四川省LNG产业布局及各环节基本情况概述 - 图文

四川省LNG产业布局及各环节基本情况概述

根据国家相关规范，以及油气站库资料收集和向LNG生产厂家交流，拜访设计、咨询单位等，将LNG相关产业资料经过认真梳理、总结，草拟出本文，主要论述LNG产业相关情况：

一、LNG总述

近年来，中国LNG 项目发展之快前所未有，需求也迅猛增长。截止2011 年12 月底，我国已经投入生产的天然气液化项目总产能已经达到1358×104m3/d，较2010 年底的813×104 m3/d 的总产能激增67.04%，增速依然相当迅猛，主要集中在西北及华北地区（数据来源：中国液

化天然气（LNG）市场周报）

。根据《LNG 产业链成本分析及定价策略》一文中对

LNG产业链的分析，LNG项目的天然气供应成本主要由天然气开采费用、净化液化费用、运输费用以及接收再汽化等费用构成。根据资源状况、运距等的不同，各项费用所占比例变化范围很大，各环节成本权重表如下：

表1 LNG产业链成本构成

项 目 开采 净化液化 运输 15～45 接收再汽化 15～25 所占比例，% 15～20 30～45 随着国家对能源需求的不断增长，我国重视利用LNG 和发展先进技术，将对优化中国能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。前几年我国在公共交通领域中将LNG 主要运用在公交客运方面，从2010 年开始LNG 运用到公路客运上越来越多，特别是山东、浙江等地较为明显。可以预见，在未来10-20 年的时间内，LNG 将成为中国天

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然气市场的主力军。

根据规划，到2012 年末，我国沿海城市将建立12 个LNG 进口接收站，总量3500万吨，相当于455 亿标方天然气，即2 条西气东输管道的总量，可供150 多万辆大型汽车使用。内陆地区已建成或在建有20 多个天然气液化厂，年液化总量达500 万吨，相当于65 亿标方天然气，可供20 多万辆大型汽车使用。到2020 年，全国要建成约12000座车用天然气加注站。越来越庞大的LNG 加气管网络不仅为城市LNG 客车提供了便利，更为LNG 城际客车及旅游客车的发展提供了广阔的空间。

二、LNG优势

液化天然气技术主要包括天然气预处理、液化、储存、运输、利用五个系统。一般生产工艺过程是：天然气经过净化处理（脱水、脱重烃、脱二氧化碳气体）后，采用节流、膨 胀或制冷剂循环制冷工艺，使甲烷变成液体。液化后的天然气具有如下特点：

1、液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/625，大大方便储存和运输。液化天然气比水轻，其重量仅为同体积水的45%。便于进行经济可靠的运输。LNG用于城市干线供气和支线管网，可节省大量的工程投资，而且经济，供气范围广。汽车续驶里程长（可达600km 以上)，建站投资少，占地少，无大型动力设备，运行成本低。

2、LNG 储存效率高、占地少、投资省。一座100m3 的低温储罐所装LNG 量(罐内压力为0.1MPa，温度为-162℃)，相当于6 座体积为1000m3 的天然气球罐（内压为1MPa，温度为常温）所装天然气

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量。但后者的投资要比前者高8 倍。

3、有利于城市负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以利用。LNG气化时的冷量，用作冷藏、冷冻、温差发电等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前LNG生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以利用。

4、LNG用作汽车燃料经济、安全、环保。LNG可用作优质的车用燃料，与燃油汽车相比，具有抗爆性好，燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点。LNG与压缩天然气和压缩石油气汽车相比更加经济、安全、环保。液化天然气汽车是以LNG工厂生产的低温液态天然气为燃料的新一代天然气卡车，其突出优点是器排放尾气污染量是其它车型的1/10，节能减排效果尤其明显。另外LNG能量密度大，气液体积比为625／1，汽车续驶里程长；建站投资少，占地少，无大型动力设备，运行成本低；加气站无噪音；LNG可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。更重要的一点是可将LNG用泵升压汽化后转化为CNG，对CNG汽车加气，而不需要提供CNG专用压缩机。

