LNG投资运营方案及经济性分析

刘春明， 吴谋亮， 李 娟， 陈锦芳， 蔡 磊

(1.佛山市燃气集团股份有限公司，广东佛山528000；2.华中科技大学环境科学与工程学院，湖北武汉430074)

1 概述

随着国家环保政策趋严，“煤改气”进程加快实施，2017年冬天全国较大范围出现了气荒现象，暴露了我国天然气储备调峰能力不足、储备设施建设相对滞后的短板[1-3]。为此，国家制定并出台相关政策，鼓励各类主体在沿海、内河建设天然气储备设施，国家和地方政府鼓励各类投资主体通过参与LNG接收站、储气调峰库等储气设施建设来履行储气责任[4]。

然而，LNG接收站的建设审批涉及到航道通行、海事监管、岸线批准及国家发改委核准等众多相关部门，常规城市燃气企业获取相关获批路径难度大。同时，LNG接收站的建设费用高，下游燃气企业承受能力有限[5-8]。

城市燃气企业为了完成储气任务，行业专家、相关燃气企业正在积极创新LNG经营模式。本文对在沿海建设LNG储罐、在内河建设LNG接收站项目，通过管输、槽车和船运运输方式配送至下游市场的投资经营模式进行了研究分析，并进行了相关方案的经济性对比，以期能为城镇燃气企业对LNG接收站的投资、运营提供一些参考。

2 投资运营方案模型

2.1 LNG投资运营方案模型流程

LNG投资运营方案模型流程及费用模块见图1。首先于LNG国际市场采购LNG，并通过大型LNG船舶运输至沿海接收站，然后通过沿海卸船码头将LNG卸载至沿海接收站储罐；最后在沿海接收站气化后，通过国家/省管网运输至下游管网，或者利用LNG槽车和内河LNG船舶运输至内河储配站，再气化后进入下游管网[9-13]。

2.2 经济指标

根据LNG输配环节，可将方案模型的费用模块

图1 LNG投资运营方案模型流程及费用模块

化处理，费用模块分布见图1(本文所提及的m3均为压力为101.325 kPa，温度为20 ℃的标准状态下体积的单位)，费用模块代码对应费用模块名称见表1。

表1 费用模块代码对应费用模块名称

① 总运行加工费用

可将沿海LNG接收站的经营成本(即总运行加工费用)基本分为接收费用、储存费用和气化加工费用3个模块。

据广东某城市燃气企业与沿海接收站的合作经验，将海关、引航等费用，统一归列为接收费用，约占沿海LNG接收站的总运行加工费用的15%；气化加工费用和储存费用分别占35%和50%。

Fa=0.15F

(1)

Fb0=0.5F

(2)

Fc=0.35F

(3)

式中Fa——接收费用，元/m3

F——沿海LNG接收站的总运行加工费用，取0.3 元/m3

Fb0——储存费用，元/m3

Fc——气化加工费用，元/m3

据悉，北方某燃气企业与某沿海LNG接收站合作，单独出资建设了沿海接收站储罐，该方式下的储存费用将转变为沿海储罐固定投资费用。计算方式如下：

q=q1+q2+q3

(5)

式中Fb——沿海储罐固定投资费用，元/m3

G1——沿海储罐造价，元

r——在贷款利率为5%的情况下，20 a的贷款利息与本金的比值，取0.584

n——测算周期，a，本文取20 a

q——沿海储罐的年周转量，t/a,取200×104t/a

γ——LNG气化率，m3/t,取1 400 m3/t

q1——管输量，t/a,取110×104t/a

q2——LNG槽车运输量，t/a,取40×104t/a

q3——内河小型LNG船运输量，t/a,取50×104t/a

沿海储罐造价以建设2个16×104m3储罐为例，总造价约15×108元。

② 管输费用

广东省管网的管输费用为0.2元/m3。通过中缅线、西气东输等跨省管线输送天然气的管输费用可参照式(6)计算：

Fd=0.396 1×10-3d1+0.410 9×10-3d2+

0.2α

(6)

式中Fd——管输费用，元/m3

d1——中贵线或广南支干线的运输距离，km

d2——中缅线的运输距离，km

α——省管网系数

0.396 1×10-3、0.410 9×10-3为天然气的管输价格，单位为元/(m3·km)。当跨省管线通过省管网时，省管网系数取值为1.0，不通过省管网时，省管网系数取值为0。

