圣达因-液化天然气储运设施投资机会研究

圣达因-液化天然气储运设施投资机会研究 目 录 第一章 天然气产业概述 ............................................................................................. 3 1.1 天然气、液化天然气与城市燃气 ................................................................................ 3 1.1.1城市燃气的种类 ..................................................................................................................... 3 1.1.2天然气是理想的城市燃气 ..................................................................................................... 5 1.1.3 液化天然气 ............................................................................................................................ 6 1.2世界天然气资源现状与发展趋势 ................................................................................. 6 1.2.1 世界天然气储量 .................................................................................................................... 6 1.2.2 世界天然气产量 .................................................................................................................... 8 1.2.3 世界天然气消费量 ................................................................................................................ 9 1.3 我国天然气产业的历史、现状与发展趋势 ................................................................ 9 1.3.1 我国天然气产业的历史和现状 ............................................................................................ 9 1.3.2 我国天然气利用的发展趋势 .............................................................................................. 11 1.4 我国天然气发展战略与规划 ...................................................................................... 12 1.5 我国天然气产业环境 .................................................................................................. 13 1.5.1 我国天然气产业目前存在的问 ...................................................................................... 13 1.5.2 关于天然气产业的政策支持 .............................................................................................. 13 1.6 中国天然气产业的法律法规 ...................................................................................... 14 LNG .............................................................................................. 17 第二章产业概述 2.1 LNG产业链.................................................................................................................. 17 2.2世界LNG产业的历史、现状与发展趋势 ................................................................. 19 2.2.1 世界LNG产业史 ................................................................................................................ 19 2.2.2 LNG贸易方式 ................................................................................................................... 23 2.2.3 全球LNG供需现况和展望 ................................................................................................ 26 2.2.4 LNG卫星站....................................................................................................................... 27 2.3 我国LNG产业的历史、现状与发展趋势 ................................................................ 29 2.3.1 国内拟建和在建的进口LNG接收站 ................................................................................ 29 2.3.2 我国已建成和即将建成的LNG生产厂 ............................................................................ 30 2.3.3 我国LNG卫星站的建设发展迅速 .................................................................................... 31 2.4 我国LNG产业发展的必要性 .................................................................................... 32 2.4.1 发展LNG产业是社会发展的需要 .................................................................................... 32 2.4.2 优化能源结构的需要 .......................................................................................................... 32 2.4.3 环境保护的需要 .................................................................................................................. 34 2.4.4 人民生活全面发展的需要 .................................................................................................. 35 2.5 我国LNG产业环境.................................................................................................... 35 2.5.1 LNG进口关税和进口环节增值税问题 .............................................................................. 36 2.5.2 关于天然气发电问题 .......................................................................................................... 36 2.5.3 燃气事业经营模式 .............................................................................................................. 37 2.6 LNG产业的法律法规 .................................................................................................. 38 1 2.6.1有关建造、生产的法律法规 ............................................................................................... 38 2.6.2有关移动式压力容器的法律法规 ....................................................................................... 39 2.7 LNG短期和现货合同 .......................................................................................... 40 2.7.1LNG短期合同和现货合同的现状 ....................................................................................... 40 2.7.2短期合同和现货合同发展趋势预测 ................................................................................... 41 2.7.3 关于进口LNG价格的波动 ................................................................................................ 44 2.8我国LNG需求预测..................................................................................................... 47 2.8.1关于LNG需求预测的方法和参数 ..................................................................................... 47 2.8.2天然气及LNG需求预测 ..................................................................................................... 52 2.8.3 LNG卫星站的发展 .............................................................................................................. 57 第三章 LNG储运设备市场分析 .............................................................................. 60 3.1 LNG储运设备概述...................................................................................................... 60 3.1.1罐 ........................................................................................................................................... 62 3.1.2瓶组 ....................................................................................................................................... 63 3.1.3空温式气化器 ....................................................................................................................... 63 3.1.4 LNG运输车 ......................................................................................................................... 64 3.1.5 罐式集装箱 .......................................................................................................................... 64 3.1.6 阀门和快速活接头 .............................................................................................................. 64 3.2 LNG储运设备市场分析 .............................................................................................. 64 3.2.1 市场特征分析 ...................................................................................................................... 64 3.2.2 市场格局分析 ...................................................................................................................... 67 3.2.4 市场容量分析 ...................................................................................................................... 68 3.2.5 市场需求预测 ...................................................................................................................... 69 第四章 LNG储运设备行业竞争分析 ...................................................................... 72 4.1 竞争现状 ...................................................................................................................... 72 4.1.1行业集中度 ........................................................................................................................... 72 4.1.2地域分布 ............................................................................................................................... 73 4.1.3 价格分析 .............................................................................................................................. 73 4.2中集重机企业竞争战略分析 ....................................................................................... 73 4.2.1 中集重机发展战略 .............................................................................................................. 73 4.2.2 中集重机竞争策略分析 ...................................................................................................... 74 4.2.3 中集重机经营策略分析 ...................................................................................................... 76 4.3风险分析 ....................................................................................................................... 