第十一章不确定性和风险分析.doc

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第十一章 不确定性和风险分析
11.1 不确定性和风险因素的识别
11。1.1战略规划及项目目标定位之间的风险
(1）与当地区域规划之间的风险
洋口港人工岛的开发是南通市的重点规划项目，西太阳沙人工岛分期建设，一期以LNG接收站作为启动项目，带动一批包括原油、矿石、粮食等大宗货物中转码头的建设。本项目的建设,与洋口港的规划一致，且能促进人工岛洋口港的工业发展，与当地的规划无冲突。
本项目的输气管道采用埋地敷设，且尽量避开城镇规划区域、重要的农田、基本建设设施、国家重点文物保护区、自然保护区等。以规划部门同意的路由作为最终的线路走向,与当地规划无冲突。
（2)与行业规划之间的风险
本项目的建成，将对当地的城市燃气行业、电力行业产生较大影响。目前江苏省除了西气东输管道所供用户外,其它各大城市的民用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。本工程的建成，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，同时也符合当地政府大力支持使用环保型能源的政策。
目前本工程拟供的各个城市和电厂用户,均已经开始了初步使用管道天然气规划，特别是电厂用户,如如东燃气电厂，已经开展了可行性研究工作,与本工程的进度保持一致，同时其它城市用户也相应开展了规划或预可行性研究,为天然气管道走进千家万户做好了铺垫.故本工程与当地燃料行业规划基本无冲突。
11。1。2产业与经济安全的风险
11。1。2.1技术风险
（1）技术风险因素
①LNG是商业化成熟技术,技术的获取性是主要风险
LNG一直是当今世界能源供应中成长速度最快的品种，LNG技术使天然气实现了跨洲运输，拓展了消费市场,推动了天然气的消费增加。
目前，LNG的生产、输送、长距离输气管线建设、运行管理、输配技术、调峰技术、安全与技术管理、天然气的综合利用等，已形成一整套商业化成熟技术，但中国才刚开始建设LNG项目，LNG技术的获取性是主要风险.
②其它天然气开发技术正在研究，技术的替代性是潜在风险
随着天然气使用的日益普及，天然气和天然气产品开发应用的新技术、新方法和新手段正在研究，如:用天然气生产高热值的高级别燃料如柴油、甲醇、二甲醚等.但目前这些天然气新技术没有商业化运作，未来一旦转化为生产力,将对LNG技术产生潜在风险.
（2）技术风险评价
本项目采用的LNG技术成熟可靠，技术具有可得性和可操作性。风险程度评估为一般风险,风险发生的可能性不大，不影响项目的可行性。
11.1.2。2市场环境风险
(1)市场环境风险因素
国内外天然气管道建设经验表明，消费者的价格承受能力直接决定了天然气行业的市场环境安全。下游市场和用户的开发进度是影响天然气工业发展的市场环境风险因素.
（2）市场环境风险评价
本项目地处江苏省，经济发展迅速，天然气市场需求量大，市场环境风险程度评估为一般风险，风险发生的可能性不大，不影响项目的可行性。
11.1。2。3天然气产业发展的风险评价
本项目是能源行业的天然气产业项目，是国家鼓励发展的清洁能源项目。中石油实施江苏LNG项目，天然气正处于产业成长期，目前天然气产业基本没有风险,但本项目未来可能会面临来自中石化和中海油的市场竞争风险。
11。1。2。4项目资本控制的风险评价
江苏LNG项目中的接收站和码头由中国石油天然气股份有限公司控股的合资公司建设和管理,输气管道由中国石油天然气股份有限公司独资建设和管理。中石油作为国家大型企业，确保了国家对本项目资本控制,资本控制基本无风险。
中石油在实施本项目时，要控制融资的风险因素，确保资金来源的可靠性、充足性和及时性，保证项目按期建设、按期投产和达产。
11.1.3区域及宏观经济影响的风险
11.1。3。1风险因素分析
（1）本项目对江苏调整能源结构、保护生态环境、发展江苏的经济具有十分重要的贡献，对电网的安全是有益的。LNG能否保证安全供应、提供合格的LNG产品，是影响江苏经济安全运行的主要风险。
（2)天然气属于特殊的商品,国家对西气东输项目实行了专门的价格政策,作为LNG项目，产品的价格是影响城市燃气和其他行业使用的关键因素.
