第四章 冷修改060402.docx
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第四章冷修改060402
第四章资源利用的效率评价
4.1.资源利用
4.1.1LNG资源情况
目前全球LNG生产国（包括正在规划中的生产国）共有15个，在世界LNG出口贸易中，印尼位居第一，其次是马来西亚，亚太地区的澳大利亚和文莱也有LNG出口，主要供应日本、韩国和中国台湾省。
非洲的阿尔及利亚和尼日利亚的LNG出口主要供应西欧，中东地区卡塔尔、阿曼和阿联酋的LNG也主要供应日、韩、印、部分销往西班牙。
短期内全球LNG需求增幅迅猛，全球短期贸易量从1999年的年仅400×104t飙升至2003年1300×104t。
目前，世界天然气液化能力超过1.4×108t/a。
据介绍，增加LNG供应主要是瞄准了亚洲、欧洲和美国市场。
在对全球LNG供需进行预测时，亚太地区是非常重要的地区，因为很多在建和即将建设的项目都位于这一地区。
2004年亚太地区LNG买家（日本、韩国、中国台湾、印度）消耗了8600×104t，约占世界LNG贸易总量的65％。
预测太平洋地区LNG需求在2010年将达到1.33×108t，到2015年将超过1.88×108t。
需求的增长来源于传统市场的稳步增长以及一些大规模新兴市场的出现，包括中国、印度、北美西海岸（美国和墨西哥）。
到2015年，预期新兴市场消费量将约占区域性需求的34%。
预测在2010年前三个成熟市场（日本、韩国、中国台湾）对LNG需求增长的速率大约是3.5％/a，约增长至1.02×108t/a，截止到2015年前速率约为3.9%/a，约增长至1.24×108t/a。
这一增长的主要推动因素是因天然气驱动的涡轮发电技术越来越经济使得天然气发电站数目越来越多。
除了中国、印度和北美西海岸的新兴市场，一些预期的新市场（如泰国、新西兰、菲律宾和新加坡）也正在对选择进口LNG进行评估。
这些新市场在2010年前可能会在亚太地区增添3000×104t/a的贸易量，到2015年可能会增至6500×104t/a。
为了能满足预计中LNG需求的高速增长，产能必须将有相应规模的增长。
因此，对LNG产量和运输设施的大幅增长提出了要求。
在这种大环境下，区域内LNG贸易结构和定价机制就具有重要的商业意义。
截至2005年末，亚太地区的LNG供应量将接近1.0×108t/a，可以满足预计中9400×104t/a的年需求。
从目前正在上马的新项目以及扩建项目的产能计算，预计到2008年末亚太地区供应将增至1.15×108t/a，到2010年将达到1.30×108t/a。
但是在2010年前后的供应缺口却不得不由新建项目或扩建项目来填补。
4.1.2LNG贸易情况
根据相关统计数据表明，2004年世界LNG进口较2003年增加5％，达到1.31×108t，而2003年较2002年的增幅为10.8％，增长速度明显下降。
世界LNG短期合同（少于4年）的数量几乎增加1倍，达到85个，占世界LNG贸易合同的14％，比2003年增加了11.6％。
4.1.2.1LNG国内外市场格局
随着全球经济的发展、人类对环境的日益关注以及天然气相关技术的进步，天然气已成为备受青睐的化工燃料。
特别是中国和印度等人口众多的新兴经济体，成为未来天然气的巨大潜在市场，对管道天然气进口和LNG进口都有较大需求。
而北美和欧洲作为传统的天然气市场，由于本地区天然气供应的增长潜力不足，也把注意力转向了LNG市场，欲与亚太地区平分秋色。
在亚太地区，日、韩作为中心，是LNG的传统市场，主要依赖印尼、马来西亚和文莱的资源，靠中东阿联酋、阿曼等国的LNG作为补充，市场已渐成熟，供需日趋平衡。