77 第五章 LNG储运行业商业机会分析 ...................................................................... 78 5.1 行业价值链分析 .......................................................................................................... 78 5.2 LNG新商业模式探讨 .................................................................................................. 78 ....................................................................................... 88 第六章其它替代品的影响 6.1 LPG的替代作用分析 .................................................................................................. 88 6.2 其他产品替代作用分析 .............................................................................................. 89 2 第一章 天然气产业概述 1.1 天然气、液化天然气与城市燃气 城市燃气泛指城市居民、公共福利事业单位和工业用气体燃料。城市燃气的规模化利用在世界上已有两百多年的历史～我国四川自贡早在一千多年前即开始使用天然气～上海使用煤气已有一百多年的历史。早期城市燃气主要是以煤为原料制备的可燃气体。现今～城市燃气包括煤制气、油制气、液化石油气、天然气～而且以天然气占主导地位。天然气又分为以液体形式储存、运输的液化天然气,LNG,和以气体形式储存、运输的天然气。随着我国经济发展和城镇化进程加快～越来越多的中小城镇居民以及经济较发达地区的农民也已经使用上了以液化石油气为主的气体燃料。2001年10月以来～随着河南濮阳中石化中原油田绿能高科天然气液化工厂的建成投产～国内近30个液化天然气卫星站陆续建成投产～开创了国内中小城镇使用LNG的历史～发展前景较为广阔。 1.1.1城市燃气的种类 城市燃气一般可分为液化石油气、人工煤气和天然气三类。 一、液化石油气 液化石油气(LPG)是目前国内普遍使用的城市燃气。液化石油气是油气田和炼油厂加工处理油气过程和LNG液化过程的副产品～其主要成分是丙烷 (CH) 和38丁烷(CH)及少量的丙烯(CH)、丁烯(CH)和戊烷(CH)等。根据原料和生产工4103648512 艺的不同～液化石油气的丙烷和丁烷的含量有所不同～一般进口的LPG～丙烷和丁烷完全分开。 液化石油气在常温常压下呈气态～而在低温常压或常温压力下呈液态。由于液体的运输和储存比较方便～因此～石油气一般都在液态下储存和运输。储运 3 方式主要有两种:一是用大型的低温槽船(一般2万吨级以上)将LPG从产地运到用气地区～储存在大型(容量大多为2，8万立方米)的低温常压罐中～用小船(一般是常温高压槽船)从大罐(或直接从大船)过驳～运到中小型(50，2000立方米)的常温高压罐中～然后装小罐或用管道送到用户。二是用铁路耐压槽车从产地或大型储罐中装运到用气地区的中小型常温压力罐中～然后装小罐或用管道送到用户。 目前供应给城市居民的LPG是用小型的常温压力钢瓶送到各家各户～居民用户的钢瓶容量一般是15公斤～,商业用户的钢瓶容量一般是50公斤,。石油气在瓶内是液态～罐内压力因大气温度和石油气的组分不同而不同～大气温度为38?时～如果是纯丙烷压力为13巴～如果是纯丁烷压力为3.5巴～经装在瓶口的减压阀降压气化后燃用。近年来～许多城市大力发展小区液化石油气管道～就是在一个居民区设一个气化站～装在大瓶或大罐内的LPG经降压气化后用管道送到所在居民区的住户。为了便于管理和为将来全市燃气管道联网打基础～现在的发展趋势是把气化区扩大～如深圳1996年建成的罗芳气化站供气能力达20万户。 液化石油气的热值比较高～一般液态约为11,000大卡/公斤。 二、人工煤气 根据制气原料和制气方法的不同～人工煤气可分为三种: 1. 煤气化制气:常见的有水煤气、压力气化煤气、发生炉煤气等。这类煤气主要成分为氢气和一氧化碳～最常见的水煤气热值约2,500大卡/立方米。上海等城市有些早期的煤气厂生产这类煤气。 2. 煤干馏制气:炼焦炉和其它干馏炉对煤进行干馏得到的煤气～可以把这类煤气看作是炼焦工业的副产品。这类煤气的主要成分是氢气和甲烷～热值约为4,000大卡/立方米。我国北方许多工业城市大多使用这类煤气。 3. 油制气:重油或轻质油裂解制气。近年来～新建的煤气厂多采用油制气～广州的黄埔煤气厂是用重油制气～香港中华煤气公司的大埔煤气厂是由石脑油制气。根据原料和制气工艺的不同～油制气的组分和热值不同～但主要成分都是氢、甲烷和乙烷。 4 三、天然气 天然气是指在各种地质条件下生成并埋藏在地下的、从气田开采出来或与石油一起被开采出来的可燃气体。天然气的主要成分是低分子量的碳氢化合物～通常以甲烷,CH,为主～热值一般为7,000，9,000大卡/立方米。在常温下是4 气态, 须用管道输送,在不宜建设管道的情况下～可低温液化后储存、输送。 1.1.2天然气是理想的城市燃气 世界城市燃气发展过程一般是逐步多元化～即煤制气、油制气、液化石油气、天然气都有使用。但是由于天然气在经济、环保和使用安全等方面优于其它燃气～因此在一般情况下～各类气体燃料有被天然气逐步取代的趋势。 有关资料表明～目前煤制气和油制气的出厂成本价～按热值计都在7，9美元/百万英热单位,MMBtu,之间。广州油制气居民用户气价2.2元/立方米,约相当于10美元/百万英热单位,LPG 55元/瓶,15公斤,～价格相当于10美元/百万英热单位,气化LPG管道气如果按10元/立方米～价格相当于12美元/百万英热单位。天然气,含LNG,的价格因气田和输气情况不同而异～但在大多数情况下～按等热值条件计算～天然气的价格占明显的优势～特别是比LPG和轻质油制气便宜。 天然气在进入输送管道前以及天然气在液化前～经过加工处理～已脱除掉硫、二氧化碳和绝大部分非烃物质～燃烧时基本上不产生二氧化硫～仅产生少量氮氧化物～因此天然气为清洁能源。 此外～就使用安全性来说～LPG不如天然气。因为天然气的主要成分是甲烷～常温常压下是比空气轻的气体～如果泄漏～会很快向上扩散。而液化石油气主要成分是丙、丁烷～在常温常压下是比空气重的气体～如果泄漏～会沉积在地面附近～危险性相对较大。此外～使用管道天然气显然要比瓶装液化石油气方便得多。 基于上述经济、环保和安全方面的原因～越来越多的城市使用天然气～国内除了靠近产气区的城市外～通过长输管道～天然气也相继进入了北京、天津、上 5 海等大城市的千家万户。 1.1.3 液化天然气 由于世界上能源分布不均～有些国家有极丰富的天然气资源～如前苏联和中东的卡塔尔、沙特阿拉伯、阿曼和也门～东南亚的马来西亚和印尼等～但有些国家缺能源～如日本、韩国等。产地与消费地远隔重洋～难以建设输气管道。随着天然气液化和运输在技术上的成熟和经济上可行～ LNG的国际贸易在近二十年有越来越快的发展。天然气在气源地液化～然后用专用船运到用气地区～储存并再气化为气态的天然气～通过管道输送给用户。 天然气在常压下冷却到-162?就成为LNG～其液态体积约为气态的1/600。在国外～LNG商业运营已有近四十多年～由于严格执行了行之有效的运行作业监督制度以及有关规程规范～至今已生产、运输、接收和气化供用户的LNG约达10亿吨～从未发生过中断供气和重大事故～保持着良好的安全运行记录。 1.2世界天然气资源现状与发展趋势 世界天然气资源丰富。截至2001年底探明可采储量与年产量之比为61.9,未探明天然气资源量潜力巨大～随着勘探的不断深入和技术的不断更新～天然气探明储量将逐年增加。天然气产业的发展前景令人鼓舞。天然气是一种长期稳定、安全可靠的能源～二十一世纪将进入天然气时代。 1.2.1 世界天然气储量 世界天然气资源丰富～至2001年探明天然气剩余储量约155万亿立方米。但是天然气资源分布不均衡～距我国较近的资源国主要有前苏联各国、印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚及中东等国家。世界天然气探明储量估算值详见表1-1。 6 表1,1 世界天然气探明储量 天然气探明储量 名次 国 家 (万亿立方米) 1 俄罗斯 47.58 2 伊朗 23.00 3 卡塔尔 14.40 4 沙特阿拉伯 6.20 5 阿布扎比 5.55 6 美国 5.02 7 阿尔及利亚 4.52 8 委内瑞拉 4.18 9 尼日利亚 3.51 10 伊拉克 3.11 11 土库曼斯坦 2.86 12 印尼 2.62 13 乌兹别克斯坦 2.55 14 马来西亚 2.12 15 哈萨克斯坦 1.87 16 荷兰 1.84 17 加拿大 1.77 18 科威特 1.69 19 中国 1.48 20 利比亚 1.37 21 澳大利亚 1.31 22 挪威 1.25 23 乌克兰 1.12 24 埃及 1.00 25 墨西哥 0.84 26 阿曼 0.83 世界合计 154.38 资料来源:美国《油气杂志》2001年12月 7 1.2.2 世界天然气产量 32001年世界天然气产量达2.464万亿米～世界前20位天然气生产国的产量见 表1-2。 表1-2 2001年世界前20位各国天然气产量 3国家 生产量(亿m) 占比例(%) 前苏联 6773 27.5 美国 5554 22.5 加拿大 1720 7.0 英国 1058 4.3 阿尔及利亚 782 3.2 印度尼西亚 629 2.6 荷兰 614 2.5 伊朗 606 2.5 挪威 575 2.3 沙特阿拉伯 537 2.2 马来西亚 474 1.9 阿联酋 413 1.7 阿根廷 384 1.6 墨西哥 347 1.4 澳大利亚 327 1.3 卡塔尔 325 1.3 中国 303 1.2 委内瑞拉 289 1.2 印度 264 1.1 埃及 210 0.9 巴基斯坦 199 0.8 以上20个国家 22383 91.0 其他 2257 9.0 合计 24640 100.0 资料来源:?BP能源统计?，2002年6月 8 1.2.3 世界天然气消费量 332001年世界天然气消费量已达24,049亿米～近10年增长约4,000亿米～天然气在世界一次能源消费结构中的比例已达到24.7%(其中～美国为25.8%～英国为38.1%～俄罗斯为54.6%～中国仅为2.5%)～天然气成为仅次于石油～与煤炭不相上下的世界第三大能源。 世界能源专家普遍认为～天然气资源比石油资源更为丰富～预测可满足世界需求120年以上。第16届世界石油大会的报告认为～全球天然气需求将从目前 33。石油、天然气在总能源中的比例将从19992.4万亿米增加到2010年4.9万亿米 年的64%上升到2010年的69%。约在2040年～世界天然气供应量将大大超过石油和煤炭～天然气所占比例将由2000年的24.7%上升到51%。目前～世界天然气国际贸易中约3/4以管道输送～其余1/4以LNG方式输送。 1.3 我国天然气产业的历史、现状与发展趋势 1.3.1 我国天然气产业的历史和现状 我国是世界上利用天然气最早的国家。早在一千多年前～四川自贡开采卤水的同时开采出了天然气～用竹管输气～主要用于熬煮卤水制盐。但是在漫长的岁月里～受技术能力的限制～并没有形成天然气产业。真正形成天然气产业是上世纪50年代以后～先后在四川隆昌、泸州、威远、卧龙河和川西北地区发现了天然气～并相继开发利用。此外～随着大庆、大港、华北等油田的开发～也同时开采出大量油田伴生气～伴生气经集输和处理后,用管线输送供油田内部和附近城市使用。至上世纪70年代～我国已基本形成勘探——开发——处理,脱硫、脱水、凝析油和轻烃回收,——输气——利用的天然气产业链。天然气主要用于:化工原料,化肥、甲醇、化纤等,、工业燃料、城市燃气和发电。 9 经过几十年的勘探和资源评价表明～我国拥有丰富的天然气资源。在69个 3盆地和地区天然气远景储量为38万亿米～截至2002年底～已探明的天然气地 333质储量为4.48万亿米～可采储量2.56万亿米。远景储量超过1万亿米的地区有:塔里木、四川、陕甘宁、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、珠江口、准葛尔和柴达木。 近十年来～我国天然气产业有了很大的发展～至今在全国建成的天然气输送管道约2万公里～主要有:川渝管网,陕京线,靖西线,长宁线,长呼线,鄯乌 ,1气田，香港、海南,东海平湖，上海,渤海锦州线,涩宁兰管线,南海崖13 20,1，锦州,渤西，塘沽、南海东方1,1，东方、海口管线等。 32002年我国天然气消费量已超过300亿米～其消费结构大致为:化工用气 3占37.5,～工业燃料用气占29.3,～发电用气占13.6,,主要为香港29亿米,～城市燃气占19.6,。2002年我国天然气消费量在一次能源消费结构中仅占2.5,。 目前～我国计划和正在实施的大型天然气项目有: 1、正在施工的陆上输气管线项目有:?新疆轮南——上海的“西气东输” 3管线～干线全长3900公里～年输气量120亿米～2003年10月东段,靖边至上海,投产～2004年底全线投入商业运营。?重庆忠县——武汉输气管线～年输 3气量30亿米～2005年投产。正在开展前期工作的输气管线项目包括:?长庆气田——北京的陕京复线,?俄罗斯东西伯利亚——中国——韩国的输气管线。 此外～还有为上述输气主干线配套的较大规模的支线管道。 2、引进LNG项目有:?广东LNG试点项目一期工程～进口LNG370万吨/年～经国务院批准～已开工建设～预计2006年投产。?福建引进LNG项目～进口LNG300万吨/年～已完成可研报告～计划2006年投产。?山东引进LNG项目～国家有关部门已批准开展前期工作。?江苏、浙江、上海也正在积极开展引进LNG项目的投资机会研究。 10 3、海上天然气登陆项目有:?东海平湖气田和西湖凹陷向浙江、上海供气项目。?渤海气田向山东供气项目。?南海向广东供气项目。 1.3.2 我国天然气利用的发展趋势 天然气是优质的燃料和化工原料～多数情况下在技术经济上优于煤炭～在某些领域内优于石油。根据我国国情以及世界利用天然气的和趋势～我国天然气利用的方向将由以化工用气为主改变为“以气代油、代煤和城市气化”。化工原料用天然气数量会有一定幅度的增加～但所占比例将大幅度降低。 1. 城市气化 城市燃气化是城市现代化的必要条件之一～是提高城市居民生活质量和改善城市环境的重要措施之一。在各类城市燃气中～天然气在技术上和经济上优于煤气和LPG～易于被城市接受。无论是国外还是国内～除少数特殊情况外～用天然气替代煤气和LPG是公认的城市气化的必由之路。 2(以气代煤 天然气在许多领域可以替代煤炭～对改善环境有重大的作用。用天然气发电～不仅有利于改善环境～而且有利于电网调峰～因此是以气代煤的重要途径。我国电力需求量很大～目前电力消费增长速度高于一次能源消费增长速度～且以煤电和水电为主。采用天然气联合循环发电将提高能源利用效率～降低投资、保护环境、减少占地和耗水。日本、韩国等经济发展较快的国家～天然气大部分用于发电。此外由于发电用气量大而且比较稳定～有利于天然气在市场开发初期尽快达到供气的经济规模～提高供气项目的经济效益。天然气发电成本比煤电和水电高～但如果考虑到供电质量和“环保成本”～经济上仍然是合理的,如果实行“峰谷电价”和“环保加价”则天然气发电具有一定的竞争力。 3(以气代油 我国石油资源和产量不能满足经济发展的需求～目前已是石油净进口国～而 11 且近几年进口量快速增长。以气代油可以部分缓解油品供应紧张的局面和改善环境。在某些情况下～按等热值计算～天然气价格比石油低～而且天然气作为燃料和原料在某些方面性能要优于油品～易于被用户所接受。在气田附近区域～“以气代油”有较好的经济效益和发展前景。 1.4 我国天然气发展战略与规划 随着我国全面建设小康社会的进程～我国天然气市场需求也进入快速增长阶段～今后一段时期内将全方位、多渠道发展天然气产业～主要格局为: 3“西气东输”:塔里木盆地库车,塔北地区向东输气120亿米 /年～供应河南、安徽、江苏、浙江和上海市场。 东海天然气:计划进一步开发这一地区的天然气资源～使东海油气田形成100亿米/年的供气规模～稳定供气20年～主要供应浙江和上海。 广东LNG项目和福建LNG项目:一期工程分别从澳大利亚和印尼进口LNG370 3万吨/年和300万吨/年,1万吨LNG约折合 0.14亿米天然气,。 陕甘宁气田向陕、甘、宁、蒙、晋、冀、京、津、鲁九省市供气。 四川盆地天然气除向川渝、云贵地区供气外～还通过忠武管线向湖北、湖南供气。 从俄罗斯进口天然气:由俄罗斯东西伯利亚向我国的～东北、环渤海地区供气。 此外～还有渤海、南海、松辽、华北、中原、涩北等气田向相关地区供气。 从地域分布看～全国除西藏、广西、江西外～各省、市、区均不同程度地使用了天然气,广西、江西用气下一步可望解决,,但从满足社会经济发展需求看～仍存在很大差距。 12 1.5 我国天然气产业环境 目前～天然气产业的发展已成为国家经济增长和能源战略考虑的重要因素～各级政府高度重视。天然气的勘探、开发、运输、储存和使用方面的特点～决定了天然气产业与一般工业发展的不同规律。世界各国在天然气工业发展的初期～都对其采取一些特殊的扶持政策～如在税收和电价方面的政策。我国天然气产业还处于发展初期～同样需要国家给予必要的支持。 1.5.1 我国天然气产业目前存在的问题 一、由于我国经济发展迅速～产业结构和经济成分正处于不断调整中～中、小城镇大量增加～城市规模也在不断扩大～使得天然气需求量和可承受价格很难作出准确预测。因此～用天然气行业一般的“照付不议”的模式来落实市场容量并确定项目规模比较困难。 二、天然气市场供求存在地域性矛盾。我国天然气资源主要集中在西部地区,约占总资源量60,,～而需求市场则主要在东部和沿海地区～长距离输气削弱了天然气的竞争优势。 三、管网和储运设施基础薄弱。输气管线少、能力小～更没有形成管网,有些刚开始建设～还没有形成管网～天然气储存设施如大型地下储气库还处于研究、启动阶段。因此～天然气的调度困难～许多地方处于一个气源和一根管线供气状态～调峰和应急能力差。而要改变这种状态～需要大量的投资。 四、天然气产业的相关法律和法规需要进一步建立和完善。 1.5.2 关于天然气产业的政策支持 天然气产业要发展～开拓市场是关键。在开发天然气项目时～常常遇到的情况是:在进行用户初步调查时～纷纷要求多用气,在价格谈判时～用户认为价 13 格“过高”～供求双方难以达成协议,在签供、用气合同和落实“照付不议”用量时～用户承诺的气量往往偏低～而实施中又可能发生“气荒”～要防止和改变这种状况～使天然气产业健康发展～需要政府在政策上给予支持。天然气产业包括上下游各个环节～不同的政策导向～将会影响许多行业或企业的利益～所以天然气产业政策的制定是一项复杂的系统工程～需要上下游作为一个整体～统筹兼顾。 一、气价 对气价需要监管～包括构成气价的各个环节,包括气田开发或进口成本价、管输费、储存费、城市输配费等,的监管和审批～气价的制定要符合价值规律的要求。 二、税收 国家对进口天然气已经给予了免关税的政策～对广东、福建LNG项目的进口环节增值税也给予了优惠。 三、天然气发电 在一些环境污染严重的地区～不准新建燃煤电厂,新建燃煤电厂必须上脱硫装臵,征收排污费,加快小火电退役进程,发挥燃气电厂有利于调峰的优势～研究制定合理的上网电价、峰谷电价和燃气电厂发电小时数。 四、城市燃气 鼓励城市燃气使用天然气～严格贯彻环境保护政策～强制性规定城市的一些地区或行业必须使用清洁能源。鼓励城市燃气投资渠道多元化～允许民营、合资和外资企业投资城市燃气。发展燃气汽车、燃气空调等新的用气事业。 1.6 中国天然气产业的法律法规 我国天然气产业相关的主要法律法规有: 14 1. 中华人民共和国消防法,2002年5月1日起实施, 2. 建筑工程消防监督审核管理规定,公安部30号令, 3. 