销协议中，中国占据了30%。按照目前的趋势，到2030年，中国在LNG有效合约中的份额将从2021年的12%翻番至25%左右。
2023年5月16日，来自海合会国家阿联酋的液化天然气（LNG）运输船“马尔文”轮顺利在中国海油广东大鹏液化天然气接收站完成接卸。这船货物是我国首单以人民币结算的进口液化天然气
2023年3月，中国从道达尔首次以人民币结算购买了LNG，这一举措意义重大，标志着我国在油气贸易领域的跨境人民币结算交易探索迈出实质性一步。长远来看，随着中国在全球LNG市场的影响力日益增加，以人民币结算的LNG采购可能会将更加普及。
此外，继2022年俄罗斯对欧洲管道气出口大幅下滑后，LNG在欧洲能源安全中发挥着至关重要的作用。壳牌2024年度液化天然气（LNG）展望报告认为，欧洲迄今已签署的LNG长协合同仍无法填补本十年剩余时间的供需缺口。天然气市场依然相当脆弱，欧洲将继续与亚洲“争气”。
供应链：多头发展机遇
近年，中国石化、中国石油分别与卡塔尔国家能源公司签署为期27年的LNG长期购销协议。这也是“LNG行业历史上最长供应协议”。由于运输方式的优化与便捷，相比管道气，LNG更加具有全球贸易的属性，影响LNG供需和价格的因素复杂多变。过去几年中，全球能源危机、新冠疫情、通货膨胀以及航运紧张等诸多因素叠加，让我们共同见证了LNG跌宕起伏的供需关系和价格变化。
LNG产业链是一条资金庞大、技术密集的链系，可简要概括为——勘探开采和预处理，液化，运输，接收储存和再气化以及运往终端市场。其中比较关键环节的就是液化厂、运输船和接收站。
1、接收站
具备液化能力是出口LNG的必要条件之一，而接收站则是进口LNG的必需。我国2006年建成首座LNG接收站——广东大鹏，接卸量已超亿吨。
2011年，国家能源局成立国家能源天然气液化技术研发中心，着力构建重大技术研究、重大技术装备、重大示范工程和研发实验平台“四位一体”的科技创新平台。在中国海油、中国石油、中国石化等建设单位与国内制造企业紧密协作下，通过联合攻关、消化吸收和技术再创新，逐渐掌握LNG全产业链工艺流程，创建了GB 51156—2015《液化天然气接收站工程设计规范》、SY/T 6935—2019《液化天然气接收站工程初步设计内容规范》等多项国家标准和行业标准，期间还实现了低温材料及关键设备制造的国产化，打破了国外技术壁垒。
2018年，我国首套具有完全自主知识产权和成套包工艺技术的天津LNG接收站一期建成投运，按采购金额计算的装备国产化率达到82%。
截至2023年底，我国已经建成LNG接收站27座，累计设计接收规模超过10000万吨/年，远超我国目前的LNG进口规模。
今年5月21日，随着一艘满载6.6万吨进口LNG的“玛可玛”号LNG运输船靠泊厦门港，今年全国首个新建LNG接收站项目落地投产。“十四五”期间若已规划的LNG接收站项目全部按时投产，预计2025年国内LNG接收站设计接收能力可达到1.9亿吨。
国内规模最大的液化天然气储备基地——中国海油盐城“绿能港”，以中海油江苏LNG滨海接收站为龙头的综合性清洁能源项目，位于江苏省盐城市滨海港区
2、运输船
LNG产业链上的另一个重磅产业，是被誉为船舶工业皇冠上“明珠”的LNG运输船。
2008年，我国第一艘自主建造的大型LNG运输船“大鹏昊”如期交付，彼时的国产化率只有20%多。去年，由沪东中华最新自主研发设计建造的LNG运输船，国产化率有望达到70%以上。而据中国船舶工业行业协会发布的数据显示，2022年，我国已形成以沪东中华、大船重工、江南造船、招商海门和江苏扬子江船业为主的多个大型LNG运输船建造企业集群。
十余年弹指而过，中国船企迅速从国内走向海外。据人民日报调研文章，中国船企在全球大型LNG运输船市场份额跃升至35%。
3、冷能利用
LNG冷能利用是目前国内极具热点的产业。LNG冷能利用产业链长，涉及环节多。整个产业链主要由上游LNG冷能资源，中游LNG冷能利用配套运营以及下游冷能应用3个环节构成。