11.1。3。2风险影响分析
能源工业是经济发展的基础，LNG不能按质按量供应江苏省，将会给江苏省经济发展产生如下较大影响:
（1）能源结构调整和电力供应将受到严重影响；
（2）由于能源供应不足，对江苏的国内生产总值、财政收入、创汇、劳动就业都产生一定影响，人民生产、生活也将受到影响；
（3)选择煤或石油等其他替代能源，生态环境将受到挑战;
(4）价格因素直接影响到投资方的盈利水平，反过来又影响到天然气的供应量，并影响到本项目的运行效益。
从影响程度上来看，能源短缺将是十分严重的。
11.1。4资源利用效率的风险
本项目资源利用效率的风险主要来自资源和市场。资源不落实,导致项目建成后不能平稳运行.市场不落实，造成有行无市，运行成本高,经济效益差。
本项目建设的首要条件是要有落实的LNG资源。作为一次性能源,LNG在世界上的储量是有限的，且其分布是不均匀的.
从2004年全球LNG进出口量、LNG生产量以及LNG接收站的建设情况来看,世界LNG贸易供销两旺，且其潜力巨大。我国在近几年将建设总规模达3000多万吨/年的LNG接收站，这相当于2004年销售总量1.3×108t/a的20％，对世界LNG贸易冲击巨大。
本工程下游市场包括苏北的用户、苏南的用户和本工程直供用户。由于如东电厂离接收站较近，属于直供用户，用气价相对于其它下游用户较低.LNG的高价格可能会导致用户减少天然气用量，甚至放弃使用天然气.
11。1.5环境的风险
11。1.5.1 海域
（1)风险识别
LNG船舶为特殊性的危险品船舶，LNG船进出航道及在码头停靠、卸船期间，一旦发生船舶风险事故，造成LNG泄漏，将可能对周边海域环境、生态环境及人员生命财产安全造成较大的影响。导致船舶突发性泄漏风险事件污染水域的环境风险因素主要有：
l 操作系统、辅助设施等自身的原因，如设计失误、包装破损等；
l 操作技术不熟练,责任心不强；
l 发生自然灾害，如地震、台风、海啸等。
通过海上重大污染事故风险因素分析表明，重大污染事故主要是由于船只在码头泊位或锚地上、航道上发生碰撞、搁浅或船身破损而引起的。因此,将LNG船进出航道运输过程和码头卸船过程确定为该海域的环境风险因素。
(2）船舶事故LNG泄漏对环境影响分析
若LNG船舶发生事故，液化天然气一旦从储罐或管道泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面、水面、船面上，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾,在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。形成的爆炸性混合物若遇到点火源，可能引发火灾及爆炸.
液化天然气泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气浓度大，易形成云层或层流。泄漏的液化天然气的气化量取决于土壤、大气、海水的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间以后趋近于一个常数，这时泄漏的液化天然气就会在地面、船面、水面上形成一种液流.若无围护设施，则泄漏的液化天然气就会沿地面、船面扩散,遇到点火源可引发火灾.
事故状态时设备的安全释放设施排放的液化天然气遇到点火源，也可能引发火灾。
高浓度的天然气可使人因缺氧而窒息,人体接触泄漏的液化天然气可因低温而造成冻伤，泄漏的低温液化天然气可造成设备或建筑物材料损坏而导致次生灾害。
11。1。5。2 LNG接收站
（1）风险识别
根据GBl8218—2000《重大危险源辩识》（GBl8218—2000），重大事故指工业活动中的重大火灾、爆炸或毒物泄漏事故，并给现场人员或公众带来严重危害，或财产造成重大损失，对环境造成严重污染的事故。
接收站的天然气转运和储存，具有发生重大事故的危险源,潜在着发生危险事故的可能。根据天然气的危险性,接收站可能发生的重大事故，主要为火灾、爆炸事故,并由此造成人员伤亡、财产损失。接收站各工艺单元火灾爆炸指数见表11。1-1.
表11。1-1 各工艺单元火灾爆炸指数计算