中华人民共和国职业病防治法,2002年5月1日起实施,—建设 项 目,工程,劳动安全卫生监察规定,原劳动部1996年第3号令, 4. 危险化学品安全管理条例,国务院第344号令～2002年3月15日 实施, 5. 压力容器安全技术监察规程,质技监局锅发[1999]154号, 6. 压力管道安全管理与监察规定,劳部发[1996]140号, 天然气产业除了要遵循国家的通用法律法规外～还要遵循一系列的行业规程 规范～这些规程规范经过几十年的实践和不断的修改补充～证明其技术要求是合 理的～符合我国的国情～有很好的可操作性。这些规程规范主要有: 1. 《输气管道工程设计规范》GB50251,94 2. 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/ T9711-1999 3. 《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-99 4. 《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》SY/T0015-98 5. 《输油输气管道岩土工程勘查规范》SY/T0053-97 6. 《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007,1999 7. 《埋地钢管强制电流阴极保护设计规范》SYJ0036,2000 8. 《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183,93 9. 《火灾自动报警系统设计规范》GB50116,98 10. 《爆炸性环境用电气设备通用要求》GB3836,2000 15 11. 《计算站场地安全要求》GB/T9361,88 12. 《工业企业通信设计规范》GBJ42,81 13. 《工业电视系统工程设计规范》GBJ115,87 14. 《通信工程建设环境保护技术规定》YD5039,97 15. 《输油,气,埋地钢质管道抗震设计规范》SY/T0450,97 16. 《埋地钢质管道熔结环氧粉末涂层技术》SY/T0315,97 17. 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413,2002 18. 《石油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》1987年10月1 日 19. 《建筑设计防火规范》GBJ16,87 《爆炸和火灾危险场所电力装臵设计规范》GB50058,92 20. 21. 《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047,93 22. 《石油化工企业可燃性气体和有毒有害气体检测报警设计规范》SH3063 ,1999 23. 《原油和天然气工程建设站,厂,总图设计规范》SYJ48,91 上述法律法规和规程规范主要涉及技术层面的问题～有关经营管理和生产关 系方面的法律法规比较欠缺～有待在今后的实践中不断完善、补充。 16 第二章 LNG产业概述 2.1 LNG产业链 LNG是气田开采出的天然气,或油田的伴生气,～经过脱水、脱酸性气体和重烃～然后压缩、膨胀、液化而成～液化后的体积约为液化前气体,常压下,的1/600。常压下的LNG温度为,162?～必须储存在隔热的容器中。LNG通常被装入特制的LNG运输船从产地运送到遥远的用户所在地的接收站。这种运输方式是为了满足长距离海运的需要。目前全世界大约有6,的天然气是以LNG船运方式完成交易的。 LNG项目均由一个完整连续的产业链构成。从LNG生产到用户的产业链包括上游的天然气生产、液化、运输、接收、气化、通过管网送至最终用户,也可由接收站用专用运输工具将LNG运送至卫星站～气化后管输至用户。 LNG产业链的上游环节包括天然气的勘探、开发和生产。一个LNG项目通常需要一个储量超过10TCF(约2,800亿立方米)能够保持稳产期至少20年的大气田～而气的质量也是决定LNG项目是否经济的关键因素,例如 CO等非可燃气体含量2 不能太高,。 液化厂由一些将天然气净化和冷却到,162?的装臵组成。这些装臵在一个液化厂内通常有2，8套～也称为2，8个系列～目前最大系列的年产量可达480万吨。 船运是LNG整个产业链条中关键的一环。LNG是在常压下由特制的LNG运输船运送到LNG接收站。虽然目前还有一些较小的LNG运输船,8万立方米以下,仍然在运行～但目前运行的128条船中大多数能力在125000立方米以上～其中有50多条在135000，145000立方米之间。大部分LNG船储液仓采用球罐～也有相当一部 17 分采用薄膜罐。2001年一条LNG船,130000万立方米左右,的造价约1.7亿美元。 LNG接收站接收由LNG运输船运来的LNG～接收后储存在罐内～气化后通过管道送到最终用户或由LNG专用运输车、船送至卫星站～气化后由管道送至用户。大约有2，3,的LNG在运输和再气化过程中用掉或损失掉。接收站,典型的300万吨/年规模,的投资在2.0，10.0亿美元之间～具体数额取决于建设地点的条件和需要的储罐容量。 运往目的地 LNGLNGLNG气田/液 天然气 LNG LNG装载 空船返航 油田 化 储罐 运输船 运输船 天然气液化厂 LNG卸载 天然气 天然气 LNG发电厂 LNG 储罐 输送管道 气化 城市 LNG接收站 门站 天然气用户 LNG槽车或 车载罐式集装箱 天然气 城市、中小城镇 LNG卫星站 输送管道天然气用户 LNG 产业链示意图 近期一个典型的从澳大利亚生产、运输LNG到东北亚的规模为300万吨/年的项目的投资,单位:亿美元,构成大致如下: 18 表2,1 某地LNG产业投资比例 单位: 亿美元 气田勘探 液化厂 运输 接收站 总计 开发和集输 输气干线 10 8 5 7 30 有关LNG生产基地到东北亚地区的到岸价格统计如下,美元/百万英热单位MMBTU,:阿布扎比,Das Island, 2.91～美国,Alaska ,2.82～澳大利亚,NWShelf ,3.27～文莱,Lumut, 2.97～印度尼西亚,Arun,Bontang ,3.31～马来西亚,MLNG,Buntulu, 2.98～卡塔尔,Qatargas, 3.07。最低2.82美元/MMBTU～最高3.27美元/MMBTU。 2.2世界LNG产业的历史、现状与发展趋势 2.2.1 世界LNG产业史 天然气早期大多伴随原油产出～因无法利用或运输～因此部分天然气回注地下～维持原油生产压力～但大部分被燃烧废弃。以后逐渐发展了管道输送～天然气得到利用并很快表现出巨大的优越性。但是对远隔重洋的天然气市场～仍然只能望洋兴叹。随着深冷技术的发展～国外开始了工业规模天然气液化研究和开发工作～在上世纪50年代实现了工业化。1959年美国康斯托克国际甲烷公司建造了世界上第一艘液化天然气运输船——“甲烷先锋”号～1960年初将5000立方米LNG用船从美国运到英国。1964年和1965年分别开始了从阿尔及利亚运送LNG到英国和法国的商业运行。1969年日本开始引入LNG～在1973年的世界能源,石油,危机后～日本大量进口LNG促使LNG产业迅猛发展。 19 LNG的国际贸易依赖海上运输。LNG航运技术经历了40多年的发展～已完全成熟～可以保障LNG海上运输的安全可靠。 至2002年9月～世界LNG航运市场有LNG船133艘～约1,470万立方米容量。其中5万立方米以下的小型船14艘～5，10万立方米的中型船20艘～10万立方米以上的大型船99艘。大型船的数量占整个船队的74.4%～容量则占整个船队的86%。目前LNG船舶的常用舱容一般在12.5，13.5万立方米之间～最大舱容达到了14.5万立方米～其中绝大部分船舶在固定的航线上营运。 LNG产品的特殊性～要求LNG运输船具有很高的安全可靠性～在建造过程中必须采用可靠的材料和先进的技术～建造质量及运营管理要求严格～1965年建造的Cinderella号至今仍在使用。 LNG作为发电和民用燃料～安全可靠～并且液化和低温储存技术成熟稳定～通过技术改进和规模扩展～成本逐步降低～在国际能源市场上的份额不断扩大。LNG贸易占国际天然气贸易量的比例～从1970年的5.9% 上升到2001年的25%强。 全球LNG资源和市场有三大区块:(1) 大西洋盆地(包括北美、中美洲、拉 ,(2) 地中海和中东地区(包括西欧、南欧、中亚、北丁美洲、西欧和西非地区) 非和中东阿拉伯半岛),(3) 亚太地区(包括东亚、东南亚、南亚、澳大利亚)。其中～进口LNG的有法国、西班牙、意大利、美国、日本、韩国等国家及中国台湾地区。亚太地区(包括日本、韩国和台湾)现占总进口贸易量的71%强(1,018亿立方米天然气)～日本是目前最大LNG进口国～占2001年全球LNG总贸易量的52%左右(约741亿立方米天然气)。出口国有阿尔及利亚、尼日利亚、印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔、阿曼、阿布扎比、美国阿拉斯加、澳大利亚等。图2-2显示从1970年以来各个LNG出口国的贸易量, 表2-2说明2001年全球LNG进出口贸易情况。 20 160 图2-1 世界LNG 贸易量(1970-2000)(以出口国家计)图2-1 世界LNG 贸易量(1970-2000)(以出口国家计)140 阿曼120 尼日利亚100特尼立达 卡塔尔80 澳大利亚 60马来西亚 印度尼西亚40 阿布扎比 20文莱LNG 贸易量(10 亿立方米天然气) 利比亚 0美国 197019751980198519901991199219931994199519961997199819992000阿尔及利亚资料来源:资料来源: CedigazCedigaz 21 表2-2 2001 年 LNG 全球贸易情况 (单位:10亿立方米天然气)-- 《BP能源统计》，2002年6月 进 口 出 口 美国 特立尼达 阿曼 卡塔尔 阿联酋 阿尔及利亚 利比亚 尼日利亚 澳大利亚 文莱 印度尼西亚 马来西亚 总进口量 北美 美国 2.62 0.34 0.64 1.84 1.08 0.07 6.59 波多黎各 0.58 0.05 0.63 欧洲 比利时 2.32 0.08 2.40 法国 0.15 9.80 0.50 10.45 希腊 0.50 0.50 意大利 0.08 2.25 3.00 5.25 葡萄牙 0.26 0.26 西班牙 0.45 0.91 0.78 0.02 5.20 0.77 1.71 9.84 土耳其 3.63 1.20 4.83 亚太 日本 1.79 0.83 8.30 6.89 10.05 8.20 22.74 15.27 74.07 韩国 5.30 6.67 0.17 0.08 0.80 5.36 3.04 21.428 台湾 3.70 2.60 6.30 总出口 1.79 3.65 7.43 16.54 7.08 25.54 0.77 7.83 10.20 9.00 31.80 20.91 142.54 22 2.2.2 LNG贸易方式 LNG贸易有FOB、CIF和DES三种方式。 LNG运输的船舶租用方式有期租和航次租船。目前LNG贸易90%以上属于长期合同～运输大都采用长期期租的方式。 FOB贸易是指卖方必须在合同规定的装运期内在指定装运港将货物交至买方指定的船上～并负责货物越过船舷为止的一切费用和货物灭失或损坏的风险。买方主要负责按合同规定支付价款,负责租船并支付运费,负担货物在装运港越过船舷后的一切费用和风险。 CIF贸易是指卖方必须在合同规定的装运期内在装运港将货物交至运往指定目的港的船上～负担货物越过船舷为止的一切费用和货物灭失或损坏的风险～并负责办理货物保险～支付保险费～以及负责租船和订舱～支付从装运港到目的港的运费。买方主要负责按合同规定支付价款,负责货物在装运港越过船舷后的一切费用和风险。 DES贸易是指卖方在指定的目的港船上向买方提供了未经进口清关的货物时～卖方即履行了交货义务。卖方必须负担货物运至指定目的港的一切费用和风险。 综合上述～FOB、CIF、DES贸易条款的特点对比见表2-3。 23 表2-3 FOB、CIF、DES条款特点比较表 FOB CIF DES 要点 卖方将货物装上船 属“装运合同” 属“到货合同” 货物交付地点 装货港船舷 装货港船舷 目的港船上 派船 买方 卖方 卖方 风险和所有权的转移点 装货港船舷 装货港船舷 目的港船上 运费负担 买方 卖方 卖方 货物保险费的支付 买方 卖方 卖方 日本是世界最大的LNG进口国～韩国是第二大LNG进口国～日、韩合计LNG进口量接近世界总贸易量的70%～分析该两国LNG贸易方式的变化情况～基本反映了世界LNG贸易方式的发展趋势。 日本的LNG贸易始于六、七十年代～当时由于气田开采量未能满足需求～而且石油价格上涨～形成天然气的卖方市场～加之当时的日本政府没有重视LNG航运的战略和经济价值～没有提供相应的政策和指导～日本船厂和航运公司缺乏运输LNG的经验～对LNG运输业务不感兴趣～因此～日本在进口天然气的起步阶段在卖方的坚持下采用了CIF条款。 1970年～日本与文莱签署370万吨/年的贸易合同～三菱公司即参股于卖方天然气公司～租进7艘7.5万立方米的LNG船承担运输, 开始了日本的LNG海运业务。七十年代末, 日本政府逐渐意识到掌握LNG运输权的重要性, 逐渐加强对LNG运输的研究和控制, 并认为“LNG将成为下个世纪关键的战略能源, 应该有更多日本注册的LNG船”。日本船厂和银行也相应改变了经营策略和贷款政策～帮助日本船东建造、购买和控制LNG船,同时～LNG贸易朝着有利于买方的方向转变。因此～日本在八十年代后签署的大部份长期合同都是属于日方控制航运的FOB条款～ 24 或是日本有很大控制权的与FOB相当的条款。所谓“相当”～即合同表面为DES条款～但同时规定造船、航运、运输收益等均由日本控制(如卡塔尔项目I和II)～同时日本还乘合同展期和扩大之机～终止了原来的CIF(或DES)条款～改为FOB条款～其中印尼项目续约就是一个典型的例证～目前服务于该航线的22艘LNG运输船中有19艘为日方所控制。 1986年开始进口LNG～且一开始就希望由本国船队承运。上世纪八十韩国自 年代后期～韩国政府宣布了以LNG为重点的长期能源战略～韩国船厂、船东和银行都积极实施政府的政策～开始了全韩国的FOB战略。但由于当时是卖方市场～故1986年与印尼签的230万吨/年合同仍为CIF条款。随著石油价格下跌～澳大利亚、卡塔尔气田相继开发和已有气田开采量的扩大～天然气价格不断下跌～天然气转为买方市场。自1991年起～韩国开始实行以FOB条款签署LNG长期买卖合同的政策～并迅速协调好造船厂、船东和银行等各方关系～1994年即交船营运。 日本与韩国政府视LNG项目为“国家项目”～积极支持本国企业。日本政府为发展LNG项目提供贷款～并给予高额的项目风险保险～运用经济手段～引导日 LNG项目制定本投资者在日本造船～由日本船公司负责LNG运输。韩国政府同样对由韩国船公司承运、在韩国船厂建造船的政策。 纵观世界LNG项目的发展～可以清楚地看出～上世纪七十年代前～ LNG贸易几乎都是DES条款,八十年代～FOB贸易条款开始增多,九十年代以后～ FOB贸易条款所占比例越来越大。其主要原因～一是由于技术进步使现有LNG液化厂的生产能力大为提高和新的LNG液化厂的投产～导致LNG生产能力富余～从而使LNG贸易由初期的卖方市场变成买方市场,二是经过几十年的发展～LNG船舶技术已经成熟～运输的风险逐渐减小～且日本、韩国都是造船大国,三是由于LNG船舶造价不断降低～有更多的企业有能力投资运输环节,四是由于航海技术的迅速发展～使更多的LNG进口国的航运企业具备了管理LNG船舶的能力,五是控制LNG运输有利于掌握LNG贸易的主动权。 从长远利益看～我国进口LNG采用FOB贸易方式有利于国家能源供应安全和 25 LNG项目的长期发展; 有利于后续项目运输资源的综合利用,有利于灵活调度运输力量～充分利用富余运力～有效降低LNG落地价格,有利于国内运输业积累LNG运输技术和管理经验～提高国际特殊货品运输行业中的竞争地位,更有利于推动国内造船业建造特种运输船能力的提高和相关行业的发展。 2.2.3 全球LNG供需现况和展望 目前世界LNG的需求旺盛。预计2005年全球需求1.5亿吨～2010年可达1.8，亿吨。全球LNG业务日益成熟～越来越多有竞争力的LNG资源地不断涌现～主要2 得益于整条LNG产业链设施(包括液化厂、LNG运输船和接收站)的建造成本大大降低(幅度约为30%至50%)。单条液化生产线的规模已由200万吨/年增加至超过450万吨/年～大大降低了生产成本～增强了市场竞争力。运输船价格由1990年的2.5亿美元降至2000年的平均约1.6亿美元～并且船容大幅增加～使运输成本也大大降低。其他促成LNG成本降低的因素包括:更加激烈的LNG造船竞争(有更多的造 ～更多的液化船厂～特别是韩国几家船厂加入生产行列～使船舶造价大幅下调)工艺(已有4种可选方案)～更多具有竞争力的液化厂/接收终端建造承包商可供选择～更加广泛和更深入的融资方式等。此外～五大主要石油能源巨头也积极投入天然气开发业务。 据估计～仅大西洋盆地地区已承诺的长期和短期供气合约～使该地区的LNG需求量从2001年的3,000万吨增加到2005年的4,800万吨。由于近期欧洲国家(例如西班牙、法国、意大利)对天然气和电力市场放松管制～尤其是南欧(土耳其、希腊等)将天然气作为发电燃料的需求增长加速～到2010年～预计大西洋盆地的LNG需求将超过8,000万吨。此外～美国又重新形成一个可观的LNG市场～未来几年～美国东岸一些已建的接收站将重新开放并进行扩容改造～以满足更大的LNG需求,与此同时～不少LNG贸易商提出在美国东海岸和西海岸分别建造新接收站设施的设想。 全球新的资源供应因需求的不断增长而发展～在现有的LNG资源基础上～未 26 来新的资源供应地包括西非尼日利亚(扩建)、中美洲特尼立达(扩建)、北欧挪威Snøhvit项目(新建)、中美洲委内瑞拉(新建)、南美洲玻利维亚(新建)、东非埃及(新建)、西非安哥拉(新建)和纳米比亚(新建)、中东的也门(新建)、卡塔尔(扩建)、伊朗(新建)、阿曼(扩建)、东亚的俄罗斯库页岛(新建)、美国的阿拉斯加(扩建)、东南亚的印度尼西亚邦坦项目(扩建)和东固项目(新建)、马来西亚(扩建)、以及澳大利亚ALNG项目(扩建)等。 近五年间因市场需求变化～特别是LNG资源及生产的快速增长～世界LNG贸 一年到五年)及现货供气合同～与传统的二十到二十五年的易中出现了一些短期( LNG长期供气合同安排有很大的差异～值得关注。根据未来十年的未承诺运力和供需分析～估计资源和运输船市场仍能提供一定数量的现货和短期合同量。长、短期及现货合同相结合的贸易方式～将使未来的LNG市场供应模式倾向于更多弹性、更加灵活、更具竞争力～并有利于提高LNG运输的效益。 2.2.4 LNG卫星站 在距离LNG接收站和输气干线有一定距离的一些城镇或小区～分布着一定数量的天然气用户～在管线未能延伸到该地区～或把管线延伸到该地区的经济性不好的情况下～建设小型LNG接收转运设施——卫星站～通过铁路、公路和水路运输将接收站的LNG运至卫星站～卸入卫星站的储罐～再经气化后输入这些地区的输气管网并送到小区用户是经济合理的。其流程简示如下: 27 LNG接收站 LNG运输 LNG卸载 LNG卫星站 LNG储罐 蒸发气加热 LNG气化 热值调配 加臭 天然气外输 日本从上世纪七十年代开始引进LNG～八十年代已建有多个LNG口岸接收站～主要供发电并就近供城市用气,东京、大阪等,～当时日本高度城市化～而且主要城市都靠近海岸～因此LNG接收站迅速发展～上世纪末已投入运行的达23座。但是～日本的一些内陆城镇在上世纪八、九十年代城市燃气主要是LPG和油制气～当时日本从口岸接收站到内陆城镇建高压输气管线造价高达每公里1千万美元～而LNG卫星站建设和LNG运输车辆的建造技术已完全成熟～有关LNG的储存、运输、使用的法规已经完善～造价也远比建管线便宜～这就使得LNG卫星站得到了迅速发展～主要运输及贸易方式为: 1、从LNG接收站利用LNG专用汽车,槽车、罐式集装箱,转运到卫星站 利用LNG专用汽车从LNG接收站将LNG转运到偏远地区的燃气公司和大工业用户～在日本是一种常见的做法。