我国小型LNG产业发展现状及其经济性分析

我国小型LNG产业发展现状及其经济性分析

一、前言

小型LNG是一条完整的产业链，指小型LNG生产或大型LNG接收站的液态分流、运输和终端应用等各环节，区别于大规模生产，用大型LNG船舶远洋运输，以国际贸易为主要目的的大型LNG产业链。

本文通过对国内小型LNG的发展现状及其产业链各环节的经济性分析研究，论证小型LNG在我国天然气供应格局中的地位和作用，在此研究基础上为小型LNG产业链的发展提出建议。 二、小型LNG产业链发展现状

小型LNG产业链主要包括小型LNG液化工厂、大型LNG接收站的液态分流、陆（水）路运输、小型LNG接收站、气化站、L-CNG汽车加注（气）站。

1、小型LNG液化工厂现状

小型LNG液化工厂的气源主要是油田伴生气、边际气田、非常规天然气和沿海进口LNG接收站转装的液化天然气。

近年来我国小型LNG工厂发展迅速，截止到2011年1月，我国已经运营和在建的中小型LNG装置有40多座，其中已建成投产运行的有30多座，遍布新疆、河南、四川、山西、江苏、内蒙古等19个省（区、市），总规模近1000万立方米/天，年产量约260万吨。而各工厂生产能力差异较大，单套装置生产能力最小的仅为每天处理天然气2万方，即年产LNG0.5万吨；最大的为每天处理天然气150万方，即年产LNG40万吨。日处理规模小于15万方的工厂18座，占到55%，16-30万方的工厂6座，占18%；31-150万方的工厂9座，占27%，150万方的工厂2座。由于气源供应不足等多种原因，目前部分装置未达到设计产能。

2、LNG运输的发展现状

LNG陆路运输的历史基本是和液化工厂同步的，我国小型LNG工厂大都建于内陆地区，LNG主要靠汽车公路运输，运输装置为罐式集装箱和槽罐车。至今已有7-8年的时间，目前我国运行的LNG运输车超过2000辆，基本上为LNG生产企业所拥有，单程运输距离最长可达4000多公里，至今陆路运输还没有发生一起运输过程中的爆炸事故。随着非常规气田的放开和沿海大LNG接受站的建成投

产，LNG运输将会呈现出快速发展的势头。

铁路运输和内河及近海船舶运输，在国外已有先例，如日本、德国、荷兰、波兰等，而我国尚处于论证开发研究之中。

3、小型LNG的市场应用

（1）天然气管道未通达地区的城镇居民和工业用气

我国率先采用LNG气化居民小区的是山东淄博和青岛，此后很快辐射到东南沿海、华南、中南和西北地区。目前，我国已建成200多座LNG气化站。在管道未通达的东南沿海和经济发达地区，使用LNG气化站供应城镇居民、商业和工业用气得到快速发展。

（2） 用于运输工具的替代燃料

目前国内天然气汽车保有量已突破55万辆，年替代燃油290万吨，减少二氧化碳排放180万吨；车用天然气加气站已达1400余座，其中LNG加气站150余座，分布在全国80余个城市。近几年受能源价格和国内LNG供应量增加的推动，LNG大型营运车辆已开始逐步推广，发展前景广阔。

LNG用于内河及沿海船舶在国内已有实例，需加大推行力度；LNG用于铁路机车，因涉及工程应用、安全规范等重大问题，尚需深入论证。

（3） 用于城市调峰和事故应急

目前我国已有30多个城市已建和在建小型LNG调峰和应急项目。在今后5年内将有一大批城市要自建小型LNG装置用于调峰和事故应急。 三、小型LNG发展经济性分析

1、不同规划的小型LNG液化工厂经济性分析

根据对不同装置（日产10万到150万方）生产规模进行测算，设定进气价格统一设定0.814元/方，LNG工厂员工人数均为110人，人均工资3500元/月，满负荷运行，每年运行333天。能耗和物料消耗随装置规模不同而不同。物料消耗包括冷剂、乙烯、丙烷、戊烷、油品、水、一乙醇胺和其他备用耗材。根据不同规模液化工厂的能耗和物料消耗水平测算，日产100万方以上的装置，能耗基本相同，日产100万方装置比日产150万方装置物料消耗增加10%；50万方以下的规模能耗明显增大，比100万方以上的装置增加30%-90%。测算结果如下图所示：

