圣达因-液化天然气储运设施投资机会研究.doc

圣达因-液化天然气储运设施投资机会研究

目 录
第一章 天然气产业概述 3
1.1 天然气、液化天然气与城市燃气 3
1.1.1城市燃气的种类 3
1.1.2天然气是理想的城市燃气 5
1.1.3 液化天然气 6
1.2世界天然气资源现状与发展趋势 6
1.2.1 世界天然气储量 6
1.2.2 世界天然气产量 8
1.2.3 世界天然气消费量 9
1.3 我国天然气产业的历史、现状与发展趋势 9
1.3.1 我国天然气产业的历史和现状 9
1.3.2 我国天然气利用的发展趋势 11
1.4 我国天然气发展战略与规划 12
1.5 我国天然气产业环境 13
1.5.1 我国天然气产业目前存在的问题 13
1.5.2 关于天然气产业的政策支持 13
1.6 中国天然气产业的法律法规 14
第二章 LNG产业概述 17
2.1 LNG产业链 17
2.2世界LNG产业的历史、现状与发展趋势 19
2.2.1 世界LNG产业史 19
2.2.2 LNG贸易方式 23
2.2.3 全球LNG供需现况和展望 26
2.2.4 LNG卫星站 27
2.3 我国LNG产业的历史、现状与发展趋势 29
2.3.1 国内拟建和在建的进口LNG接收站 29
2.3.2 我国已建成和即将建成的LNG生产厂 30
2.3.3 我国LNG卫星站的建设发展迅速 31
2.4 我国LNG产业发展的必要性 32
2.4.1 发展LNG产业是社会发展的需要 32
2.4.2 优化能源结构的需要 32
2.4.3 环境保护的需要 34
2.4.4 人民生活全面发展的需要 35
2.5 我国LNG产业环境 35
2.5.1 LNG进口关税和进口环节增值税问题 36
2.5.2 关于天然气发电问题 36
2.5.3 燃气事业经营模式 37
2.6 LNG产业的法律法规 38
2.6.1有关建造、生产的法律法规 38
2.6.2有关移动式压力容器的法律法规 39
2.7 LNG短期合同和现货合同 40
2.7.1LNG短期合同和现货合同的现状 40
2.7.2短期合同和现货合同发展趋势预测 41
2.7.3 关于进口LNG价格的波动 44
2.8我国LNG需求预测 47
2.8.1关于LNG需求预测的方法和参数 47
2.8.2天然气及LNG需求预测 52
2.8.3 LNG卫星站的发展 57
第三章 LNG储运设备市场分析 60
3.1 LNG储运设备概述 60
3.1.1罐 62
3.1.2瓶组 63
3.1.3空温式气化器 63
3.1.4 LNG运输车 64
3.1.5 罐式集装箱 64
3.1.6 阀门和快速活接头 64
3.2 LNG储运设备市场分析 64
3.2.1 市场特征分析 64
3.2.2 市场格局分析 67
3.2.4 市场容量分析 68
3.2.5 市场需求预测 69
第四章 LNG储运设备行业竞争分析 72
4.1 竞争现状 72
4.1.1行业集中度 72
4.1.2地域分布 73
4.1.3 价格分析 73
4.2中集重机企业竞争战略分析 73
4.2.1 中集重机发展战略 73
4.2.2 中集重机竞争策略分析 74
4.2.3 中集重机经营策略分析 76
4.3风险分析 77
第五章 LNG储运行业商业机会分析 78
5.1 行业价值链分析 78
5.2 LNG新商业模式探讨 78
第六章 其它替代品的影响 88
6.1 LPG的替代作用分析 88
6.2 其他产品替代作用分析 89