日本目前在运行中的LNG卫星站,接收汽车运来的LNG,约有70多个～50%属于城市燃气～50%属于工业用户。投入使用的专用汽车约200余台。 2、火车运输 28 火车运输装有LNG的罐式集装箱到LNG卫星站。目前日本在三个区间采用这种运输方式: Higashi - Niigata 到 Fukui Higashi - Niigata 到 Himeji Higashi - Niigata 到 Himeiji 再到 Toyyama 3、LNG 沿海短驳 这种方式今年刚刚开始～主要用于Setonaikai 内海Shikoku到Honshu之间的运输。共有三条2～500 立方米的LNG运输船将用于短驳运输～目前已有一条投入使用。 以上三种运输采用的贸易合同比较灵活～以长期合同为主～又包括大量的短期合同和现货交易～特别是在用气高峰期～现货贸易尤为频繁～通过这三种贸易完成的合同量据不完全统计约为100万吨/年。 美国从1969年开始～至1995年已建成47座LNG卫星站～由35家公司运作。 3，5个～ LNG卫星站储存容量为 5米这些卫星站规模相差很多～每站储罐1，5 33万米～卫星站的供气能力为0.85，250万米/天,47座卫星站共有储罐70座～ 33总LNG储存容量为38万米～总气化能力为2200万米/天。 2.3 我国LNG产业的历史、现状与发展趋势 我国目前绝大多数天然气是以气态管输的方式向用气地供气～但自1995年起～开始研究LNG项目～经过近十年的努力～在LNG的生产、进口和利用方面取得了较大进展～成为天然气利用发展的新亮点。 2.3.1 国内拟建和在建的进口LNG接收站 国内已启动建设的进口LNG接收站有: 29 , 广东LNG项目:2003年10月11日国家批准广东LNG项目可行性研究报告～ 项目进入设计施工阶段。作为国家进口LNG的试点项目。广东LNG接收站和 输气干线项目的业主包括中国海洋石油总公司、BP公司以及广东、香港的主 要天然气用户。设在深圳东部大鹏镇秤头角的接收站预计2006年投产～一 3期工程从澳大利亚进口LNG 325万吨/年。一期工程包括建设2座16万米 的LNG储罐及相应的气化设施～LNG气化后通过管线输往珠江三角洲和香港 的用户。考虑建设LNG卫星站的可能～接收站备有LNG运输车的装车设施。 , 福建LNG项目:2002年国家批准立项和购买印尼东固气田的LNG～目前正在 进行可行性研究。项目业主是中国海洋石油总公司和福建省～主要供福建新 建电厂和城市用气。 ? 山东LNG项目:项目业主为中石化和山东省～一期规模为进口LNG300万吨～ 正等待国家批准项目建议书。 ? 浙江LNG项目:中海油与浙江省正着手编制项目建议书。 ? 上海、江苏也在分别开展建设进口LNG接收站的前期工作。、 2.3.2 我国已建成和即将建成的LNG生产厂 我国已建成和即将建成的LNG液化厂有: , 河南濮阳中石化中原油田分公司,中原油田,绿能高科天然气液化厂:中原 油田为了充分利用其伴生气以取得较好经济效益～曾经计划将这些气用管道 输向周围县市～但经济评价的结果是～用管线将这个数量的气输向不同方向 的用户并不经济～气价很难为用户所接受。因此决定采用将油田气液化、用 LNG罐车送至卫星站的方法向用户供气。该天然气液化厂由中国石化洛阳工 程公司和法国Sofregaz公司设计～一期工程已于2001年10月投产～液化 3能力为15万米/日～视气源情况～有进一步扩建的计划。 , 上海浦东LNG应急备用站:东海平湖气田天然气通过海底管线向上海供气～ 30 为了解决在台风或海上设施维修等情况下的应急供气问题～上海浦东LNG应 33急备用站在2000年建成投产。设有10万米/日液化装臵、2万米的LNG 3储罐和120万米/日的气化装臵。该站作为平湖气田供上海天然气海底管线 的备用设施～不对外销售LNG。 , 新疆广汇天然气液化厂:2002年4月新疆广汇集团完成了项目前期工作。液 3化厂建设地点在新疆吐哈油田～规模为液化能力150万米/天～天然气来自 中国石油吐哈油田。该工程由德国Tractebel Gas Engineering(TGE)公司提 ,公司提供基础设供30000立方米LNG储罐及灌装技术～德国林德,Linde 计～中国石化上海工程有限公司提供详细设计～上海金山石化安装检修工程 公司施工～吐哈诚信工程监理公司提供监理服务。目前已完成工程85,的施 工任务～预计2004年初一期工程投产～广汇集团在进行液化厂建设的同时～ 还在加紧制造用于LNG运输的罐式集装箱～并完成了铁路运输LNG,罐式集 装箱,的专家论证工作～目前正等待国家有关部门的批准。液化工厂投产后～ LNG将不仅用汽车～还将用火车运至用户。 3, 贵州盘江地区筹建的75万米/天煤层气液化工程预计在2004年6月投产。 3, 在重庆石柱黄水气田建设规模为75万米/天的液化厂。 2.3.3 我国LNG卫星站的建设发展迅速 由于中原油田绿能高科天然气液化厂2001年建成投产和新疆广汇天然气液化厂即将建成～为中小城镇建设LNG卫星站～用天然气替代LPG创造了必要的气源条件。在山东、河南、浙江和江苏等省已建设了一批LNG卫星站～甚至远离中原油田的广东龙川也已经使用来自中原油田的LNG。到2003年9月～已建、在建和计划建设的LNG卫星站约50座～有些作为调峰站～有些作为气源站。今年以来～开始建设子母站～即在卫星站将LNG装瓶～然后运到居民小区设的气化站～气化后供小区居民使用。更多LNG卫星站正在筹建中。 LNG安全、使用方便和经济性好的优越性已被广泛认可和接受。可以预料～ 31 随着气源的增加～LNG卫星站将会有更快的发展～在有条件的地方逐步替代LPG而成为城市燃气的主供气源。 2.4 我国LNG产业发展的必要性 2.4.1 发展LNG产业是社会发展的需要 进入二十一世纪～经济全球化趋势增强～技术进步、产业结构调整步伐加快～国际竞争更加激烈。世界经济形势的变化和发展趋势～特别是我国加入世界贸易组织后～带来了新的发展机遇和严竣挑战。 政府在国民经济和社会发展第十个五年计划纲要中明确提出:“国民经济保持较快发展速度～经济结构战略性调整取得明显成效～经济增长质量和效益显著提高～为到2010年国内生产总值比2000年翻一番奠定坚实基础”。为实现这个目标～同时提出了:“要坚持把发展作为主题～把结构调整作为主线～把改革开放和科技进步作为动力,把提高人民生活水平作为根本出发点”～坚持经济和社会协调发展”指导方针。发展LNG产业体现了发展的需要、产业结构调整的需要、改革开放的需要、提高人民生活水平的需要、经济和社会协调发展的需要。 2.4.2 优化能源结构的需要 《十五纲要》指出:“能源建设要发挥资源优势～优化能源结构～提高利用效率～加强环境保护”。“实行油气并举～加快天然气勘探、开发和利用～统筹生产基地、输送管线和用气工程建设～引进国外天然气～提高天然气消费比重”。“积极利用国外资源～建立海外石油、天然气供应基地～实行石油进口多元化”。 我国是世界能源生产大国～也是能源消费大国。1980年至2000年我国能源生产和消费情况表2-4、表2-5和表2-6。 32 表2-4 中国能源生产量及结构(1980-2000) 所占比率(%) 生产量(百万吨 年份 标煤) 煤 原油 天然气 水电 1980 637 69(4 23(8 3(0 3(8 1985 855 72(8 20(9 2(0 4(3 1990 1，039 74(2 19(0 2(0 4(8 1995 1，290 75(3 16(6 1(9 6(2 2000 1，090 67(2 21(4 3(4 8(0 表2-5 中国能源消费量及结构(1980-2000) 年份 消费量(百万吨所占比率(%) 标煤) 煤 原油 天然气 水电 1980 603 72(2 20(7 3(1 4(0 1985 767 75(8 17(1 2(2 4(9 1990 987 76(2 16(6 2(1 5(1 1995 1，312 74(6 17(5 1(8 6(1 2000 1，280 67(0 23(6 2(5 6(9 从表2-5可见～在2000年能源消费结构中～天然气等优质能源比重较低～天然气仅为2.5%～远低于世界平均24.7%的水平～能源结构很不理想。 随着经济和社会的持续快速发展～人民生活水平日益提高～对石油、天然气等优质能源需求进一步增加～预计到2010年天然气在能源总需求构成中的比重 33 约为7%～需求量将达到约1200亿立方米。2020年需求量将达到约2000亿立方米～占整个能源构成的约12%。2020年～发电、城市燃气、化工、工业等其它用户将构成天然气的主要消费市场。但国内油气生产供不应求～初步预测～到2010年我国将需进口原油约1.5亿吨～进口天然气约300亿立方米～才能满足供需缺口。 为优化我国的能源结构～努力维护经济和社会的可持续发展～解决好能源供应安全、生态环境保护的双重问题～我国新世纪能源发展战略为:走多元互补、洁净化、可持续的能源发展道路,确立石油、天然气在能源中的战略地位～积极利用国外资源～提前做好石油及天然气战略储备～以应付新的世界性石油危机,重视区域性能源结构的优化～建立若干能源基地。 表2,6 我国能源消费预测 年份 2000 2005 2010 2015 2020 总量 (亿吨) 12.80 15.12 17.02 18.82 20.13 煤 , 67.0 62.7 57.1 53.2 47.8 石油 , 23.2 24.9 27.5 28.9 31.3 天然气 , 2.2 4.8 7.4 9.4 12.0 水电核电 , 6.9 7.7 8.0 8.8 8.9 注:总量为煤当量 2.4.3 环境保护的需要 随着经济迅速发展～环境污染日益严重～大量燃煤和日益增加的汽车尾气排放的SO～NO和悬浮颗粒等污染物～导致我国酸雨频率增加～人居环境恶化。2X 34 吸入氮氧化物会影响肺功能～特别是对儿童会导致呼吸困难～SO特别是在和悬2浮颗粒物联合作用的情况下～将成为一种有刺激性的物质～会增加易感人群患哮喘病的可能。这些污染物对植物、树木、农作物以及建筑物等都有不利影响。 改善大气环境正日益成为人民关心的话题。LNG为清洁能源～用于发电基本不排放SO～NOx和CO的排放量分别相当于燃煤的20%和40%。利用LNG是治理22 大气环境和防止酸雨发生最有效的措施～对优化能源结构、改善生态环境实现可持续发展具有重要意义。 2.4.4 人民生活全面发展的需要 目前城市民用燃气采用瓶装和管道两种方式供气～管道供气的气源主要有煤制气、油制气、天然气和LPG。根据有关部门分析表明～LNG比重油制气和液化石油气的成本分别低15-20%和30-55%～LNG供城市燃气具有明显的竞争力。 管道供气是一个城市现代化的标志之一～而且只要有天然气资源供应～大部分原有管网可直接使用～为开拓民用LNG市场创造了良好条件。 近年来各地区城市化进程发展迅速～城市人民生活水平显著提高～LNG用作城市燃气～有利于推进生活用能洁净化、高效化、提高人民生活水平和质量～满足人民生活全面发展的需要。 2.5 我国LNG产业环境 发展LNG产业是我国天然气利用总体格局的重要组成部分～对我国发展国民经济、调整能源结构、改善环境质量、提高生活水平、提高经济增长的后劲具有重要意义并产生深远影响。 天然气市场发育需要有一段时间～天然气利用需要数量巨大的投资～包括LNG储运设施和建设城市内部输气管网,而且用户接受气价和贸易方式也需要有一定的适应过程。因此LNG项目初期风险较高～供气成本和气价也相对偏高。为 35 实现在国家、地方、企业、用户利益一致的框架内顺利推进LNG产业的发展～有些环节需要得到政府的支持。 2.5.1 LNG进口关税和进口环节增值税问题 从我国现行税收政策看～国家的优惠政策一般向鼓励发展的产业或国内生产不能满足供应的关系国计民生的必需品倾斜～给予免税或低税赋政策～而且原材料的进口税率一般低于半制成品或制成品的税率。天然气是关系国计民生的重要原材料,能源,～液化天然气也是天然气～和原油一样同为一次能源～目前LNG进口关税已减至0%～进口环节增值税为13%。 在天然气发展初期～其他国家或地区也对天然气产业实施了必要的优惠税收政策。日本为支持LNG产业发展～免征了供应电厂的天然气消费税,据报道～印度正在制定5年免税政策计划～以扶持本国规划中的庞大的进口LNG项目,台湾从1998年开始分四年降低LNG关税～直至零关税。 最近～国家给予了广东和福建两个LNG进口项目在2010年前实现进口环节增值税全额即征即退的优惠政策～充分体现了国家对LNG产业的大力扶持。 2.5.2 关于天然气发电问题 天然气发电具有保护环境、有利于调峰、提高电网灵活调度能力、占地少、可以在城市中心区发展清洁方便高效的热电联产等优势。但是～与水电、煤电和燃重油的电厂相比～发电成本和上网电价较高。 要使天然气发电项目有经济性～需要解决下列问题: , 电网按发电侧峰谷电价吸纳LNG发电量 从国际电力市场经验看～无论是在政府定价模式下～还是市场机制十分成熟 的市场定价模式下～峰谷分时电价是始终存在的。峰谷差价是解决电力需求 的间歇性与生产连续性矛盾的客观需要～是合理的～符合电力工业发展规律。 36 从国际和我国一些地区现行的上网电价或终端用户电价看～峰谷差价一般在3倍以上。在市场化程度很高的美国～在用电高峰时段～电力市场也选择了成倍高于平均电价的价格。 因此～需要落实峰谷差价政策～以鼓励和支持先进、清洁的发电技术和天然气产业～同时获得改善环境的良好效果。 发电侧的3倍峰谷差价～是指在电力负荷曲线中～峰荷时段的上网电价与低谷时段的上网电价之比为3～峰荷时段的上网电价与平均上网电价之比实际上仅为1.5倍。 , 需要以长期合约方式落实气电进入电网的最低电量 目前～电力部门逐步实行厂网分家和竞价上网的体制～大型进口LNG接收站的LNG在国际上都是按“照付不议”的贸易模式购进～因此也需要同样以“照付不议”的贸易模式售出。相对于煤炭～天然气发电成本较高～如果电厂不能保证达到一定运转时间,发电小时数量,～电网不承诺购进一定的气电的电量～燃气电厂的经济性是无法保证的～对LNG“照付不议”的责任也无法保证。一般年上网时间不能低于3500小时。如果用电侧峰谷差较大～终端用户的峰谷电价差也应大一些～电网承诺燃气电厂在用电高峰时段尽量满负荷发电～则上网时间可以有所降低。 2.5.3 燃气事业经营模式 随着国民生活质量的不断提高～对优质能源的需求旺盛～天然气民用市场前景十分广阔。但城市燃气事业也存在一些问题:城市燃气配气管网基础设施投资巨大～而城市燃气事业管理体制仍然沿用了计划经济体制下的公用事业管理模式～缺乏激励机制和鼓励投资机制,部分城市燃气事业过度依赖政府补贴和不合理的增容费～一些城市燃气公司连年亏损～缺乏融资能力,部分工业用户气价承受能力偏低～这些问题对未来城市天然气市场发展将产生负面影响。 37 城市燃气宜采用特许经营模式～特许经营是国际上对燃气事业经营管理的 成功经验～主要体现以下原则:专营原则～即在某时间和空间内～由一家企业专 营燃气特定业务。合理利润原则～防止暴利～培育发展燃气市场。鼓励投资原则～ 尽可能降低建设和经营风险～促进燃气基础设施建设。监管原则～需要通过政府 监管规范经营、降低成本、防止垄断。适度竞争原则～主要在市场准入领域逐步 引入适度竞争～比如现有城市燃气公司可以通过招标选择国内外合作伙伴～提高 城市燃气企业经营活力。 2.6 LNG产业的法律法规 2.6.1有关建造、生产的法律法规 国外LNG产业的技术规范经过几十年的实践考验～已被证明是行之有效的～ 能确保LNG产业的各环节长期安全运行。国外主要规范有: 1. NFPA 59A Standard for the production, storage and handing of liquefied natural gas. 2. PrEn 1473 Installation and equipment for liquefied natural gas-design of onshore installation. 3. BS7777 Flat-bottomed, vertical, cylindrical storage tanks for low temperature service. 4. API 620 Appendix Q.Low-pressure storage tanks for hydrocarbon gases. 5. API 620 Appendix Q.Low-pressure storage tanks for refrigerated products. 6. EEUMA Recommendations for the design and construction of refrigerated liquefied natural storage tanks. 38 这些规范能够为我们提供有益的借鉴。近年来～国内LNG产业的发展～已经引起了有关部门的重视～在学习国外经验的基础上～着手编制有关LNG的产业规范。目前已经编制,或修改,出初稿～正在审批中的规范有: 1. 液化天然气(LNG)装卸码头设计规范 2. 石油和天然气工程设计防火规范,其中第10章为液化天然气设施, 2.6.2有关移动式压力容器的法律法规 2000年12月在上海成立了全国锅炉压力容器标准化技术委员会移动式压力容器分技术委员会～业务归口领导为国家质量技术监督检验检疫总局、全国标准化管理委员会和全国锅炉压力容器标准化技术委员会。主要从事移动式压力容器,汽车罐车、铁道罐车和罐式集装箱,等国家标准、行业标准、规范及规程的制修订和宣贯解释工作～以及有关资料出版发行与本专业相关的技术咨询、技术服务和技术培训工作～全权负责我国移动式压力容器标准化体系建设～且受国家质检总局委托负责移动式压力容器技术评审工作。 由于我国规模使用LNG的时间比较短～有关LNG的标准和法规在逐步制定过程中～目前国内,或参照国外,LNG固定设备与移动设备生产制造的有关法规、标准主要有: 1. 特种设备安全监察条例,中华人民共和国国务院令第373号, 2. 锅炉压力容器制造监督管理办法,2002版, 3. 压力容器安全技术监察规程,1999版, 4. 铁路危险货物运输管理规则,铁道部铁运[1995] 104号, 5. GB 150,1998 钢制压力容器 6. JB/T 4780,2002 液化天然气罐式集装箱 7. GB/T 16563—1996 系列1液体、气体及加压干散货罐式集装箱 技术要求和试验方法 39 8. GB 18442—2001 低温绝热压力容器 9. 集装箱检验规范,2003版,中国船级社颁布 10. 材料与焊接规范,1998, 中国船级社颁布 11. 国际海运危险货物规则,2000版,国际海事组织出版 12. 美国运输部DOT规范 13. 欧盟的指令99/36/EC 14. 美国防火协会NFPA59A 液化天然气,LNG,生产、储运和装运标准 15. 欧盟EN1160 液化天然气的设备与安装,液化天然气的一般特性 316. EN 13530 大型,容积?1m,移动式低温真空绝热压力容器》 17. 国际危险品铁路运输规则,1999版, 18. GB/T ×× 液化天然气,LNG,生产、储存和装运标准 2.7 LNG短期合同和现货合同 随着LNG产业的逐步发展～LNG的生产与使用都走向了多元化～不再是几个点对点的供求关系～短期合同和现货合同就应运而生～并且有相当好的发展前景。 2.7.1LNG短期合同和现货合同的现状 在过去几十年中～LNG国际贸易大多以长期合同,一般二十或二十五年,和定点,即某液化厂对某个或某几个进口终端,方式进行。国际市场上只有少量的LNG以短期合同或现货方式交易。 但近五年间因市场需求变化～特别是LNG资源及生产的快速增长～世界LNG贸易中出现了一些短期(一年到五年)及现货供气合同。这些短期和现货合同的出现～可归因于: 1、一方面～长期合同受多种因素制约～不能包罗万象～新的需求不断涌现出来,另一方面～由于经营LNG收益比较丰厚～以产能计算的盈亏平衡点较低, 40 因此越来越多的资源国～为了不坐失商机～在市场竞争中争取主动～愿意在产能上留有余地～同理～LNG运输船也有富余能力。 2、由于LNG生产技术不断改进～现有LNG液化厂效率提高～增产的LNG可提供短期LNG市场需求。 