LNG船
（卸船作业）
LNG罐
(存储作业）
BOG
压缩机
再冷
凝器
LNG输送泵系统
气化
系统
计量
系统
重要物质
LNG
LNG
LNG蒸气
LNG
LNG
LNG/NG
LNG
物质系数MF
21
21
21
21
21
21
21
1。 一般工艺危险性

基本系数(1.00)
1。00
1。00
1。00
1.00
1.00
1.00
1.00
A放热反应(0.30~1。25）

B吸热反应(0.20～0。40)

C物料处理与输送(0.25～1。05)
0。85
0.85
0。50
0。50
0.50
0。50
0。50
D封闭式结构（0。25~0。90)

E通道（0。20~0.35）

F排放与泄漏(0。25～0。50)

一般工艺危险系数F1
1.85
1.85
1。50
1.50
1.50
1.50
1。50
2. 特殊工艺危险性

基本系数（1.00)
1.00
1。00
1。00
1。00
1。00
1.00
1.00
A毒性物质(0。20~0.80)
0。20
0.20
0.20
0。20
0。20
0。20
0。20
B负压（＜500mmHg)（0。50）

C燃烧范围附近操作(0.3—0。8）

D粉尘爆炸(0。25～2.00)

E压力（查图)
0。26
0。26
0。42
0。42
1.22
1.22
1。22
F低温（0.20～0。30）

G可燃和不稳定物质系数
1.7
1.7
0.15
0。15
1。7
1。7
1.9
H腐蚀（0.10~0.75）
0.1
0。1
0.20
0.20
0。20
0。20
0。20
I接头或填料泄漏（0.10～1.50）
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0。1
J使用明火（查图）

K热油交换系统(0.15～1.15）

L转动设备（0。50)
0.5
0.5
0。5
0.5
0。5

特殊工艺危险系数F2
3.86
3.86
2。57
2.57
4.92
4.42
4。62
单元工艺危险系数F3=F1×F2
7.14
7。14
3.85
3。85
7.38
6。63
6.93
火灾爆炸指数F＆EI=F3×MF
149.94
149.94
80.85
80.85
154。98
139.23
145。53

天然气属甲A类（GB50160—92)易燃气体，是各类火灾爆炸事故的危险源，存在发生火灾爆炸的可能。接收站位置地处非环境敏感区，其附近无国家重点保护的野生动植物与自然保护区,不存在破坏野生动植物与自然保护区的环境风险。接收站在生产运行过程中不产生工业固体废弃物，不会发生固体废弃物污染事故、农药与有毒化学品污染事故、放射性污染事故。火灾爆炸事故一方面可能对财产造成损失，对人员可能有伤害,另一方面事故引发的其它物质的燃烧会产生烟雾使大气环境遭受污染。
液化天然气一旦从储罐或管道泄漏,一部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物.形成的爆炸性混合物若遇到点火源，可能引发火灾及爆炸。
液化天然气具有低温、易挥发和易燃易爆的特性。人体接触低温的液化天然气易引起冻伤.液化天然气泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气浓度大,易形成云层或层流。泄漏的液化天然气的气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间以后趋近于一个常数,这时泄漏的液化天然气就会在地面上形成一种液流。若无围护设施，则泄漏的液化天然气就会沿地面扩散，遇到点火源可引发火灾。接收站可能发生的主要事故有:
1）泄漏事故
l LNG船上储罐管道及阀门发生泄漏；
l LNG卸船作业过程中发生的泄漏；
l LNG储罐罐顶管道及阀门发生的泄漏；
l 低压／高压泵和高压外输设备发生的泄漏；
l 接收站及码头上LNG或天然气输送管线发生的泄漏；
l 事故状态时设备安全泄放设施排放的天然气遇到火源也可能引发火灾。
2）火灾和爆炸事故
l LNG大量泄漏到地面或水面上形成液池后，被点燃产生的池火灾；
l LNG储罐、输送设施、管线内LNG泄漏时被点燃产生的喷射火灾；
l LNG泄漏后形成的LNG蒸气云被点燃产生的闪火；
l 障碍/密闭空间内LNG蒸气云被点燃产生的蒸气云爆炸事故。
（2）风险事故分析
1）LNG储罐发生事故频率
目前全世界共有10个国家建设和运行30多个LNG接收站，几十年来安全记录极佳.根据统计，LNG储罐发生事故的频率见11.1—2。
表11。1—2 LNG储罐事故频率
事故类型
事故规模（kg/s)
中等事故规模（kg/s）
事故频率/年
喷火火灾
1

3。15×10—5
喷火火灾
1～10

5.77×10-5
喷火火灾
10~100

1.11×10-4
喷火火灾
＞100

3。65×10—5
液池火灾
1

2.60×10-5
液池火灾
1～10

5。49×10—5
液池火灾
10～100

1。00×10—4
液池火灾
＞100

3.37×10-5
蒸气云
1
0.3
4。63×10-3
蒸气云
1~10
3
3.19×10-3
蒸气云
10~100
30
2。23×10-3
蒸气云(包括储罐不完全破裂)
＞100
300
4。20×10-4

2)储罐区泄漏扩散危险事故
LNG储罐的泄漏事故主要是LNG储罐进出口管道破损导致的LNG泄漏。
储罐管道LNG发生中、大型泄漏事故时，泄漏孔径为80mm、200mm时，泄漏的LNG将分别达到38。9t、197t,大量的LNG泄漏后形成沸腾液体迅速蒸发扩散，造成大量的物料损失，同时可能引发火灾爆炸等恶性事故，危害罐区及相邻设施的安全。储罐管道LNG泄漏速率模拟计算结果见表11.1-3。