第一章 天然气产业概述
1.1 天然气、液化天然气与城市燃气
城市燃气泛指城市居民、公共福利事业单位和工业用气体燃料。城市燃气的规模化利用在世界上已有两百多年的历史，我国四川自贡早在一千多年前即开始使用天然气，上海使用煤气已有一百多年的历史。早期城市燃气主要是以煤为原料制备的可燃气体。现今，城市燃气包括煤制气、油制气、液化石油气、天然气，而且以天然气占主导地位。天然气又分为以液体形式储存、运输的液化天然气（LNG）和以气体形式储存、运输的天然气。随着我国经济发展和城镇化进程加快，越来越多的中小城镇居民以及经济较发达地区的农民也已经使用上了以液化石油气为主的气体燃料。2001年10月以来，随着河南濮阳中石化中原油田绿能高科天然气液化工厂的建成投产，国内近30个液化天然气卫星站陆续建成投产，开创了国内中小城镇使用LNG的历史，发展前景较为广阔。
1.1.1城市燃气的种类
城市燃气一般可分为液化石油气、人工煤气和天然气三类。
一、液化石油气
液化石油气(LPG)是目前国内普遍使用的城市燃气。液化石油气是油气田和炼油厂加工处理油气过程和LNG液化过程的副产品，其主要成分是丙烷 (C3H8) 和丁烷(C4H10)及少量的丙烯(C3H6)、丁烯(C4H8)和戊烷(C5H12)等。根据原料和生产工艺的不同，液化石油气的丙烷和丁烷的含量有所不同，一般进口的LPG，丙烷和丁烷完全分开。
液化石油气在常温常压下呈气态，而在低温常压或常温压力下呈液态。由于液体的运输和储存比较方便，因此，石油气一般都在液态下储存和运输。储运方式主要有两种：一是用大型的低温槽船(一般2万吨级以上)将LPG从产地运到用气地区，储存在大型(容量大多为2～8万立方米)的低温常压罐中，用小船(一般是常温高压槽船)从大罐(或直接从大船)过驳，运到中小型(50～2000立方米)的常温高压罐中，然后装小罐或用管道送到用户。二是用铁路耐压槽车从产地或大型储罐中装运到用气地区的中小型常温压力罐中，然后装小罐或用管道送到用户。
目前供应给城市居民的LPG是用小型的常温压力钢瓶送到各家各户，居民用户的钢瓶容量一般是15公斤，（商业用户的钢瓶容量一般是50公斤）。石油气在瓶内是液态，罐内压力因大气温度和石油气的组分不同而不同，大气温度为38℃时，如果是纯丙烷压力为13巴，如果是纯丁烷压力为3.5巴，经装在瓶口的减压阀降压气化后燃用。近年来，许多城市大力发展小区液化石油气管道，就是在一个居民区设一个气化站，装在大瓶或大罐内的LPG经降压气化后用管道送到所在居民区的住户。为了便于管理和为将来全市燃气管道联网打基础，现在的发展趋势是把气化区扩大，如深圳1996年建成的罗芳气化站供气能力达20万户。
液化石油气的热值比较高，一般液态约为11,000大卡/公斤。
二、人工煤气
根据制气原料和制气方法的不同，人工煤气可分为三种：
1. 煤气化制气：常见的有水煤气、压力气化煤气、发生炉煤气等。这类煤气主要成分为氢气和一氧化碳，最常见的水煤气热值约2,500大卡/立方米。上海等城市有些早期的煤气厂生产这类煤气。
2. 煤干馏制气：炼焦炉和其它干馏炉对煤进行干馏得到的煤气，可以把这类煤气看作是炼焦工业的副产品。这类煤气的主要成分是氢气和甲烷，热值约为4,000大卡/立方米。我国北方许多工业城市大多使用这类煤气。
3. 油制气：重油或轻质油裂解制气。近年来，新建的煤气厂多采用油制气，广州的黄埔煤气厂是用重油制气，香港中华煤气公司的大埔煤气厂是由石脑油制气。根据原料和制气工艺的不同，油制气的组分和热值不同，但主要成分都是氢、甲烷和乙烷。
三、天然气
天然气是指在各种地质条件下生成并埋藏在地下的、从气田开采出来或与石油一起被开采出来的可燃气体。天然气的主要成分是低分子量的碳氢化合物，通常以甲烷（CH4）为主，热值一般为7,000～9,000大卡/立方米。在常温下是气态, 须用管道输送；在不宜建设管道的情况下，可低温液化后储存、输送。
1.1.2天然气是理想的城市燃气
世界城市燃气发展过程一般是逐步多元化，即煤制气、油制气、液化石油气、天然气都有使用。但是由于天然气在经济、环保和使用安全等方面优于其它燃气，因此在一般情况下，各类气体燃料有被天然气逐步取代的趋势。
有关资料表明，目前煤制气和油制气的出厂成本价，按热值计都在7～9美元/百万英热单位（MMBtu）之间。广州油制气居民用户气价2.2元/立方米,约相当于10美元/百万英热单位；LPG 55元/瓶（15公斤），价格相当于10美元/百万英热单位；气化LPG管道气如果按10元/立方米，价格相当于12美元/百万英热单位。天然气（含LNG）的价格因气田和输气情况不同而异，但在大多数情况下，按等热值条件计算，天然气的价格占明显的优势，特别是比LPG和轻质油制气便宜。
天然气在进入输送管道前以及天然气在液化前，经过加工处理，已脱除掉硫、二氧化碳和绝大部分非烃物质，燃烧时基本上不产生二氧化硫，仅产生少量氮氧化物，因此天然气为清洁能源。
此外，就使用安全性来说，LPG不如天然气。因为天然气的主要成分是甲烷，常温常压下是比空气轻的气体，如果泄漏，会很快向上扩散。而液化石油气主要成分是丙、丁烷，在常温常压下是比空气重的气体，如果泄漏，会沉积在地面附近，危险性相对较大。此外，使用管道天然气显然要比瓶装液化石油气方便得多。
基于上述经济、环保和安全方面的原因，越来越多的城市使用天然气，国内除了靠近产气区的城市外，通过长输管道，天然气也相继进入了北京、天津、上海等大城市的千家万户。
1.1.3 液化天然气
由于世界上能源分布不均，有些国家有极丰富的天然气资源，如前苏联和中东的卡塔尔、沙特阿拉伯、阿曼和也门，东南亚的马来西亚和印尼等，但有些国家缺能源，如日本、韩国等。产地与消费地远隔重洋，难以建设输气管道。随着天然气液化和运输在技术上的成熟和经济上可行， LNG的国际贸易在近二十年有越来越快的发展。天然气在气源地液化，然后用专用船运到用气地区，储存并再气化为气态的天然气，通过管道输送给用户。
天然气在常压下冷却到-162℃就成为LNG，其液态体积约为气态的1/600。在国外，LNG商业运营已有近四十多年，由于严格执行了行之有效的运行作业监督制度以及有关规程规范，至今已生产、运输、接收和气化供用户的LNG约达10亿吨，从未发生过中断供气和重大事故，保持着良好的安全运行记录。