全球新增的LNG需求，则主要取决于尚未开发或正在开发的少数资源地，即中东的卡塔尔、伊朗和澳大利亚，传统的LNG资源地作为补充。
俄罗斯天然气出口主要通过管线，LNG出口潜力尚不明朗。
在贸易流向上，卡塔尔在2010年前准备建成7000×104t/a的产能，基本供应大西洋沿岸国家；伊朗在同一时期准备建成3000×104t/a的产能，准备向东向西各半，由于政治的原因以及内需很大，这些项目有较大的不确定性。
澳大利亚有约4000×104t/a的产能潜力，由于地域限制主要供应环太平洋地区，是美国西岸的主要资源地。
受高需求、高能源价格的驱动，大量LNG接收项目计划于2010年左右投产，而可能同期投产的LNG液化项目虽也有增长，相比之下，却非常有限，导致建造成本增加，多个下游项目追逐少数上游项目的局面。
加之卡塔尔宣布2010年左右没有进一步增加产能的计划和伊朗天然气项目的不确定性，更增加了LNG近五年供应紧张的气氛，LNG供应方有了更多的选择权并加强了其卖方市场的地位。
由于卖方市场的形成，天然气价格水平和定价方式也发生了变化。
传统上按等热值比较，气价略低于油价，近来逐步趋同，而在美国由于飓风影响，甚至短期超过油价30％。
由于全球范围内的油气短缺并存，价格居高不下，给未来液化天然气的长期合同价格公式的确定带来了很多困难。
在远东，传统的价格公式是在油价正常波动的区间内确定中点（如15～25美元/桶，中点20美元/桶），在此点上LNG到岸成本约是日本进口原油价格平均水平（JCC，以下油价均指JCC）的85％，15％的折扣用于补偿气化等设施费用，使得天然气用户价略低于原油价格。
如油价低于正常范围，气价高于油价；高于正常范围，气价低于油价，油价高得越多，气价低得越多。
这种安排有利于气代油，有利于上下游投资项目的风险平衡。
在目前环境下，油价预测非常困难，对于将来的油价长期水平更是众说不一。
买卖双方很难对油价的“正常”波动范围达成一致。
卖方认为油价低于20美元/桶的可能已不存在。
从伊朗ParsLNG的FOB价和澳大利亚Woodside报的DES价分析，新的油价区间划分是20～30或35美元/桶的区间及35美元/桶以上的区间。
按到岸成本计算，这两个项目在油价20美元/桶时，气价是油价的120％，在30或35美元/桶时，气价约是油价的85％，之后随着油价升高，气价在油价中的比例逐步缩小；低于此水平，气价高于油价，油价越低气价越高，也就是说即使油价回到中海油广东LNG项目当时的水平（15～25美元/桶）时，新项目价格也要高出广东进口LNG价格不少。
经过比较，伊朗和澳洲项目的报价在同一油价水平时，到岸成本相差仅5美分左右，且双方坚决反对价格封顶。
基于以上分析可以看出，目前市场的看法是，由于油气供需在近几年难于平衡，供需双方难于对“正常”的长期价格达成共识；卖方认为油气应在30－35美元/桶中达到同价，未来JCC将长期保持在30或35美元/桶以上，具体水平将难于确定，因此反对封顶，或封顶在50美元/桶以上才易被接受。
4.1.2.2LNG价格水平预测
在北美地区，2000年前，美国天然气市场价格基本在3美元/MMBtu以下，LNG来源主要限于阿尔及利亚。
由于天然气供应充足和供应价格的长期低廉，2000年前后，美国东海岸相继建成一批燃气电厂和以天然气为原料的化工厂，使天然气消费规模逐步扩大。
随着本地产量和从加拿大、墨西哥管道进口天然气量的递减，供求失衡开始显现，特别在冬季天气较冷时，季节性供应不足更加突出。
油价的持续攀升和天然气供应缺口的进一步加大，使美国天然气价格逐步抬高，从2004年至今，HenryHub现货价格一直在5美元/MMBtu以上区间。
实际上，这种价格足以吸引世界上各地的LNG流向美国。
但由于较大量的LNG要在2008年前后各地LNG生产项目和美国接收站项目投产后才能投向美国天然气市场，达到弥补缺口，缓和供求矛盾的目的。
