LNG产业市场情况及未来发展策略分析

 　　中国用了30多年的时间走过了发达国家100多年两次工业革命的大部分历程,但同时也付出了巨大的能源和环境代价。GDP占世界12%、人口占世界19.5%的中国耗费着世界一半的煤炭、50%的钢铁、60%的水泥,能源利用效率低于世界平均水平13个百分点之多,雾霾天气和PM2.5超标已极为严重,世界20个重污染城市有16个在中国。近几年中国碳排放年增量几乎占了全世界的70%,面临极大的能源转型和碳减排压力。

　　由于中国长期执行“以煤为主,重油轻气”的能源战略,错过了20世纪80年代世界终端用能燃料由煤和石油向洁净而廉价的天然气转型的历史机遇。实际上中国并不“缺油、少气”,据国土资源部2014年最新数据,我国油气远景资源量为1287亿t、70万亿m3,可采油气资源量分别为255亿t、27万亿m3。油气探明程度分别为35.7%、15.4%,油气资源潜力巨大。折算为已探明可采资源量,石油为91亿t,比美国多一倍,储采比43.3,4倍于美国的10.9;天然气为4.16万亿m3,储采比38.9,3倍于美国的12.5。

　　中国只要改变思维定式,在大力发展非化石能源的同时,快速发展天然气,就完全有可能用20年左右时间弥补上30年前向气体燃料转型的欠账,与世界迈入“第三次工业革命”的历史新时期同步前行。

　　当前中国加速发展天然气除了消除雾霾、减排CO2,促进生态、绿色、低碳发展外,还有3大重任：

　　①通过全面推广能源利用效率70%以上的天然气分布式冷热电联供,推动全国能源利用效率大幅度提高,降低一次能源总量增幅;

　　②发电配合电网调峰;

　　③抓住历史新机遇,发展天然气交通工具(NaturalGasVehicle,NGV),以天然气替代汽、柴油燃料,满足今后快速增长的交通运输燃料增量需求,抑制石油对外依存度增幅过大过快。

　　1、进口LNG是国内天然气需求的重要补充,掌控国际贸易价格的抓手

　　因对中国丰富的天然气资源大规模勘探开发起步晚,国内的天然气产量在近十几年内还不能满足快速增长的需求量,需要适当进口补充。按照生态、绿色、低碳发展进程“倒逼”估算,2020年中国天然气需求量应在4500亿m3/a左右,2030年将介于7000亿~8000亿m3/a之间。为了控制终端消费价格、快速开拓天然气下游市场,中国天然气产业发展的总体战略必须以成本低廉的国产气为主;作为补充的进口气所占比例尽可能不超过30%。

　　地缘条件使中国的天然气进口呈现“左右逢源”的有利格局。西、北、南三面都可借长输管线从资源丰富的产气国进口。按照已经和即将签订的合同,到2020年进口土库曼斯坦、缅甸、俄罗斯管输气将有可能达到1000亿m3/a。东南沿海有每年接受几千万吨船运LNG的能力。从LNG出口国资源、出口趋势和液化设施建设规划看,到2020年将呈现买方市场,能够满足中国进口LNG 4000万~5000万t/a的需求(见表)。

　　以国产气为主,且具有上述“左右逢源”地缘优势的中国能够在相当程度上掌握进口天然气或LNG的价格话语权。具有10~20个接收终端、几百万吨LNG储存能力,并且开设了LNG期货交易中心的世界第二大的中国LNG进口市场,对LNG或管输气的定价都将会有更大的影响。

　　2、LNG是现阶段中国交通运输能源低碳转型的主力

　　气候变化促使能源向低碳转型,交通运输能源最终必将走向“无碳化”。但是各个国家根据自己的国情所选择的转型途径则各不相同:巴西80%的汽车燃料已是生物乙醇;美国玉米制乙醇已达1亿t/a,而且与欧盟、日本同样鼓励发展混合动力车和混合动力+插电车(Plugin),远期目标是氢燃料电池车。

