我國天然氣全產業鏈包括上游氣源、中游儲運和下游分銷，涉及了天然氣的產、貿、運、儲、銷各個環節。在天然氣需求增速提升、行業開放性加大、行業進入壁壘逐漸降低的環境下，未來涉足該行業的企業將逐漸增多，而行業長期較為壟斷的局面導致市場對天然氣行業各個環節認知度較低。根據產業鏈上產品形態的差異可將天然氣產業鏈分為氣態和液態天然氣鏈條，產業鏈相對清晰、簡單。
液態天然氣儲運
我國天然氣儲運體系是由骨干管道、省級管道銜接LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車及地下儲氣庫構成。由于LNG接卸地與主要市場存在一定的距離，因此天然氣從離開輪船到用戶端之間需要儲存和運輸設施。部分液態天然氣經氣化后進入骨干管道運輸，而未進入管道部分則需要儲運設施LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車。以下部分主要介紹液態天然氣儲運環節各設施的運營模式及定價方式。
LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車的經營模式
在液態天然氣的儲運環節中，LNG接收站主要分布在東部沿海地區，是進口LNG進入我國天然氣市場的唯一窗口，在整個天然氣產業鏈中具有接收、氣化和調峰功能，其中部分LNG接收站的定位已由調峰氣源上升為該省的主力氣源，例如中石油大連LNG接收站、中石油上海LNG接收站。LNG液化工廠主要針對部分天然氣氣田距離管道較遠、天然氣消費區域尚未鋪設管道或者部分民營天然氣生產商可對接的管道有限的情況下，在距離氣源或消費區域適當的位置建設的將氣態天然氣液化為LNG以便于運輸至下游消費終端的設施。其在天然氣產業鏈中的功能為完成天然氣相態轉變以解決天然氣運輸問題。LNG槽車為實現LNG陸地運輸的主要工具，主要分為：LNG半掛式運輸槽車和LNG集裝箱式罐車，其運輸載體分別為液化天然氣罐車和罐式集裝箱，LNG槽車的上游為LNG接收站或液化工廠，下游通常為加氣站或直接用戶。
LNG接收站的經營模式為，接收站自主進口LNG，然后利用管道或罐車將LNG分銷出去，賺取價差，其空余的窗口期可租賃給LNG貿易方，賺取接收費和存儲費，部分運營商可實現LNG接收、管道運輸、分銷一體化經營。雖然國家陸續出臺政策降低LNG各個環節門檻，鼓勵民營企業參與LNG產業，疊加天然氣“氣荒”提升民營企業的積極性，但目前我國極少數民營企業具有LNG接收站。截至2018年2月末，我國（不含港澳臺）在運行接收站共18座，其中僅東莞九豐、啟東LNG分銷轉運站為民營接收站，雖然三桶油的接收站并未滿負荷運轉，但其對外較少出租窗口期（窗口期是指接收站未安排LNG接受任務的空閑期），造成整體LNG接收站利用率偏低（2017年為65%）。民營接收站數量較少的原因為LNG接收站整個審批過程較為復雜，審批流程要經過市級、省級及國務院有關部委三級審批，陸上接收站的碼頭要通過交通局審核，而浮式LNG接收站則需海洋局審批。若接收站審批順利通過，后期仍面臨長輸管道難以接入、LNG僅能以液態形式在周邊區域銷售的問題。
LNG液化工廠的經營模式多為獨立經營，將氣態天然氣液化后運輸至消費市場賺取價差，由于運費高于管道運輸，因此LNG液化工廠通常具有相對固定的可盈利的目標消費市場。截至2017年末，我國LNG液化工廠產能約1800萬噸，由于液化裝置檢修、天然氣氣源不足及液化工廠的LNG產品在銷售區域的經濟性存變動等原因導致液化工廠全年開工率僅46%。
槽車的經營模式通常有三種：獨立經營，依靠賺取運費盈利，不同區域運費有所差異；貿運一體化經營，部分槽車運營方具有LNG接收站資源，在天然氣資源緊張時，除了在LNG接收站對外價格的基礎上疊加運費外，還可以賺取額外的貿易費用；部分槽車經營為獨立經營，部分為接收/液化、運、銷一體化經營。
液態天然氣定價較為市場化