1.2世界天然气资源现状与发展趋势
世界天然气资源丰富。截至2001年底探明可采储量与年产量之比为61.9；未探明天然气资源量潜力巨大，随着勘探的不断深入和技术的不断更新，天然气探明储量将逐年增加。天然气产业的发展前景令人鼓舞。天然气是一种长期稳定、安全可靠的能源，二十一世纪将进入天然气时代。
1.2.1 世界天然气储量
世界天然气资源丰富，至2001年探明天然气剩余储量约155万亿立方米。但是天然气资源分布不均衡，距我国较近的资源国主要有前苏联各国、印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚及中东等国家。世界天然气探明储量估算值详见表1-1。

表1－1 世界天然气探明储量
名次
国 家
天然气探明储量
（万亿立方米）
1
俄罗斯
47.58
2
伊朗
23.00
3
卡塔尔
14.40
4
沙特阿拉伯
6.20
5
阿布扎比
5.55
6
美国
5.02
7
阿尔及利亚
4.52
8
委内瑞拉
4.18
9
尼日利亚
3.51
10
伊拉克
3.11
11
土库曼斯坦
2.86
12
印尼
2.62
13
乌兹别克斯坦
2.55
14
马来西亚
2.12
15
哈萨克斯坦
1.87
16
荷兰
1.84
17
加拿大
1.77
18
科威特
1.69
19
中国
1.48
20
利比亚
1.37
21
澳大利亚
1.31
22
挪威
1.25
23
乌克兰
1.12
24
埃及
1.00
25
墨西哥
0.84
26
阿曼
0.83