5、生产、使用比较安全。液化天然气安全性高，其着火温度为650℃；比汽油高230多度；LNG爆炸极限4.7%～15%，汽油为1%～5%，高出3～4.7倍；LNG密度为470kg/m3左右，汽油为700kg/m3 左右；不含一氧化碳，不会引起一氧化碳中毒。气态天然气密度比空气轻，如有泄露易于飘散。在泄露处不容易聚集而引起火灾或爆炸。燃烧时不会产生一氧化碳等有毒气体，不会危害人体健康。正因为

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LNG具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人盗取造成损失。

6、有利于保护环境，减少污染。天然气是公认的最清洁的燃料。天然气燃烧后生成二氧化碳和水，与煤炭和重油比较，燃烧天然气产生的有害物质大幅度减少，如以天然气代替燃煤，可减少氮氧化物排放量80-90%，一氧化碳排放量可减少52%。而液化天然气则使天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳、硫化物等。并杜绝二氧化硫的排放和城市酸雨的产生。更有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。

液化天然气（LNG）是一种新兴的清洁能源，是补充管道天然气的最佳能源供给方式。LNG 可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，尤其是将LNG 用泵升压汽化后转化为CNG，对CNG 汽车加气，而不需要提供CNG 专用压缩机。因此便于规模化推广。LNG 进入市场的途径主要有LNG 加气站、LNG 气化站和L-CNG 气化站。

7、液化天然气生产技术成熟。自1964 年首次实现LNG 工业生产以来，经过近40 多年的发展，LNG 的液化、贮存、运输、再气化等技术环节和设备制造都已十分成熟，运输安全可靠，输配较为灵活。 早在70 年代初，日本已使用特制的公路槽车将LNG 从码头接收站运往配气中心的卫星基地。美国1988 年开始采用8.6t的拖车型槽车运输LNG 供调峰用。目前国内公司已能制造容量14.2～43.9m3、载重量6～17.5t 的一系列LNG 专用槽车，公路运输安全可靠。由此可见，液化天然气在我国已经具备了成熟的产业化和市场应用的条件。

三、西南地区LNG生产情况及生产成本

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天然气液化为低温过程。天然气液化所需冷量是靠外加制冷循环来提供，配备的制冷系统就是要使得换热器达到最小的冷、热流之温差，并因此获得极高的制冷效率。 天然气液化的制冷系统已非常成熟，常用的工艺有：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环、焦-汤节流制冷循环及采用带引射器高压节流工艺。其生产步骤为：首先将天然气净化处理，依次除去天然气中的二氧化碳、硫化氢、水、汞、苯、重烃等杂质，使天然气成为合格的净化气后，进入天然气液化单元冷去液化成LNG，随后进LNG储罐储存或输送。

为了避免原料气中的H2S、CO2、H2O、Hg、重烃等的腐蚀和天然气在低温下冻结而堵塞设备和管路，因而，在液化之前必须将这些组分脱除。下表列出了生产液化天然气时，要求原料气中最大允许杂质的含量。

天然气液化对原料气的要求 允许含量 杂质组分 /（毫升/立方米） H2O CO2 COS 芳烃类 ＜ 0.1 50～100 ＜ 0.1 1～10 总硫 汞 H2S C5+ 杂质组分 （毫升/立方米）/ 10～50 ＜ 0.01 3.5 ＜ 70 允许含量 摘自《液化天然气生产对原料气的要求》

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西南地区LNG 厂家及规模现状统计表（数据来源，阆中液化厂可研报告）

序号 1 2 3 13 4 5 6 7 8 9 10 11 名称 达州市汇鑫能源有限公司液化天然气工程 四川省广安液化天然气（LNG）调峰 气化广元（LNG）项目 苍溪县大通天然气投资有限公司 中石油西南分公司 成都永龙 中石油 泸州川贵能源 中石油 成都化工总厂 华益能源有限公司 重庆民生 规模，104m3/d 100 100 100 30+100 4 5 20 5x2 5 0.01 30 15 2 521 地点 四川达州 四川广安 四川广元 四川广元苍溪 四川犍为 成都龙泉驿 四川阆中 泸州 四川乐山 成都双流 攀枝花 重庆黄水 云南曲靖 投产日期 2011年2月 已投产 筹建 一期投产 2005年11月 2008年4月 筹建 已投产 已投产 已投产 在建 2008年12月 筹建 年产量 万吨 27 27 27 34.58 1.06 1.33 5.32 1.33x2 1.33 0.003 8.9 4 0.53 140.713 12 曲靖市麒麟气体能源有限公司 总计

