液化天然气接收站LNG气化服务费影响因素及降低措施分析

陈书建

中国成达工程有限公司 成都 610041

2020年，中国天然气消费量超过3300亿m3，国内自产1940亿m3，进口1390亿m3。天然气进口量中，有2/3为液化天然气，约940亿m3。液化天然气进口途径，均通过LNG运输船，从国外LNG液化站运至国内沿海LNG接收站。从2006年广东大鹏LNG接收站投产以来，截止2020年底，我国已建成投产22座液化天然气接收站，设计能力合计7055万吨/年，实际运行能力近1亿吨/年。随着新建LNG接收站项目和现有接收站扩建项目相继投产，预计到2025年，我国液化天然气接收站数量将超过30座，年接收能力将超过1.5亿吨；LNG进口量也将超过日本，成为全球LNG进口量最大的国家。液化天然气接收站在我国能源体系中扮演着越来越重要的角色。本文将从液化天然气接收站建设和运行角度，分析LNG气化储转成本，探讨影响LNG气化服务费的主要因素，并在此基础上提出降低LNG气化服务费的可行措施。

1 项目概述

本文以国内正在建设的某液化天然气接收站项目(以下简称M项目)为研究对象，对影响LNG气化服务费的各种主要因素进行分析。

M项目LNG周转量设计规模为500万t/a，主要设施包括5个20万m3LNG储罐、1座26.6万m3LNG卸船码头、1座5万m3LNG装船码头、7台海水开架式气化器(单台能力为200t/h)、8台浸没燃烧式气化器(单台能力为200 t/h，冬季用)、10个LNG装车位；其他公辅及配套设施包括空压制氮、维修车间、综合仓库、污水处理、倒班宿舍、综合楼等。项目管道气态输出量预计为400万t/a，LNG槽车外输和小型LNG船转运规模均为50万t/a。

2 基本费用分析

2.1 基础数据及假设

(1)M项目建设投资78.7亿元，其中30%为自有资金，70%为银行借款，银行借款年利率为4.99%。……