LNG工厂规模与生产成本测算图

液化工厂的成本（不含购气价格）从1.08元/方到0.55元/方不等，而且随着规模的扩大，成本不断降低。日处理规划50万方时出现拐点，在LNG工厂日处理规模在50万方以下时，生产成本较高，且随规模增大生产成本降低幅度快；而日处理规模在50万方以上，生产成本较低，随规模不断增加降低幅度较慢。

2、我国小型LNG产品的物流模式

LNG陆路运输初期，由于市场价格高，一些企业创造了跨越大半个中国运输LNG的奇迹，随着LNG液化工厂的普及和沿海大LNG的投产，价格将会出现下降的趋势，LNG市场竞争将会日趋激烈，LNG陆路运输的经济半径将是行业面临的重要问题。

这里测算LNG陆路经济运输半径，运输成本一般包括LNG槽车折旧费用、维修费用、高速公路过路费、燃料费用、驾驶员工资等，选取参数为运输车辆容积45m3，购置成本156万元/台，使用寿命8年，日行驶里程560公里，国产LNG半挂运输车的油耗约为40L/100km，高速公路收费费率约为2.4元/km。柴油约为6.4元/L，货运驾驶员年收入约为40000元/a。

根据2001年1月国家高技术研究发展计划( 863 计划) 基金项目( 编号: 2006AA11A1E3)研究成果《LNG公路槽车运输经济性分析》中推导的计算公式，测算结果如下图所示：

可以看出，利用公路运输液化天然气时，在保证运输车辆数量随日运气量的增大而增加的情况下，当单车运输量一定时，运输费用和运输距离有关。运输距离的增加会导致天然气运输费用的增加。

考虑天然气进气成本、液化成本和气化成本，当终端用户销售价格为2.5元（居民用户价格）时，150万方/日装置其经济运输半径为1200公里，10万方/日装置其经济运输半径为100公里以内；当终端用户销售价格为4元（汽车用户价格）时，则在运输距离为3000-4000公里时仍能保持盈亏平衡。

3、城镇居民应用小型LNG的经济性分析

小型LNG为城镇居民供应天然气一般有三种方式：LNG卫星站、LNG撬装式气化站和LNG瓶组式气化站，这三种方式的适用范围根据城镇居民用户规模不同而不同。以下分别对三种不同类型的气化站做经济测算：

设定三种加气站在同一区域，进气价格均为2.1元/m3，当地居民天然气销售价格为2.5元/m3。

上述分析可以看出，在气化站进气价格为2.1元/m3，天然气居民价格为2.5元/m3时，3种不同类型的气化站应用范围如下：

当居民用户总规模为1800-2000户（即供气规模为27.4-29.2万方/年以下）时适用LNG瓶组气化站（储存规模4m3）。

当居民用户总规模为7500-20000户（即供气规模为113-288万方/年以下）时适用LNG撬装气化站（储存规模25-40m3）。

当居民用户总规模为17000-48000户（即供气规模为251-498万方/年以下）时适用储存规模100m3的卫星站。

当居民用户总规模为21000-97000户（即供气规模为308-1424万方/年以下）时适用储存规模200m3的卫星站。

当居民用户总规模为29600-194000户（即供气规模为434-2848万方/年以下）时适用储存规模400m3的卫星站。

同时，当居民用户总规模在1800户以下（即供气规模在27.4万方/年以下，用小型LNG瓶组站是不经济的。然而，我国部分地区位置偏僻，人口较少，居住比较分散，天然气管网尚未通达，居民对天然气的价格承受能力较低，宜选用单个瓶组站的供气方式。这类乡镇为比较特殊的情况，大部分为政府的民生工程。以新疆南疆地区乡镇为例，该地区天然气的销售价格为政府补贴价格1.32元/

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