表11.1—3 储罐管道LNG泄漏速率模拟计算结果
泄漏源
泄漏物质
泄漏孔径
(mm)
管道压力
（bar)
泄漏速率
(kg/s)
泄漏量
(t）
蒸气扩散速率(kg/s）
储罐管道、阀门破损
LNG
20
5.9
8.0
2。43
4.4
80
5.9
130
38.9
69
200
5.9
658
197
311
针对储罐管道LNG的中、大型泄漏事故,采用冲量气体喷射扩散模型（Momentum Gas Jet Dispersion),计算LNG泄漏后蒸发扩散时爆炸下限浓度的分布区域(平面分布和纵向分布）。储罐管道LNG喷射扩散CIRRUS软件模拟计算的气体浓度分布结果见表11。1—4。储罐管道严重破损时天然气爆炸下限浓度水平和纵向分布见图11.1-1和图11.1—2。
表11.1-4 储罐管道LNG泄漏扩散后爆炸下限浓度分布结果
泄漏源
泄漏孔径
(mm）
扩散源强（kg/s）
大气
稳定度
风速
(m/s）
爆炸下限深度分布区域
下风扩散距离(m)
侧风扩散距离(m)
气云厚度
(m)
储罐管道
20
4.4
d
2.7
51
2。8
2。7
80
69
d
2.7
298
21
4。6
200
311
d
2。7
703
49
5.6

图11.1—1 储罐管道严重破损时天然气爆炸下限浓度水平分布示意图
图11.1-2 储罐管道严重破损时天然气爆炸下限深度纵向分布示意图
储罐管道LNG的中、大型泄漏事故的危险性较大，模拟气象条件下，泄漏孔径分别为20mm、80mm、200mm时,其下风向轴向(下同)最大危险距离分别为51m、298m、703m,LNG扩散的蒸气云覆盖厚度约为2.7～5。6m。
对照接收站平面布置图来看，储罐管道LNG大型泄漏事故一旦发生，作为极端状态，泄漏源下风向约700m范围内的设备设施将处于爆炸性（或可燃性)气云之中，倘若再遇到点火源,将引发蒸气云爆炸或闪火事故，进而对设备设施造成破坏，对该范围内的作业人员造成伤害，并有可能进一步引发次生火灾爆炸或泄漏等事故。
储罐管道LNG的泄漏,实际上含有蒸发的LNG气体扩散（随即蒸发）和洒落在地面的LNG的不断蒸发，相对天然气的泄漏扩散分布，纵向分布距离小,下风向轴向分布距离加大，尽管储罐管道发生LNG装卸大型泄漏事故的频率/概率不高，多数情况下（非极端状态)由于其泄漏扩散浓度分布向两侧和纵向扩展，会使下风轴向扩散距离相应减小，但鉴于其泄漏扩散事故的后果较为严重,应该防范此类事故的发生
3)储罐区蒸气云爆炸事故
在LNG/天然气的装卸储运过程中，一旦发生泄漏事故，泄漏的LNG/天然气经过蒸发、扩散和与空气棍合，将在一定范围内形成爆炸性蒸气云。如果蒸气云处于设备、建构筑物较为密集区域，且遇到能量较强的点火源，就可能发生蒸气云爆炸.依据超压准则对建筑物及设备设施遭受破坏的程度进行评价，见表11。1-5。
表11.1—5 蒸气云爆炸波超压对建筑物及设备设施的破坏准则
超压
破 坏 效 应
＞500mbar
(5×104Pa）
灾难性破坏：严重破坏工厂和工艺容器，毁坏未采取加固措施的建筑物。
300mbar
(3×104Pa）
严重破坏：工艺容器和管道遭受严重破坏的阀值,未采取加固措施的建筑可能被严重或部分毁坏。
150mbar
（1.5×104Pa）
中度破坏：对工厂的破坏不严重，但对结构强度较低的结构或设备，如常压储罐等，将造成严重破坏；对民用建筑造成结构性破坏;破坏墙壁表面；所有窗户破坏；强度较弱的建筑物发生局部坍塌。
70mbar
(7×103Pa）
轻度破坏：对工厂造成破坏的可能性很小,对砖结构的构筑物产生轻度表面破坏；大部分窗户破坏，破碎的玻璃可能伤害室内人员。
30mbar
(3×103Pa)
玻璃破碎：玻璃破碎,但不会造成人员伤亡.