3、大型能源公司(例如壳牌、BP、Tractabel等)针对一小部分现货和短期合同市场～凭借其参与若干LNG供应和购买项目的优势～投入资金建造不与特定项目挂钩的LNG运输船～并投入多个项目使用。 4、独立船公司也加入了流动性船舶市场。据权威咨询机构Poten的数据显示～预计在2003和2004年度交付的38条船中～有17条是流动性船舶～即不与任何长期合同挂钩～为短期以及现货市场的快速增长提供了有利的条件。 目前短期和现货合同主要出现在北美和欧洲市场～美国已经超过欧洲成为世界上最大的LNG现货交易市场～2000年的贸易量约为210万吨～紧随其后的欧洲为86万吨～亚洲的韩国为44万吨。2001年全球的短期LNG贸易量约700万吨(占全球LNG贸易约7%)～其中美国和欧洲共占75%～亚洲占25%。亚洲方面现货和短期合同的比重远远低于长期合同量。近年韩国基于巨大的季节性需求量变化～也开始利用少量的现货作为长期合同以外的补充～现货和短期合同的实现主要取决于当时的市场未承诺运力的多少。根据未来十年的未承诺运力和供需分析～资源和运输船市场能够提供的现货和短期合同量还会有所增长～但长期供应合同在相当长的一段时期仍是LNG行业的主要供求关系。 2.7.2短期合同和现货合同发展趋势预测 根据美国能源机构预测～今后几年内～潜在的LNG短期贸易供应远远超过需求。现有的LNG生产项目,阿布扎比、卡塔尔和阿曼,有较多剩余能力。计划启动的马来西亚Tiga～印尼Bontang I 和澳大利亚NWS4项目都没有将全部能力销售出去～因而增加了可供现货交易的气量。在2001,2005年间美国将出现LNG供不应求的情况～位于美国东海岸的Elba岛和Cove Point接收站分别在2001年和2002年的重新启用～以及Everett接收站的扩建将使美国进口能力从1000 41 万吨/年增加到1500万吨/年。欧洲南部对天然气的需求量也在增大～在那里LNG相对于管道天然气有较大的优势。因此～亚太地区和北美之间的LNG贸易量将会有较大的增长～短期合同和现货交易也可能增加。 2005年以后～亚太地区可能会经历一个需求的快速增长～其程度要看发电需求～以及市场放开导致的LNG价格下降。诸如中国和印度的新市场的开放～以及现有市场的复兴可能会带来需求剧增～可能导致剩余能力的减少和刺激新的供应。目前几个LNG生产项目,包括扩建和新建项目,的批准取决于是否有充足的需求。 在大西洋盆地有几个项目可以增加2005年以后的供应量,其中包括特立尼达岛和尼日利亚的扩建～以及埃及、委内瑞拉、安哥拉和挪威的新项目。随着美国现有接收站的扩建和东海岸建设新的接收站的计划～再加上欧洲、加勒比海和巴西的几个新的接收站建设～LNG的需求量将进一步增长。美国西海岸可能建设一个LNG接收站～可以在亚太地区的供应和美国市场之间建立直接联系～亚太地区的天然气就可以比运到欧洲和美国东海岸市场成本更低～另一个优势就是运输能力的更有效使用。总体来看～2005年以后的现货交易除解决地区间供需平衡问题外～还将解决需求的季节调峰问题～以及优化LNG的产能配臵。近年来Atlantic LNG在特立尼达岛和多巴哥岛实现的液化成本的降低使投资者可以将较小比例的LNG产量售出～现货市场的发展降低了富余气量卖不出去的风险。 美国西海岸接收站的建设将显著影响未来10年甚至更长时间LNG产业的发展。经济的运输费用可以在亚太地区形成“准现货市场”～美国西海岸可以作为剩余气量的“蓄水池”～这样可以促进该地区现有项目的扩建和新项目的建设。资源供应方可以把没有卖出去的气量储存在美国～直到像中国和亚洲这样的新市场形成。这种安排可以减小远东地区初期市场带来的需求“不确定性”～并降低因为不能预见的原因而比预想值低的地区需求风险。 现货交易也会增加价格的透明度。现货交易价格有与Henry Hub相联系的趋势。因为Henry Hub是一个在纽约商品交易所公开交易的公共数值～就象气量和接收站费用一样～在美国出售的现货的价格构成是完全透明的。到目前为止～这 42 种程度的透明度在卖往欧洲和亚洲市场的现货交易中还不存在。 现货交易的增加有助于促进LNG运输新模式的发展。传统上～ 供需双方须签订LNG项目的长期运输供应合同～而这种专属运输妨碍了优化运力以及节约成本。最近Dhabol项目遇到的问题说明了这种模式的弱点。BP与AES签订的向多米尼加共和国供气的合同是一种典型的新模式。AES将以CIF价格购买BP的LNG,不指定气源,。这就带来了更大的灵活性～买家的风险小。这种模式的一个前提条件就是LNG现货交易市场的存在～在这个市场中过剩的LNG可以被卖掉。这给完全依赖一个气源的项目提出了另一个方案:使用非长期合同运输带来的灵活性和成本节约。尽管以短期方式交易的LNG的比例在未来十年将继续增加～现货贸易对LNG产业发展将产生较大影响～但现货交易方式还不太可能象现在的石油现货市场一样～在LNG产业中占主导地位。尽管LNG设施建设投资近年来大幅降低～但LNG产业依然是相对资金密集型的产业～因此资源供应方在进行新项目投资之前～还是希望签定长期供气合同。 贸易模式正在逐渐变化～短期贸易对卖买双方而言都扮演着越来越重要的角色。LNG产业的迅速发展说明短期贸易将会继续增加～尽管不可能在LNG行业中占主导地位。最初的动力是为了解决亚太地区和大西洋盆地的供需不平衡问题。2005年以后～动力将会是解决短期需求的波动～优化产能以及寻求更大的灵活性。 但是～LNG现货市场的发展将对LNG产业产生重大影响。连接美国市场和亚太气源的美国西海岸接收站的建设将会为亚太地区现货市场的发展提供动力。而现货市场的存在反过来又可以推动现有项目的扩建和新项目的建设～现货交易还可以提高价格透明度。 总之～短期贸易是发展新的LNG运输模式的前提条件～能使新的接收站项目在长期合同,固定,气源和现货气源之间,或者两者相结合,～以及长期合同,固定,运力和非长期合同运力之间做出选择～以利于节约成本～以及为整个LNG产业提供更大的灵活性。 43 2.7.3 关于进口LNG价格的波动 国际天然气价格与原油价格密切相关～随原油价格波动而变化。而世界LNG价格一般遵照替代燃料定价原则。全球LNG贸易主要集中在亚太地区～以日本为最早和最大的LNG用户～故日本的进口LNG价格计算公式成为本地区的范例～具有参考指标作用。日本最初为了减少对进口石油的依赖～其LNG价格以替代中东原油价格为基础～并与日本进口原油平均价格挂钩。 近十多年来～由于买方市场的优势～计价公式已出现了一些对买方有利的变化。例如～澳大利亚与日本用户签订的购气合同～其S曲线计价公式～在油价过高或过低的情况下～气价波动幅度大为降低～以降低因油价波动给买卖双方带来的气价风险。广东、福建LNG项目的资源选择～充分利用LNG买方市场有利时机～争取到了比较理想的气价和合同条件。 44 8 图2-3:日本进口LNG价格(到岸价)和国际原油价格变化趋势 7 6 5 4 3 2 价格(美元/百万1BTU) 0 1975 1976 1977 1978LNG cif 进口价OECD 原油价格1979 格1980 1981 1982资料来源:BP世界能源统计回顾2001-6月1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 45 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001(Aug) 8 图2-4 LNG出口国的LNG 价格变化(以到岸价计算)7 6 5 4 3 2 1 价格(美元/百万BTU) 0 1969 1971 1973美国文莱阿联酋印尼马来西亚澳大利亚卡塔尔阿曼原油 1975 1977资料来源:Cedigaz/BP 世界能源统计回顾2001 (6月) 1979 1981 1983 1985 46 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001(Aug) 2.8我国LNG需求预测 2.8.1关于LNG需求预测的方法和参数 一、已有研究基础 随着西气东输工程的实施～我国已进入天然气工业快速发展时期。液化天然气,LNG,是天然气储运过程中的一种形态～研究LNG的需求必须以研究天然气需求为基础。 我国有关部门和公司已对天然气市场需求做了较多分析和研究～其中～全国、各省市、各部门已编制了天然气利用规划～针对进口LNG项目已开展了预可行性研究和可行性研究。进口LNG项目可行性研究对市场需求做了较深入的研究工作～其中包括各拟用气的城市燃气和发电项目的可行性研究～还包括进口LNG项目可行性研究对市场的综合分析。以上研究成果是本课题尽可能利用的研究基础。通过以下的分析可以看出～本课题研究的市场范围大于目前进口LNG项目研究的范围～即可能涉及的城市数量远大于进口LNG项目所涉及的城市数量。 1、影响天然气,含LNG,需求的主要因素 1,经济发展和人口。经济发展是能源需求增长的原动力～随着人民生活水平的提高对优质能源的需求增长更快。经济越发达的地区～对天然气的需求越大～例如～长江三角洲、珠江三角洲、环渤海经济带等发达地区～居民愿意使用清洁方便的天然气。任何消费都是围绕着满足人的需求～人口的数量、尤其是城市人口的数量和增长对天然气消费量大小影响很大。 2,供气条件。天然气不易储存和运输～因此天然气消费的区域性很强～只有在建设有专门供气设施的地区～才有可能消费天然气。因此～在分析和预测天然气需求时～需要结合供气项目的建设规划。 3,能源供求。多种能源是可以相互替代的。与天然气相互替代或竞争的能源包括煤炭、石油、LPG、煤气和电等。分析天然气需求时～要考虑当地能源供 47 求情况～如针对具体天然气供气项目～要分析与其它能源的竞争性。 4,产业结构。不同的产业对能源需求的数量和对能源品种的要求不同。一般讲第二产业单位产值能耗高～主要消耗煤炭、石油和电力,第三产业单位产值能耗低～主要消耗电力、LPG、柴油和天然气等优质能源。现代化大城市～第三产业发达～对天然气需求较大。 5,环境保护和政策法规。天然气是一种清洁能源～利用天然气对环境保护有利。对环境保护要求高的地区～天然气需求大。例如～北京、上海等地限制使用煤炭～促进了天然气的需求。天然气是一种受政府管制的商品。天然气的价格受到政府监管～气田的出厂价、管输费、城市零售气价等均由政府制定或审批。在供气项目的建设和气量的分配等决策中政府也发挥重要的作用。天然气工业的税费直接影响供气成本、价格和需求。 2、 关于本课题市场需求预测的方法 1,本课题为了分析LNG储运设备投资机会而预测LNG需求。故预测的重点应为预测LNG储运设备相关的LNG需求。 2,针对不同的气源～确定相应可能市场区域。 3,市场细分～明确潜在的目标市场,用户,。 4,分析影响市场的主要因素～确定预测潜在目标市场需求量的参数。 5,计算预测近10年目标市场需求量。 二、研究结果 1、全国天然气需求预测和未来可能进口LNG规模 1,全国天然气需求预测 2,未来可能进口LNG规模 2、利用LNG卫星站供应的天然气需求是本课题的重点分析对象 由于利用LNG卫星站供应的天然气需求决定了本课题所研究的LNG储运设施的需求～所以将集中研究此类市场的需求量。 3、设定LNG卫星站的市场范围 1,近10年可能的进口LNG的主要市场为广东、福建、山东、上海、江苏和 48 浙江等东部沿海地区。 2,近10年国内气田生产LNG的主要市场除东部沿海地区外～还包括部分中西部地区～即～新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、北京、天津、河北、河南、湖北、湖南、安徽、江西、上海、江苏、浙江、山东、内蒙、吉林、辽宁和四川、重庆。 3、LNG卫星站的主要用户将是居民和商业用户 在研究地区内的城市其经济发展水平高于全国平均水平～人民生活水平相对较高～目前普遍使用LPG、煤气、天然气和电作为生活能源。天然气在价格上和质量上优于煤气和LPG～在价格上优于电～居民普遍接受天然气作燃料,城市商业用户～如饭店、办公楼、医院等公共设施等也倾向于使用天然气这一优质能源。 4、针对影响天然气需求量的主要因素确定预测需求的主要参数 1,预测时间:2005年 – 2015年。 2,预测城市:LNG卫星站将主要依靠汽车运输～汽车运输LNG的合理半径约为300km –1000km,距离取决于气价+运费在卫星站所在地能否与LPG气价竞争,。在以上条件下～规划进口LNG省份的城市应在研究范围内～这些城市为广东、福建、山东、上海、江苏和浙江省的197个城市。考虑到新疆广汇LNG项目将采用火车运输LNG～以及中原油田现有LNG项目的供应范围和在四川、内蒙拟建LNG项目～对国内气田生产LNG的供应范围放大到中西部、长江三角洲、中南、环渤海、东北和川渝地区。 3,预测各省城市LNG需求的起始时间: 分别考虑国内气田生产LNG项目投产时间和进口LNG项目投产时间～预测各省市的需求量。 预计国内气田生产LNG项目投产时间:广汇项目2005年、四川和内蒙生产LNG项目2010年。 预计进口LNG项目投产时间:广东省2006年、福建省2007年、山东省2008年、苏、浙、沪2010年。 4,城市人口:本课题取城市非农业人口作为预测基础。 49 5,城市人口增长率:参考已有研究报告～取2015年前城市人口增长率为2.94%。 46,人均生活耗能指标:50，10kcal/a。 4447,城市规模:超特大城市200，10人口以上,特大城市100，10-200，10人 44444口,大城市50，10-100，10人口,中等城市20，10-50，10人口,小城市20，10人口以下。商业用气需求与城市规模,第三产业规模,有关。 8,根据管道规划～预测在2015年前目标市场的197个城市中将有74个城市连接管道～LNG卫星站在连接天然气管道的城市和没有连接天然气管道城市中所占市场份额将显著不同～现分别设定为0.6和0.15。 9,预计各用气城市在开始供气后～受供气设施建设速度等因素影响～在经 历一段增长期后～才能达到稳定期。现设定增长期为6年。 310,计算中假定天然气的高位热值:37.8MJ/m,20?、101.3kPa,、LNG高位热值:54.5MJ/kg。 5、预测LNG卫星站天然气需求量 预测LNG卫星站的目标市场将主要为城市燃气中的居民用户和商业用户,公建,～2005年--2015年全国各省对LNG的需求量见下表。 50 预测LNG卫星站天然气需求量 单位:万立方米 省市 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 新疆 152 314 646 998 1712 1763 1815 1868 1923 1979 2038 甘肃 139 285 587 907 1556 1601 1648 1697 1747 1798 1851 宁夏 43 89 183 282 485 499 514 529 544 560 577 陕西 203 419 862 1331 2284 2351 2420 2491 2564 2640 2717 山西 243 500 1029 1588 2725 2805 2888 2973 3060 3150 3243 北京 281 579 1193 1842 3160 3253 3348 3447 3548 3652 3760 天津 219 451 929 1434 2461 2533 2607 2684 2763 2844 2928 河北 356 733 1508 2329 3996 4114 4235 4359 4487 4619 4755 河南 429 883 1818 2807 4815 4957 5103 5253 5407 5566 5730 湖北 550 1133 2333 3602 6179 6361 6548 6741 6939 7143 7353 湖南 284 585 1204 1859 3190 3283 3380 3479 3582 3687 3795 安徽 299 616 1269 1959 3361 3460 3561 3666 3774 3885 3999 江西 214 440 906 1399 2401 2472 2544 2619 2696 2775 2857 上海 393 810 1667 2574 4415 4545 6342 8241 12008 15991 20197 江苏 510 1049 2160 3335 5722 5890 9117 12530 19370 26602 34242 浙江 252 519 1069 1651 2832 2916 4570 6321 9832 13545 17467 山东 578 1190 2450 7490 14121 22390 31132 40370 50123 51597 53113 内蒙 228 234 483 994 1534 2106 吉林 405 417 858 1767 2728 3745 辽宁 810 834 1716 3534 5456 7489 四川 643 662 1363 2806 4333 5948 广东 5483 11287 23238 35882 49249 63371 65234 67152 69126 71158 福建 1668 3435 7071 10920 14987 19285 19851 20435 21037 合计 5146 16078 34768 64060 108368 137446 172277 198206 230471 255647 282102 51 预测LNG卫星站天然气需求量 单位:万吨 省市 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 新疆 0.11 0.22 0.45 0.69 1.19 1.22 1.26 1.30 1.33 1.37 1.41 甘肃 0.10 0.20 0.41 0.63 1.08 1.11 1.14 1.18 1.21 1.25 1.28 宁夏 0.03 0.06 0.13 0.20 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.40 陕西 0.14 0.29 0.60 0.92 1.58 1.63 1.68 1.73 1.78 1.83 1.88 山西 0.17 0.35 0.71 1.10 1.89 1.95 2.00 2.06 2.12 2.18 2.25 北京 0.20 0.40 0.83 1.28 2.19 2.26 2.32 2.39 2.46 2.53 2.61 天津 0.15 0.31 0.64 0.99 1.71 1.76 1.81 1.86 1.92 1.97 2.03 河北 0.25 0.51 1.05 1.62 2.77 2.85 2.94 3.02 3.11 3.20 3.30 河南 0.30 0.61 1.26 1.95 3.34 3.44 3.54 3.64 3.75 3.86 3.97 湖北 0.38 0.79 1.62 2.50 4.29 4.41 4.54 4.68 4.81 4.95 5.10 湖南 0.20 0.41 0.84 1.29 2.21 2.28 2.34 2.41 2.48 2.56 2.63 安徽 0.21 0.43 0.88 1.36 2.33 2.40 2.47 2.54 2.62 2.69 2.77 江西 0.15 0.31 0.63 0.97 1.67 1.71 1.76 1.82 1.87 1.92 1.98 上海 0.27 0.56 1.16 1.78 3.06 3.15 4.40 5.72 8.33 11.09 14.01 江苏 0.35 0.73 1.50 2.31 3.97 4.09 6.32 8.69 13.43 18.45 23.75 浙江 0.17 0.36 0.74 1.15 1.96 2.02 3.17 4.38 6.82 9.39 12.11 山东 0.40 0.83 1.70 5.19 9.79 15.53 21.59 28.00 34.76 35.79 36.84 内蒙 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.16 0.16 0.33 0.69 1.06 1.46 吉林 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.28 0.29 0.60 1.23 1.89 2.60 辽宁 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.56 0.58 1.19 2.45 3.78 5.19 四川 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.45 0.46 0.95 1.95 3.01 4.13 广东 0.00 3.80 7.83 16.12 24.89 34.16 43.95 45.24 46.58 47.94 49.35 福建 0.00 0.00 1.16 2.38 4.90 7.57 10.39 13.38 13.77 14.17 14.59 合计 3.57 11.15 24.11 44.43 75.16 95.33 119.49 137.47 159.85 177.31 195.66 2.8.2天然气及LNG需求预测 一、天然气需求预测 根据天然气利用的特点～以及预测未来几年国内天然气勘探、开发和利用项 目进展情况～国内几家大石油公司及咨询研究机构分别对我国天然气需求进行了 预测～见下表: 52 天然气需求预测统计表 亿立方米 时间 2005201020152020基准预测方法 单位 年 年 年 年 年 600 1000 1500 2000 中国石油 弹性系数法、部门调查法 450 1000 1250 1900 中国石化 消费比例法 600 1000 1500 2000 中国海洋石油 650 1200 2000 中化 650 1100 2100 高方案 中咨 600 1000 1900 低方案 公司 975 1869 能源所 650 1100 2100 高方案 信息所 600 1000 1900 低方案 Leap模型法、情景分析法、 744 1222 2378 1999 高方案 弹性系数法、Medees模型法石油 及组合预测法 595 943 1960 低方案 学会 1000 2000 2002 高方案 840 1600 中方案 工程院 710 1400 低方案 750 1200 1700 2200 2002 高方案 综合预测 600 1000 1500 2000 中方案 综合组 480 700 1200 1700 低方案 600 1000 1400 2000 推荐 由表中数据可见～预测的天然气需求量2005年、2010年、2015年、2020年分别为600亿立方米、1000亿立方米、1400亿立方米、2000亿立方米。 