【天然气】液化天然气供给方式经济性分析

文|王佼佼1 徐瑨浣2 汪庆桓1 陈晓丽1 厉建磊2 张天2

1.北京恩耐特分布能源技术有限公司；2.中国石化天然气分公司

摘要：近年来，天然气在城市发电、供热、工商业等领域的应用越来越广泛，液化天然气作为城市燃气的补充，发展非常迅速。研究液化天然气“直供+代输”以及槽车输运两种供气方式的供气流程和成本核算，分析运距和供气规模对供气经济性的影响，分别为用气方和气源公司提供用气和售气参考。结果表明：降低输气成本对气源方与用气方均是利好；在500 km运距内，槽车输运方式优于“直供+代输”方式，且输气距离越短，优势越明显。针对天津市某具体用气项目的分析结果表明，在天津当前价格条件下，售气方利润空间被压缩，采用槽车输运方式经济性相对较好。

0 引言

      近年来，天然气在城市发电、供热、工商业等领域的应用越来越广泛，我国的天然气气源包括上游气田生产的天然气和进口液态天然气（LNG）等。LNG 作为城市燃气的补充，以其热值高、污染少、储运方便等特点，越来越受到青睐，与常规天然气相比，其价格更为灵活，也往往更加低廉。采用LNG直供气时，输送方式包括“直供＋代输”和槽车输运等，因供气流程和商业模式不同，LNG“直供＋代输”和槽车输运供气成本不同，笔者分析在较短运距下、有稳定供气需求时不同方式的供气成本，为用气方和售气方的决策提供指导。

1、两种LNG供气方式介绍

1.1 “直供＋代输”方式

      LNG气源方与用气方达成天然气直供协议，委托当地燃气公司通过已有城市管网代为输运，并支付相应的管网代输费用。一般模式是：LNG在接收站集中气化为符合城市燃气标准的天然气，然后进入代输燃气公司的管网，用气方付给城市燃气公司过网费。这种方式当前采用较少，一是因为城市燃气公司的下游用户被抢走，利润受损，因而配合热情不高，二是当前管网代输费用不透明。未来油气改革后有望逐渐普遍化。

1.2 LNG槽车供气

      使用槽车将LNG由接收站输运至用气点附近的中小型LNG气化站，气化后供给用户使用。LNG气化站根据用气规模的不同有瓶组气化站、撬装站、卫星站等不同类型，LNG气化站可以由用气方或气源方投资建设。用气方可以自由选择LNG槽车输运的物流方案，可以自组车队或者委托相关的物流公司。LNG 槽车供气适合于用气量比较稳定的用户，目前我国LNG槽车供气应用较多，发展较快。

2、两种LNG供气方式成本构成

      常规城市燃气供气、LNG“直供＋代输”供气、LNG槽车输运供气，这3种供气方式成本组成各不相同，3种方式的供气流程及各环节的费用如图1所示。

2.1 常规方式供气成本

      当用气方选择常规供气方式时，采用的是输销一体化的运行模式，执行的是统一的天然气终端销售价格，由当地政府物价局来确定。

      2015年11月发布的《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》规定：自2015年11月20日起，非居民用气最高门站价格降低0.7元／m3。我国部分地区如北京、天津、武汉等出台了相关的天然气优惠气价政策，鼓励使用天然气进行发电、集中供暖等，这些地区的用户应优先执行相应的优惠气价。所以，集中供气的价格主要受国家或地方政府政策的影响。

2.2 直供＋代输

天然气以气态形式售出，这时的天然气终端使用价格如下：

      C2＝Pg＋Pgs （1）

      式中，C2为管输供气总成本，元／m3；Pg为LNG在接收站气化后的价格，元／m3；Pgs为管输价格，元／m3。

      Pg 由LNG 气源价和LNG 的集中气化费用组成，“直供＋代销”方式时，LNG 需要在接收站进行气化，集中气化费用与LNG接收站的集中气化方式和气化量相关。

      Pgs主要受输气距离的影响，国家或地方政府一般会对管输费的上限有所规定，具体的管输价格则需要与相关的燃气公司进行协商。由于燃气公司同时为多个用户提供天然气管网输运服务，所以管输单位价格与供气量无关。

LNG管输供气的单位供气成本主要受供气距离的影响。

2.3 LNG槽车供气成本

LNG以液态形式售出，这时的天然气终端使用价格如下式：

      C3＝Pl/λ＋Pcc/λ＋Pqhz （2）

      式中，C3为槽车输运供气总成本，元／m3；Pl为LNG接收站的LNG 销售价格，元／t；Pcc为LNG 槽车运费，元／t；Pqhz为LNG气化站的气化成本，元／m3；λ为LNG气化率，m3／t。