蒸气云爆炸的爆炸波对附近人体的伤害，主要体现在对人耳的伤害，而对人的肺伤害或身体位移撞击伤害不是很严重。耳鼓膜破裂率为50%、1％时所对应的距离，分别定义为重伤距离、轻伤距离.如果人员处在蒸气云团之中，则将因蒸气云爆炸引起的燃烧而遭受重伤甚至死亡，故将爆源(蒸气云)半径定义为人员死亡距离。
从最不利的情况考虑，LNG储罐区蒸气云爆炸事故对建筑物和设备设施的破坏距离如表11。1—6,蒸气云爆炸事故对人体的伤害距离如表11。1—7。
表11.1—6 储罐区蒸气云爆炸对建筑物及设备设施的破坏距离
破坏程度
灾难性破坏
严重破坏
中度破坏
轻度破坏
玻璃破碎
对应的超压
5×104Pa
3×104Pa
1.5×104Pa
7×103Pa
3×103Pa
对应破坏距离
172m
257m
442m
805m
＞1000m

表11.1—7 储罐区蒸气云爆炸对人体的伤害距离
轻伤距离
重伤距离
死亡距离
321m
104m
48m

接收站LNG储罐一旦发生大规模蒸气云爆炸事故,其危害将是十分严重的.蒸气云所包围区域(即爆源）的建筑物、设备设施及暴露人员(位于室外且末加保护人员)，将直接被毁或死亡.爆源周围的建筑物和设备设施在爆炸波的作用下,将遭受不同程度的破坏。距爆源中心172m、257m、442m、805m、〉1000m以内的建筑物及设备设施,将分别遭受灾难性破坏、严重破坏、中度破坏、轻度破坏及玻璃破碎。对照接收站平面布置图，可以看出,LNG储罐区本身及输送泵、气化器、BOG压缩机、再冷凝器等设备所在区域,将遭受灾难性破坏；计量区、及公用工程区将遭受严重破坏;整个接收站都将遭受中度以上的破坏；轻度破坏距离延伸到了接收站以外的区域。工艺设备设施一旦遭受严重破坏，很可能引发二次事故,如泄漏、火灾爆炸等，导致事故升级.距爆源中心321m、104m、48m内的暴露人员，将分别遭受轻度伤害、严重伤害及出现死亡.蒸气云爆炸时产生的金属或砖石碎片，也会给周围人员及设备带来危害.由于接收站储罐区未设置固定岗位的作业人员,因此，可能遭受蒸气云爆炸伤害的人员主要是在储罐区进行泄漏事故应急处理的作业人员、消防队员等.接收站其他区域,如开架式气化器区、计量区等一旦发生蒸气云爆炸事故，其危害也将是严重的。文档为个人收集整理,来源于网络个人收集整理，勿做商业用途
11.1.5。3输气干线
(1）环境风险识别
天然气长输管道的环境风险是由管道事故带来的。天然气管道事故通常是指造成天然气从管道内泄漏并影响正常输气的意外事件。由于本工程管线输送压力高，一旦发生泄漏，短时间内会有大量天然气泄漏到空气中，在特定条件下，在泄漏源周围有可能形成爆炸性天然气团，遇到火源时将发生爆炸。天然气泄漏后与空气混合后形成可燃蒸气云团,并随风漂移，遇火源发生爆燃或爆炸，能引起较大范围的破坏;若天然气中硫化氢含量超过300ppm时可能会导致泄漏点附近人员的中毒.
本管道输送介质为经低温液化、再升温气化的天然气,其硫化氢浓度很低，几乎不存在发生中毒事故的可能,而天然气从管道中泄漏出来发生火灾、爆炸事故的可能性是存在的.发生火灾、爆炸事故具有引起大气污染的可能，存在大气污染的环境风险。火灾、爆炸事故一方面可能对财产造成损失，对人员可能有伤害，另一方面事故引发的其它物质的燃烧会产生烟雾使大气环境遭受污染。
由此，天然气管道的环境风险主要是由天然气泄漏潜在的火灾、爆炸事故，从而引发大气环境污染事故或环境破坏.其它环境污染与破坏事故，如水污染事故、噪声与振动危害事故、固体废弃物污染事故、农药与有毒化学品污染事故、放射性污染事故及国家重点保护的野生动植物与自然保护区破坏事故等发生的可能性几乎为零.
（2）风险分析
本项目管道设计年限为25年，属新建输气管道，其技术水平与管理水平较高，通过管道事故统计，其事故率应低于2.5次/103km·a。按目前国内陕京线、靖西线和靖银线3条管道估算，本管道事故率应相当于0。42次/103km.a。
根据天然气长输管道事故曲线的规律，江苏LNG项目输气管道运行时也应遵循“浴盆曲线"。管道寿命初期的事故多发阶段一般是在半年至两年时间内，这期间管道首先暴露的是内在质量隐患，包括管材质量、设计缺陷、焊接质量和施工质量。稳定工作期可持续15～20年，事故原因主要为运行环境因素，腐蚀、外力影响的损坏等。管道运行达到设计寿命后期，因腐蚀、磨损等，事故曲线会有明显上升。