2002年国内天然气产量326亿立方米。根据国内各大石油公司预测～国内天然气产量2005年、2010年、2015年、2020年分别为500亿立方米、600亿立方米、800亿立方米、1000亿立方米。根据我国天然气资源的状况～要达到上述预测产量～还是存在一定风险的。即使根据上述产量平衡～国内天然气供应缺口2010年、2015年、2020年仍然分别为400亿立方米、600亿立方米、1000亿立 53 方米。 二、供需平衡 在预测的天然气供应缺口中～有可能以管道天然气方式进口的为俄罗斯东西伯利亚进口天然气,规划为2010年以后100亿立方米/年～2015年达到200亿立方米/年,,中亚三国进口天然气,2015年以后～100——200亿立方米/年,,其余缺口,2010年150亿立方米、2015年250亿立方米、2020年500亿立方米,要靠进口LNG解决。而国内有条件进口LNG的地区为珠江三角洲、闽东南地区、长江三角洲,苏、浙、沪两省一市,、环渤海经济带～远期可考虑广西沿海地区。 天然气供需平衡表 单位:亿立方米 2005 2010 2015 2020 需求预测 600 1000 1400 2000 国内资源 500 600 800 1000 国外资源(管道) 100 300 400 LNG 300 300 600 2000万吨 2000万吨 4000万吨 实施和规划的LNG项目 单位:万吨 2005年 2010年 2015年 2020年 珠江三角洲 350 600 900 闽东南地区 250 300 600 长江三角洲 300 600 1200 山东及环渤海地区 300 500 1000 其他地区 300 合计 1200 2000 4000 170亿立方米 300亿立方米 600亿立方米 54 由上述预测可见～我国在今后五到十年～为了解决国内天然气资源短缺问题～需大量进口LNG。同时为解决国内石油资源的短缺～政府大力提倡加快发展天然气工业。以天然气,含LNG,替代LPG～是对石油的间接顶替～顶替下来的LPG可作为乙烯原料替代石脑油～如果是炼油厂产LPG～可以直接制取聚丙烯或聚丙烯腈等。 三、关于LNG卫星站需求预测 影响LNG需求量的因素很多～如经济发展和人民生活水平提高的速度～管输天然气,包括海上气田,发展状况～港口LNG接收站发展状况～LPG产业的走向～以及水电、太阳能、风能等可再生能源的发展速度等。如果我国的经济持续快速发展～一次能源和进口能源的发展状况没有突破性进展,例如特大气田的发现或太阳能发电的成本已经低到可以与火力发电竞争,～那么可以预计～未来十年城镇燃气的来源将会是管道天然气、LPG和LNG卫星站三分天下的局面～目前珠江三角洲与长江三角洲以LPG为主,2001年我国LPG的消费量为1500万吨～这两个区域占总量的三分之二,～三种气源的市场份额～则取决于各自的价格竞争力。 从供应端,LNG项目,分析未来LNG卫星站在城镇燃气中可能占有的市场份额。国内生产:目前中原油田的LNG产量约为每年4万吨～计划扩建到8万吨～由于储量有限～估计今后的产能不会有大的增加。新疆广汇能否达到40万吨满负荷生产～主要取决于市场。进口LNG～广东一期城镇用气接近100万吨～是总量的三分之一～二期约200万吨也是总量的三分之一,福建一期总量260万吨～二期500万吨～城镇用气大约占三分之一～也就是一期约80万吨～二期约170万吨,山东计划兴建的LNG接收站～一期规模300万吨～2015年经营量达到一期规模～民用占三分之一约100万吨。广东、福建和山东的接收站已设计有管线供城镇燃气～可供城镇燃气的LNG大部分都是在接收站气化后管输到用户。接收站设计有可供为卫星站输送LNG的液态装车设施～供应量约30万吨左右。乐观的估计这几个站3——6年后可以投产。国家有关部门已批准浙江LNG接收站开展前期研究工作～初步考虑300万吨建设规模。上海、江苏也在筹划兴建LNG接 55 收站～但建设规模和进度尚未确定。据了解～由于我国目前和可以预见的未来3——4年LNG供不应求～一些民营和中外合资企业正在与一些地方燃气公司合作～开展小规模(几十万吨)进口LNG项目的前期工作～目标市场为由LNG卫星站供气的城镇燃气和工业燃料用气～如陶瓷工业～不涉及燃气发电项目～加之此类型的接收站功能定位为储存转运～不设昂贵的气化装臵和输气管线～投资较少～涉及环节相对于大型接收站要简单的多～因此～小型接收站的启动有可能走在前面。保守估计～在十年时间内～实现30万吨/年小型接收站的规模还是可能的。因此在供卫星站使用的LNG量中预测了30万吨的小型接收站LNG进口量。 预测2020年可供LNG卫星站使用的LNG量 单位:万吨 国 内 进 口 合计 河南 新疆 内蒙 四川 广东 福建 山东 浙江 小型 已运营 2004年规划 规划 接收站接收站接收站接收站接收站 投运 2006年2007年2008年2010年2008年 投运 投运 投运 投运 投运 8 40 20 20 30 30 30 30 30 238 56 预计各项目的供气时间及供气量 单位:万吨 2005年 2010年 2015年 2020年 河南中原油田 4 8 8 8 新疆广汇 20 40 40 40 内蒙 10 20 20 四川 10 20 20 广东 10 20 30 福建 10 30 30 山东 10 20 30 浙江 10 20 30 小型接收站 10 20 30 合计 24 118 198 238 上述预测仅从资源供应角度分析～如在市场竞争中LNG卫星站比管道供气有价格优势～则数量还会增加。 4按照我国一般城镇居民人均生活耗能指标50，10kcal/a计算～三口之家每户 3每天约4000大卡～折合LNG气化后的天然气0.48 标米～以2020年238万吨 LNG 3计算～可供约360个日供气2.4万标米的卫星站使用～解决约1800万户,5400万人,居民用气～这个数量不足三大经济区主要城市,假定十年后都已通管道天然气,周边人数的三分之一～可见上述预测是偏于保守的。 2.8.3 LNG卫星站的发展 3目前我国已投入运行的LNG卫星站已有24个～总库容3300米～分布在河南,新乡、商丘、焦作,、山东,淄博、青岛、日照、潍坊,、江苏,苏州、姜堰、沭阳、江阴、宝应,、浙江,余姚、建德、淳安,江西(九江)、安徽(蚌埠、滁州、六安、毫州)、广东,龙川,、湖南,长沙,和北京,顺义、房山,。正在兴建的有烟台、龙口、连云港、上虞、桐乡、余杭、景德镇、隆昌、上饶、吉安、昌平、密云、阳江。计划兴建的有临安、天长、潮州、东莞、江门、珠海、石家庄、德 57 化、闽清等。 我国已建、在建和计划兴建的LNG卫星站分布 省份 已建 在建 计划建 合计 河南 3 3 山东 4 2 6 江苏 5 2 7 浙江 3 2 1 6 安徽 4 1 5 湖南 1 1 广东 1 1 4 6 江西 1 4 5 福建 3 3 河北 1 1 北京 2 2 4 合计 24 13 10 47 从供应角度分析～仅中原油田产能15万立方米/日的LNG液化厂～在不到3年的时间内就带动了上述卫星站的建设～随着新疆广汇LNG液化厂2004年投运～以及2006年以后进口LNG项目的陆续投产～卫星站建设的发展速度会大大加快。 LNG的价格是影响LNG卫星站发展的重要因素～因而也是影响LNG储运设备市场的重要因素。LNG卫星站主要是靠替代LPG的市场,瓶装和小区气化,而发展的～而要占领LPG市场～对于居民而言～重要的是价格。虽然在国际市场上按等热值计算LNG一般要比LPG便宜30,左右～但价格上的竞争力主要还是体现在整个销售链的最终用户,居民,价格。如果这个等热值价格与LPG瓶装气持平～凭借安全性的优势～LNG卫星站只能在新的居民区得到发展。目前中原油田绿能高科液化厂运到山东、江苏和安徽的LNG到最终用户的价格～按等热值计算～可以略低于LPG瓶装气,为了便于对比～将LNG的单价折算成标准状态～即 58 33101.325Kpa～20?下气态每米天然气价格～用元/标米表示,。中原油田绿能 33高科液化厂出厂价1.75元/标米左右～居民用气价不高于3.0元/标米左右～略低于50元/瓶14.5公斤瓶装LPG价格的10%左右～因此LNG卫星站可以首先在这个地区发展。广东和福建LNG项目已签订合同的目前到岸价折合气态大约 331.00元/标米～根据广东、山东LNG项目测算～储运费约0.10元/标米～出厂 33价约1.10元/标米～比中原油田的LNG出厂价低0.65元/标米～使用LNG的最终用户价格大大低于LPG瓶装价～因此LNG卫星站不仅能在新居民区发展～而且能在老居民区取代LPG～LNG卫星站将会有更大的发展。 59 第三章 LNG储运设备市场分析 3.1 LNG储运设备概述 一、现状 LNG储运设备属于低温压力容器。我国从1984年开始～实施压力容器制造许可制度～发展到现在～已具有各级压力容器制造许可证的生产厂家三千多家～能制造低温压力容器的约有三十多家,许可制造移动式压力容器,铁路罐车、汽车罐车和罐式集装箱,的约有三十多家～而能制造低温移动式压力容器的只有十几家。低温汽车罐车制造单位现有江西制氧机厂、广东省石油化工专用设备公司开平机械厂、四川空分设备,集团,有限责任公司、苏州华福低温容器有限公司、上海化工机械一厂、上海杨园压力容器有限公司、北京金属结构厂、南京晨光航天应用技术股份有限公司、南京天界机械股份有限公司、大连冰山集团金州重型机器厂、常州西玛低温设备有限公司、兰州真空设备有限责任公司、张家港市圣达因化工机械有限公司和杭州市川空通用设备有限公司,在取证过程中,等,低温罐式集装箱制造单位有张家港市圣达因化工机械有限公司、新疆化工集团石油化工机械有限责任公司、四川空分设备(集团)有限责任公司、江西制氧机厂、苏州华福低温容器有限公司、大连,JCI,低温机器有限公司,在取证过程中,、宁波明欣化工机械有限责任公司,在取证过程中,和杭州市川空通用设备有限公司,在取证过程中,等。 目前～国内低温压力容器制造单位的技术～大多来自于杭州制氧机厂和四川空分设备,集团,有限责任公司～技术约相当于上世纪70年代的国际水平～主要是真空粉末绝热结构～由于低温压力容器制造是集合压力容器、低温技术的综合技术～技术含量较高～制造单位的设计开发能力水平相对较低～对新结构的 60 开发试制、生产装备的研制和制造工艺的改进缺乏资金、人才投入～大部分厂家以非标单台制造为主～因此～生产周期长、生产效率低、生产成本高、质量稳定性较差。 由于真空粉末结构存在着珠光砂易沉降等因素～为保证LNG储运容器的安全使用～对LNG储运容器一般采用真空多层缠绕绝热技术制造。目前～国内已掌握高真空多层缠绕绝热技术的企业有:四川空分设备厂、张家港圣达因、新疆化工机械厂、南京晨光机械厂和兰州真空设备有限公司等。 二、LNG移动式压力容器情况 国内通过技术评审且获得国家质检总局批准的LNG移动运输容器的制造企业只有新疆广汇集团控股的江苏张家港圣达因化工机械有限公司,LNG低温半挂车40、43英尺LNG罐式集装箱,和新疆化工机械有限公司,40、43英尺LNG罐式集装箱,这二家。但据不完全了解～已试制过LNG罐车的企业还有南京晨光、四川空分等企业。 三、国内目前使用的进口低温液体贮运设备 国内目前使用的进口低温液体贮运设备主要来自于美国的MVE和TAYLOR-WHARTON～APCI的低温液体运输车主要来自于墨西哥的一家低温车制造厂。MVE的控股公司美国查特集团计划在中国投资设立低温液体铁路罐车的制造厂。 四、其他 由于天然气的最终使用状态为气态～所以～目前天然气储运方法除了采用液化天然气,LNG,～还有压缩天然气,CNG,运输方法。对于采用液化天然气,LNG,方法运输～既适用于长途储运～也可用于短途运输,采用压缩天然气,CNG,方法运输时～一般只适用于中、短途运输。 国内储运CNG的方式主要有两种:高压罐车和中压罐车。所谓高压罐车～就是采用半挂车行走机构～上装多根,一般为8~11根～公称直径约为550mm左右,能承受高压的金属长管～通过管路、安全附件相连后～装载的高压,一般为20~25 MPa,CNG通过减压后直接供给用户使用。长管的主要来源是美国CPI和 61 意大利公司。中国制造第一辆CNG长管拖车是由美国CPI公司和上海化工机械一厂合作制造。现在能生产此类产品的还有新奥集团石家庄化工机械有限公司和邯郸新兴石油化工机械有限公司。而中压罐车～就是采用半挂车行走机构～上装部分为单层单壁低合金钢制造的罐体～通过管路、安全附件相连后～装载的中压,一般为2~6MPa,CNG通过减压后直接供给用户使用。目前生产中压CNG罐车的企业为武汉船机石油化工设备有限公司。上述两种CNG运输设备各有优势～前者投资大～但单位充装量大～而后者投资较小～单位充装量相对较小。 五、LNG接收站设备 大型LNG接收站所用的储运设备～如:LNG泵、蒸发气压缩机、卸料臂、开架式海水气化器和浸没燃烧式气化器等需求有限～世界上只有少数厂商生产～全世界几乎所有的大型LNG接收站都向这少数厂家订货。我国兴建大型LNG接收站所需的此类设备需进口解决。 另一类是LNG卫星站所用的储运设备～包括:罐、瓶、气化器、LNG运输车、快速接头、阀门等。目前LNG卫星站正处于快速发展时期～对LNG卫星站所用设备的需求将会随着卫星站的发展而不断增加～市场前景较好。 3.1.1罐 卫星站站内所用的LNG罐,储槽,都是压力罐～因为卫星站在工艺上没有动力设备～液体和气体的流动都是压差驱动～压力的提升由与空气换热的气化器加热LNG产生。在国内一般设计压力为0.6，0.8Mpa,操作压力0.5，0.7Mpa。站 333内所用罐的规格从5米到150 米不等～但常用的是50、100、150 米～通常 3不会超过150 米～因为这个规格是铁路、公路能够运输的上限。罐的一个主要质量指标是隔热性能～用日气化率表示～指在20?、0.1Mpa绝对压力下日蒸发量与装载量之比～也有用无损耗存放LNG时间表示～即在灌装LNG后～关闭所有阀门～测定其罐内的LNG的压力由灌装压力升到最高工作压力的时间有多久,这两种表示是可以互算的。例如～知道某罐存放LNG的日气化率为0.2%,灌装压力 62 为0.3Mpa～最高工作压力为0.6Mpa～就能根据LNG的物化性质大致算出其无损耗存放时间为40天,相反～如已知其无损耗存放时间就可以算出其日气化率,目前罐的日气化率在0.3%左右～罐式集装箱和瓶的主要质量指标也是气化率和无损耗存放时间。车载罐一般由双层结构中真空粉末或真空缠绕绝热层保证其隔热性能～真空度一般达到绝压0.2pa以下～为确保内外罐之间的真空度～这类罐的焊缝无损探伤除了常规压力容器要求的射线、超声、磁粉探伤外～还必须做氦质谱检漏。而为确保罐的耐低温性能～内罐材质均采用不锈钢,0Cr18Ni9,。 3.1.2瓶组 3按照美国NFPA59A规范的划分～LNG容器容积在0.5 米以上的叫做罐～罐 33不能安放在建筑物内～容积0.5 米,包括0.5 米,以下的叫做瓶～瓶可以放在建筑物内。国内LNG瓶的设计压力和操作压力与罐一样～日气化率在2.5%左右～规格目前有35升、55升和410升～可分别用于以LNG为燃料的小汽车和大卡车～也可用于LNG小区气化。四川空分集团与张家港圣达因低温设备厂还可按客户要求加工容积在45升，410升之间的各类低温瓶组。四川空分集团还可生产与气瓶配套的气化器～气化器装配在手推车上～为使用气瓶用户提供了极大的方便。 3.1.3空温式气化器 这种设备可分为两类～一类是真正用于将LNG气化成天然气～其体积和换热面都比较大～它名副其实,另一类是用于增加罐,固定的和移动的,内LNG的温度从而提高其压力～其体积和换热面都较小～可以叫做增压器。尽管用途和大小不一样～但都是用于与空气换热以加热LNG～因此属于同一类产品。其设计压力和操作压力与上面罐、瓶相同～规格可以由相同翅片做成不同组合以符合不同 333设计要求:2000 米/时～1000 米/时和500 米/时等。在规格要求中除提出每小时的气化量以外～还应提出气化后的天然气温度,比常温低多少?,～因为 63 同一台气化器在出口温度比常温低10?时的能力要远远高于比常温低5?时的能力。 3.1.4 LNG运输车 33低温罐车的规格有45 、40、27、20 米 ～目前最多的是40 米。 3.1.5 罐式集装箱 LNG罐式集装箱是指以标准集装箱为框架～内臵LNG压力储罐的装臵。LNG压力罐设计压力为0.8Mpag～安全阀释放压力为0.7Mpag～灌装压力为0.1Mpa～ 3日气化率为0.3%～其罐容大约为40m,40英尺罐式集装箱,。目前车载和船载 33罐式集装箱规格有43英尺,罐容积45 米～有效容积40米,、40英尺和20英尺。为确保运输过程的安全～对车载和船载罐式集装箱绝热性能要求很高～日气化率在0.19%左右～要求无损耗存放时间达两个月以上～而出厂测定的无损耗存放时间有些厂要求在70天以上,灌装压力为0.1Mpag以下,。 3.1.6 阀门和快速活接头 LNG阀门和快速活接头与一般阀门和接头不一样的是其耐低温性能。国内生产的此类阀门和接头已在LNG卫星站中广泛使用。但有些卫星站的设计单位在一些关键部位,例如紧靠罐的进出口阀,还是选用进口阀门。 3.2 LNG储运设备市场分析 3.2.1 市场特征分析 一、行业 64 LNG储运设备的市场需求量与LNG卫星站的发展密切相关。 对LNG储运设备有需求的行业在国内不外乎是:1,生产和进口LNG的公司。2,各城市的燃气公司。3,从事LNG陆上运输的公司。4,从事LNG卫星站运营的公司。 二、 地域 城镇燃气的发展和天然气在城镇燃气中的广泛使用是经济有了相当发展的结果～只有在解决了温饱、进一步要求提高生活质量的地区～才有可能发展城镇燃气。