我国LNG冷能利用目前已进入产业化推广阶段。在《天然气发展“十三五”规划》中明确要求“加大LNG冷能利用力度”，《“十四五”现代能源体系规划》中继续提出推广LNG冷能利用技术。
2023年5月24日，我国首个LNG冷能发电项目——上海LNG冷能发电装置通过性能及可靠性试验，各项指标优秀，实现了国内LNG冷能发电应用的重大突破，填补了国内该领域关键技术应用的空白，标志着我国LNG冷能利用正式进入了多元化应用的新篇章。
来源：石油圈
三、LNG | 价格角逐持续 LNG上游利润回归低位
市场各环节经营情况及利润的变化既是成本、价格波动的结果，同时也能够反映供需面的发展现状和未来趋势。进入2024年后，中国LNG基本完成了由进口资源量少价高影响下的“非常规”市场局面向常态化市场局面的回归，在此过程中，除了供应的日益充裕和各方面价格水平的逐渐下行外，上游获利水平的降低趋势正在体现得更加明显。
一、更多海气亟待消化 让利走量成为接收站常态
自1月起，尽管时值供暖季，但北半球主要消费国家和地区的天然气库存长期处于高位水平，供需关系的宽松和稳定推动了国际天然气价格的进一步下跌，其中，尤其是欧洲TTF期货价格的下行带动了我国现货到岸成本的进一步走低。据上海石油天然气交易中心数据，2024年截至5月底，中国现货到岸均价约为9.42美元/百万英热，同比下跌了29.09%，其间，单日到岸价格一度降至7.5美元/百万英热以下，达到至少近3年来的最低点。受此影响，我国LNG综合进口成本处于4000元/吨以下的情况明显增多，2024年截至5月底，综合到岸均价约为4016.36元/吨，同比跌幅约达12.2%。
除了引发整体进口成本的进一步降低以外，低廉的现货资源也重新激发了国内买家的采购意向，随着现货采购情况的一度增多，我国LNG进口体量的恢复性增加趋势也更加明显。据中华人民共和国海关总署数据，2024年1-5月，我国LNG进口量约为456.88亿立方米，同比增速时隔两年后重回15%以上。
由此可见，对于依托进口资源进行槽批出货的接收站而言，尽管成本压力有所降低，但同时海气市场也涌入了更多资源亟待消化，加之2022年起，鉴于国际市场供需错配情况的持续影响，接收站出货在我国LNG市场中的份额显著降低，故进口气源成本的下降并未引发海气出货压力的减小，反而给接收站的让利走量带来了更多可能。据卓创资讯统计，2024年1-5月，LNG接收站出厂均价约为4599.54元/吨，较2023年同期下跌了22.87%，明显高于综合进口成本的跌幅水平。受此影响，进入2024年以来，单位体量下LNG接收站液态出货毛利润不增反减。据卓创资讯统计，2024年1-5月，国内接收站槽批出货毛利润约为183.18元/吨，同比降低了81.48%，基本回到了2022年之前的低位水平。
二、贸易范围收缩 工厂面临微利局面
无独有偶，在进口资源恢复性增加的带动下，国内天然气市场整体的供应充裕局面得到进一步巩固，这也给气源价格的下行带来了契机。进入2024年以后，除了个别区域液厂气源价格因调整机制的改变而呈现出同比上扬之势外，其余多数地区LNG工厂原料气成本应运而降。以西部直供工厂原料气价格为例，自1月中旬起，该竞拍均价已持续处于3元/立方米以下水平，其间气源成本一度降至2元/立方米以下，达到近3年来最低点。
但与此同时，在LNG进口量增价跌情况的持续下，与前两年出货价格明显高于内陆液源的情况不同，进入2024年以来，接收站槽批价格优势逐渐回升。据卓创资讯统计，1-5月，接收站与工厂之间的出货价差约为290.75元/吨，同比缩小了66.49%，进入5月后，海陆液源出货价格已进入差距微弱、互相抗衡的状态，受此影响，LNG接收站市场份额也呈现出了明显扩大之势。据卓创资讯统计，1-5月，接收站槽批量在国内LNG总供应中的占比达到了41%，较2023年同期提升了9个百分点。海气流通活跃度的回升无疑意味着内陆工厂出货难度的增大。