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西南地区LNG厂家布局图

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1、生产成本

1）根据《阆中液化厂可研报告》进行生产成本分析

据《阆中液化厂可研报告》测算，处理1m3 天然气的成本为约0.649元。经过对报告提供的数据进行分析、估算后，处理1m3 天然气的成本为约0.75元，与《阆中液化厂可研报告》测算结果有较小偏差。

处理一立方米天然气成本估算表

序号 一 二 三 四 1 2 3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 5 5.1 6 7 8 9 10 11 12

类别 固定投资 生产规模m3/d 生产量（投产初期）t/a 成本 电kwh/a 原料气m3/a 燃料气m3/a 材料 液氮 丙烷 乙烯 异戊烷 MDEA 分子筛 脱汞活性炭 消泡剂 生产人员工资（8万元.人/年） 福利（按14%计取） 维修费（按固定资产2.5%计取） 其他制造费（人均0.8 万元/年） 财务费用、管理费用（未考虑） 营业费用（按营业收入的0.5%考虑） 每立方米生产成本 8 / 22

用量 129900 76310000 198000000 7000000 年耗量（t/a） 42 15 32 14 4 16 2.6 0.5 80 价格 小计 （元） （万元） 26621 3.3 0.737 1.8 1.8 万元 0.2 0.92 1.42 1.07 2.2 25 39 1.9 8 14% 160 306 0.75 61300 46144 5624 35640 1260 8 14 45 15 9 400 101 1 640 90 1722 44 64 600000 折旧（折旧年限为15 年，残值率为3%） 其他管理费用（按人均2 万元/年考虑）

2）根据四川博赛能源开发有限公司《年产18600万立方米液化天然气气项目 项目评估报告》各项制造成本费用表分析出各项成本所占总成本比例。

各项成本权重表

序号 一 1 2 3 4 5 6 7 二 三 四 五 项目 制造成本合计 原辅材料 燃料与动力 生产工人工资 生产工人福利及社保 固定资产折旧 维修费用 其他制造费用 管理成本 销售成本 财务成本 总成本费用 单位 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 正常运行年 46467.29 所占 权重 82.90% 26318.77 10580.25 259.2 88.13 3760 1293 4167.94 6668.7 2917.56 11.90% 5.20% 0 56053.55 四、LNG的储存及运输 1、LNG储存

低温贮罐与低温槽车内的LNG的日蒸发率约为0.3%，这部分蒸发气体（温度较低）简称BOG 闪蒸汽(Boil Off Gas)，使贮罐气相空间的压力升高。为保证贮罐的安全及装卸车的需要，在设计中设置了贮罐

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安全减压阀（可根据贮罐储存期间压力自动排除BOG），产生的BOG气体通过放空阀至BOG加热器加热后，再进入BOG储罐储存。目前对于LNG 的储存大约存在两种工艺，一种为常压低温储存；另一种是带压子母罐储存。

2、LNG运输

LNG 槽车采用合适的隔热设施，以确保高效、安全的运输。防止槽车超压，槽车上设置了安全阀、爆破片等卸压装置。LNG 槽车在国内已经成熟，国内LNG槽车容积有15m3、30m3、40m3和45m3等几种规格，国外LNG槽车容积约为90m3。

从“国家高技术研究发展计划(863计划)项目(编号:2006AA11A1E3) 四川省重点学科建设项目(编号:SZD0410)”《LNG公路槽车运输经济性分析》一文中，根据运输技术经济学原理建立模型，以从四川乐山运输LNG到四川西昌为例进行了分析，得出以下结论：