因此～目前发展城镇燃气和使用天然气的地区除气源地周边地区外～主要集中在沿海和经济较发达地区～但不排除在欠发达地区的一些主要城镇及旅游景点发展城镇燃气和使用LNG的可能性～例如安徽的六安,大别山区,和江西九江,庐山,就已经建有LNG卫星站。 1、珠江三角洲 尽管广东LNG项目的输气干线一期覆盖了四个城市,广州、深圳、佛山和东莞,～在这四城市的主要城区都正兴建与主干线配套的城市管网。但是～发展LNG仍有较大空间。1,在上述四个城市中～深圳、东莞和佛山都在研究兴建LNG卫星站～因为～在这四个城市还有管网覆盖不到的地区～如果这些地区日后要建管线从城市高压管网供气～供气成本也许很高～会高于一期供气的用户价格,一期的用户价格较低是建立在电厂与民用分担管输费的基础上,～不如兴建卫星站从接收站液态运输供气便宜。2,除了这四个城市～在珠江三角洲还有众多的有条件发展民用燃气和使用天然气的城镇～他们目前已在使用LPG小区气化和瓶装气～一旦有比LPG便宜和安全的LNG到来～LNG卫星站很快就会兴建起来。现在这个地区的阳江、江门、肇庆都已在计划兴建LNG卫星站。珠三角目前LPG的消费量大约300万吨/年～LNG项目一期用于城市燃气的量只有78万吨～只要有新的LNG来源～就会逐步替代LPG。 2、长江三角洲 65 尽管“西气”已经到了这个地区～在西气东输管线经过城市的主城区都正兴建与之配套的城市管网～在这些管网覆盖地区会兴建用于调峰的LNG卫星站,同时还有广大的管网覆盖不到的地区～这些地区如果自建管线从西气东输管线供气～价格就会大大高于西气东输管线经过的城市的用户价格。例如在苏北～自建 3管线的门站价格就比苏南贵0.3元/ 标米以上～不如建LNG卫星站供气便宜～所以苏北的姜堰、沭阳、宝应和江阴等地就已兴建了一些LNG卫星站～苏北其他一些城镇也在计划兴建LNG卫星站。上海和浙江也有类似情况。长三角目前LPG消费量与珠三角相当～“西气”来后会替代其中一部分～但大部分仍然是LNG卫星站的潜在市场。 3、环渤海地区 京津地区目前已有管输天然气供应～但 LNG卫星站仍可用于调峰和应急储备。此外～如果城市公交车采用LNG作燃料～就会专为车用LNG兴建卫星站,北京正在搞试点,。山东目前已有两条输气管线为之供气,分别来自中原油田和大港油田,～但气量满足不了需求～因此山东一些地区,如青岛、淄博、日照等,已兴建了LNG卫星站～其中淄博为调峰站。只要有新的LNG来源～会有更多的卫星站建起来。辽东半岛是经济比较发达地区～目前城镇用气主要是LPG～这是一个对LNG卫星站有潜在需求的地区。 三、 弹性 在此定义的弹性不是某一生产能力,或某类设备的供应能力,的年增长速度与国民经济年增长速度之关联度～该弹性系数对于本研究没有实际意义～因为LNG设备的增长速度不像电力那样与国民经济的发展速度有直接关系。我们在此定义的弹性是:在某一经营量条件下的最低需要量和随后为了增加可靠性和供气安全性而需要的增量。为了减少起步投资并取得最大效益～投资者总是要求作业 3者和设计者以最少的设备开始经营～例如～一个日供气24000 标米,即一个40 3标米LNG罐式集装箱的容量,的LNG卫星站～如果投产时只要求5天的储备～ 3建200米罐就够了～这就要求供方的运输车延迟不能超过4天。如果要求10 66 3天的储备～则需建400米罐。还有气化能力～如果只考虑一般情况～取月日时 3不均匀系数的乘积为4～建8000 标米/时的气化器,两组轮流倒用,即可。如果考虑特殊情况,例如特别庆典,～确保供气可靠性～需取上述不均匀系数为6～ 3则需建12000标米 /时的气化器。LNG卫星站的供气价格与建设投资密切相关～设备越多～供气可靠性越好～供气价格也越高。开始时～气价便宜有利于开拓市场～但用上气以后～供气可靠性成为最重要因素～人们愿意花钱买可靠性～一些设备就得增加。因此～在LNG整个供求链运行后～即使经营量不变～设备也会有所增加。日本许多接收站的罐容已经是最少需要量的3倍以上,考虑事故备用,。也就是说～可靠性是要追加设备投资来保证的～可靠性是设备量弹性增加的动力。 四、 价格 目前国产LNG储运设备的价格由于国内人工费用大大低于国外而远低于国外同类产品的价格～这是国内LNG卫星站得以顺利发展的原因之一。目前～100 3米罐的价格,包括配套仪表和阀门,在64万元，90万元之间～气化器价格～ 3按单位能力计～每米蒸发气/时(比环境温度低10?)80元，90元。从目前看～如果不能扩大生产规模、改进生产过程和技术～LNG储运设备价格降低的余地已经不大～但如果形成不了垄断～价格上升的空间也很小。唯一例外的是罐式集装箱和瓶的价格～由于目前是独家生产～垄断经营～因此价格较高～例如40英尺罐式集装箱～现在开价为65万元～半年前的参考价为40万元,410升的瓶～开价为28,000元/只～已知成交价为16,000元/只～估计在其它厂也生产这种产品后～价格会有所下降。 3.2.2 市场格局分析 由于广汇集团在新疆鄯善的液化厂明年年初要投产～目前正在大力开拓市场～估计在兰州、河南、湖南、广东以及长三角一带还会有新的LNG卫星站兴建起来。可以预计～一年内运营的LNG卫星站会超过50个。为了将新疆的LNG运往内地～广汇集团已从国外购买了200台车头～计划在新疆生产200台平板拖车～ 67 安排其控股的江苏圣达因和新疆广汇化机集团年内分别生产200台40英尺和150台43英尺罐式集装箱,总数350台,。圣达因目前生产能力只有30台/月～而广汇化机集团才刚刚组建,由乌鲁木齐通用、化机和锅炉三厂合并而成,～生产能力还达不到要求～因此圣达因正计划扩建厂房增加产能～广汇化机正在加紧设备安装和人员培训～以形成45台/月的产能。尽管国内现有的制氧机厂都有能力制造低温储罐和罐式集装箱～但真正能大批量生产这些设备的目前只有四川空分机械厂,四川简阳,、圣达因,江苏张家港,、苏州华福低温设备厂,苏州制氧机厂,、无锡双马空分热力设备厂,主要是汽化器,和兰州真空设备厂～而储罐和罐式集装箱的生产又主要集中在四川空分、圣达因和新疆广汇化机集团。因此～仅从目前的供需关系看～需要增加LNG储运设备的生产能力。 3.2.4 市场容量分析 由于我国生产的LNG储运设备在质量上不亚于国外同类产品而价格比国外产品便宜很多～因此除了国内用户外～还可以开拓国际市场。 初步计算可知～如果一个液化厂一年用罐式集装箱卖20万吨LNG～折合10～870箱～如果运距1400海里～航速为18节的船8天,包括装卸,可以往返～每天要运30个40英尺罐式集装箱到目的港～港口考虑6天储备～需180个罐式集装箱～采用5,000吨级船每船装120个罐式集装箱～4天一个船次～需2条船～在途罐式集装箱为240个～考虑液化厂要留120个罐以便提前灌装待船到后能立即装卸～则上游共计需要540个罐式集装箱～价值3.51亿元。可以预期～这样的市场一旦形成～交易量就会增加～LNG罐式集装箱的需求也会大大增加。 假定某地区港口接收罐式集装箱运输的总量也是20万吨,可供30个日供 3气能力为24,000米的卫星站,～港口到卫星站的平均距离汽车可一天往返～卫星站采用罐式集装箱作储存设备～以空罐换满罐～储备量为6天～需要罐式集装箱至少180个。此外～卫星站的经营者不仅需要罐式集装箱～而且还有气化器、LNG瓶、快速接头等设备。 68 3.2.5 市场需求预测 根据预测的238万吨/年LNG用于卫星站供气量计算～未来10—15年对LNG储运设备的需求量预测如下: 1、储罐,贮槽, 33日供气2.4万标米的卫星站～如果考虑五天储备～就要建100米,以下简称方,储罐两个～367个卫星站需要100方储罐734个。如果考虑十天的储备～需要100方储罐1468个～目前100方罐每个报价85万元～价值分别为:6.24亿元,储备5天,～12.48亿元,储备10天,。 2、罐式集装箱,罐箱, 3日供气2.4万标米的卫星站每天要运送一个40英尺罐式集装箱的LNG,40 3米,～734个罐式集装箱,带增压器,加平板车,平板车按租用,～罐式集装箱每台按65万元计算～产值约为4.77亿元。 3、瓶 LNG瓶的需要量取决于以LNG为燃料的汽车和LNG小区气化的发展状况。 410升瓶 3以2000户形成一个气化小区计算～每户每天用气0.48标米～每天用气960 3标米 ～折合LNG 1.6方～需要410升瓶4个～如果储备4天～需要16个。目前已有三个卫星站带小区气化～大约占用气量的1/5～如果卫星站每天的LNG量如上述为40方～有8方用于小区气化～即每个卫星站会有5个用瓶组供气的小区气化～需要80个410升瓶。由于小区气化可以使卫星站的供气覆盖面积大大扩展～估计今后每个卫星站会用相当一部分气供小区气化～先假定有1/5的气供小区气化～367个站共需29360个瓶组～按目前成交价16,000元/个～共计4.698亿元。 69 160升瓶 卫星站的发展将大大促进LNG车用燃料的发展～首先在城镇地区～这不仅因为LNG按等热值计算比汽油、柴油便宜～而且由于它的使用可以减少城镇的空气污染。暂且估计每个卫星站的供气范围平均会有10台公交车改燃LNG～367个站就有3670台车改燃LNG～共需160升瓶3670个～按目前报价5000元/个计算～共计1835万元。考虑到在供卫星站的238万吨/年以外的LNG还会有一部分供城市公交车～估计十年后至少会有10,000台～共需160升瓶10,000个～共计5000万元～合计6835万元。 4、气化器 考虑到卫星站要为城镇燃气管网调峰～按有关资料～取月、日、时不均匀系 3数的乘积为4～每个卫星站的气化能力至少应为4000 标米/时～由于气化器必须两组交替使用～以便清除气化器在使用中的结霜使其恢复气化能力～因此设备 33数量需翻番～即8000标米 /时。每个站需要2000标米/时能力的汽化器4台～ 3367个站需要1468台。此外～1468个罐每个罐还需要一个500标米/时的气化 33器作为增压器～就是500标米/时汽化器1468个。气化器单价以每标米/时计～ 3按目前报价每标米/时85元计算～共计3.12亿元。 5、LNG运输车,槽车, 假定卫星站离港口平均距离为600公里～两天一个往返～每个站需两台车供气～共需734台车,带增压器,～每台车按130万元计算～产值约9.54亿元。 6、快速接头 如果采用立式100方罐～需要367对～如果采用罐式集装箱～需要1835对,储备5天,或者3670对(储备10天)。每对单价5000元～相应的价值为184万元,立式罐,、918万元,罐式集装箱储备5天,和1835万元,罐式集装箱储备10天,。 如果卫星站内的储罐采用立式固定罐～考虑10天储备～ LNG运输基本上采 70 用罐式集装箱～当供卫星站LNG 为238万吨时,2015年——2020年,LNG储运设备数量和产值约26亿元-30亿元。 储罐(台)罐 箱瓶(个)瓶(个)汽化器快速接头合 计 3100M (台) 410L 160L (台) (对) (亿元) 数量 1468 734 29360 11835 1468 3670 产值 12.68 4.77 4.70 0.684 3.12 0.184 26.14 当供卫星站LNG 为118万吨时,2010年左右,LNG储运设备数量和产值约13亿元-15亿元。 当供卫星站LNG 为25万吨时,2006年左右,LNG储运设备数量和产值总计约3亿元——5亿元。 此外～我国生产的LNG储运设备比国外便宜～同国外同类产品相比有一定竞争力～因此占领部分国外市场是可能的。目前四川空分已向东南亚地区出口各种,液氮和液氧,低温储罐～今后有继续扩大出口的良好前景。 71 第四章 LNG储运设备行业竞争分析 4.1 竞争现状 4.1.1行业集中度 尽管国内现有的制氧机厂都有能力制造低温储罐和罐式集装箱～但真正能批量生产这些设备的目前只有简阳四川空分机械厂、江苏张家港圣达因化工机械有限公司、苏州华福低温设备厂,苏州制氧机厂,、无锡双马空分热力设备厂,主要是气化器,和兰州真空设备厂。到目前为止～四川空分机械厂生产了两台700方,每一个由7个100方罐组成,和8台100方罐,淄博,以及4台36方LNG罐车,苏州华福生产了2台100方罐,苏州,和2台50方罐(宝应),其余的容量为2200方的100、50和40方的罐均为圣达因生产。此外圣达因还生产了40方LNG罐车6台、45方罐车1台～用于运送LNG的罐式集装箱两台～410升瓶56个～用于运送新疆鄯善LNG的40和43方的350台罐式集装箱正开始制造。～由于罐式集装箱的生产主要集中在四川空分、圣达因和新组建的新疆广汇化机集团～因此这三个企业在生产技术、管理、质量检验、产品取证和售后服务等方面积累了比较丰富的经验～因而在竞争中具有较大的优势。根据调查～用户对四川空分的产品在质量上有好评～对圣达因的交货期比较满意。新疆广汇化机集团主要生产罐式集装箱～年内要形成每月30台的产能～据称今后的产能要达到每月100台～这是支不可忽视的新兴力量～加之圣达因的扩建～可以预见～新疆广汇有垄断LNG罐式集装箱生产之势。 72 4.1.2地域分布 目前生产厂家主要分布在苏南,圣达因、华福、双马,、四川,四川空分,和新疆。而产品的销售目前主要分布在长三角、苏北、山东、河南、安徽等地。从长远看～珠三角和长三角将是一个潜在的大市场～只要有可靠而价格合理的LNG来源～这些地区会兴建LNG卫星站和需要大量的LNG罐式集装箱。 4.1.3 价格分析 目前100方LNG储罐价格在80万元左右～高的可达到90万元～低的64万元,华福价,～50方的70万元左右～罐式集装箱65万元左右。410升瓶在28000元到16000元之间～160升瓶在5000，10000元之间。 4.2中集重机企业竞争战略分析 4.2.1 中集重机发展战略 中国国际海运集装箱(集团)股份有限公司(简称“中集集团”) 创立于1980年～是中国最早的集装箱专业生产厂和最早的中外合资企业之一。1987年改组为由中国远洋运输,集团,总公司、招商局、丹麦宝隆洋行三方合资的、以国有企业为大股东的合资企业～1994年成为国内A、B股上市公司。 自1996年以来～中集集团集装箱产销量一直保持世界第一～市场占有率达到全球市场的40%以上～确立了在国际集装箱行业的世界领先地位。 公路运输的专用汽车制造产业是中集集团的第二层面战略目标。中集集团战略性的进入专用汽车产业～旨在通过利用在集装箱产业积累的技术、制造、管理的经验延伸和全球化的资源配臵能力～以中外双向互动的方式拉动我国专用汽车制造业的产业升级～进而促进我国公路运输装备的现代化。为此～中集集团组建 73 了深圳中集重型机械有限公司,简称“中集重机”,～作为中集集团专用汽车产业的专业化营运管理中心和集团化的资产管理公司～该公司拟凭借自身优势～在LNG储运、移动设备制造领域拓展业务～实施一体化与相关多元化战略～以求得企业的更大发展。 4.2.2 中集重机竞争策略分析 一、行业进入时机 根据产品生命周期理论～是否投资一个项目～首先应分析产品的生命周期～无论何种产品都有从发明到推广、应用、普及和衰败的过程。产品生命周期一般分为四个阶段:导入期、成长期、成熟期和衰退期。而第二阶段成长期的特点是,市场需求急剧膨胀～行业内的企业数量迅速增加～行业在经济结构中的地位得到提高～产品质量提高～成本下降。对企业来说～此时是进入该行业的理想时期。目前国内LNG储运设备制造行业的特点与产品成长期的特点是完全相符的～因此～中集重机应抓住这一有利时机～进入罐式集装箱及相关设备的制造行业。 二、行业竞争结构 行业竞争结构是指行业内企业的数量和规模的分布。从市场份额占有状态进行划分～一般为完全垄断、双头垄断、相对垄断、分散竞争等结构。目前国内LNG储运设备制造行业竞争结构具备双头垄断的特征～即前两名市场占有率大于74%～前两者存在战略联盟的可能～从而淘汰更多的弱小企业等。广汇——圣达因与四川空分是行业的前两名～而且在目前的竞争中～各有优势劣势。广汇——圣达因的优势是显而易见的～具有民营企业的活力和上市公司的资金优势～最重要的是拥有并经营即将投运的天然气液化厂～可以做到LNG与储运设备捆绑式销售。劣势为缺乏专业的技术人才～技术积淀不够深厚,涉足的业务领域过多。而四川空分的优势是:具有老军工企业的基础～技术力量雄厚～企业规模大～产品种类齐全～具备一定的新品开发能力。劣势为具有老国有企业的通病～管理体制与运行机制与市场经济适应性差。据了解～经过去年企业股份制改制～企业经营状况有所改善～今年以来～其下属容器分厂的生产十分繁忙～此外～该厂还一直 74 承担着我国航天燃料运输设备的制造生产任务。根据对两家企业的分析及行业双头垄断的特点～行业的进入是有明显障碍的。 四川空分刚刚完成改制～正处于如何发展的十字路口～急需引进先进的企业管理经营理念～以及资金支持,又由于该企业地处西部～吸引人才和掌握市场信息方面与沿海企业有一定的差距～如果中集重机通过企业并购方式与四川空分联手～同时～在沿海或经济发达地区收购有一定基础的制造企业～作为新产品开发及市场销售中心～那么就可以比较顺利的进入罐式集装箱及相关设备的制造行业～并且起点较高。 三、行业竞争对手 目前国内的LNG储运设备在生产技术上已经与国外不相上下～材料费由于经济全球化～与国外相差无几～而人工费用却低于国外～而在这些产品的生产成本中人工费占较大比重～因此～国外的这类产品对国内厂家不构成威胁。 至于国内的厂家～新疆广汇集团的张家港圣达因和新疆化机集团、四川空分集团公司是主要的竞争对手。圣达因的优势在于已经掌握了核心技术～又吸引了一批国内素质较高的专业技术人才,包括原四川空分的技术人员,～已基本上建立了现代企业管理体制和分配机制～已初步形成了规模生产～在目前国内的LNG固定罐、罐式集装箱和瓶,这三项是LNG储运设备中产值最大的,的销售市场上已经占了半壁以上江山～甚至在罐式集装箱和瓶的市场上形成垄断局面。 如果广汇在新疆鄯善液化厂生产的LNG在最终用户价格上与LPG相比有竞争力的话～那么广汇集团控股的圣达因低温设备厂产品有较强的竞争力～因为广汇集团可将LNG储运设备与LNG的捆绑式销售。圣达因在被广汇收购之前是一家与美商的合资厂～罐、瓶和罐式集装箱的生产取得了美国专利～采用了与国际接轨的规范、质检标准和质保体系～产品的性能达到了国际上的最新标准～制造过程取得了API、ASME、DNV等有关证书～其中罐式集装箱还取得了中国船级社证书,可以灌装LNG后船运,。几年前～由于低温罐、瓶的市场不太景气～美商退出～在被广汇收购后～增添了设备～扩大了生产规模～使得生产成本有所下降～ 75 用户愿意购买其产品。加之他们同时又是LNG的销售商～LNG推销到哪里～卫星站就会建到那里～而LNG储运设备也销售到那里。目前广汇集团是国内LNG储运设备的最大用户～因为每天要运2382方,年产量40万吨,折合60个40英尺罐式集装箱的LNG到内地～如果路途要4天,日夜兼程,～连同周转的罐,两头备用两天的用量,至少需要720个罐式集装箱～目前已安排生产350个。将LNG储运设备销售与LNG销售结合起来是广汇在这方面取得成功的基础。 四、企业竞争力 由于LNG储运设备制造领域属于传统的制造行业～很难形成企业的核心竞争力。只有在探索新的商业模式、提高产品质量～降低生产成本等方面入手～提高企业的竞争力。根据以上分析～中集重机的竞争优势在于利用自身优势～开创新的经营领域。参与投资小型进口LNG接收站项目～或经营进口LNG运输、销售业务,罐式集装箱,～从而带动LNG储运设备的制造销售。 根据预测～至2020年367个卫星站所需的约800辆运输车辆,罐箱,～以目前国内的生产能力～很容易满足需求。如果不开辟与运输设备相关的新的经营领域～不与现有有实力的厂家联手～不进行国际市场的开拓～进入该行业的商业价值比较有限。 4.2.3 中集重机经营策略分析 一、技术 核心技术不仅包括专利、规范、质检标准和质保体系～制造过程是否取得了API、ASME、DNV等有关证书,产品的性能是否达到了国际上的最新标准和取得了有关的认证等内容～更为重要的是～是否具备掌握了这些技术和能够进一步开发这方面技术的人才～目前较好地具备这些条件的是四川空分机械厂。 二、管理 员工的生产积极性和创造力要靠一个好的管理体制和分配机制来调动。也就是说～即使有了核心技术和关键技术人才～如果没有一个现代企业的管理体制 76 和分配机制～这些核心技术和关键技术人才也难于在竞争中发挥应有的作用～甚至也难于留下来。所以如果采用收购现有生产厂家的办法来参与竞争～收购后～首先就要改制～建立现代企业管理和分配体制。 