世界合计
154.38
资料来源：美国《油气杂志》2001年12月

1.2.2 世界天然气产量
2001年世界天然气产量达2.464万亿米3，世界前20位天然气生产国的产量见表1-2。

表1-2 2001年世界前20位各国天然气产量
国家
生产量(亿m3)
占比例(%)
前苏联
6773
27.5
美国
5554
22.5
加拿大
1720
7.0
英国
1058
4.3
阿尔及利亚
782
3.2
印度尼西亚
629
2.6
荷兰
614
2.5
伊朗
606
2.5
挪威
575
2.3
沙特阿拉伯
537
2.2
马来西亚
474
1.9
阿联酋
413
1.7
阿根廷
384
1.6
墨西哥
347
1.4
澳大利亚
327
1.3
卡塔尔
325
1.3
中国
303
1.2
委内瑞拉
289
1.2
印度
264
1.1
埃及
210
0.9
巴基斯坦
199
0.8
以上20个国家
22383
91.0
其他
2257
9.0
合计
24640
100.0
资料来源：«BP能源统计»，2002年6月

1.2.3 世界天然气消费量
2001年世界天然气消费量已达24,049亿米3，近10年增长约4,000亿米3，天然气在世界一次能源消费结构中的比例已达到24.7%(其中，美国为25.8%，英国为38.1%，俄罗斯为54.6%，中国仅为2.5%)，天然气成为仅次于石油，与煤炭不相上下的世界第三大能源。
世界能源专家普遍认为，天然气资源比石油资源更为丰富，预测可满足世界需求120年以上。第16届世界石油大会的报告认为，全球天然气需求将从目前2.4万亿米3增加到2010年4.9万亿米3。石油、天然气在总能源中的比例将从1999年的64%上升到2010年的69%。约在2040年，世界天然气供应量将大大超过石油和煤炭，天然气所占比例将由2000年的24.7%上升到51%。目前，世界天然气国际贸易中约3/4以管道输送，其余1/4以LNG方式输送。

