不同模式下的LNG转运站技术经济分析

马政宇 王一景 林 田 范 硕

（1.中海石油气电集团技术研发中心，北京 100028；2.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

0 引言

近年来我国LNG进口接收站建设和接收能力增长迅速。截至2018年初，全国投产LNG接收站17个，LNG进口能力增长到5 540×104t／a，约776×108m3／a，已超过陆上管道气进口能力。此外，全国在建和已拿到路条的接收站10座，若全部投运，年总接收能力将达7 940×104t／a，约1 112×108m3／a［1］。当前，LNG进口后的外输方式主要有两种，一是气化后通过管道外输，二是用LNG槽车输送。随着我国天然气市场不断扩张，特别是国家“煤改气”工程的强力推进，使得天然气需求量急剧增长，而在管道建设经济性不足和管道气供应不能满足用气的地区，出现了一种新的天然气供应模式——LNG点供。虽然各地对LNG点供模式持有不同观点，但这也确实不失为一种弥补各地或相关用户用气量的方式，具有一定发展前景，也受到越来越多的关注。

在这种背景下，低成本、简易化LNG转运站的概念应运而生，这种转运站直接分布于小型区域市场沿岸，通过小型LNG运输船将大型LNG接收站的LNG资源分输到转运站，再通过槽车向区域市场的用户进行分销［2］。当前，国际上对LNG的转运方式从运输、储存方面作了进一步拓展，大致将转运站分为陆上站模式、浮式站（FSU）模式、海上模块化LNG终端（CGB）模式和LNG罐式集装箱模式4种转运站解决方案。各个模式在技术工艺、投资、运行成本、建设期、适用性等方面各不相同，经济效益差别也较大。笔者以相同建设规模（500×104t／a）为背景建立技术经济评价模型，对4种模式进行对比分析。

1 技术流程和关键设备对比分析

1.1 陆上站模式

陆上站模式是建设一座以固定式LNG储罐和陆上加注设施为主的小型LNG接收站，接收小型运输船运输来的LNG，向当地市场提供槽车加注服务。该模式下的工艺单元主要包括卸船系统、储存系统、槽车装车系统及公用工程系统，其中关键设备如下。

1）卸料返回臂。分别设立1台能力为4 400 m3／h的液相卸料臂和气液两相卸料臂，以及1台能力为8 800 m3／h气相返回臂，可满足50×104t／a的LNG卸船匹配任务。

2）储罐。按照转运站50×104t／a建设规模的特点，建设1台设计压力25 kPa，操作压力20 kPa的1.5×104m3的混凝土LNG全容罐，可满足转运站5天的周转储备天数。

3）LNG输送泵。从经济性和实用性上对LNG输送泵进行选型，LNG输送泵的启动台数根据外输量要求而定。按此规格安装2台90 t／h的潜液式离心泵，即可满足转运站外输匹配问题。

4）槽车装车系统。转运站输出方式是依靠槽车进行LNG点供，根据50×104t／a的转运站规模和46 m3的LNG槽车有效容积来计算，槽车装卸车站需要建设6个装车能力为60 m3／h的装车位。

5）BOG压缩机。储罐、管线均会发生一定程度的漏热，从而产生少量的BOG，同时在卸船、装车过程中也会产生一定量的BOG。本模式通过设置2台3 t／h，压力为0.4 MPa的BOG压缩机，可以将BOG通过压缩机系统制备成CNG产品。

6）放散塔。与BOG总管连接，用于紧急状况下燃烧多余的BOG。

7）气化器。LNG接收站常用的气化器有：海水开架式气化器、浸没燃烧式气化器、管壳式气化器、中间介质气化器和空温式气化器等。项目所在地处理量、能耗、风力等因素决定气化器种类，从经济性和实用性上选取气化器能力为6 t／h的空温式气化器。

8）码头设计。码头泊位按照最大靠泊3×104m3的LNG船进行设计建设， 即可满足建设规模为50×104t／a的接收站正常运转。

1.2 浮式站（FSU）模式

浮式站模式是建设一座大型LNG码头，用来长期停靠LNG趸船，前来卸料的小型LNG运输船旁靠在LNG趸船边向其装载LNG，之后LNG趸船再向槽车加注，通过槽车向外销售。本模式的储存系统以LNG趸船上的2台容量为7 500 m3的C型LNG储罐为主。每个储罐内设置一台深井式货油泵，排量是200 m3／h，排出压力约为0.65 MPa，其他主要的工艺单元和陆上站模式一致。