      在有一定量的稳定用气的前提下，LNG槽车运费Pcc主要与供气距离相关，国内目前1000 km以内的运费在（0.65～0.85）元／（t·km）。在实际计算LNG槽车运费时，首先需要确定车辆的调度方式，然后具体核算槽车的折旧费用、高速公路过路费、燃料费、驾驶员工资、保险费等。此核算方法适用于自组LNG槽车车队进行LNG运输的用户，不过LNG用户一般情况下是将LNG的运输委托给相关的物流公司，具体运费需要与之协商。

      LNG气化站投资成本包括建站初投资和运营成本，成本大小主要与建站规模相关。LNG气化站的建站规模与用气量相关，通常设计LNG 气化站时，应使气化站储罐总容量80 %的LNG能满足用户4～6天的用气量。一般情况下，用气量越大，气化站的初投资和年运营成本越高，但是单位体积天然气的气化费用Pqhz会越低。

      LNG槽车供气方式的单位供气成本受供气距离和供气量的双重影响。

3、两种LNG供气方式的经济性分析及影响

      LNG在输运环节的成本主要与供气距离和供气量相关，笔者以天津市为例，讨论供气距离在500 km以内，管输价格、槽车运费和LNG气化站费用随供气距离和供气量变化时的供气经济性变化，分别从用气方和售气方的角度来分析两种供气方式的影响。

3.1 对用气方的影响

      用气方关注终端用气成本，即图1中的C1、C2和C3，其中供气成本最低的方式必然是用气方所青睐的。所以，在气态天然气的价格Pg和液态天然气的价格Pl为固定值的前提下，讨论管输价格Pgs、LNG槽车运费Pcc和LNG气化站的气化成本Pqhz随运距和用气量变化时对终端价格C1、C2和C3造成的影响。

      天津市集中供热天然气价格为2.37元／m3，LNG的价格Pl约为3200元／t，LNG接收站的集中气化费用可取0.36 元／m3，在这个前提下，计算出运距50～500 km，LNG气化站规模分别为100 m3、200 m3、300 m3、400 m3时，统一销售价格C1、管输终端价格C2和槽车输运终端价格C3的变化趋势，如图2所示。

从图2可以看出：

      1） 在500 km内，运距越短，LNG槽车输运的经济性越好，例如，当运距为50 km（LNG气化站规模为400 m3）时，槽车输运终端价为2.45元／m3，而管输的终端价高达2.76元／m3。随着运距的增加，管输方式的供气成本上升较慢，而槽车输运上升较快，两者的差距越来越小，在大运距时，管输方式经济性有望逐渐好于槽车方式。

      2） LNG气化站的气化费用对槽车输运终端价格也有一定影响，同样运距下400 m3的气化站要比100 m3的气化站平均费用少0.08元／m3，但是随着气量的增大，LNG气化站费用的影响越来越弱。因此，如果采用槽车输运方式，用气量更大（一般对应更大容量的LNG气化站）时，用气方可以争取到相对更低的用气价格。

      3） 不管采用哪种供气方式，在任何运距以及气量的情况下，C2和C3都要高于C1（2.37元／m3），这时用气方必然会选择采用管网集中供气方式，除非气源方降低LNG 售卖价格，同时压缩运输环节的费用，从而使得C2或C3不高于2.37元／m3。

3.2 对气源方的影响

      对于气源公司，当城市燃气终端销售价格C1较高时，企业有较强的竞争力，这时通过选取较为经济的输运方式可以获得更大的优势；当终端销售价格C1较低时，盈利空间被压缩，合适的输运方式可以使得企业尽可能争取到更多利润、减少损失。若是直供气的终端供气价格高于C1时，用户不会选择使用LNG直供气，所以下面讨论当管输终端价格C2和槽车输运终端价格C3都达到最大值，即都等于C1时，气源公司的最高售气价格。

      当C2＝C3＝2.37 元／m3时，管输价格Pgs、LNG槽车运费Pcc和LNG气化站的气化成本Pqhz的大小，直接决定了气态天然气的价格Pg和液态天然气的价格Pl。图3给出了不同运距和供气量时的接收站天然气价格，为方便对比，图中价格单位中的“m3”都是针对气态天然气来说。