江苏LNG项目输气管道所经地区的环境风险主要为火灾、爆炸事故风险。天然气管道输送己被国内外普遍接受，绝大多数都能安全运行.在采取有效的安全措施后,广大社会公众能清楚认识可能发生重大事故的风险性。经过生产实践,在制定了完善的安全管理、降低风险的规章制度,在管理、控制及监督、生产和维护方面有降低事故风险的经验和措施。本项目在工程的设计、施工、运行及维护的全过程中应采用先进的生产技术和成熟可靠的抗风险措施，因此，项目的安全性才能得到有效保证。
11.1。6土地利用和征地搬迁的风险
11.1.6。1土地利用和征地搬迁政策风险
目前，各地对集体土地农户房屋拆迁在这方面的法律严重滞后，没有明确的法律法规,仅参照《城市房屋拆迁管理条例》执行，并以其他法规进行调节，使基层政府和法院在解决此类矛盾纠纷时无法可依;我国宪法第十条第三款规定：“国家为了公共利益的需要，可以依照法律规定对土地实行征收或者征用."而法律没有对“公益”和“经营性"作出明确界定；有关强制拆迁的规定,使得农民在征地拆迁中仍处于弱势。
按照土地管理法等有关法律规定，对农地征用的补偿办法由国务院规定,国务院授权给省级政府作出相应的实施细则，而省级政府又授权给市、县级政府及有关部门,各地政策的差异会导致相邻村镇的征地拆迁补偿不同，而产生矛盾.由于本项目输气干线沿线由各市县供地（不征地）,用地复垦后，对土地的使用有一定的影响，而对此尚无明确补偿标准和规定。
此外，在政策中还存在重有形、轻无形，重程序、轻行动，重物、轻人等具体的问题。
11.1。6。2移民搬迁实施方案风险
在制定实施方案的过程中，易发生重视技术方案，轻视拆迁安置方案和可行性；考虑拆迁的费用，忽视拆迁安置的实施；充分考虑工程的需要，忽略了实地考察研究，忽略了村镇居民（渔民）的合法权益等因素而给项目实施带来风险。
11.1.6。3移民搬迁实施过程中的风险
在征地拆迁的实施过程中，存在对拆迁机构和公司的管理存在疏漏，与被拆迁人的沟通不充分，被拆迁人与拆迁人所掌握的信息不对称,对拆迁过程缺乏有效的监督，征地拆迁资金不到位,施工时间的安排不尽合理等风险。
11.1.7社会风险
11.1。7。1项目主要风险因素识别
本项目的实施一方面会给受项目影响的区域带来很多正面的积极的影响，但另一方面也会带来一些负面影响，这些负面的影响中的社会因素就是潜在的社会风险。项目主要的风险因素见表11。1-7。
表11.1-7 社会风险分析表
序号
风险因素
持续时间
可能导致的后果
1
受损补偿问题
项目前期,时间较短
影响项目实施进度
2
被征用土地使用权问题
延续到项目投产后，时间较长
影响整个项目的实施及社会稳定
3
拆迁居民安置问题
项目前期，时间较短
影响项目实施进度
4
弱势群体支持问题
贯串整个项目实施阶段，时间较长
影响项目实施进度及社会稳定
5
相关利益群体支持问题
项目前期，时间较短
影响项目实施进度

11。1.7.2风险程度分析
通过对沿线的6个县市进行抽样社会调查，项目利益相关者对上述五个社会风险因素的敏感度是不一样的,对涉及面越广、敏感程度越高的风险因素风险程度也就越大。
表11.1-8 江苏省LNG项目
社会风险程度分析表
序号
社会风险因素
风险程度
风险程度分析
1
受损补偿问题
一 般
受损补偿问题涉及沿线六个地区的所有征地拆迁户，影响当地居民根本利益，处理不好容易引发纠纷、造成冲突，破坏社会稳定。
2
被占用土地使用权问题
比较严重
被征用土地使用权问题涉及沿线六个地区,持续时间横跨整个项目建设期和运营期,影响当地农户以及农村集体的根本利益，处理不好会留下诸多不稳定因素，引发社会矛盾。
3
拆迁居民安置问题
一 般
拆迁居民安置问题主要涉及到六个县市的农村居民，虽然本项目拆迁量不大,处理不好也会引发纠纷。
4
弱势群体支持问题
一 般
弱势群体是社会援助和关注的焦点，处理不好会带来很多社会争议.
5
相关利益群体支持问题
一 般
相关利益群体支持问题相对而言涉及面不大，但处理不好同样会带来一些不利的社会影响.