1.3 模块化接收终端（CGB）模式

CGB模式与FSU模式类似，建设一座浮式LNG转运站，不同的是，CGB的储罐位于混凝土沉箱的舱内，而不是位于趸船甲板之上。CGB装置本身具有靠船设施，不需要再建设码头。此外，CGB装置像LNG趸船一样，移除压载后也可以浮起拖航，移至新的使用地点。本模式的储存系统包括2个7 500 m3的C型LNG储罐和一座混凝土沉箱。C型储罐的形式与FSU模式相同。混凝土沉箱的尺寸为：60 m×40 m×16 m，其他主要的工艺单元和陆上站模式一致。

1.4 罐式集装箱模式

罐式集装箱模式是建设一座LNG罐式集装箱码头和堆场，租用一批LNG罐式集装箱和集装箱运输船，在资源地将LNG分装至罐式集装箱中，然后运输到集装箱码头通过专用运输船运送到市场地的专用集装箱码头，通过吊车将集装箱堆放在堆场中，再由骨架车向用户当地分销。本模式采用集装箱专用船进行运输，选取的集装箱船容为2750TEU，可装载550FEU的LNG罐式集装箱，配套550个40英尺LNG集装箱（罐容：40.6 m3；有效容积：36.5 m3）。

通过对上述4个转运站模式的技术工艺流程进行综合，得出关键设备选型汇总对比表1。

表1 不同模式下的LNG转运站关键设备配置对比表

2 初始投资对比分析

根据上述技术工艺流程和表1的关键设备选型，并依据各模式的工程量，套用相同的概算指标和计算标准，进行投资估算，可得各模式建设投资（表2）。

表2 不同模式下转运站建设投资估算对比表 万元

通过表2可以看出，罐式集装箱模式投资大大低于其他模式，这主要是由于罐式集装箱模式投资最大的部分LNG集装箱和LNG集装箱运输船都采用租赁模式，将租赁费在经济评价中的运行成本中综合考虑，而没有计入初始投资。相对于其他3个模式，模块化站模式虽然不需要单独建设码头，少了码头部分投资，但由于模式设计本身具有复杂性，对技术、工艺和设备选型的要求高，所以总投资最高。

3 经济性对比分析

3.1 前提假设

由于本研究并无特定项目，所有经济评价结论的得出基于以下假设，其他不同假设可能会产生非常不同的结果。

1）根据航运界的惯例，船舶发生的海上运输费用一般包括资本成本、运营成本和航次成本，即运输成本＝资本成本＋运营成本＋航次成本。

2）按照2017年东亚地区LNG平均到岸价选取，转运站LNG采购价为8美元／MMBtu，1MMBtu≈28 m3，1美元兑换6.7人民币，约为1.92元／m3。

3）各模式的销售量与建设规模一致，即50×104t／a。

4）LNG罐箱租赁费：国内对于LNG罐箱的水运还没有放开，尚处于“一事一议”阶段。通过与国内运营商的沟通，虽然国内还没有成熟的LNG罐箱水上运输案例，但技术、法规上没有特别大的困难，该罐式集装箱站模式立足于租用罐箱、租船运输模式。按照目前集装箱运输船市场的信息，每个罐柜租金为7.6万元／a。

5）为确保LNG转运站一定的投资收益，假设全投资税后内部收益率9%为行业标准，进行财务分析对标。

6）经营成本包含了水、电、辅料、人工、管理费、维修等成本。

7）LNG接收站的商务模式主要是“总买总卖”和“来料加工”。笔者假定LNG接收站既运营维护接收站，又作为独立法人买卖LNG资源，按照“总买总卖”模式进行财务评价。

8）按照2017年12月，国家发改委最新核定的广东省天然气门站价格2.31元／m3作为销售价格。

3.2 评价结果分析

评价结果见表3。

1）模块化模式的单位经营成本费用高于其它站的模式。这主要是因为总投资最高，而且相关设备的日常操作维护费用也比较高。

2）浮式站模式虽然总投资不高，但是由于LNG趸船设备的日常操作维护费用高，同时趸船在运行过程中需要使用船上天然气进行发电和气化，天然气损耗率也高于其它模式1.5个百分点。这使得该模式的经营成本大幅上升，总体经济性不高。