三、投入资金、增加设备、形成规模生产 目前能够生产LNG储运设备的有不少厂家～但大多数生产规模都不大～一年生产十几台和几十台设备～未形成较先进的作业线～在卖方市场下也许还能生存～一旦形成买方市场～便无法与规模生产的厂家竞争。要进入该行业并要取得成功～就不仅要通过并购掌握核心技术和人才～而且在并购后进行整合改制～以扩大主要产品的产能～降低单位产品的生产成本～尽快形成规模化生产。 4.3风险分析 中集重机进入该行业的风险主要是市场风险。广汇——圣达因与四川空分已占得市场先机～而且两家均有各自的优势。中集重机如单枪匹马进入～白手起家干起～产品销售很难达到理想的市场份额。规避风险的措施是研究行业进入时机～找准切入点～认真分析自身优势及其他竞争对手的弱势～以己之长攻彼之短～慎重做出投资决策。 77 第五章 LNG储运行业商业机会分析 5.1 行业价值链分析 以新疆广汇集团为例～液化厂采用现场安装的30,000方大罐～不在LNG储运设备之列～为了运输每年40万吨LNG到内地卫星站～前面已算至少需720台 3罐式集装箱～价值4.68亿元。40万吨LNG可供应日供气量24000标米LNG卫星站约60个～如采用固定罐,按10天储备量考虑,每个站需4个100方罐～共计240个～价值2.04亿元,按5分之1供小区气化每个站需410升瓶80个～共计 34800个～价值0.768亿元,每个站需气化器和增压器折合气化量10000 标米/ 3时～共计60 万标米/时～价值0.51亿元,其它快速接头和阀门产值不大可不计～总计为3.318亿元。 5.2 LNG新商业模式探讨 采用罐式集装箱从国外进口LNG～有可能从沿海到内地逐渐占领罐式集装箱的市场～并在LNG卫星站的建造中用罐式集装箱代替固定罐。 一、竞争力分析 如果从现货和短期合同市场使用罐式集装箱进口LNG～在可以接卸罐式集装箱的码头,应具备危险货物港口作业资质,卸下～直接分送到卫星站～这样就不要建设耗资巨大的港口接收站～可以方便快捷地将LNG运抵目标市场～而且在价格上还能与LPG瓶装气竞争。使用专门的大型LNG运输船运输LNG～运费在LNG的价格中占一定比例～例如～从澳大利亚运LNG到深圳运费要占到岸价的17, 78 33左右～按气体折算～如果到岸价为1.00元 /标米～运费就要0.17元/标米左右。据了解～目前国内中远集团集装箱运费报价～一个43英尺箱由中国运到东南亚为2000美元,包括空箱海上调运费及港口装卸费,～折合人民币16600元。 3每个43英尺罐式集装箱能装40方LNG～折合气体为24000 标米～16600?24000 33,0.69元/标米～这个运价虽比上述LNG运输船的运价0.17元/ 标米高许多～但罐式集装箱进口省掉了LNG接收站的气化管输费～可以直接运到卫星站使用～而卫星站又可以省掉城镇管网中小时调峰要求的设施～因此有一定经济性。广东 3LNG接收站的FOB价折合标准气态为0.881元/标米～假定用罐式集装箱向气源 33方购买LNG价格折合标准气态单价为0.9元/标米～则到岸价为1.59元/标米。 3如果罐式集装箱折旧及维修费或租用费按0.24元/标米计算,每个罐式集装箱 的维修费,～则离港价为1.83元65万元、25年折旧期、每年每箱周转10次、5% 33/标米。假定用气的卫星站离港口平均600公里～则平均运费为0.2元/标米 (据 3调查中原油田用LNG槽车运LNG到江苏姜堰675公里的运费为0.3元/米)～运 3到卫星站的到站价约为2.00元/ 米。此价格与目前中原油田供江苏、浙江和安徽的卫星站的价格相当。而且上述估算在运费等数据的选取上是偏于保守的。 以可能实现的罐式集装箱进口LNG为例～如果进口量为40万吨～运距为1400海里～卫星站离港口平均600公里～卫星站所需设备价值不变～为3.318亿元～陆上运输所用罐式集装箱需80台,一个站两台,～价值0.52亿元～共计3.838亿元。上游每天要运60个40尺罐式集装箱到港口～港口考虑6天储备～需360个罐式集装箱～采用5000吨级船～每船装120个罐式集装箱～两天一个船次～8天一个往返需4条船～在途罐式集装箱为480个～考虑液化厂要留120个罐以便预先灌装好～船到后能立即以空罐换满罐～则上游共计需要966个罐式集装箱～价值6.279亿元。由于运距较远～上游所需设备量远大于下游所需。 二、关于LNG罐式集装箱的水路运输 按照有关危险货物分类标准规定～LNG,液化甲烷,属于2.1类,易燃气体,危险物品～其爆炸下限小于10%～也属于甲类火灾危险性物品～具有火灾爆炸危险性大,火焰温度高、辐射热强,易形成大面积火灾,具有复燃、复爆性～而且 79 由于该LNG储罐储量较大,>10t,～属于重大危险源～因此～从安全角度出发～必须对LNG压力罐水运作业,船舶运输、码头装卸作业、堆场作业等,提出具体的安全技术要求。 1、引用标准及规范、规定 , 国际海运危险货物规则,2000年修订版,, , 中华人民共和国交通部令1996年第10号《水路危险货物运输规则,第一部 分 水路包装危险货物运输规则,》, , 港口危险货物管理规定～2003年10月, , 中华人民共和国公安部令1994年第18号《易燃易爆化学物品消防安全监督 管理办法》, 1999,》, , 《港口危险货物集装箱安全管理规程,JT397- , 《集装箱港口装卸作业安全规程,GB11602-89,》, , 《重大危险源辨识,GB18218-2000,》, , 《常用危险化学品贮存通则,GB15603-1995,》, , 其他相关标准、规范。 2、具体安全技术要求 ,1,、LNG罐式集装箱 LNG罐式集装箱除了应符合《水路危险货物运输规则》附件六“可移动罐式集装箱”的要求外～还应满足船检部门《集装箱检验规范》的有关要求～同时还应满足《国际海运危规》4.1.6条的相关规定～特别强调的是该压力罐的充装量不得大于95%。 ,2,、船舶运输 , 载运LNG罐式集装箱的船舶～在航行中要严格遵守避碰规则。停泊、装卸时 应悬挂或显示规定的信号。 , 装载LNG罐式集装箱的船舶～不得进行明火、烧焊或易产生火花的修理作业, 如有特殊情况～应采取相应的安全措施～如备好灭火器材、划好隔离范围等。 , 装载LNG罐式集装箱的船舶～不准搭乘旅客和无关人员。 80 , LNG罐式集装箱由于可能会产生爆炸性气体混合物～必须在舱面积载～罐柜 上不能积载其它货物运输单元～且应有防止强烈日晒的措施。 , 装载LNG罐式集装箱的船舶～应按照《水路危险货物运输规则》附件四“积 载和隔离”的要求及《国际海运危规》7.1.8条和7.2.1.16条的相关规定～ 进行合理积载和隔离。 , 装载LNG罐式集装箱的船舶积载～要确保其安全和应急消防设备的正常使用 及过道的畅通。 , 装载LNG罐式集装箱的船舶～应制定灭火应急预案～配备足够的、有效的灭 火器材和消防力量～灭火预案内容应包括罐体冷却、罐体堵漏及罐体严重泄 漏时的应急处臵等内容。 3,、码头装卸作业 , , 从事罐式集装箱装卸作业的港口～应得到所在地港口行政管理部门的批准～ 具备危险货物港口作业资质。 , 从事罐式集装箱装卸作业的港口～应对从业人员进行有关安全作业知识培 训～考核合格后～持证上岗。 , 从事罐式集装箱装卸作业的港口～应制定完善的安全、安全操作规 程及事故应急反应预案。 , 从事罐式集装箱装卸作业的港口～应按有关规定、标准要求配备应急器材、 必要的安全设施、设备～如配备便携式可燃气体探测仪等设备。 , 装卸罐式集装箱时～应选派经过专业培训的、具有丰富装卸经验的装卸人员～ 装卸人员应详细了解LNG的危险特性和事故应急反应措施～并严格按照操作 规程作业。 , 从事罐式集装箱装卸作业的装卸机械应配带火星熄灭装臵～禁止使用非防爆 型电器设备。装卸前应对装卸机械进行检查～装卸机具应按额定负荷降低25% 使用。 , 装卸作业开始前～应在船——岸之间设臵安全网～装卸人员应按规定穿戴必 要的防护用品～如:防静电工作服、工作鞋等～附近应准备空气呼吸器、防 81 火服等应急防护装备。 , 夜间装卸时～应有良好的照明～并应使用防爆型安全照明灯具。 , 装卸作业时～在距装卸地点50m范围内划分禁火区～实行封闭式管理～作业 人员不得携带火种进入作业现场～无关人员不得进入～无关船舶不得停靠。 , 装卸作业时～应使用防爆型对讲机进行联络～作业区内手机、BP机必须关闭。 , 装卸作业时～遇有雷鸣、闪电或附近发生火警～应立即停止作业～并将罐式 集装箱妥善处理。 , 装卸作业时～作业现场应备有相应的消防、应急器材～条件许可时～可配臵 一艘消拖两用船在现场监护。 , 装卸罐式集装箱～原则上应最后装最先卸～装卸过程中应稳拿轻放～严禁撞 击、滑跌、摔落等不安全作业。 , 装卸罐式集装箱时～应防止罐柜在搬运过程中因内装液体的晃动而产生静电 等不安全因素。 温季节～港口应根据所在地区的气候条件确定作业时间～避免阳光暴晒, 在高 对罐式集装箱产生不良影响。 , 装卸罐式集装箱时～船舶不得加油、加水,岸上管道除外,、拷铲等作业。 ,4,、堆场作业 , 罐式集装箱属于第2类危险货物集装箱～按照JT397-1999第7.9条规定～ 应实行船边直装、直取～不准在港内存放。 , 特殊情况～需临时堆存时～需经港口管理机构批准～采取妥善的安全防护措 施并应在批准的时间内装上船或提离港口。 , 罐式集装箱需临时在港口堆存时～应存放在港口危险品专用堆场,专用堆场 应远离人口稠密区和重要设施～专用堆场四周应设臵隔离围栏。 , 专用堆场应设专用值班室～并有专人负责昼夜值班检查。无关人员严禁进入 专用堆场。对进入专用堆场人员作好进出堆场记录。严禁携带火种进入堆场。 , 专用堆场需经常临时堆存罐式集装箱时～应配备足够数量的干粉灭火器～设 臵集液池～并配备自动高倍数泡沫灭火装臵。 82 , 专用堆场照明应使用防爆型的安全照明设备～照度要求应满足JT2012的规 定。 , 专用堆场应设臵避雷装臵～并保证技术状态良好。 , 专用堆场应设臵在高温季节为罐式集装箱降温的喷淋装臵。 , 罐式集装箱至多只许堆二层～并应注意与其它危险品货柜的有效隔离。 , 进入专用堆场的装卸机械～必须配带防火罩。 , 进入专用堆场的作业人员～必须听从堆场管理人员的指挥。 ,5,、码头前沿至危险品专用堆场间的运输 , 运送罐式集装箱的集装箱拖挂车或半挂车～作业前应进行检查～保持车况良 好。 , 运送罐式集装箱的集装箱拖挂车或半挂车～应有明显标记～配备相应的消防 器材～并安装静电接地装臵和阻火设备。 , 运送途中～应有港口保卫部门车辆护送,驾驶员应经过消防安全培训～考试 合格～持证上岗。 ,6,、其他方面 罐式集装箱运输作业是一项较为危险的运输作业方式～从业人员一定要经过MSDS培训～作业过程中一定要小心谨慎,出现意外事故时～应及时启动应急预案～这样才能减少或避免重大损失。 三、 我国有可能装卸LNG罐式集装箱的港口及其分布情况 1、我国港口集装箱运输发展概况和前景 在我国经济和对外贸易快速发展的带动下～集装箱运输快速发展～全国港口集装箱吞吐量由1990年的156万TEU～发展到2002年3721万TEU～年均递增30.2%～已经成为世界集装箱水运需求量最大的国家～形成了通向全世界主要港口的班轮航线。2002年8个集装箱吞吐量超过100万TEU的港口～进入世界前50位的行列,其中上海港集装箱吞吐量以861万TEU列世界第4位～仅次于香港、新加坡和釜山,2003年可以超过釜山,～深圳港以762万TEU列世界第6位～青岛港以341万TEU列世界第15位～天津港以241万TEU列世界第23位。 83 从未来发展看～在GDP发展速度为7.5，8%、外贸进出口总额发展速度9.5，12.5%的背景下～预测2005年全国港口集装箱吞吐量将达到6500，7500万TEU,2003年为4900万TEU,～2010年达到12500，15000万TEU。 2、我国集装箱发展的基本构成 集装箱班轮航线分为国际航线、内支线和国内航线。其中国际航线为中国港口，国外港口,至香港特别行政区作为特殊的国际航线,。内支线为国内港口之间外贸集装箱,海关未结关,的运输～国内航线为国内港口之间的国内贸易集装箱运输航线。 根据交通部有关统计～2002年全国主要港口完成集装箱吞吐量3618万TEU,有103万在小港口完成,。其中国际航线2795万TEU～内支线187万TEU～国 。 内航线636万TEU 3、集装箱运输的港口分布情况 目前我国已经成为世界集装箱海运需求量最大的国家～形成了通向全世界主要港口的班轮航线。我国集装箱运输主要集中在沿海地区～约占全国港口吞吐量的90%～沿海港口集装箱吞吐量主要集中长江和珠江三角洲地区～其中广东占沿海港口吞吐量的36%～上海、江苏、浙江占沿海港口吞吐量的32%～沿海其他地区占32%。内河港口集装箱吞吐量约占全国的10%。内河集装箱运输也主要集中在长江和珠江三角洲地区～其中广东占内河港口吞吐量的44%～上海、江苏、浙江占内河港口吞吐量的42%～内河其他地区占14%。由此可见～如果采用罐式集装箱进口LNG～要在珠三角和长三角找到合适的接收港口并不困难～甚至在这两个地区的内河,长江、珠江、钱塘江,也可找到合适的接收港口～而这两个地区正是发展LNG卫星站潜力较大的地区。 84 我国可能从事LNG集装箱运输的沿海、内河分省市港口名称和2002年吞吐量 沿海主要港口 内河主要港口 所在区域 名称 吞吐量(TEU) 所在区域 名称 吞吐量(TEU) 丹东 51168 南京 304344 大连 1351596 江阴 24513 营口 301464 常州 19946 辽宁 锦州 47161 常熟 40808 秦皇岛 44395 张家港 202349 京唐 2770 太仓 48021 河北天津 天津 2408091 南通 205097 龙口 57306 扬州 33574 烟台 160126 泰州 9214 威海 72538 长三-江苏 镇江 101560 青岛 3410082 杭州 2685 日照 60070 长三-浙江 嘉兴 4158 山东 岚山 2575 芜湖 37008 长三-上海 上海 8611893 马鞍山 10333 连云港 205130 铜陵 758 长三-江苏 射阳 1998 安庆 7159 乍浦 801 安徽 池州 8 宁波 1858689 南昌 7998 舟山 26631 江西 九江 6828 台州 34704 武汉 78411 长三-浙江 温州 150264 黄石 1424 福州 481641 荆州 6177 湄州湾 25245 湖北 宜昌 3947 泉州 273077 长沙 37737 厦门 1754368 株洲 10623 福建 漳州 20541 湖南 城陵矶 4263 汕头 206246 新塘 253884 汕尾 8 五和 52195 惠州 201696 容奇 138921 深圳 7617861 西南 48326 太平 108734 南海三山 281190 广州 2172805 新市 79466 中山 642296 三埠 33334 珠海 346550 公益 25938 江门 293785 麻涌 32074 新会 460096 沙田 57594 广东 阳江 2371 广东 肇庆 34349 85 茂名 13925 南宁 695 湛江 104875 柳州 2729 北海 22418 梧州 22369 钦州 337 广西 贵港 1738 广西 防城 46079 重庆 81367 海口 123976 涪陵 4263 海口新港 21879 重庆 万州 1789 洋浦 20846 内河主要港口合计 2361164 八所 18 海南 三亚 54 四川泸州\湖北沙市\江苏无锡\江苏仪征\湖南南沿海主要港口合计 33821179 昌等也作业集装箱,无统计数据. 4、我国水运集装箱主要货物种类 我国水运集装箱主要货物为机械电器、化工及制品、有色金属、农林牧渔、轻工医药等。部分粮食、煤炭、焦碳、成品油、化学品、钢材、木材等也用集装箱进行运输～但所占比重很小。 国内目前还没有用罐式集装箱进行LNG的实例～中国两个最大的班轮公司尚未从事过该类运输。 四、关于水上运输LNG罐式集装箱的水运价格 由于国内没有正式从事水上LNG罐式集装箱运输～缺乏有关价格的实际数据。国外有通过水路运输LNG罐式集装箱的的情况(如日本),说明水上运输LNG罐式集装箱在技术上和经济上都是可能的。经中远、中海初步测算～运输LNG罐式集装箱典型航线结果如下:,包括港口费用～不包括由LNG罐式集装箱到港口的陆上运输费用, 印尼---上海～40英尺集装箱2000美元～20英尺集装箱1200美元 上海—武汉～40英尺集装箱700美元～20英尺集装箱380美元 这些仅是粗略估计～这一价格相当于普通集装箱运价的2倍。 五、关于运输组织 罐式集装箱进口LNG～宜采用小型,5000吨级,专用船～运抵经过优选的沿海和内河港口～然后陆运到卫星站～这样可避免由于搭乘班轮导致运费过高～也便于管理。同时由于其危险性～在运输中要求各种运输方式有机衔接～在中间换装点不停留～这些都可能对运输管理和组织提出比较高的要求。 86 对于国内水上运输企业～运输LNG罐式集装箱需要交通部批准～否则企业没有资格开展此项业务。对于港口从事LNG罐式集装箱业务～需要经过所在港务当局批准～该审批权交通部已经下放。 空箱调回 国外 国外 国内 气源地 装船港 卸船港 槽车运输或 罐式集装箱 运输 国内 卫星站 国内接收站/ 国内气源地 87 第六章 其它替代品的影响 6.1 LPG的替代作用分析 在过去的十年中～我国LPG市场迅猛增长～国内消费量从1990年的30万吨到2001年的1500万吨～增长约50倍～而且还在不断增长～仍然是一个成长中的市场。目前我国的LPG消费量和进口量仅次于美国、日本～居世界第三位～取代广阔的LPG市场是LNG卫星站得以迅速发展的重要市场基础。LNG卫星站的发展～一方面是开辟了城市燃气的新用户～但在很大程度上是在已有的燃气市场上取代LPG。LNG之所以能够在很大程度上取代LPG～主要是因为LNG气化后就是一般的天然气而比由气田管输来的更纯～其燃点,650?左右,比LPG高许多～与LPG相比不易点燃,爆炸限,5,，15,,低限比LPG高,LPG爆炸低限为2,,～与LPG相比不易爆燃～其气相密度为0.7540Kg/Sm3左右～常温下比空气轻许多,而LPG气化后比空气重许多,～如有泄漏～会向上扩散。这些特点就使得LNG在运输、储存和使用上比LPG要安全许多。天然气的成分以甲烷为主～其蒸汽压在常温下远比LPG,以丙烷和丁烷为主,高～在气态时能承受的压力远比LPG在气态时要高～因此～LNG卫星站的供气覆盖面积远比LPG小区气化的面积大。更为重要的是～在国际市场上LNG要比等热值的LPG便宜,一般便宜30,以上,,这是天然气最终能够在城镇燃气中取代LPG的重要原因。但是,目前还不能经济地制造出可以长期存放LNG的小瓶,例如14.5公斤瓶,以便将LNG送到城市管网尚未到达的千家万户～因此在城镇燃气管网,含小区气化管网,尚未建成的地方～LNG还不能替代LPG～也就是说～LNG只能在有城镇管网的地方取代LPG～而不是在所有地方替代LPG。但从发展趋势看～城镇管网会逐步增加。 反之～在城镇燃气采用了LNG卫星站或小区气化供气之后～在某些情况下 88 ,例如～LNG的气源出了问题时,LPG也可以作为应急手段暂时代替LNG为居民供气。LPG也属于清洁能源～LPG气化后通过掺空气可以使其热值和华白指数与LNG气化后的天然气相当～因而可以应用于原有管网～在所有在线设备不作任何改变的情况下～顶替LNG气化后的天然气～因此～在已建成的LNG卫星站中已经有几个站,例如青岛、江阴、淄博,同时建有LPG罐和LPG掺空气设备～以备不时之需。 LPG的储运设备是不能用于LNG的～因为它的承受低温的能力只能达到, ?～LNG的储运设备可以用于LPG～但不45?～而LNG在常压下液态温度是,162 经济。 6.2 其他产品替代作用分析 汽油、煤油、柴油和重油不经过加工不可能直接用于城镇燃气～而建设油制气厂～成本很高～这就是近年来煤制气和油制气逐渐被LPG和天然气替代的原因。迄今为止～国内所有的煤制气和油制气厂都是亏本经营～每年都需要政府补贴～因此已逐渐被淘汰～这些燃料不可能在今后对LNG起替代作用。 关于可以替代LNG储运设备的产品～液氮、液氧和液氢的储运设备可以用于LNG的储运～但经济性差。反过来～LNG的储运设备不能用于液氮、液氧和液氢的储运～因为液氮、液氧和液氢常压下的温度比LNG更低～超出了LNG储运设备承受低温的限度。 89