整個液態天然氣鏈條上，近80%的液態天然氣經過解壓轉變為氣態進入管道對氣態天然氣進行補充，該部分液態天然氣定價符合管道氣定價方式，即政府指導定價；剩余約20%的液態天然氣在各個環節的定價均為市場定價，為天然氣產業鏈上市場化程度較高的部分。液態天然氣銷售價格具有明顯的淡旺季差異、區域差異。例如LNG槽車運輸費用在北方波動較大，淡季一噸LNG運費為0.5元/公里，而旺季則上漲為0.9元/公里，折算為立方米，分別為一立方米運費在0.36元/千公里~0.64元/千公里的水平，相對管道氣的管輸費高，淡季有部分運貿一體企業將運費壓低至0.45~0.55元/噸。此外，在以上環節中，LNG接收站的接收費定價方式較為特殊，為了降低進口LNG進入我國天然氣市場的難度，LNG接收站的接受費由國家發改委制定，防止旺季接收站接收費過高不利于LNG的補充，因此規定一般接收一噸天然氣并儲存45天的費用約為450元。
液態天然氣分銷渠道
液態天然氣中約80%經過減壓后進入管道對氣態天然氣進行補充，剩余約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由于工廠使用LNG規模不大，且價格均為協議價，透明度很低，因此在分銷渠道的討論中主要關注加氣站。
在天然氣產業鏈上，加氣站主要負責將LNG或CNG提供給汽車，起到天然氣的終端分銷功能，其中CNG加氣站對應的車為小型車（出租車）、公交或者運距較短的重卡，LNG加氣站主要客戶為城際客車和重卡。加氣站投資資金規模較小，投建期較短，通常15000Nm3/d的加氣站投資需要500萬左右，建設期為半年，因此加氣站增長速度較快。截至2017年末，全國天然氣加氣站保有量約8400座，其中LNG和CNG加氣站分別共有3100余座和5300余座。2017年，受益于原油價格持續回升，天然氣汽車發展較快，保有量以歷史最高增速上升，重卡新增銷量為8~8.5萬輛，大幅提升了LNG車的保有量，同期CNG汽車和LNG汽車保有量分別為573萬輛和35萬輛，天然氣汽車保有量合計為608萬輛，而天然氣汽車消費天然氣量共計350億立方，約占同期全國天然氣消費量的15%，其中35萬輛客車和卡車消費量約占一半。
加氣站的建設過程包括選址、立項、設計、報建、建設和驗收等環節，雖然其審批難度相對于LNG接收站較為簡單，但仍需要市發改委、國土資源局、工商局、技術監督局、審計委、市政管委、規劃局、環保局、消防局、安監局等多個部門共同審批。經營模式較為簡單，除了前期考慮選址地的車流量外，后期經營過程中主要選擇氣源成本和運輸成本較為合適的氣源，將氣源分銷之各類型天然氣車輛，賺取價差。
定價方面，為落實中共中央、國務院關于推進價格機制改革的若干意見中加快推進能源價格市場化、加快放開天然氣銷售價格的指導政策，前期我國多個地區省市放開加氣站價格（即車用氣價格），主要集中于東部沿海及南方城市。我國多個省市加氣站環節定價于2018年5月放開，由此前政府定價轉變市場調節價，各車用天然氣經營企業根據市場經營及供需情況自主確定銷售價格，未來加氣站對外加氣價將全國性的放開。
液態天然氣各環節盈利測算
天然氣產業鏈中，部分液態天然氣氣化后經管道運輸至下游客戶端，定價符合氣態天然氣定價方式，其盈利能力在第一篇“天然氣全產業鏈分析—氣態天然氣篇”中已做測算，由于所測算氣源距離目標消費地寧波較進口管道氣近，因此運輸費用具有優勢，表現出盈利能力強于進口管道氣。未經管道氣運輸的LNG在流通過程中設計的環節主要有LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車、加氣站等環節，以上各個環節中流通的天然氣均以質量單位（噸）為計價單位，本文選擇較為重要的環節（LNG接收站、液化工廠和加氣站）進行測算，在以下測算中為了便于與管道天然氣盈利能力對比，將計價單位換算成體積計價單位（立方米），其中1噸LNG折算為1450立方米氣態天然氣。在LNG的流通環節中，除部分三桶油的LNG進入管道作為民用管道氣補充需要按基準門站價外，各環節定價較為市場化，不受基準門站價限制。
1、LNG接收站的盈利能力：
本部分測算針對進口LNG進入接收站后以液態形態對外銷售的環節。目前LNG接收站在產業鏈上仍為稀缺性資源，其盈利空間可通過接收站對外LNG報價減LNG進口價格測算。
（1）主要選取三桶油和民營主要接收站共計12座進行測算，該接收站的盈利水平可大致反應我國接收站整體盈利情況；
（2）各接收站對外報價來源為隆眾石化網站報價，進口價格來源為卓創資訊統計的各個接收站年均進口價格。
（3）盈利測算公式為：接收站利潤=對外銷售報價-進口價格。