有预测说，2008年以前，美国天然气价格会一直保持在6美元/MMBtu的水平上。
应当看到，长期的高价格会严重冲击美国依赖低价运行的燃气电厂、化学肥料和石油化工企业的生存。
在美国，石油化工、肥料和铝加工行业现在已经将眼光转向海湾地区，包括卡塔尔、阿联酋、阿曼和科威特，所有这些天然气价格较为低廉的国家。
另外，高气价也刺激美国加快国内气田如BarnettShalefield的开发，增大国内自产气供应量。
综合以上各种情况，有业内人士认为2008年以后，美国天然气价格会回落到3.5美元/MMBtu左右并持续很长一段时间。
果真如此，中东、东南亚、澳大利亚、俄罗斯等LNG由于亚洲市场的明显优势又会重新返回到亚洲市场，并满足中国、印度等发展中国家LNG价格与市场承受能力匹配的要求。
日本是亚洲第一个进口LNG的国家，也是目前世界最大的LNG进口国，在很长一段时间内主导着整个亚洲的LNG市场价格。
韩国作为世界第二大LNG进口国，其进口LNG价格与日本同期价格相差不大。
从1994年～2002年进口LNG的到岸价来看，日本平均进口LNG的价格为3.802美元/MMBtu，韩国为3.827美元/MMBtu。
印尼、马来西亚和澳大利亚三国是日本长期以来最主要的LNG进口资源地，其价格也有一定的差距。
由于LNG的价格与国际原油价格紧密相关，原油价格的涨价会引起LNG价格的上浮。
我国与澳大利亚公司签订的广东进口LNG的合同，打破了亚洲地区LNG长期以来形成的高位价格水平。
据了解，广东LNG进口价格比日本目前执行的合同价格低20％左右，而且广东LNG价格与进口原油价格的挂钩幅度远远低于日本和韩国目前的水平，这也使得未来执行的价格更为平稳。
根据日本LNG价格情况以及广东LNG项目、福建LNG项目初步签订的LNG价格情况，本项目暂按LNG购气价格为5.0美元/MMBtu，折合1.7825元/Nm3（到岸完税价）。
4.1.2.3LNG贸易价格方式
（1）亚太地区LNG价格公式分析
亚太地区的LNG价格同原油的价格挂钩。
这种价格决定方式源自日本。
在日本，LNG主要作为原油和石油产品的替代能源，用于发电或城市燃气。
面对20世纪70年代爆发的石油危机，这种同原油价格联动的LNG定价方式对于日本买家而言是合理的。
最早的价格公式是按等热值的原油价格计算的。
基本公式如下：
PLNG＝A×P原油
其中，PLNG－－LNG价格，美分/百万英热单位；
A－－为单位换算系数，即将美元/桶单位换算成美分/百万英热单位。
P原油－－原油价格，美元/桶。
早期LNG价格100％与原油挂钩，当1桶原油热值取值为5.81MMBtu时，A为17.2。
在合同中还规定了公式适用的范围，油价超出此范围，另行谈判调整。
直线价格公式
1986年以来，发展了直线价格公式，LNG价格不再100％与原油价格公式挂钩，挂钩范围通常在75％－85％之间，价格中的常数部分由谈判确定。
基本公式形式如下：
PLNG＝A×P原油＋B
其中，PLNG－LNG价格，美分/百万英热单位；
A－系数，等于与原油挂钩比例和单位换算的乘积，如：
当1桶原油热值取值为5.81百万英热单位，LNG价格与原油挂钩幅度为85％时，A为14.62。
P原油－原油价格，美元/桶；亚洲地区除了印尼LNG合同采用印尼出口原油价格外，其余LNG合同基本采用日本进口原油平均到岸价（JCC）。
B－常数，通常由谈判决定。
在合同中也规定了公式适用的范围，油价超出此范围，另行谈判调整。
S曲线价格公式
在亚太地区除了简单的直线公式外，一些LNG合同定价公式还具有S曲线的调节部分，S曲线的作用在调整价格公式曲线的斜率，使得当JCC价格过低和过高时，价格曲线不会过于陡峭，变得平坦。