1）利用槽车运输LNG时，运输费用的主要影响因素为槽车储运容积；

2）运输距离越远、日运输量越大，单位运输成本越低； 3）每立方米天然气的运输费用随每天运输量的增加呈波形衰减状而逐渐降低，最后将趋近于一个相对稳定的值。

LNG运输费用表

2012年12月中国LNG柴油车运费（单位：元） 地区 华北 远距标准 1000 公里以内 12月上旬 0.85-1.20 10 / 22

12月中旬 0.90-1.20 12月下旬 0.90-1.20

华北 华北 华东 华东 华东 华南 华南 华南 西南 西南 西南 1000-2000 公里 2000 公里以上 1000 公里以内 1000-2000 公里 2000 公里以上 1000 公里以内 1000-2000 公里 2000 公里以上 1000 公里以内 1000-2000 公里 2000 公里以上 0.76-0.85 0.73-0.76 0.90-1.20 0.77-0.88 0.74-0.77 0.85-1.10 0.77-0.85 0.72-0.76 1.00-1.50 0.80-1.00 0.75-0.80 0.76-0.85 0.73-0.76 0.90-1.20 0.77-0.88 0.74-0.77 0.85-1.10 0.77-0.85 0.72-0.76 1.00-1.50 0.80-1.00 0.75-0.80 0.76-0.85 0.73-0.76 0.90-1.20 0.77-0.88 0.74-0.77 0.85-1.10 0.77-0.85 0.72-0.76 1.00-1.50 0.85-1.00 0.78-0.82 2012年12月中国LNG燃气车运费（单位：元） 地区 华北 华北 华北 华东 华东 华东 华东 远距标准 12月上旬 12月中旬 12月下旬 1000-2000公里以内 0.72-0.75 0.75-0.85 0.75-0.85 2000 公里以上 500-1000公里 0.68-0.72 0.71-0.75 0.71-0.75 0.75-0.90 0.85-0.90 0.85-0.90 1000-2000公里以内 0.72-0.79 0.72-0.79 0.72-0.79 2000 公里以上 200-300公里 200公里以内 0.70-0.72 0.71-0.72 0.71-0.72 0.90-1.10 0.90-1.10 0.90-1.10 1.20-1.20 1.20-1.20 1.20-1.20 11 / 22

华东 300-1000公里 0.80-0.85 0.80-0.89 0.80-0.89 （数据来源：卓创资讯sci99.com）

LNG槽车几何容积及其对应价格表

几何容积/m3 工作压力/MPa 充装系数 价格/万元 65 15 103 30 36 40.5 140 156 45 0.8 0.9 124 （数据来源：《LNG公路槽车运输经济性分析》）

五、LNG站 1、站房式加气站 1）土建部分

站房、加气棚、储罐拦液堤或罐池、设备基础、进出站道路、回车场及围墙等；

2）工艺部分

储罐、潜液泵撬、柱塞泵撬、气化撬、加气机、放散塔等工艺装置安装；

3）其他辅助专业

给排水、消防系统、电气控制、自控仪表（包括IC卡系统、视频监控系统等）；

4）外接水、电、通讯等； 5）形象制作工程等装饰工程；

6）整站工艺电气设备调试、试车等准备工作。

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建设特点：占地面积较大、土建施工与设备安装的周期偏长、投资较高，因此，成本回收周期长。

2、撬装式加气站 主要建设内容包括： 1）站房、撬块基础；

2）撬块安装，各撬块之间通过管道进行连接，加气机撬设罩棚； 3）外接水、电、通讯等； 4）形象制作工程等装饰工程；

5）整站工艺电气设备调试、试车等准备工作。

建设特点：撬装站规模一般为三级站标准（储存罐容积不大于60m3，若超出不利于挪动），可不设消防水系统。撬装式加气站因设备分别集成在储存撬、电气自控撬和加气机撬上，占地面积小，土建施工与设备安装周期短、费用少。整体造价相对较低。

3、移动式LNG加气装置

主要是将潜液泵、加液机、EAG气化器、防爆控制柜及低温工艺管线集成为一个撬体，占地面积小且体积小，用软管与拖车连接。但由于安全间距及消防等其他原因仅适用于临时及应急使用，只有在市场成熟后，按照应急抢险特种车辆进行配置。目前不适宜推广原因如下：