1.3 我国天然气产业的历史、现状与发展趋势
1.3.1 我国天然气产业的历史和现状
我国是世界上利用天然气最早的国家。早在一千多年前，四川自贡开采卤水的同时开采出了天然气，用竹管输气，主要用于熬煮卤水制盐。但是在漫长的岁月里，受技术能力的限制，并没有形成天然气产业。真正形成天然气产业是上世纪50年代以后，先后在四川隆昌、泸州、威远、卧龙河和川西北地区发现了天然气，并相继开发利用。此外，随着大庆、大港、华北等油田的开发，也同时开采出大量油田伴生气，伴生气经集输和处理后,用管线输送供油田内部和附近城市使用。至上世纪70年代，我国已基本形成勘探——开发——处理（脱硫、脱水、凝析油和轻烃回收）——输气——利用的天然气产业链。天然气主要用于：化工原料（化肥、甲醇、化纤等）、工业燃料、城市燃气和发电。
经过几十年的勘探和资源评价表明，我国拥有丰富的天然气资源。在69个盆地和地区天然气远景储量为38万亿米3，截至2002年底，已探明的天然气地质储量为4.48万亿米3，可采储量2.56万亿米3。远景储量超过1万亿米3的地区有：塔里木、四川、陕甘宁、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、珠江口、准葛尔和柴达木。
近十年来，我国天然气产业有了很大的发展，至今在全国建成的天然气输送管道约2万公里，主要有：川渝管网；陕京线；靖西线；长宁线；长呼线；鄯乌线；涩宁兰管线；南海崖13－1气田～香港、海南；东海平湖～上海；渤海锦州20－1～锦州；渤西～塘沽、南海东方1－1～东方、海口管线等。
2002年我国天然气消费量已超过300亿米3，其消费结构大致为：化工用气占37.5％，工业燃料用气占29.3％，发电用气占13.6％（主要为香港29亿米3），城市燃气占19.6％。2002年我国天然气消费量在一次能源消费结构中仅占2.5％。
目前，我国计划和正在实施的大型天然气项目有：
1、正在施工的陆上输气管线项目有：①新疆轮南——上海的“西气东输”管线，干线全长3900公里，年输气量120亿米3，2003年10月东段（靖边至上海）投产，2004年底全线投入商业运营。②重庆忠县——武汉输气管线，年输气量30亿米3，2005年投产。正在开展前期工作的输气管线项目包括：③长庆气田——北京的陕京复线；④俄罗斯东西伯利亚——中国——韩国的输气管线。
此外，还有为上述输气主干线配套的较大规模的支线管道。
2、引进LNG项目有：①广东LNG试点项目一期工程，进口LNG370万吨/年，经国务院批准，已开工建设，预计2006年投产。②福建引进LNG项目，进口LNG300万吨/年，已完成可研报告，计划2006年投产。③山东引进LNG项目，国家有关部门已批准开展前期工作。④江苏、浙江、上海也正在积极开展引进LNG项目的投资机会研究。
3、海上天然气登陆项目有：①东海平湖气田和西湖凹陷向浙江、上海供气项目。②渤海气田向山东供气项目。③南海向广东供气项目。
1.3.2 我国天然气利用的发展趋势
天然气是优质的燃料和化工原料，多数情况下在技术经济上优于煤炭，在某些领域内优于石油。根据我国国情以及世界利用天然气的经验和趋势，我国天然气利用的方向将由以化工用气为主改变为“以气代油、代煤和城市气化”。化工原料用天然气数量会有一定幅度的增加，但所占比例将大幅度降低。
1. 城市气化
城市燃气化是城市现代化的必要条件之一，是提高城市居民生活质量和改善城市环境的重要措施之一。在各类城市燃气中，天然气在技术上和经济上优于煤气和LPG，易于被城市接受。无论是国外还是国内，除少数特殊情况外，用天然气替代煤气和LPG是公认的城市气化的必由之路。
2．以气代煤
天然气在许多领域可以替代煤炭，对改善环境有重大的作用。用天然气发电，不仅有利于改善环境，而且有利于电网调峰，因此是以气代煤的重要途径。我国电力需求量很大，目前电力消费增长速度高于一次能源消费增长速度，且以煤电和水电为主。采用天然气联合循环发电将提高能源利用效率，降低投资、保护环境、减少占地和耗水。日本、韩国等经济发展较快的国家，天然气大部分用于发电。此外由于发电用气量大而且比较稳定，有利于天然气在市场开发初期尽快达到供气的经济规模，提高供气项目的经济效益。天然气发电成本比煤电和水电高，但如果考虑到供电质量和“环保成本”，经济上仍然是合理的；如果实行“峰谷电价”和“环保加价”则天然气发电具有一定的竞争力。
3．以气代油
我国石油资源和产量不能满足经济发展的需求，目前已是石油净进口国，而且近几年进口量快速增长。以气代油可以部分缓解油品供应紧张的局面和改善环境。在某些情况下，按等热值计算，天然气价格比石油低，而且天然气作为燃料和原料在某些方面性能要优于油品，易于被用户所接受。在气田附近区域，“以气代油”有较好的经济效益和发展前景。
1.4 我国天然气发展战略与规划
随着我国全面建设小康社会的进程，我国天然气市场需求也进入快速增长阶段，今后一段时期内将全方位、多渠道发展天然气产业，主要格局为：
“西气东输”：塔里木盆地库车－塔北地区向东输气120亿米3 /年，供应河南、安徽、江苏、浙江和上海市场。
东海天然气：计划进一步开发这一地区的天然气资源，使东海油气田形成100亿米/年的供气规模，稳定供气20年，主要供应浙江和上海。
广东LNG项目和福建LNG项目：一期工程分别从澳大利亚和印尼进口LNG370万吨/年和300万吨/年（1万吨LNG约折合 0.14亿米3天然气）。
陕甘宁气田向陕、甘、宁、蒙、晋、冀、京、津、鲁九省市供气。
四川盆地天然气除向川渝、云贵地区供气外，还通过忠武管线向湖北、湖南供气。
从俄罗斯进口天然气：由俄罗斯东西伯利亚向我国的，东北、环渤海地区供气。
此外，还有渤海、南海、松辽、华北、中原、涩北等气田向相关地区供气。
从地域分布看，全国除西藏、广西、江西外，各省、市、区均不同程度地使用了天然气（广西、江西用气下一步可望解决）；但从满足社会经济发展需求看，仍存在很大差距。
1.5 我国天然气产业环境