基本价格公式如下，S曲线的形状如图4.1-1所示。
PLNG价格＝[A×P原油＋B]＋Ｓ曲线
A－为单位换算系数，即将美元/桶单位换算成美分/百万英热单位。
P原油－原油价格，美元/桶。
B－常数。
S曲线：
当油价高于或低于某个价位时用来调整价格曲线的斜率。
图4.1-1S曲线示例
（2）北美LNG定价机制
在美国，LNG的竞争能源是管道天然气，因此它的价格通常与HenryHub的天然气价格挂钩。
基本价格公式表述形式如下：
PLNG价格=PHenryHubxA+B+0.35
PHenryHub―为HenryHub期货天然气价格；
A―与HenryHub期货天然气价格的联动比例，如80％－90％，具体比例根据LNG接收站位置的不同有所调整；
B―美国是自由市场经济，因此各地的价格存在行情价差，因此B为各地的行情价差。
（3）欧洲LNG定价机制
在欧洲，大多数的欧洲大陆国家继续依靠管道天然气，这种天然气的合同是以长期、照付不议和与油价联动为特征的。
所以欧洲LNG价格通常参考与其竞争的燃料价格，如：
管道天然气、低硫民用燃料油、汽油等。
在一些新的贸易合同中，也开始引入了其他指数（如电力库指数），以反映天然气在新领域的竞争。
欧洲LNG价格相对较低，波动较小。
基本价格公式表述形式如下：
PLNG价格=P其它燃料价格xA+B
P其它燃料价格–如天然气，燃料油等，由具体合同条款决定；
A–与其它燃料价格的联动比例，由具体合同条款决定；
B–地区差价。
目前欧洲LNG的到岸价约为5-6美元/MMBtu。
4.1.2.4资源采购进展情况
自2005年6月国际事业全面组织进行资源落实以来，经过筛选确认了伊朗、澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚作为潜在的资源供应方。
国际事业公司资源谈判小组先后与伊朗ParsLNG项目进行了五次谈判，与澳大利亚Browse项目进行了三次交流，与马来西亚石油公司进行了两次交流，与印尼BPMigas及开发商进行了一次交流。
其中与ParsLNG项目进行了较为全面的和深入的谈判。
目前最大的谈判难点是价格差距。
在这五个资源国中，伊朗和澳大利亚明确在2009年底和2012年间，有资源供应中国。
其中伊朗ParsLNG项目（一期1000×104t/a产能）最早2009年12月可向中国提供400×104t/a的产能，并承诺就过桥期的资源供应做出安排，伊朗NIOCLNG项目有800×104t/a可在2009年开始供应中国，但根据其上游进展情况，该项目有较大的不确定性。
澳大利亚Browse项目一期计划建成900～1000×104t/a产能，有600×104t/a的LNG可在2012年左右开始向中石油供应。
由于澳大利亚政局稳定，商业信誉较高，如果价格问题解决，将成为中石油最可靠的资源地。
4.1.3资源利用方案
目前江苏省除了西气东输管道所供用户外，其它各大城市的燃气主要以人工煤气、瓶装液化气为主，工业、电厂主要以煤炭作为燃料。
本工程的介入，将会替代部分燃料。
但从我国和整个江苏省来看，使用清洁的天然气能源是大势所趋，也符合我国建设和谐社会的宗旨，同时当地政府也大力支持环保型能源的使用。
LNG作为环保能源，避免了“资源—产品—污染排放”单向流动的资源利用模式，而采用高利用、低排放、无污染的资源利用模式，体现了科学的发展观，促进了人与自然协调发展。
4.2专用船舶运输
4.2.1世界LNG船舶发展
LNG在海洋运输中采用液化天然气专用船舶。
由于LNG的运输要求在-161℃下保持液态，不能采用低温下容易破碎的软钢，一般采用铝、不锈钢、镍合金钢，还要避免温度变化所带来的热膨胀。
因此船上的储罐设计与制造是十分重要的。