1）《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》第6章规定储存罐不应大于20m3。与站内、外建、构筑物的防火间距应规范三级站的有关规定，还需满足规范的其他要求，加气作业时，车体必须固定。

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另《移动式压力容器安全技术监察规程》第5章5.10节（5）条规定“禁止移动式压力容器之间相互装卸作业，禁止移动式压力容器直接向用气设备进行充装”。根据以上解读，移动式LNG加气装置运营成本较高，也需建设场站，因为罐体容积小，充装次数频繁，经济性难以实现盈利。

2）根据生产厂家及其他业主单位的咨询意见，移动式LNG加气装置在购置指标上很难获得，在立项、安全、消防等审批手续方面难以获取。

4、LNG加气站工作流程

LNG汽车加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。

5、LNG加气站经济分析

以“绵阳市南湖客运站LNG/L-CNG加气站”为例，根据业内参考

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数据得出。项目总投资：为 945.82万元（没考虑土地成本）。其中，加气子站设备包括：天然气压缩机1台、CNG售气机4台、天然气储气瓶1组、卸气柱1套，预留LNG加气柱2台。工程费用合计691.45万元。工程建设其他费用：134.49万元。

根据下表分析每出售一立方天然气，人工和能源消耗（水、电）成本约为0.155元/m3。

成本分析表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 名 称 规 模（按年运行365天计算） 年耗电量 电费单价 年耗水量 水费单价 购气单价 职工定员 人均年工资及福利 折旧年限 残值率 无形资产摊销年 其他费用（企管费） 气源进价+运价=成本价 销售气价 单 位 万 m/ 日 万 m/ 年 万 度 元/度 万 吨 元/吨 元/Nm3 人 元/人·年 年 ％ 年 ％ 元/Nm3 元/Nm3 33基本数据 1.5 547.5 21 0.6 0.07 1.3 3.2 12 60000 16 10 10 7 2.65+0.3=2.95 4 六、LNG车辆改装及购置 LNG改装步骤为

1）替换发动机。主要工艺流程：车辆发动机检测---发动机拆解---部件清洗检测---缸盖加工---进气歧管加工---氧传感器安装---装配燃气机专用活塞---转速信号盘与传感器安装---点火线圈与支架安装--- 15 / 22

节流阀体与喷轨安装---安装发动机其他部件。

2）加装LNG储气瓶组建。改车中使用采用何种储气方式根据使用LNG或CNG来确定，一般根据国家规范对于LNG或CNG储气瓶组安装有不同的规定，NG储气瓶组安装需要符合国家GB/20734《液化天然气汽车专用装置安装要求》的规定进行安装。CNG储气瓶组安装需要符合国家GB/19240《压缩天然气汽车专用装置安装要求》的规定进行安装。

3）燃气供电和电控系统安装根据国家车辆改装要求进行。 4）燃气汽车出厂测试与实验主要分为现场实验和道路实验。

单车改装费用估算（该数据来源为网络，仅供参考）

单价 25000 数量 1 总价 25000

项目 燃气电控系统 备注 发动机 40000 1 发动机价格根据车辆配置情况确定,价格40000 区间较大,以4万元的为标准计算。 32000 4000 450L LNG储气瓶 车辆改装费用 LNG改装成本 32000 4000 1 1 1 10.1万 LNG车辆购置费用较同类型车辆购置费用约高20%~30%。 七、四川LNG市场分析

LNG汽车作为新一代天然气汽车的推广车型，与CNG汽车相比，具有燃料载量大、安全性更高、行驶里程更长等优点，较汽油、柴油

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客货车燃料费用更省，尾气综合排放更低，经济社会效益十分显著，是国家“十二五”期间重点发展的清洁能源汽车之一。LNG汽车的快速发展会带动LNG 消费的增长，LNG 汽车的应用将首先主要在公交车与出租车上试点。截止2011 年9 月份，四川省机动车保有量已超过1036 万辆。其中公交车2万辆左右，出租车4 万辆左右，与2012 年同期相比增长3.5%。根据以上分析，对“十二五期间”四川省机公交车与出租车发展趋势进行预测统计。