当配电系统中变压器空载投运或故障切除后电压恢复时，可能出现数值较大的励磁涌流，其数值可达额定电流6～8倍。

3）罐式集装箱站模式总投资大幅低于其它模式，但是其LNG集装箱和LNG集装箱运输船都采用租赁费用高，导致其总体经济性不高。

4）陆上站模式的IRR、NPV明显于高于如其它几个模式，经济性基本满足商业性要求。

4 适用性对比分析

1）距离适用性对比

假设供气规模50×104t／a，资源地与目标市场距离从300～1 000 km变化，分别计算各种模式的供气成本，以元／m3为单位（图1）［3］。4种模式的转运成本随着距离上升而上升。运输半径在400 km左右陆上站的经济性最好，400 km以上罐式集装箱站相对经济性较好。

图1 50×104t／a时转运成本与距离的关系图

2）供气规模适用性对比

假设运输距离固定为500 km，供气规模从（50～85）×104t／a变化，分别计算各种模式的供气成本，以元／m3为单位（图2）。陆上模式的成本变动基本不大，在供气规模小于50×104t／a时成本最低，其余模式的供气成本均随着供气规模上升而降低。当供气规模在80×104t／a以上时，罐式集装箱站经济性优势略微凸显出来。

通过上述适用性结果对比图可以得出：

1）在固定供气规模的前提下，除了陆上站模式外，其他3个模式都随着供气距离的不断增加，经营成本会逐渐被摊薄，各个模式与陆上站模式的经营成本差价逐步缩小。为此，如何通过开发可靠的市场及锁定合理的日租金水平，是降低浮式模式运行成本并尽可能的满足投资回报要求关键。

2） 在固定供气距离的前提下，70×104t／a以下的LNG转运站，陆上站模式的供气成本明显高于其他3个模式。其经济性水平基本可满足商业性要求，这将削弱企业对其他3种模式投资的积极性。而一旦市场需求量超过70×104t／a，罐式集装箱站模式的经济性评价指标的优势变会显现出来。

表3 不同模式下LNG转运站评价结果对比表

图2 500 km转运成本与规模的关系图

5 结束语

1）因地制宜采用不同模式的LNG转运站。陆上转运站模式在小规模和短运距的情景下，经济性和适用性最好；模块化转运站模式建设投资最高且技术工艺复杂，但对码头选址要求度低，适用于对建设地址要求度低的地区；浮式转运站具有建设总投资低、建设周期短的优势，但运营成本较高，适用于抢占市场和对建设工期有限制的情景；罐箱模式适用于达到一定规模和远运距情景，此时经济性和灵活性才能体现出来。

2）LNG转运站的特点鲜明，储存和运输规模大大高于槽车，适用于较大需求规模和运输距离较远的市场，而且在管道气未到达前，LNG转运站也能够起到培育开发天然气市场的作用，尤其在未连接管网、管道输送能力不足、缺乏天然气储备或用户需要使用液态气体能源的地区，依靠槽车周转的中型LNG接收站项目可以起到重要保障和补充作用。当管道进入后，其可以作为区域主要供应气源和应急调峰保障气源，另外为中小型燃气电厂进行点供，也是一种有效的解决方案。

3）LNG点供的突起是重新研究转运站优势的机会。当前，我国大多地区的LNG点供不受城市燃气特许经营权的限制，在一定程度上打破管网的垄断地位，对于降低终端用户气价，推进国内天然气市场化改革的推进有重要作用。特别是近几年在国家环保政策的强力的约束下，以京津冀为代表的各省市全力推进“煤改气”工程，使得市场在短时间内加大了对天然气的需求，尤其是供暖季开始后，天然气需求量急剧上涨，直接催生了大量LNG点供项目，出现了管道气和LNG点供共存的局面。在此背景下，能源企业应该顺应宏观形势，在宏观形势向好时，加快在靠近市场区域布局LNG转运站，这对拓宽天然气下游市场、强占市场份额、促进清洁能源的利用将起到积极作用。

［1］杨义，李琳娜.LNG点供行业现状及前景展望［J］.天然气工业，2017，37（9）：127-134.

［2］黎辉，黄海波.LNG公路槽车运输经济性分析［J］.天然气工业，2010，30（1）：86-88.

［3］杨媛媛，刘瑞丰.我国小型LNG产业发展现状及其经济性分析［J］. 石油规划设计，2012，23（4）：30-34.