目前，天然气产业的发展已成为国家经济增长和能源战略考虑的重要因素，各级政府高度重视。天然气的勘探、开发、运输、储存和使用方面的特点，决定了天然气产业与一般工业发展的不同规律。世界各国在天然气工业发展的初期，都对其采取一些特殊的扶持政策，如在税收和电价方面的政策。我国天然气产业还处于发展初期，同样需要国家给予必要的支持。
1.5.1 我国天然气产业目前存在的问题
一、由于我国经济发展迅速，产业结构和经济成分正处于不断调整中，中、小城镇大量增加，城市规模也在不断扩大，使得天然气需求量和可承受价格很难作出准确预测。因此，用天然气行业一般的“照付不议”的模式来落实市场容量并确定项目规模比较困难。
二、天然气市场供求存在地域性矛盾。我国天然气资源主要集中在西部地区（约占总资源量60％），而需求市场则主要在东部和沿海地区，长距离输气削弱了天然气的竞争优势。
三、管网和储运设施基础薄弱。输气管线少、能力小，更没有形成管网；有些刚开始建设，还没有形成管网，天然气储存设施如大型地下储气库还处于研究、启动阶段。因此，天然气的调度困难，许多地方处于一个气源和一根管线供气状态，调峰和应急能力差。而要改变这种状态，需要大量的投资。
四、天然气产业的相关法律和法规需要进一步建立和完善。
1.5.2 关于天然气产业的政策支持
天然气产业要发展，开拓市场是关键。在开发天然气项目时，常常遇到的情况是：在进行用户初步调查时，纷纷要求多用气；在价格谈判时，用户认为价格“过高”，供求双方难以达成协议；在签供、用气合同和落实“照付不议”用量时，用户承诺的气量往往偏低，而实施中又可能发生“气荒”，要防止和改变这种状况，使天然气产业健康发展，需要政府在政策上给予支持。天然气产业包括上下游各个环节，不同的政策导向，将会影响许多行业或企业的利益，所以天然气产业政策的制定是一项复杂的系统工程，需要上下游作为一个整体，统筹兼顾。
一、气价
对气价需要监管，包括构成气价的各个环节（包括气田开发或进口成本价、管输费、储存费、城市输配费等）的监管和审批，气价的制定要符合价值规律的要求。
二、税收
国家对进口天然气已经给予了免关税的政策，对广东、福建LNG项目的进口环节增值税也给予了优惠。
三、天然气发电
在一些环境污染严重的地区，不准新建燃煤电厂；新建燃煤电厂必须上脱硫装置；征收排污费；加快小火电退役进程；发挥燃气电厂有利于调峰的优势，研究制定合理的上网电价、峰谷电价和燃气电厂发电小时数。
四、城市燃气
鼓励城市燃气使用天然气，严格贯彻环境保护政策，强制性规定城市的一些地区或行业必须使用清洁能源。鼓励城市燃气投资渠道多元化，允许民营、合资和外资企业投资城市燃气。发展燃气汽车、燃气空调等新的用气事业。
1.6 中国天然气产业的法律法规
我国天然气产业相关的主要法律法规有：
1. 中华人民共和国消防法（2002年5月1日起实施）
2. 建筑工程消防监督审核管理规定（公安部30号令）
3. 中华人民共和国职业病防治法（2002年5月1日起实施）—建设
项 目（工程）劳动安全卫生监察规定（原劳动部1996年第3号令）
4. 危险化学品安全管理条例（国务院第344号令，2002年3月15日
实施）
5. 压力容器安全技术监察规程（质技监局锅发[1999]154号）
6. 压力管道安全管理与监察规定（劳部发[1996]140号）
天然气产业除了要遵循国家的通用法律法规外，还要遵循一系列的行业规程规范，这些规程规范经过几十年的实践和不断的修改补充，证明其技术要求是合理的，符合我国的国情，有很好的可操作性。这些规程规范主要有：
1. 《输气管道工程设计规范》GB50251－94
2. 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/ T9711-1999
3. 《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-99
4. 《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》SY/T0015-98
5. 《输油输气管道岩土工程勘查规范》SY/T0053-97
6. 《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007－1999
7. 《埋地钢管强制电流阴极保护设计规范》SYJ0036－2000
8. 《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183－93
9. 《火灾自动报警系统设计规范》GB50116－98
10. 《爆炸性环境用电气设备通用要求》GB3836－2000
11. 《计算站场地安全要求》GB/T9361－88
12. 《工业企业通信设计规范》GBJ42－81
13. 《工业电视系统工程设计规范》GBJ115－87
14. 《通信工程建设环境保护技术规定》YD5039－97
15. 《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》SY/T0450－97
16. 《埋地钢质管道熔结环氧粉末涂层技术标准》SY/T0315－97
17. 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413－2002
18. 《石油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》1987年10月1日
19. 《建筑设计防火规范》GBJ16－87
20. 《爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范》GB50058－92
21. 《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047－93
22. 《石油化工企业可燃性气体和有毒有害气体检测报警设计规范》SH3063－1999
23. 《原油和天然气工程建设站（厂）总图设计规范》SYJ48－91
上述法律法规和规程规范主要涉及技术层面的问题，有关经营管理和生产关系方面的法律法规比较欠缺，有待在今后的实践中不断完善、补充。