四川省部分机动车辆预测表 单位：万辆

车 辆 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 公交车 出租车 2 4 2.08 4.16 2.16 4.33 2.25 4.5 2.34 4.68 数据来源：四川省公安厅交警总队，年增长幅度按4%统计。

根据用气车辆的统计数分析，公交车平均用气75m3/d，出租车平均用气50m3/d，对四川省内这两类车辆的天然气需求量进行预测。

天然气需求量统计一览表 单位：×104m3/a

车 辆 2011 年 公交车 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 49500.00 51480.00 53539.20 55680.77 57908.00 出租车 577500.00 600600.00 624624.00 649608.96 675593.32 合 计 627000.00 652080.00 678163.20 705289.73 733501.32 四川省内天然气汽车目前大部分是压缩天然气(CNG)汽车，“十一五”末全省累计建成CNG 加气站247 座，形成覆盖20 个市（州）、100 余个县的CNG 加气站网络，累计推广应用CNG 汽车25.2 万辆。

2011 年，国家能源局发布了《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（第4号公告），为加气站建设提供了有力保障。开展LNG

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汽车推广应用试点工作条件已基本成熟。据有关数据分析，12m 长的LNG 公交车只要一个气瓶（即燃料罐），可以装约150kg（常压下约215m3）自然气，约可行驶近500km。而12m 长CNG 公交车有6 个气瓶，却只能装144m3（常压）左右的天然气，可供行驶旅程只要200 公里左右。据测算，一致前提下，LNG 客车的续航里程是CNG 客车的两倍以上。

2012 年5 月12 日，成都首座LNG 加气站昭觉寺LNG 站，作为全省试点建成。成都客车股份有限公司出产的第一批80 辆LNG 公交车也于日前下线，它们将是成都第一批喝液态自然气的汽车。根据资源、市场等条件，结合各地工作推进情况，四川省发展和改革委员会《关于开展LNG 汽车试点工作的意见》，确定“十二五”期间成都、达州、广安、广元、巴中及遂宁、西昌、峨眉山景区为试点范围。其中成都市规划建设3～6个LNG 加气站（含高速公路服务区或停车场LNG/L-CNG 合建站或LNG 撬装加气装置），每个LNG 加气站配套推广50～100 辆LNG 汽车；达州市、广安市、广元市、巴中市各建 设2～4 个LNG 加气站，每个LNG 加气站配套推广40～80 辆LNG 汽车；遂宁市、西昌市、峨眉山景区，可根据当地实际建设1～2 个LNG/L-CNG 合建站或LNG 加气站，每站各配套推广20～50 辆LNG 汽车。

“十二五”四川省CNG、LNG 加气站、车发展目标表

市州 CNG加气站（座） CNG 汽LNG 加气站（座） 车（辆） 20000 18 / 22

LNG 汽车（辆） 1100 成都市 34（天府新区14） 22（含高速6、天府新区5）

绵阳市 德阳市 自贡市 南充市 达州市 乐山市 内江市 宜宾市 泸州市 雅安市 资阳市 广元市 遂宁市 广安市 眉山市 巴中市 甘孜州 阿坝州 凉山州 攀枝花 合计 现有 总计 21 21 6 9 11 9 9 8 7 6 6（天府新区2） 5 8 4 7（天府新区2） 6 0 1 0 2 180（天府新区18） 247 427 6000 6000 3500 9500 6000 7000 7000 5500 5000 6000 5000 3500 7000 2500 3500 3000 100 2000 500 1400 110000 252000 362000 7（含高速2） 3 5（含高速2） 10 14（含高速2） 8 8（含高速4） 5 7（含高速2） 8（含高速4） 6（含高速4、天府新区2） 10（含高速2） 10（含高速6） 12（含高速2） 6（天府新区2） 6（含高速2） 2 2 5 10 166（含高速38、天府新区9） 1 167 350 150 250 500 700 400 400 250 350 400 300 500 500 600 300 300 100 100 250 500 8300 80 8380 注：表中数据来源于《四川省“十二五”清洁汽车产业发展规划》

按每座CNG 加气站平均加气量1.5×104m3/d，“十二五”期间市场需求为640.5×104m3/d；按每座LNG 加气站平均加气量5×104m3/d，“十二五”期间市场需求为835×104m3/d。