③ 槽车运输费用

2018年12月，华南区域LNG槽车运输价格见表2。运输距离为100 km以下时，最低费用为180 元/t，最高费用为260 元/t。

表2 华南区域LNG槽车运输价格

槽车运输费用可用下式表示：

式中Fe——槽车运输费用，元/m3

ds——槽车运输距离，km

T——运输价格，元/(t·km)

④ 内河小型LNG船固定投资费用

内河小型LNG船固定投资费用可参照沿海储罐固定投资费用的模式计算，如下：

式中Ff——内河小型LNG船固定投资费用，元/m3

G2——内河小型LNG船造价，元

内河小型LNG船造价以购买1艘1×104m3小型LNG运输船为例，造价约3.5×108元。

⑤ LNG船运营费用

LNG船运营费用包含人员工资、管理费用、燃料费用、保险以及装船、卸船及其他相关费用。目前国内小型LNG船舶数量较少，本文以2015年5月投运的“海洋石油301”相关运营数据为参照，可采用下式进行测算：

式中Fg——LNG船运营费用，元/m3

dg——船运距离，km

⑥ 码头固定投资费用和内河储备项目固定投资费用

码头固定投资费用和内河储备项目固定投资费用的摊销也均可参照沿海储罐固定投资费用的模式计算：

式中Fh——码头固定投资费用，元/m3

G3——内河码头造价，元

Fi——内河储备项目固定投资费用，元/m3

G4——内河储备项目造价，元

内河码头造价，以接卸1×104m3小型LNG运输船的码头为例，造价约2×108元。内河储备项目造价，以建设2座3×104m3LNG储罐为例，造价约6×108元。

⑦ 内河气化加工费用

内河气化加工费用主要为气化部分的运行管理费用。根据广东地区现有类似项目的运行经验，内河气化加工费用约为0.06 元/m3。

3 经济性测算案例

① 模型方案经济性测算

以上述模型为依据，以某沿海LNG接收站为合作对象，沿海建设2个16×104m3LNG储罐，并通过槽车、管输及小型LNG运输船的方式运送至下游地区的内河储配站，进行经济测算案例分析。管道运输考虑主要经中缅线、广南支干线，距离分别为200 km和550 km；不考虑省管网运输费用。槽车运输距离为550 km，运输价格取槽车运输的最高费用和最低费用算术平均值。小型LNG船舶的运输距离同样按550 km考虑。其他参数见前文，费用模块数据见表3。

a.管输至下游地区的均摊成本，应包含Fa、Fb、Fc、Fd,则管输方式的均摊成本为0.497 元/m3。

b.槽车运输至下游地区的均摊成本，应包含Fa、Fb、Fe、Fi、Fj，则槽车运输方式的均摊成本为0.440 元/m3。

表3 费用模块数据

c.小型LNG运输船至下游市场的均摊成本，应包含Fa、Fb、Ff、Fg、Fh、Fi、Fj，则船运方式的均摊成本为0.344 元/m3。

投资经营模型均摊总成本为：

式中Sz——投资经营模型均摊总成本，元/m3

S1——管输至下游地区均摊成本，元/m3

S2——槽车运输至下游地区均摊成本，元/m3

S3——小型LNG运输船至下游市场均摊成本，元/m3

则本方案的均摊总成本为0.447 元/m3。

② 传统方案经济性对比

当前城市燃气的LNG经营方式主要是直接于沿海接收站进行LNG采购，并利用接收站既有的气化加工、装车设施，通过管网或槽车和槽船转运至下游市场。该传统方案相比上述模型，主要有以下两个模块发生变化：

a.沿海储罐固定投资费用Fb将转换为储存费用Fb0，取值为0.15元/m3；

b.城市燃气于接收站采购LNG的价格与国际LNG的DES(液化天然气到岸价)价格存在一定的差价，根据2018年中海油LNG接收站窗口期对外开放的模式，这部分价格可以分为沿海LNG接收站的总运行加工费用F和窗口期费用Fv两部分，其中窗口期费用根据中海油的拍卖成交价格，取值为0.265 元/m3；