　　2010年世界天然气车总量已达1267.4万辆,近10年增速为20.8%,其中巴基斯坦、伊朗、阿根廷、巴西、印度5国拥有量居前五位,占全球总数的80%,中国居第七位,目前已超过100万辆。由于LNG燃料箱的储存能力两倍于压缩天然气(CNG),并且配合效率更高的Diesel发动机,近年来用于大客车、货车及船舶的LNG比CNG发展更快。澳大利亚、加拿大等国也都开始发展LNGV。美国总统奥巴马在2014年国情咨文中提到美国政府将投入1000亿美元建设天然气设施,包括LNG工厂、加注站等基础设施。

　　美国交通耗能以小车为主,使用汽油与柴油的比例为2∶1。而中国长期以来交通燃料消耗一直是以大型卡车为主,使用汽油与柴油的比例为1∶2;只是在近两年汽油消耗量增长才快于柴油。

　　LNG作为发动机燃料有很多优点:单位热值(比能量)最高、尾气排放最少,CO2排放仅为同热值汽柴油排放量的3/4,减排PM2.5的效果更佳;LNG价格比柴油低40%而且稳定少波动。因此,LNGV应当作为中国交通运输能源低碳转型在近20年的主要过渡手段。从战略层面讲,发展LNGV是中国弥补由煤向石油的第二次能源转型的不足,跨越多数国家石油作为占第一位的一次能源的历史阶段而直接向低碳转型的战略性举措。

　　按照上述低碳“倒逼机制”估算,若2030年中国的总能耗能够控制在50亿tce/a(1tce=29.3GJ),交通运输占16%,则2030年的交通运输燃料低碳替代目标为44%;即3.5亿tce/a。其中LNG、CNG为1.8亿tce/a(1400亿m3/a)占一半,电、生物质和煤基燃料占另一半。其余56%是3.2亿t/a汽柴煤油,比2010年多26%;相应的石油耗量约5.3亿t/a,对外依存度低于60%。这对国家战略安全有着重要的作用。

　　按2011年中国载货汽车1179万辆,单台车年耗气约3.5万m3计算,从2015年开始通过新增车辆和报废更新改用LNGV的方式每年增加10万辆,并逐年递增,到2020年累计可达200万辆,耗用天然气700亿m3/a,为当时天然气耗量的17%。在2009年已达10%(91亿m3/a)的基础上,经过努力,这个目标应该是可以达到的。近两年民间自发的LNGV年增速已达200%以上,正在新疆、内蒙古、山西、海南等省(区)的重型卡车、城际客车和公交车中推广;长江、大运河LNG船舶,也已开始快速发展。

　　特定的历史背景将使中国成为世界上最大的LNGV制造基地和运营市场。从上述估算可知,2020年LNGV的需求量有可能消耗进口LNG和国内小型LNG厂产量的绝大部分。事实上,目前有许多液化天然气工厂就是瞄准这个市场而建设的。不久的将来,中国以LNGV燃料供应为目标的LNG产业将与以下游市场昼夜调峰为目标的LNG产业融为一体,相辅相成,相得益彰,构成一个全世界最大、多货源、多用户的LNG产业链和市场。

　　3、小型LNG生产和罐装车船运输是中国天然气产业链中游重要的组成部分

　　中国和美国是世界上最大的两个天然气消费国,但两国中游市场格局完全不同:美国有40万km的完善天然气管网,资源产地相对集中。而中国的现状是:

　　①管网建设起步晚了30年,目前只有6万km;

　　②天然气资源地理分布较广,小型资源较多;

　　③中国已逐渐形成世界上最大的、技术先进、成本低廉的小型LNG生产—罐箱运输—卫星气化站供应链。

　　目前中国在建和投运的LNG工厂有数十座,据最新统计到2014年底产能将达1亿t/a,卫星气化设施也有数百座。这是中国国情所促成的独特情景,并已被证明是经济、有效、灵活、快速、能同时促进产业链上游及下游发展的手段。因此,断言中国天然气产业因管网比美国少而不能快速发展是极其错误的。LNG物流是中国天然气中游市场的“第二条腿”。