第二章 LNG产业概述
2.1 LNG产业链
LNG是气田开采出的天然气（或油田的伴生气），经过脱水、脱酸性气体和重烃，然后压缩、膨胀、液化而成，液化后的体积约为液化前气体（常压下）的1/600。常压下的LNG温度为－162℃，必须储存在隔热的容器中。LNG通常被装入特制的LNG运输船从产地运送到遥远的用户所在地的接收站。这种运输方式是为了满足长距离海运的需要。目前全世界大约有6％的天然气是以LNG船运方式完成交易的。
LNG项目均由一个完整连续的产业链构成。从LNG生产到用户的产业链包括上游的天然气生产、液化、运输、接收、气化、通过管网送至最终用户；也可由接收站用专用运输工具将LNG运送至卫星站，气化后管输至用户。
LNG产业链的上游环节包括天然气的勘探、开发和生产。一个LNG项目通常需要一个储量超过10TCF(约2,800亿立方米)能够保持稳产期至少20年的大气田，而气的质量也是决定LNG项目是否经济的关键因素（例如 CO2 等非可燃气体含量不能太高）。
液化厂由一些将天然气净化和冷却到－162℃的装置组成。这些装置在一个液化厂内通常有2～8套，也称为2～8个系列，目前最大系列的年产量可达480万吨。
船运是LNG整个产业链条中关键的一环。LNG是在常压下由特制的LNG运输船运送到LNG接收站。虽然目前还有一些较小的LNG运输船（8万立方米以下）仍然在运行，但目前运行的128条船中大多数能力在125000立方米以上，其中有50多条在135000～145000立方米之间。大部分LNG船储液仓采用球罐，也有相当一部分采用薄膜罐。2001年一条LNG船（130000万立方米左右）的造价约1.7亿美元。
LNG接收站接收由LNG运输船运来的LNG，接收后储存在罐内，气化后通过管道送到最终用户或由LNG专用运输车、船送至卫星站，气化后由管道送至用户。大约有2～3％的LNG在运输和再气化过程中用掉或损失掉。接收站（典型的300万吨/年规模）的投资在2.0～10.0亿美元之间，具体数额取决于建设地点的条件和需要的储罐容量。