11。1.8经济风险
11.1.8。1价格风险
LNG项目价格风险主要受购入价格和销售价格两方面因素的影响.
(1)购入价格
我国LNG资源主要靠进口，虽然目前国际LNG市场供过于求，是买方市场，但由于国际市场原油价格的持续上涨，影响了LNG的价格，国际市场LNG价格已达到5美元/MMBtu以上，经测算此时LNG出站气价达到2。0112元/Nm3以上，本项目计划2010年开始投产,目前尚未签订LNG购气合同，因此LNG购入价格存在着一定风险，是影响本项目经济效益的关键因素。
建议抓紧选择合适的资源供货商、签订合理的长期供货合同，明确价格公式及运输方式，是有关部门的当务之急。
（2)销售价格
江苏LNG项目综合气价受购气价格、销售价格、销售量和投资等诸因素影响,而购气价格和销售价格是影响综合气价的最敏感性因素，而销售价格又受到销售量的制约,当销售量下降10%时，LNG出站气价由2.01121.6483元/ Nm3上升到1.67052.0335元/ Nm3（LNG热值），增加了0.02232元/ Nm3,增幅为1。135 %.近年来，虽然随着煤炭和石油的紧缺，天然气市场需求旺盛，很多电厂、居民用户和公共建筑纷纷使用天然气。但是，如果项目的目标市场和可用气情况存在着不确定性，业主与用户之间不及时签订销售协议，那么LNG销售价格就存在着较大的市场风险，是影响本项目经济效益的关键因素。
11.1.8.2投资风险
由于本工程建设期比较长，在项目的实施过程中，由于各方面意想不到的原因，例如工程地质情况发生变化、工程变更、索赔、意外灾害发生等原因，都有可能影响到工程投资，使企业经济效益受到影响。如果建设投资增加10％，LNG出站气价由1.64832。0112元/ Nm3上升到1。66662.0295元/ Nm3（LNG热值)，增加了0.0183元/ Nm3，增幅为0.91.11％。
11.1。8。3工期风险
工期风险主要因素来自于工程项目管理、采办以及自然条件等所造成的工期延误.同时，施工条件的变化、技术失误、意外事件的出现也可能导致工期风险.
（1）工程项目管理的因素
任何先进的管理理念和管理手段，在实施过程中因其诸多因素影响,都会出现各种各样的问题，对影响PMC进度管理的要素及时进行分析,是尽早寻求解决办法的前提，以下几个方面尤为突出:
一是对大型、复杂的资本投资项目进行PMC管理的模式在世界其它地方已经广泛采用，但在我国却刚刚起步，由于文化、工作流程等方面的差异，中外PMC双方、中外各个业主间管理理念及参与项目管理的深度在定义项目执行的工作程序等方面存在较大差异，进而影响了整个项目的进程.
二是审批工作是项目在不同阶段最大的进度风险之一,具有法律强制性和复杂多样性的特点,在不同程度上影响着工程的进展.
三是PMC管理为降低费用及进度风险常常采用多家分包商管理策略,但界面的增多使得管理处于多分支状态，为进度检测数据的可靠性带来一定困难.
四是由于国内尚无建成的LNG接收站，也没有相应的工程承包商，LNG接收站各阶段的设计工作需要依托国外设计公司进行。随着工作的深入，负责设计的国外公司可能将办公地点移至项目现场，这样由于工作地点的变动,致使项目管理及技术人员的阶段性动迁，一定程度上影响了项目的进展。
（2)采办因素
由于LNG接收站内的重要设备较大部分是低温设备或能承受低温的材料组成，目前国内尚无厂家有能力制造,需要国外订货。
同时接收站的大罐采用的是耐低温的9%Ni钢，根据目前我们掌握的情况来看,该种钢材由于其技术含量高和销售量较低而不得厂家青睐，目前世界上仅有几家国外公司有能力生产，且供不应求。加之近几年世界上的LNG接收站项目增长较快，造成9％Ni钢更加稀贵。本项目的9%Ni钢目前尚无可靠来源，这将会是影响采办进度的关键性因素。
其它主要的工期风险来源于以下几个方面：
－厂家的制造周期延长，可能的原因是订货条件的变化或厂家的制造能力不够；
－运输周期延长，可能的原因是船运遇到恶劣天气或海关检查延误；