　　现阶段中国LNG的终端用户主要有三类:未来用量最大的是LNGV和CNGV的加注站及储备罐;其次是城市燃气管网的调峰储罐;以及作为城市管网拓展先锋的小型卫星气化站—局域网或工业用户。LNG物流周转量到2020年有可能占到天然气需求总量的30%左右;LNG罐箱运输,特别是近年来异军突起的LNG集装箱多联运输,将成为沿海LNG接收站和LNG集装箱物流的重要渠道。

　　LNG罐箱,特别是加装方形框架的圆柱形LNG保冷集装箱多联运输具有极大的灵活性,不像管网那样需要大量的沉没资金,对气源和用户气量的变化都有很强的适应性,可以规避新开辟天然气市场初期用量少、管道设施利用率低、折旧成本过高的风险。

　　LNG车船罐箱运输是开拓天然气下游管网新市场的“开路先锋”。在LNGV市场充分发育,几十万座加注站遍地开花的情况下,LNG车船罐箱运输更是加注站LNG供应链上最重要的一环。21世纪初中原绿能高科有限责任公司、新疆广汇实业投资(集团)有限责任公司就把LNG从河南、新疆运到几千千米外的广东、福建等十多个地区。

　　北欧国家挪威的沿海LNG船舶运输已有14年的历史,建立了完善的标准规范体系。实践表明其安全性高于LPG和油品的罐箱运输,长途通过远洋船和铁路,短途吊装到卡车上用公路运输或内河船上水运,已经成为成本最低、最可靠的LNG物流运作模式。中铁集装箱总公司正在组织LNG集装箱多联运输。

　　4、LNG是中国天然气供需平衡、峰谷差调节的重要手段

　　在天然气的6种下游用户中,以天然气为燃料、原料的过程工业及基荷发电用户的用气是连续而稳定的,民用气和商用气消耗量则大部分昼多夜少,用于供暖的天然气耗量则随季节更迭而出现大幅度的变化。

　　天然气季节调峰手段有3类:

　　①地下储气库占90%,包括枯竭油气田、含水层、盐穴3种;

　　②用地上0.56MPa球罐或地下11MPa管束气相储存;

　　③LNG液相储存。

　　有资料显示,地下储气库投资较LNG高,垫底气量大,回收率仅有85%,而LNG储存的回收率则可达98%。各国天然气的来源和用户构成不同,用量波动的规律、调峰的需求和手段也大不相同。

　　美国天然气主要靠自产,地下储气库总容量2006年达到了2067亿m3,2007年10月统计的有效工作气量为1049亿m3,其中枯竭油气田储气库占85%,含水层占9%,盐穴储气库占4%,另有LNG储备占2%。按照美国天然气消费量6529亿m3/a计算,美国储存的天然气工作气量约占消费量的16%,相当于59天的消费量。

　　地下储气库因为压力高,充气操作和释放操作需时间长,切换周期也长。因此多用于宏观供需平衡或用户季节性耗量变化的调节,很难用于短时的昼夜调峰。美国地方配气公司多用LNG满足日尖峰用气需求,LNG日调峰供应能力在东部地区达23%,在西部地区为10%。这和美国天然气连续、稳定用户占一半以上,昼夜调峰压力不大有关。

　　日本消费的天然气几乎全来自进口的LNG。2006年底日本有27个LNG接收站,总能力7044万t/a。2008年日本消费天然气约987亿m3,进口LNG占93%。下游用户约60%将天然气用于用量稳定的发电和工业燃料。20世纪80年代前日本主要用电制冷、天然气和重油供暖。2000年起天然冷热电联供CCHP在日本迅速普及推广,新建公共建筑物有一半采用天然气CCHP。从图两条曲线的变化可以看出,仅用6年时间建设的天然气CCHP系统不仅减少了冬夏耗气量差,而且平衡了用电负荷,提高了供冷、暖的能效。

　　日本LNG储罐容量达145.53亿m3,可储存2个月的用气量,足够应用于季节、月调峰和应急储备。对于昼夜小时调峰则依靠在配气站建设的数百个20万m3规模的球形储气罐,足够8500万用户1天的天然气用量。可见,日本天然气调峰策略和手段与美国是完全相反的。