综上，该传统方案的均摊总成本为：

式中S——传统方案的均摊总成本，元/m3

Fv——窗口期费用，元/m3

Fj——内河气化加工费用，元/m3

计算得出对应的均摊总成本为0.82 元/m3。

③ 结果分析

a.在上述案例中，管输方式的均摊成本为0.497 元/m3；槽车运输方式的均摊成本为0.440 元/m3；内河小型LNG船舶运输方式的均摊成本为0.344 元/m3；因此，内河小型LNG船舶运输方式更具有经济性；

b.本文所采用的经营方案的均摊总成本为0.447 元/m3，相比于传统方案的0.82 元/m3更低；

c.本文采用的投资经营模型，可以避开窗口期费用(0.265元/m3)及部分沿海LNG接收站的总运行加工费用，LNG经营的经济性有大幅度提升。

4 敏感因素分析

上述分析结果显示，由于运输距离和运输量的不同，船运和槽车运输方式的经济性有较大的变化，为了更清晰地了解两种运输方式的经济性关系，进行以下的分析。

① 周转量的影响

在保持沿海储罐的年周转量不变的情况下，LNG槽车运输量主要影响内河储备项目固定投资费用；而内河小型LNG船运输量则主要影响内河小型LNG船固定投资费用、码头固定投资费用及内河储备项目固定投资费用。

a.槽车运输均摊成本：

b.船运均摊成本：

式中S2，zz——考虑周转量的影响时，槽车运输均摊成本，元/m3

S3，zz——考虑周转量的影响时，船运均摊成本，元/m3

在LNG槽车和小型LNG船舶运输距离均为550 km的情况下：

当内河小型LNG船舶周转量为19.57×104t/a时，两种运输方式经济性相同；

当内河小型LNG船舶周转量小于19.57×104t/a时，槽车运输的经济性优于船运；反之，船运的经济性优于槽车运输。

② 运输距离的影响

在沿海储罐的年周转量不变的情况下，运输费用主要与运输距离相关；LNG槽车运输量取值为40×104t/a，内河小型LNG船运输量取值为50×104t/a。

a.槽车运输均摊成本

根据2018年12月华南区域槽车运费情况，可以得到槽车运输方式的均摊成本测算公式如下：

b.船运均摊成本

根据上述经济测算模型，船运方式的均摊成本可以用下列公式计算：

S3，ys= 0.311 9+

式中S2，ys——考虑运输距离的影响时，槽车运输均摊成本，元/m3

S3，ys——考虑运输距离的影响时，船运均摊成本，元/m3

LNG小型船舶运输方式和槽车运输方式的均摊总成本曲线见图2。小型LNG船舶运输方式的均摊总成本与LNG槽车运输的高低价均摊总成本区间存在2个交叉区域。在不同的运输距离情况下，两者的经济性各有优劣。

图2 运输方式均摊总成本

a.当0 km

b.当100 km

c.当d>252 km时，船舶运输均摊总成本均低于槽车低价均摊总成本；

d.当d=100 km，或d=188 km时，船舶运输均摊总成本与槽车高价均摊总成本相等；

e.当d=252 km时，船舶运输均摊总成本与槽车低价均摊总成本相等。

5 结论

① 探讨了与现有沿海LNG接收站合作建设储罐，通过管输、槽车及小型LNG船舶分销的投资运营方案，并与传统的LNG经营模式进行经济性对比，并对LNG槽车运输及小型LNG船舶运输方式的经济性进行了对比分析。

② 在选定的运输距离及建设规模条件下，提出的LNG投资运营方案均摊总成本为0.447 元/m3，而传统LNG经营模式的均摊总成本为0.82 元/m3；自行建设沿海LNG储罐等设施可以规避窗口期费用及部分费用，经济性有较大提高。

③ 在LNG槽车和小型LNG船舶运输距离均为550 km的情况下：当小型LNG船舶周转量为19.57×104t/a时，两种运输方式经济性相同；当运输量小于19.57×104t/a时，槽车运输的经济性优于船运。

④ 在沿海储罐的年周转量为200×104t/a，LNG槽车运输量为40×104t/a，内河小型LNG船运输量为50×104t/a的情况下，当运输距离大于252 km时，小型LNG船舶运输的经济性具有显著的优势。