－产品不满足要求导致周期延长，可能的原因是产品质量不合格或运输过程中有损害的情况发生，而导致重新订货.
（3)恶劣自然条件所造成的工期延误
影响本工程施工工期的关键因素是人工岛及LNG接收站的施工进度.
人工岛建设的工期风险主要来自自然条件，特别是恶劣天气的影响。由于本工程人工岛和码头皆位于远离大陆的海域中，工程的施工依托条件较差，现场全部工程的施工主要需依靠施工船舶在海上进行。施工所需材料、生活供应等均需依托设在附近大陆的基地或小洋口港等沿岸渔港进行。但当遇有台风、寒潮等恶劣天气时，施工船舶无法继续施工，停工导致施工周期延长.
LNG接收站建设的工期风险主要来自大罐及主要建筑物的建设。由于人工岛地理位置远离大陆，建设初期没有可依托的掩体，故在恶劣天气特别是台风来临的时候，需要停工，导致施工周期延长。同时,在施工期间台风天气还会对未完工的地上设施和建筑物产生破坏,导致返工，延误工期.
如果造成施工工期延误1年，LNG出站气价由1。64832。0112元/ Nm3上升到1.65922.0221元/ Nm3（LNG热值），增加了0。0109元/ Nm3，增幅为0.5466%。
11.2规避风险的研究
11。2.1产业与经济安全的风险规避
11.2.1.1技术风险对策
本项目的风险采用风险控制的对策，中石油通过采取技术措施、工程措施和管理措施等,防止技术风险发生。
(1)中石油要尽快将技术转化为生产力
本项目是中石油的第一个LNG项目，一方面，中石油要加强技术人才储备和技术创新，加强技术培训,掌握LNG的接收技术、输送技术、安全技术等；另一方面，中石油要加强LNG项目的生产管理和运行管理,形成各项管理制度，使用LNG技术尽快转化为生产力.
（2）加强对天然气技术的开发研究
天然气正处于能源生命周期的成长期，各国都在加紧研究天然气开发、运输和使用技术，中石油也要加强天然气的技术研究技术，一方面,加强LNG技术创新，使LNG技术日益完善,提高效率；另一方面,加强天然气的前沿技术的研发，为天然气技术换代做好准备。
11。2。1。2市场环境风险对策
中石油通过西气东输项目的建设,已在江苏省建立了天然气用户网络，并且目前的供气量已严重不足，本项目是中石油西气东输项目的重要补充，天然气管道与西气东输管道连网。
本项目实施后，拟加大市场开拓力度，发挥中石油整体竞争优势，控制市场环境风险。
11。2。2区域及宏观经济影响的风险规避
为了保障LNG满足江苏省经济社会发展的需要，保证经济安全运行，供需双方积极配合，共同维护项目的正常运行.
（1）密切注意国际石油天然气市场的变化，加强与国外油气田和LNG工厂的合作,在气源质量、供应质量上做好中长期规划；
（2）合理规划建设储气场，从厂址选择、容量的配置等与江苏的经济发展相适应。项目投产运行后，尽快从运行过程中掌握运行、波动参数,做到合理调度，满足不同时期、不同使用的需要；
（3）加强对大用户的调查研究工作，掌握大用户的一手资料，与大用户的生产周期相适应；
（4）对沿管线的村镇，加强对居民保护天然气管线的宣传教育，保证输气管线的安全运行；
（5）适时发展新的气源点，尤其加快国内油气田的开发，加强区域之间的合作，力求保证对国民经济影响重大的天然气用户的安全运行；
（6)加强江苏LNG的建设步伐，由政府牵头做好LNG不同接收站点、管网的协调管理。
(7）尽管国家对城市燃气实行政府指导价,但是江苏LNG应积极降低运行成本，消化政府指导价与项目供气价之间可能存在的不利因素,为其他行业使用天然气创造条件，争取获得更大的能源效益；
（8）制订江苏能源发展规划,合理利用能源，做好能源战略储备计划。
11.2.3资源利用效率的风险规避
世界LNG资源丰富，但需求量也在同步增长，我国在未来几年将建设的LNG接收站规模对世界LNG贸易冲击很大.
同时，目前原油价格上涨导致LNG价格的上涨，使LNG供货商更趋向于短期贸易，2004年全球LNG短期合同（少于4年)的数量