3）城市工业用气

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仅德阳广汉地区成规模的不锈钢加工生产厂家约6家，除配给的管道天然气外，还有30×104m3/d的缺口需通过外购LNG进行补充。此外该地区的铝合金、耐火材料加工生产企业的管道天然气配额的缺口不少于30×104m3/d，需通过外购LNG进行补充。德阳、广汉、绵竹地区的酒厂、酒精生产企业除配给的管道天然气外，还10×104m3/d的缺口需通过外购LNG进行补充。此外，成都、泸州、宜宾、遂宁、绵阳的酿酒及酒精行业管输天然气配额外的天然气缺口60×104m3/d。攀西地区有丰富的铁、钒、钛资源，目前该地区钛白粉产能为每年50x104t，钛白粉生产中，闪蒸干燥和煅烧工序要用燃气，由于没有天然气资源，目前均采用自产的焦炉煤气或者水煤气作为燃料，这样生产出来的产品等级低、效益不佳，远不如用天然气作燃料生产的产品质量好。攀西地区钛白粉产业调研中，绝大多数生产企业迫切希望用天然气替代焦炉煤气及水煤气，如果采用天然气为燃料，则闪蒸干燥机及煅烧工序每吨钛白粉消耗天然气约360m3，综合考虑煤气发生设备、设施投资、管理费用、煤炭等主、辅料的消耗成本测算，4元/m3天然气价格是替代焦炉煤气或水煤气的平衡点，另外LNG气化产生的冷量可以给沙磨工序等生产系统和暖通系统提供冷量。在这些工序改用天然气大大改善了劳动卫生安全条件。

十二五期间，攀西地区的钛白粉产能预计达到100×104t。仅就攀西地区钛白粉行业而言，目前理论需求54×104m3/d，预计十二五末期，天然气理论需求量就达108×104m3/d。其它钒、钛产业的精细深加工产品采用天然气替代焦炉煤气和水煤气也同样具有良好的前景。由于

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雅西高速建成通车，成都到昆明的高速公路全线通车，成都到昆明的公路运输状况有质的飞跃，交通不再是攀西地区LNG 销售的瓶颈。攀西地区米易市首家LNG 接收站2010 年底已经建成投入使用，配套管网已基本建成，首期为5000户居民提供城市燃气，计划十二五期间全面替代煤炭、焦炉煤气和水煤气。城镇燃气方面，雅西、西攀高速沿线的冕宁、泸沽、德昌、西昌等地市也有同样的十二五规划。另外，米易、西昌、德昌这三个城市在十二五期间均有公交车辆气代油的规划。四川省甘孜、阿坝州政府所在地均有居民用燃料改良替代燃油、煤炭、木柴的规划。甘孜、阿坝、凉山州及四川省内其它天然气管网无法覆盖的县、乡、镇居民用、高附加值轻工业用燃料替代，具有良好的远期开发前景。

八、总结

目前，四川省LNG产业已进入迅猛发展阶段，根据公司五年内的发展目标和 “一心两翼一条带”的天然气管网建设总体发展规划，“以气源为保障，以市场为核心”的指导思想，就LNG产业发展思路，初步想法是：

1、加强与各市州各级政府的联系，寻求合作对象，争取LNG站点的建设经营权，以LNG站点为突破口，打开LNG产业市场，逐步构建LNG站点网络布局，获得较多且稳定的客户资源，形成LNG产业规模，夯实公司在四川LNG产业的话语权。

2、根据LNG生产厂的布局及各环节成本分析，LNG站点获利的重要指标是LNG购进价格，因此要力争与各生产厂家进行合作，形成良

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好的合作关系，掌握较多的LNG资源，保障公司LNG站点供应，使LNG站点实现销售盈利空间最大化。还可以此为基础，与生产厂家进行深入合作，全面进入LNG生产、运输、销售环节。

3、根据目前公司LNG业务拓展情况，要先以抢占LNG站点为基础，以点带线，以线带面进行辐射式发展，进行初期的市场培育，还要力争参与LNG生产环节，掌握资源，将LNG产业作成优质资本项目，为公司的发展做出贡献。

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