进入2024年后，内陆液源的跨区域套利空间在接收站的接连让利中不断缩窄，以四川省为例，据卓创资讯统计，截至5月，其LNG货源的辐射和流通范围基本局限于西南本地及西北、两湖等相邻区域；与之相比，2023年同期，除了依赖周边终端的消化外，四川省LNG面向两广、江西、河南等的远距离辐射资源量占比可达到10%以上。
贸易范围的缩小加大了内陆液源的流通难度，LNG工厂在出货和调价方面逐显被动。为了控制出货压力，工厂的降价走量措施同样普遍，利润空间几乎被压缩殆尽，这与前几年一度走高的获利情况大相径庭。据卓创资讯统计，2024年截至5月，多数地区工厂获利均出现了不同程度的下滑趋势，其中，除了个别非常规原料气成本长期稳定在低位水平的地区外，其余主要省份LNG工厂毛利润均已回到了500元/吨以内，部分省份的同比跌幅甚至达90%以上。
三、固气源、拓终端、提储备 多措并举提升市场竞争力
整体上，在气源方面降本增量的驱动下，国内LNG市场上游迎来了更加激烈的价格竞争和终端资源竞争，出货价格跌幅普遍大于成本降幅，工厂、接收站在LNG出货方面已普遍处于微利局面，也正因如此，尽管终端需求迟迟难以跟进，但市场下行空间依然不大，部分上游甚至通过降负、停产等措施控制亏损。
后期来看，一方面，在国际形势的持续影响下，进口等方面气源成本波动仍存在不稳定性，另一方面，供需宽松情况或逐步成为国内市场的“主旋律”，上游的常态化竞争不可避免。基于此，后续工厂及接收站需结合国内LNG市场的发展特点提高自身市场竞争力。
其一，固气源。保证原料气供应稳定性是稳固自身市场份额的核心要素，尤其是对于接收站而言。基于目前长协进口较为稳定、现货进口不确定性较大的海气市场现状，沿海接收站应适时地将更多LNG进口重心放在长协进口方面，在此基础上根据现货进口价格的变化发挥其降本和扩利的作用，通过优化气源结构兼顾市场占有率与利润空间的“双保障”。其二，拓终端。避免货源流向的单一化，充分利用前向一体化等措施提升对自身出货资源的消纳能力，通过建立加气站、发电项目等自有终端以及发展附属产品等渠道，打通下游网络，减少在价格倒挂、利润微薄情况下的对外出货量。其三，提储备。通过新建储罐等方式提升储备能力，结合国内天然气市场下游消费的峰谷规律，灵活调整淡旺季的销售体量和销售策略。
来源：卓创资讯
四、中国海油自主设计的两座全球最大LNG储罐在浙实现同时气升顶
6月27日上午，由中国海油自主设计的“桩基+双筏板+隔震支座及坐地式相结合”基础形式的两座LNG储罐在浙江宁波实现同步升顶。本次两座储罐升顶环向水平偏差量均小于8mm，远小于设计偏差（50mm），严丝合缝，确保了项目建设的高质量推进，较批复里程碑的时间提前33天完成，为项目早日建成投产打下坚实的基础，对进一步加快我国天然气产供储销体系建设、保障能源安全具有重要意义。
宁波“绿能港”三期项目作为国家石油天然气基础设施重点工程，建设6座27万方LNG全容储罐及相关配套设施。由中海油石化工程有限公司、海洋石油工程股份有限公司组成的EPC联合体，采用气电集团技术研发中心拥有的储罐核心专利技术建设。在2025年建成后，可为浙江省乃至华东地区天然气提供稳定气源，推进油气全产业链发展。
储罐工程作为宁波“绿能港”三期项目的主体工程，于2023年1月30日开工建设。宁波“绿能港”在集团公司和气电集团的大力支持下，始终践行“安全100-1=0”的项目安全管理理念，朝着国家优质工程奖的质量管理目标，克服春节动复员、高温天气、冬季低温和梅雨天气等不利因素，先后完成桩基工程、承台浇筑、混凝土外罐施工、穹顶焊接、预应力张拉等工序，历时500天，圆满实现1#和3#两座储罐气升顶里程碑目标提前完工。
宁波“绿能港”三期项目两座储罐气升顶的顺利完工，标志着外罐主体结构基本完成，下步储罐工程将进入穹顶浇筑和罐内安装阶段。同时，该项目的接收站工程正稳步、安全、高质量地推进，力争在2025年建成投产，进一步保障区域能源供应安全，为助力国家能源安全贡献海油力量！
来源：中海浙江宁波液化天然气有限公司