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%。

(2)M项目预计建设期3年，本次测算的运行期取20年。

(3)项目投产后，正常年LNG年周转量为500万吨，分年周转量见表1。

表1 LNG周转量分年计划表 (万吨)

(4)M项目正常运行期间，每年的水、电、气消耗见表2。

表2 项目燃料及动力消耗表

(5)M项目正常运行期间，总定员170人，年均人工成本按20万元计取。

(6)办公管理费按人均4万元/a计取。

(7)其它制造费按人均5万元/a计取。

(8)维修费按固定资产原值的1.5%计取。

(9)财产保险按固定资产原值的0.1%计取。

(9)港口作业费按20元/t LNG计取。

(10)安全生产费，根据财企〔2012〕16号《企业安全生产费用提取和使用管理办法》计取。

(11)所得税税率按25%计取，气化服务增值税税率按13%计取。

2.2 LNG气化服务费计算方法

M项目按照业内通常的计算方法，即以项目能在其运行期内按要求清偿贷款，按照预计的年周转量，项目投资所得税后内部收益率为8%为依据，确定LNG气化服务费。

2.3 M项目LNG气化服务费计算结果

根据前述LNG气化服务费计算原则，以项目投资所得税后内部收益率达到8%为条件，确定M项目LNG含税气化服务费为0.254元/m3(不含税气化服务费为0.225元/m3)。

国家管网LNG接收站对外气化服务收费情况见表3。

表3 国家管网LNG接收站气化服务收费情况(元/Nm3)

从表3中看出，大连LNG接收站收费最高，为0.335元/Nm3；北海LNG接收站收费最低，为0.18元/Nm3；平均收费为0.272元/Nm3。M项目收费为0.254元/m3，价格上处于中等偏低，较有竞争力。

2.4 成本分析

LNG气化服务费的分项成本表见表4。

从表4看出，成本构成中，折旧与摊销所占比例最高，为38.65%；其次是财务费用，为13.10%；再次分别是电、维修费、港口作业费，占比分别为11.78%、11.50%、11.12%。折旧与摊销和建设投资直接相关，财务费用间接和建设投资相关；而电、维修费、港口作业费是构成经营成本的主要项目。

3 气化服务费影响因素分析

在一定的投资回报率下，气化服务费的高低取决于项目成本的高低。前文已分析，M项目的成本构成中，与项目建设投资相关的折旧、财务费用，以及与经营成本相关的电、维修费、港口作业费是构成M项目成本的主要内容。因此，气化服务费的主要影响因素为建设投资、经营成本，以及LNG年周转量(即运行负荷)。

表4 M项目LNG气化服务费成本结构表

3.1 建设投资对气化服务费的影响分析

根据前文介绍，M项目建设投资为78.7亿元。很显然，在确定的投资回报率下，建设投资增加，气化服务费会升高；建设投资减少，气化服务费会降低。项目建设投资和气化服务费成正比关系。选取建设投资增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表5。

表5 建设投资对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.2 经营成本对气化服务费的影响分析

项目的经营成本包括水、电消耗、燃料天然气、人工成本、港口作业费、维修费、保险、安全生产费、其他管理费、其他制造费等。在确定的投资回报率下，经营成本增加，气化服务费会升高；经营成本减少，气化服务费会降低。项目经营成本和气化服务费成正比关系。与建设投资一样，选取经营成本增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表6。

表6 经营成本对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.3 LNG年周转量对气化服务费的影响分析

根据项目概述，M项目LNG周转量设计为500万t/a，而根据项目实际情况，M项目最大物理接收能力为600.7万t/a。在确定的投资回报率下，LNG年周转量增加，气化服务费会降低；LNG年周转量减少，气化服务费会升高。LNG年周转量和气化服务费成反比关系。选取LNG年周转量增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表7。

表7 LNG周转量对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.4 敏感因素分析

为比较各因素对LNG气化服务费影响的程度，计算敏感性系数。

各因素敏感性系数=气化服务费变化率/各因素变化率。

为统一起见，假设各因素分别朝不利方向变化20%，即建设投资增加20%，经营成本增加20%，LNG年周转量减少20%。计算结果见表8。

表8 敏感性系数计算表

从表8可看出，建设投资、经营成本、LNG年周转量的敏感性系数分别为0.83、0.31、-1.12。因此，LNG年周转量对气化服务费最为敏感，其次是建设投资，最后是经营成本。

4 降低LNG气化服务费，提高接收站竞争力措施分析

降低建设投资和经营成本，或增加LNG年周转量，均可降低LNG气化服务费，从而提高LNG接收站的市场竞争力。一方面，从敏感性系数的计算结果可知，LNG年周转量是影响气化服务费最关键的因素；另外一方面，技术层面上降低项目建设投资和经营成本会比较困难，目前国内LNG接收站项目建设基本都是EPC总承包模式，通过国内外公开招标确定总承包商及合同价格，建设投资已最大限度优化；经营成本方面，最大的几项是电、维修费、港口作业费，这几项均为刚性成本，压缩的空间较为有限。因此，降低LNG气化服务费最大的可能性在于提高LNG年周转量，这是比较切实可行的措施。

根据《液化天然气接收站能力核定方法》(SY/T 7434-2018)，液化天然气接收站能力(即LNG年周转量)主要由码头泊位、液化天然气储罐、外输设施能力确定，接收站最大能力为码头接收能力、储罐周转能力及外输设施能力三者中的最小值。M项目中,LNG接卸泊位设计通过能力为600.7万t/a;储罐周转能力方面，建有5个20万m3储罐，根据核定办法计算，储罐周转能力为2280万t/a;外输设施能力为气态管输设施能力、液态装车设施及其他外输设施能力之和，经计算，其外输设施能力为1370万t/a。综上，M项目LNG周转量为三者最小值，即码头接收能力600.7万t/a。

M项目LNG码头通过能力计算见表9。

表9 M项目LNG码头通过能力计算表

通过优化原设计船型比例，码头通过能力由600.7万t/a提高到723.6万t/a，提高了20%左右;LNG气化服务费用也由0.254元/Nm3降到0.217元/Nm3。M项目还能通过进一步增加大容量船型的比例提高LNG周转量。

5 结语

随着我国液化天然气接收站数量逐年增多，接收站之间的相互竞争不可避免，LNG气化服务费的高低是一个接收站是否具备核心竞争力的关键因素之一。在其它方式受限的情况下，通过措施提高液化天然气接收站的周转能力从而降低LNG气化服务费，是一个切实可行的途径。