　　中国城市燃气的下游用户波动和调峰需求与美国和日本都大不相同。我国第一个LNG深圳大鹏项目实际运行昼夜用量最大相差5~6倍。而天然气主要用于供暖的北京市则冬夏气耗量差8~10倍之多。中国首批LNG接收站曾配套建设天然气发电厂,令其夜间发电来平衡用气,但因违背电力调峰的经济规律而难以执行。

　　2014年2月24日中电联发布数据表明,2013年全国气电装机容量4668万kW,占总装机量的3.7%,发电1143亿kWh,占全国总发电量的2.1%,年发电时数只有2449h。另据中国电机工程学会燃气轮机专委会调查报告,我国几乎所有的E级和F级燃气天然气发电机组都在昼开夜停用于调峰。这种现状是中国目前天然气价格和上网电价定价机制所决定的,未来天然气发电机组也不可能用于基荷发电。

　　此外,按照天然气利用政策,用作工业原料的天然气数量日益减少。由于价格因素,使用天然气替代稳定的工业燃料煤的进程刚刚开始,而替代季节性供暖燃料用户则在急剧增加。这是目前中国天然气用量昼夜和季节性波动都极大的根本原因,短期很难扭转。随着全国管网天然气用量的快速增加,调峰问题将日益突出。我国当前最紧迫的季节调峰问题须借鉴美国的经验,主要依靠建设地下储气库解决,目前已有若干项目正在进行中。

　　其次,由于我国沿海LNG接收站数量多,按纬度南北分布广泛,季节变化差异很大。因此在签订购气照付不议合同时,普遍设立了第三方条款,即规定允许整船转到第三方站点卸货,这一措施将会对南北用气余缺起到重要的调剂作用。如前文所述,中国LNGV将占下游用户相当大比例,陆上LNG储、输设施和物流网络将十分发达,可作为紧急调剂的备用手段。

　　此外,鉴于国际LNG现货价格波动和中国LNG市场的季节性变化以及LNG期货的推出,LNG的商业储存量也将增加。这些也可用作包括季节性的紧急备用。中国城市天然气用户的昼夜调峰策略与日本不同,部分可借鉴美国的经验。主要途径有:

　　①充分运用城市燃气高压管网容积,利用夜间升高压力储气;

　　②在全国统一调度之下,夜间停运沿海接收站气化部分设施,缓解主干管网夜间供过于求的矛盾;

　　③包括城市燃气公司、LNGV供货商、LNG储备和期货经营商等多渠道投资建设能在高峰时段向管网供气的天然气液化和储存设施;

　　④运用经济手段,提高极端高峰时段调峰气价、降低夜间用气价格,鼓励液化天然气厂、CNG压缩母站等用户在夜间操作。这样一来,LNG产业在天然气调峰领域将起到重要的作用。

　　必须特别指出的是,借鉴美国和日本普遍推广天然气分布式冷热电联供DES/CCHP设施的成功经验,因为能效提高到70%~80%,可大幅度减少天然气消耗量,并缩小昼夜和季节性耗量差,降低调峰负荷。美国能源部的统计数据表明,天然气CCHP主要用于连续稳定运行的过程工业和大型社区。

　　5、LNG 冷能利用价值链的巨大潜力、对策与前景

　　由天然气液化生产LNG耗电约为850kWh/t。当LNG在常压下气化时,约放出230kWh/t从-162℃到5℃的冷量。实际操作中,LNG需要用泵提高压力后气化外送,部分冷能转化为压力能。在5.5MPa和8MPa下,LNG气化释放出的冷能分别减少到203kWh/t和190kWh/t。

　　LNG冷能利用早已在日本和我国台湾省等LNG市场开展,主要利用途径有:

　　①冷能用于空气分离制液氧或液氮;

　　②分离LNG和附近油气田伴生气中的轻烃;

　　③废旧橡胶轮胎低温粉碎;

　　④借助循环冷媒膨胀发电、梯级利用冷能;