从图3可以看出：

      1）采用管输供气方式时，气态天然气售价受运距影响较小，50 km和500 km运距时的售价分别为2.25元／m3和2.20元／m3，这时气源方盈利大小的关键在于对LNG接收站集中气化成本的控制，接收站集中气化成本主要与接收站的整体气化量有关，所以如果气源方能够扩大销售市场，使LNG接收站的气化量保持在一定规模，就可以压缩气化加工成本，从而获利更多。

      2）采用槽车输运方式时，LNG的售价受运输距离的影响较大，供气量也有一定影响，当供气情况为“50 km运距＋100 m3 LNG 气化站”时，售价为2.12元／m3，当“500 km运距＋100 m3 LNG气化站”时，售价降低至1.84元／m3，而“50 km运距＋400m3 LNG气化站”时，售价可以达到2.20元／m3。所以，当采用槽车输运的供气方式时，气源方应尽量选择将LNG销售给短途且用气量较大的用户。

      3） 气态天然气销售价格Pg始终高于液态天然气销售价格Pl／λ（折算为气态时的价格），但是由于Pg中还包含了LNG在接收站的集中气化加工费，并不能简单判断哪种售气方式更为划算，需要气源方对LNG的集中气化费用进行具体的内部核算，当“Pg－Pl／λ＜集中气化费”时，采用槽车输运的方式更划算，反之则建议采用管输方式。图3中，“500 km运距＋100 m3LNG 气化站”时，Pg－Pl／λ＝0.365 元／m3，这时两个价格差距最大，如果集中气化费用高于0.365元／m3，则500 km运距内，始终是出售液态天然气对气源方比较有利。

4、某实际项目的供气方式选择

      用气方和售气方在进行实际决策时，需要综合考虑当地气价、管输价、LNG价格、槽车运费等各项与供气过程相关的价格。以天津市某园区型天然气分布式能源（CCHP）项目为例，分析供气成本对用气方和售气方的影响，说明用气方和售气方分别应采取的应对策略。

      项目具体情况如下：能源站年耗天然气量约0.15 × 108 m3／a，最大天然气量约为60000 m3／d；能源站使用LNG管输供气的输气距离约为50 km，使用LNG槽车输运供气的运输距离约为60 km；目前天津市的集中供热气价为2.37元／m3，天津市规定短途天然气管输价格不超过0.12元／m3，百公里内槽车输运费为（150～180）元／t。

      假设LNG管输和LNG槽车输运的终端价格都等于统一气价，推算最高售气价格。

      LNG管网供气时，天然气管输价取0.12元／m3，可以计算出LNG在接收站气化后的价格为2.25元／m3；LNG槽车供气时，根据能源站的用气量，需要建设储量为400 m3的小型LNG气化站，初投资约为1200万元，年运营成本约为56万元，总年均成本约为200万元，LNG槽车运费取150元／t，可以计算出LNG气源价为2981元／t。

      当采用统一天然气售价（2.37元／m3）时，信息产业园的供气费用为3555万元／a，所以采用直供的方式时，不管是管输供气还是槽车输运供气，总成本都不能高于3555万元／a。采用槽车输运时，LNG接收站气化费为200万元／a，槽车运费为161万元／a，可以计算出LNG接收站液态天然气的销售价格需要控制在3194万元／a，采用管输方式时，管输费为180万元／a，这时可以反推出LNG接收站的气化加工费控制在181万元／a（折合0.12元／m3）时，总费用不会超过3555万元／a。接收站的整体气化量越大，LNG接收站的平均集中气化加工费用越低，根据相关文献，年气化量约40 × 108 m3的接收站的气化加工费就高达0.36元／m3。所以此项目采用槽车输运的经济性相对较好。

5、结论

      当LNG 终端价格低于城市燃气终端销售价格时，用气方才会选择采用LNG，并选择最为经济的输运方式。LNG输运成本较低对于用气方和气源方都是利好，用气方有望获取更低的终端用气价格，而气源方有望获取更高的售气价格。在500 km运距以内，供气规模小于0.2 × 108m3／a的条件下，管输供气方式，输气成本主要受供气距离影响。槽车供气方式，输气成本主要受供气规模和供气距离影响。在运距较短且供气规模较大的情况下，输气成本较低。当LNG接收站的集中气化费用较高时，“直供＋代输”方式的终端气价更高，在运距较长时，则槽车输运更昂贵。

来源：《天然气技术与经济》（双月），2017年第1期）

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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