從測算結果來看，歷史上接收站的盈利空間波動較小，盈利能力主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平）。其中中海油深圳大鵬接收站受益于LNG進口價格偏低（2017年LNG進口均價為1864.42元/噸，較其他接收站的進口價格低500~1000元/噸），因此其盈利能力最好，中石油曹妃甸接收站和中海油天津接收站雖然進口成本并非最高，但由于京津冀區域內氣源較多、競爭激烈導致銷售價格偏低，進而盈利能力最弱；而2017年10月開始，天然氣供給緊張開始凸顯，各個接收站的對外報價均開始大幅上漲，但進口價格提升不明顯，導致整體盈利能力均明顯提升，尤其是中石油如東接收站和中石化青島接收站最高盈利超過4500元/噸（折合3.10元/立方米），其他接收站的盈利能力也提升至2000~3000元/噸的水平（折合1.38~2.07元/立方米）。總體看，接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異。
2、液化氣工廠盈利能力測算
我國LNG液化工長主要集中在氣源附近，例如陜西、內蒙和四川等地。LNG液化工廠供氣成本由氣源成本、液化費用及運費構成，其中液化費用受液化工廠的開工率、儲罐容量等因此影響，通常在0.3~0.6元/Nm3區間。將液化工廠供氣成本與銷售目的地的天然氣市場價比對，判斷銷售的盈利空間，即液化工廠利潤=目標市場天然氣價格—（氣源成本+液化費用+運費*運距）。在氣源穩定、液化費用相對固定的情況下，影響盈利空間的因素主要為供貨距離。
（1）選取陜西液化工廠為例測算，其他液化工廠的測算方法類似；
（2）淡季氣源成本為區域內基準門站價（1.23元/立方米），旺季氣源成本為基準門站價上浮20%，液化費用取0.55元/Nm3，運費分為淡旺季運費率水平，其中淡季運費為0.5~0.6元/立方米，旺季為0.9~1.0元/立方米；
（3）根據以上假設條件可以將盈利公式簡化為：液化工廠利潤=目標市場天然氣價格—運距*運費—M，其中M=氣源成本+液化費用；
測算結果為：旺季由于氣源成本提升，液化工廠遠距離供LNG將發生虧損，液化工廠淡季供給工業級車用用戶盈利能力均較好。
3、加氣站盈利能力測算
加氣站的氣源主要為LNG接收站、LNG液化工廠及管道氣等，根據氣源不同將導致加氣站的盈利能力差異很大。
（1）為測算加氣站的盈利空間，選取北京、上海、四川和陜西四個具有代表性的省市，其中北京和上海區域內無液化工廠，但附近有LNG接收站，四川和陜西區域內有液化工廠，而無LNG接收站，因此四個區域的氣源主要為管道氣、LNG接收站或LNG液化工廠；
（2）管道氣價格選取發改委公布的相應區域內基準門站價，LNG接收站和液化工廠對外銷售價格選取隆眾石化網站披露的相應區域內接收站和液化站對外報價，單位統一為元/立方米。
（3）利潤計算公式為：加氣站利潤=銷售價格-氣源價格，考慮到氣源均為區域內氣源，運費成本較低且差異不大，因此該利潤中含有運輸費用，其利潤水平高于實際盈利水平，但不影響各氣源之間的對比。
測算結果顯示，加氣站氣源為管道氣時盈利能力最好，在2.32~3.24元/立方米的水平；當氣源為接收站或液化工廠時，盈利能力均表現為淡季盈利、旺季虧損，且LNG接收站氣源盈利能力優于液化工廠。
總體看，我國天然氣全產業鏈雖然涉及上、中、下游較多環節，但根據各環節的經營模式、定價模式及市場化程度可將其捋順為氣態天然氣和液態天然氣兩條主要鏈條。從盈利看，氣態天然氣由于受國家政策管制較為明顯，管輸費及配送費盈利空間為7~8%，較為固定，盈利排序為自采氣>進口LNG>進口管道氣。液態天然氣價格較為市場化，各環節盈利均有不同特點，其中LNG接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平（折合0.34~1.03元/立方米的水平），個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異；LNG液化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由于旺季氣源價格提升，遠距離供氣通常發生虧損；加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道氣盈利最好，其他氣源均有旺季虧損的情況。