　　⑤用于制造固态CO2(干冰)、冷库、制冰、低温储粮,乃至建筑物空调等。

　　不过迄今为止,日本和我国的接收站最多也只利用了不到20%的LNG冷能,大部分还是采用海水开架气化器ORV或加热炉SCV气化,白白丢弃。此外,小型LNG卫星气化站因气化压力低、消耗LNG压火用少,可利用的冷能多,有利于采用直接膨胀发电与冷能集成、梯级利用。

　　中国到2020年将有规模为0.8亿~1.0亿t/a的LNG产业,可用的冷能量甚大。在严峻的能源形势下这笔资源应当被充分利用。

　　未来中国LNG产业链和冷能利用条件与日本和我国台湾完全不同,主要是:

　　①接收站配合天然气管网调峰迫使夜间停止LNG气化,使冷能输出呈间断模式,而上述各种冷能用户,特别是最大潜在用户LNG冷能空分,都要求连续稳定的冷能供应,这就增加了冷能利用的难度;

　　②用于城市燃气调峰和卫星气化站的LNG冷能既间断,又是小规模;

　　③中国具有极为广阔的LNG冷能空分产品下游市场。

　　这些特定国情要求中国LNG冷能利用走出一条独立自主的创新之路,概括起来有以下几项:

　　1)开发新型低温混合冷媒和换冷、储冷成套设施,替代ORV和SCV。尽可能使全部LNG气化冷能都通过气化换热储存于冷媒中,ORV和SCV仅做备用和平衡、补充。夜间停止气化操作时以冷媒替代LNG维持空分装置连续稳定运行,并可用于挥发气BOG的再液化,节省电力。

　　2)空分产品的气态氧用于200km距离内沿海石化企业煤气化多联产发电、供热和制氢。液态氮用于以下用途:

　　①200km内油气田压裂和驱油,提高采收率;

　　②灌注瓶装车用燃料,在高压下气化膨胀做功,此项技术已经发明,不久将规模化应用;

　　③废轮胎超低温粉碎制精细胶粉;

　　④超低温冷库的冷源。

　　3)C2+含量在10%以上的“湿”LNG,用气化冷能分离出C2+轻烃用作化工原料,余冷梯级利用。

　　4)LNG卫星气化站的冷能可通过发电与逐级利用系统,用于干冰、冷库、制冰、建筑物空调。

　　5)以LNG为燃料的车船气化的冷能,用于车(船)载冷藏罐箱保冷,以及车(船)客舱空调。

　　中国正在进入依靠自主创新推动经济社会发展的时代。上述几项冷能利用技术对化工和暖通专业都是成熟技术,只需通过集成创新移植到LNG产业中来,做好顶层设计和规划,技术的突破和推广都不难。

　　6、LNG带动一大批新型低碳产业的发展

　　按照预计的天然气产业规模,可以预测未来10~20年将要规划建设的一系列发展前景:

　　LNG接收站、液化天然气厂,LNG专用运输罐箱、集装箱、船舶,LNGV制造业的成百万台发动机、燃料箱、车船、加注站;

　　包括LNGV供应链在内的LNG储运物流产业所需的大量维修、运营和管理从业人员;包括副产液态氮气下游产业在内的LNG气化过程冷能利用产业链的规划、建设、装备制造和运营;

　　LNG国际、国内贸易,期货市场开拓等。

　　以上各项将在中国向低碳转型和第三次工业革命历史进程中形成一个崭新的低碳产业链群。它将创造每年数万亿元的产值,为数百万人提供就业机会;相关的制造业将为中国国际贸易创造出一个新的高端出口品种;LNGV的推广、液氮交通运输工具的发展,将替代上亿吨石油进口量,每年减少10%以上的PM2.5和其他污染排放量,减排数亿吨的二氧化碳排放量;带动空分、冷链物流产业,节约数百亿千瓦时的电力。

　　当前,LNG产业改革和发展面临着极好的机遇,以新能源和互联网为基础的“第三次工业革命”所推动的新的生产关系,已在处于“第二次工业革命”后期的发达国家萌芽。正在经济转型,绿色、生态、低碳科学发展的中国,为一个举世空前规模的LNG产业提供了无限的商机,中国LNG产业大发展的壮丽前景即将展现。