截至2004年底世界在航的LNG船共有176艘，建造国主要集中在日本、韩国和欧美。
2004年全球LNG新船订单舱容中，只有3艘船的舱容小于14.5×104m3，最大的4艘LNG船订单舱容达21.6×104m3。
出于经济性考虑，船东通过LNG船大型化来降低运输成本，虽然继续增大舱容的空间有限，但还有望得到进一步的发展。
4.2.2我国LNG船舶建造和发展
目前中国有能力制造LNG船的厂家包括上海沪东船厂、大连新厂、江南船厂以及南通船厂。
沪东船厂2007年11月交付第一艘LNG船舶；大连新厂计划与法国大西洋船厂合作建造船舶，第一艘船将于2009年10月交船；江南船厂拟投标建造两种船型，薄膜型船与沪东船厂技术共享，球型船与芬兰玛萨船厂合作建造。
第一艘薄膜型船2010年8月交船，第一艘球型船将于2010年6月交船。
南通船厂与日本川崎重工合作建造薄膜型LNG船舶，第一艘船于2010年10月交船。
各船厂LNG交付计划见表4.2.2-1。
表4.2.2-1中国各船厂交船计划
船厂
研究船型
国外合作厂
交船计划
2008
2009
2010
2011
2012
沪东中华
薄膜型
法国大西洋
-
1
4
4
4
大连新厂
薄膜型
法国大西洋
-
1
2
2
2
江南船厂
薄膜型
与沪东船厂技术共享
-
0
1
1
2
球型
芬兰玛萨
-
0
2
2
2
南通船厂
薄膜型
川崎重工
-
0
1
1
1
注：
上表不包括沪东船厂计划为广东、福建项目制造的5艘船。
根据表4.2.2-1，如果国内各造船厂造船一切顺利的话，2009年中国将有2艘LNG船交付使用，到2012年将有33艘LNG船交付使用。
这些船只将为国内LNG接收站项目提供运输服务。
4.2.3过渡期LNG船运安排进展
根据需求，液化天然气进口量2010年达到1000×104t、2013年达到2200×104t。
以资源地（资源地：
伊朗，卡塔尔，印度尼西亚，马来西亚和澳大利亚）和载重容积125,000至155,000m3的液化天然气船每年每艘平均运载100×104t推算，2010年至少需要10艘液化天然气船，2013年22艘。
但是到2007年船厂造船能力已经接近于饱和。
在韩国，日本的技术成熟且高效的造船厂建造一艘14.7×104m3的液化天然气船需要16-20个月的时间。
我们国内造船厂的造船速度大约是3年。
虽然中船集团承诺2009年提供2条船舶，但在2010年时，能否保证10艘新造船下水投入到项目使用仍旧存在着很大的不确定性。
在项目初期新造船不能完全保证运力的情况下可以考虑项目的最初5年由卖方负责运输或采取期租的方式。
近期中国石油向A.P.Moller-Maersk、TeeKay、Golar、MISC、NYK、MOL、Premuda、Scorship、Dynacom，Bergesen等独立船东公司发出了期租询船邀请。
目前已陆续收到了除GOLAR、MISC外其余7家船东的回复。
大部分船东对中国石油的LNG项目表示了很大的兴趣也希望能有开展除期租外其它各种LNG海运合作的可能性。
船东所报的主流船型还是以15×104m3、MEMBRANE型为主。
在船舶推进动力上，蒸汽轮机和双燃料柴油机为主。
但蒸汽轮机和双燃料柴油机因消耗燃料不同，消耗成本也不一样。
双燃料柴油机船在造价上高于蒸汽轮机，但可以使用燃料油，天然气和柴油作为燃料，从而提高了选择灵活性以及由此带来的费用节省。
从目前情况来看，尚没有一家船东的资源可以满足中国石油项目初期的数量要求。
大多数船东对于短期期租并不感兴趣。
从船东的利益角度考虑，将新造船短期期租出去并不能保证船东长期的投资回报，而且又要面临未来市场变化的风险。
只有NYK和MOL分别给出了2条5年期租的报价，远不能满足我们至少5条的需求。
另外短期租金价格偏高。