气田/油田
液化
LNG储罐
LNG运输船
LNG运输船
运往目的地
天然气 LNG LNG装载 空船返航
天然气液化厂
LNG卸载
LNG气化
天然气发电厂
LNG储罐

天然气
城市门站
输送管道
LNG接收站
天然气用户 LNG槽车或
车载罐式集装箱

城市、中小城镇
LNG卫星站
天然气
天然气用户 输送管道
LNG 产业链示意图

近期一个典型的从澳大利亚生产、运输LNG到东北亚的规模为300万吨/年的项目的投资（单位：亿美元）构成大致如下：

表2－1 某地LNG产业投资比例 单位： 亿美元
气田勘探
开发和集输
液化厂
运输
接收站
输气干线
总计
10
8
5
7
30

有关LNG生产基地到东北亚地区的到岸价格统计如下（美元/百万英热单位MMBTU）：阿布扎比（Das Island） 2.91，美国（Alaska ）2.82，澳大利亚（NWShelf ）3.27，文莱（Lumut） 2.97，印度尼西亚（Arun,Bontang ）3.31，马来西亚（MLNG,Buntulu） 2.98，卡塔尔（Qatargas） 3.07。最低2.82美元/MMBTU，最高3.27美元/MMBTU。
2.2世界LNG产业的历史、现状与发展趋势
2.2.1 世界LNG产业史
天然气早期大多伴随原油产出，因无法利用或运输，因此部分天然气回注地下，维持原油生产压力，但大部分被燃烧废弃。以后逐渐发展了管道输送，天然气得到利用并很快表现出巨大的优越性。但是对远隔重洋的天然气市场，仍然只能望洋兴叹。随着深冷技术的发展，国外开始了工业规模天然气液化研究和开发工作，在上世纪50年代实现了工业化。1959年美国康斯托克国际甲烷公司建造了世界上第一艘液化天然气运输船——“甲烷先锋”号，1960年初将5000立方米LNG用船从美国运到英国。1964年和1965年分别开始了从阿尔及利亚运送LNG到英国和法国的商业运行。1969年日本开始引入LNG，在1973年的世界能源（石油）危机后，日本大量进口LNG促使LNG产业迅猛发展。
LNG的国际贸易依赖海上运输。LNG航运技术经历了40多年的发展，已完全成熟，可以保障LNG海上运输的安全可靠。
至2002年9月，世界LNG航运市场有LNG船133艘，约1,470万立方米容量。其中5万立方米以下的小型船14艘，5～10万立方米的中型船20艘，10万立方米以上的大型船99艘。大型船的数量占整个船队的74.4%，容量则占整个船队的86%。目前LNG船舶的常用舱容一般在12.5～13.5万立方米之间，最大舱容达到了14.5万立方米，其中绝大部分船舶在固定的航线上营运。
LNG产品的特殊性，要求LNG运输船具有很高的安全可靠性，在建造过程中必须采用可靠的材料和先进的技术，建造质量及运营管理要求严格，1965年建造的Cinderella号至今仍在使用。
LNG作为发电和民用燃料，安全可靠，并且液化和低温储存技术成熟稳定，通过技术改进和规模扩展，成本逐步降低，在国际能源市场上的份额不断扩大。LNG贸易占国际天然气贸易量的比例，从1970年的5.9% 上升到2001年的25%强。
全球LNG资源和市场有三大区块：(1) 大西洋盆地(包括北美、中美洲、拉丁美洲、西欧和西非地区)；(2) 地中海和中东地区(包括西欧、南欧、中亚、北非和中东阿拉伯半岛)；(3) 亚太地区(包括东亚、东南亚、南亚、澳大利亚)。其中，进口LNG的有法国、西班牙、意大利、美国、日本、韩国等国家及中国台湾地区。亚太地区(包括日本、韩国和台湾)现占总进口贸易量的71%强(1,018亿立方米天然气)，日本是目前最大LNG进口国，占2001年全球LNG总贸易量的52%左右(约741亿立方米天然气)。出口国有阿尔及利亚、尼日利亚、印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔、阿曼、阿布扎比、美国阿拉斯加、澳大利亚等。图2-2显示从1970年以来各个LNG出口国的贸易量, 表2-2说明2001年全球LNG进出口贸易情况。

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表2-2 2001 年 LNG 全球贸易情况 （单位：10亿立方米天然气）-- 《BP能源统计》，2002年6月
进 口
出 口

美国
特立尼达
阿曼
卡塔尔
阿联酋
阿尔及利亚
利比亚
尼日利亚
澳大利亚
文莱
印度尼西亚
马来西亚
总进口量
北美

美国

2.62
0.34
0.64

1.84

1.08
0.07

6.59
波多黎各

0.58
0.05

0.63
欧洲

比利时

2.32

0.08

2.40
法国

0.15

9.80

0.50

10.45
希腊

0.50

0.50
意大利

0.08

2.25

3.00

5.25
葡萄牙

0.26

0.26
西班牙

0.45
0.91
0.78
0.02
5.20
0.77
1.71

9.84
土耳其

3.63

1.20

4.83
亚太

日本
1.79

0.83
8.30
6.89

10.05
8.20
22.74
15.27
74.07
韩国

5.30
6.67
0.17

0.08
0.80
5.36
3.04
21.428
台湾

3.70
2.60
6.30
总出口
1.79
3.65
7.43
16.54
7.08
25.54
0.77
7.83
10.20
9.00
31.80
20.91
142.54

2.2.2 LNG贸易方式
LNG贸易有FOB、CIF和DES三种方式。 LNG运输的船舶租用方式有期租和航次租船。目前LNG贸易90%以上属于长期合同，运输大都采用长期期租的方式。
FOB贸易是指卖方必须在合同