从LNG运输的特殊性和短期期租合同经济性上分析，我们认为，在过渡期的几年内由卖方送到岸的方式优于短期期租船。
配合采购谈判的进展需逐步与船东进行进一步接触。
4.3节能和节水措施
江苏LNG项目能源的主要消耗是电能和燃料消耗。
为更好节约能源，本项目对所用工艺技术和主要设备进行了认真的优化和比选，在优化和比选的基础上，选用了节能的、具有先进水平的工艺技术流程和节能设备。
4.3.1节能措施
在优化和比选的基础上，根据LNG接收站及输气管线的工艺，采用以下节能措施：
（1）选用全容式混凝土顶LNG贮罐。
不同形式的LNG储罐，因其设计压力及操作压力不同，蒸发气处理系统也不同。
本项目选择的全容式混凝土顶LNG贮罐。
该型式储罐具有混凝土外壳及拱型顶盖，可耐受较高内压，设计压力及操作压力都较高，在卸船时可利用罐内压力直接使蒸发汽返回，不需要增加返回气风机，需要处理的蒸发气量也较少，而其他型式的LNG储罐允许的操作压力较低，与LNG运输船上容器的压力相当，因此在卸船操作时由于LNG温度升高，在LNG进入贮罐时将闪蒸产生大量的蒸发气，需要额外的蒸发气压缩机能力来处理闪蒸的蒸发气，同时还必须设置返回气风机把蒸发气送回到LNG运输船。
（2）采用先进、节能的再冷凝工艺，利用低压输送泵出口LNG由于压力升高后沸点升高所产生的过冷LNG，冷凝压缩后的蒸发气。
再冷凝工艺可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气压缩机的能耗，节省了能量。
（3）在LNG输送管路设计中，尽量做到管路简捷，管径合理，优化保冷效果，使管线能耗降到最低限度。
采用优质阀门，经常对阀门、管线进行检查，防止管道漏气造成浪费。
（4）采用新型节能型机泵，合理选型，以提高效率，节省能源；采用先进的、节能型电机及电气产品和高效寿命长的新型光源，以减少电能消耗；合理选择变压器容量，使其运行在较高的效率范围内；装卸工艺设备尽可能采用优质、高效、安全、节能产品，达到节能效果。
（5）装卸工艺设备尽量采用优质、高效、安全、节能的产品；采用高效长寿的新型节能光源，以节省电能和提高照度水平；合理选择变压器容量及节能效果，使其能在较高效率范围内低损耗、安全运行。
（6）设置干线截断阀，减少输气管道的天然气损失；采用密闭不停气清管流程，减少清管作业时天然气放空损耗；设置清管装置，定期清管，提高管道输送效率。
4.3.2冷能利用
表4.3.2-1提供了几种回收利用LNG中的冷量（冷能源）的潜在应用方法。
表4.3.2-1几种回收利用LNG中的冷量（冷能源）的潜在应用方法
LNG冷能回收的前景
LNG冷能直接利用
温度水平
LNG冷能回收前景
LNG冷能间接利用
（液化氮）
制冰
0℃～-10℃
休闲业（滑冰）
0℃～-20℃
食品处理（冷藏库）
0℃～-60℃
食品处理
液体二氧化碳（干冰）
-15℃～-100℃
化学处理
-20℃～-100℃
冷量发电
-20℃～-100℃
化学处理
空分厂
-120℃～-150℃
低温粉碎
氦液化（氢液化）
-150℃～-160℃
氦液化（氢液化）
LNG电厂吸入空气冷却
0℃～-100℃
LNG电厂吸入空气冷却是本工程最有前景的利用LNG冷能的选择。
但是，还需要进一步的信息和详细的调查来评估市场需求并优化最合适的实施步骤。
在完成调查并确定合适的实施方案之后，应在系统中增加接点以便将来在下阶段中增加LNG冷能回收工艺。
4.3.3工程的节水措施
本工程用水符合国家有关节水政策，使用海水作为开架式气化器生产用水。
这样，极大地减少了水资源占用量，有效地保护了水资源；同时，节省了大量水资源交纳费，带来了社会效益，又带来可观的经济效益。
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