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1、中国LNG产业链的发展策略探讨一、天然气产业链现状概述 世界LNG产业是从上个世纪八十年代开始的，由于两次石油危机和更多天然气资源的发现，使人们认识到天然气是比石油更清洁更高效的能源。因此天然气资源的利用得到迅速发展。天然气的运输有两条渠道，一条是用管道运输，另一条是液化后运输（Liquefied Natural Gas, LNG）。由于产气区和用气区之间的地理位置的局限，到上世纪九十年代，通过海上运输的LNG占天然气总交易量的30左右，约1亿吨/年。世界天然气资源主要分布在俄罗斯，伊朗，卡塔尔，阿联酋等国家。而通过海上运输的LNG的用户，在上世纪八九十年代主要是美国、西班牙、日本、韩国和中国
2、台湾，绝大部分是从中东、北非、特立尼达和多巴哥、澳大利亚和印度尼西亚等国进口。 1、天然气资源和LNG生产的工程技术 天然气资源主要来自三种类型的矿藏；一种是凝析气田，它们是“湿气”，即除了大量的CH4以外，还含有较多的C2-C6成分，是以甲烷和乙烷为主的天然气（Natural Gas, NG）；第二种类型就是油田，一般的地下原油都有一定量的伴生气；由于形成的地质年代和条件不同，油田伴生气的数量也不一样，越是重质石油的油田伴生气越少。第三种就是天然气田，有的几乎不含C2以上组分的“干气”，但也有的是湿气。我国的鄂尔多斯盆地和四川盆地的天然气田、印度尼西亚的东固气田，都是干气田，基本上没有油，有
3、时含有大量的二氧化碳。 天然气的开采和液化技术目前已形成LNG生产线的通用模式。从地层里开采出来的资源，先分离出原油后，通过管道输送到LNG加工厂；在那里，先把比较容易分离的C5和C6等组分分离出来，然后脱去水分、CO2和其他的杂质（比如H2S等）；剩下的烃类通过深冷技术把气相的天然气与以C3和C4为主的LPG分离出来，然后在低温下液化成LNG，一般的LNG的冷凝温度在162左右，它的主要成分是甲烷和乙烷，还有少量的丙烷，极少量的丁烷。 2、LNG产业链构成和各个环节简介 整个LNG产业链大致可以分为三段，每段都包括几个环节。第一段，LNG产业链的上游，包括勘探、开发、净化、分离、液化等几个环
4、节。第二段，中游，包括装卸船运输，终端站（包括储罐和再气化设施）和供气主干管网的建设。第三段，下游，即最终市场用户，包括联合循环电站，城市燃气公司，工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站，天然气作为汽车燃料的加气站用户，以及作为化工原料的用户等等。这些用户，大部分是通过干线管网供气的，也可以是通过LNG冷储罐箱运输-再气化供气的。 天然气产业链上游勘探、开发、净化、分离和液化各个环节，投资都是很大的。要形成一个经济规模的几百万吨/年的LNG生产基地，没有上百亿元是不行的。LNG产业链中、下游投资也很多。目前使用的超低温冷储LNG运输船吨位多在13万吨左右，采用特殊的钢材和隔热结
5、构，其发动机也是烧天然气燃料的。这种船技术含量很高，一艘船的成本上亿元。LNG终端站包括码头、储罐和气化设施。再气化工艺是靠海水、江水供热的方式把液态的LNG再气化为气态的天然气；通过干线管网输送到用户。我国第一个广东LNG终端站和管线的投资为8.7亿元。 下游环节的不同用户投资规模各不相同。天然气联合循环电站加上输、变电网的投资，大约1万元/kW； 1GW（100万kW）的电站，需要配套投资约100亿元；分别由电力公司和电网公司承担。大城市燃气系统高、中、低压各级管网和调压站的建设和改造，也需要数以十亿元计的资金。至于工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站，天然气作为汽车燃料
6、的加气站建设以及相应的发动机改造的配套投资，也都是相当大的数目。此外，罐箱运输的车队和罐箱的投资，用户端气化站的投资，也应属于下游的投资。由此可见，整个LNG产业链的项目总投资，至少在千亿元人民币的规模。 3、LNG产业链的商务运作机制：“照付不议” LNG产业链一旦建立，必须连续不断地运行；否则整个项目就没有经济效益可言。因此产业链的上游与中游之间、中游与下游之间的贸易都是一种照付不议的形式。对上游投资者来说，必须先找好了买主，签订好了LNG的销售合同才能进行开发和LNG生产线的建设；一般情况，买方也须投资参与LNG生产线的建设。LNG买方只要订了合同，货到就得付款。中游LNG买方的风险在于
7、，是否同下游天然气用户的各用户签定了售气合同，这些用气项目建设是否落实。下游用户的投资者也有相应的风险：下游设施建成后，上游资源能否保证长期供应？上、中游的设施能否如期完成？能否保证连续、稳定的供应？因此LNG的照付不议的商务运作模式对上、中、下游的投资方都构成了一种相应约束；使风险通过产业链的各个环节的投资者共同来分担。三方面的投资者能不能通过达成互信和兑现承诺来规避风险，就是天然气产业链能不能够迅速发展的一个关键因素。照付不议的合同期限一般是15年到25年。 4、LNG的价格机制 正由于天然气产业链有这种连续性和风险性的特点，所以和石油的贸易有所区别。从1973年以来，国际石油市场大起大落
8、，几次石油危机，石油价格剧烈波动。例如从1998年的低到8美圆/桶，到2004年的最高58美圆/桶。显然，如果LNG价格也像石油这样大起大落，LNG产业链是不可能发展起来的。所以在1985年，世界各产气国和用气国达成了协议：不管石油价格如何波动，天然气的价格按照油当量来算，也就是天然气资源按与石油热值相等的数量来计算，保持在相当于每桶石油价格在20与25美元每桶之间。这相当于每百万英热单位（BTU）的天然气的价格在3.25-4.06美圆之间。这种价格机制其实是照付不议的商业运作机制的基础和保证，也是天然气产业链的发展的前提。从2004年以来，石油的价格由于种种的原因，超乎寻常的高涨，达到最高的
9、每桶58美元，在这种情况下天然气价格也增长，但是从本世纪初到现在为止，其增加也不过是20左右。这也是目前各国特别是能源输入国都在加速引进天然气的一个重要的因素。 二、当前和今后世界能源形势和LNG产业链的走势 1、天然气将会超过石油成为占世界首位的一次能源 首先80年代以来，对天然气资源的勘探开发加大了力度，目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源要丰富；其次，天然气是清洁能源，在世界环境污染加剧，可持续发展问题日益受到各国的重视的局面下，各国都对清洁能源的发展投入更多的力量；第三，油价上涨的趋势进一步刺激了天然气产业链的发展。这三个原因使得天然气产业发展的速度加快。2003年，世界LNG
10、的贸易量已经达到1.3亿吨。美国联邦储备局主席主席格林斯潘曾经警告美国总统，如果美国不加速引进LNG，将会对美国的经济构成严重的威胁。所以美国近几年加大了引进了LNG的力度。专家预测到2020年左右，天然气将会从目前占世界一次能源构成的25左右大幅上升，以至于代替目前占40%的石油成为世界消耗最多的一次能源。当然，如果石油价格长期居高不下，天然气生产国是否会要求提高上述的价格范围，这是迄今所无法预料的。 2、地理格局使LNG与管道天然气贸易同步增长 由于LNG的大买主是美国和亚洲地区经济发展最快的中国、日本、印度、韩国、新加坡等国家。他们都是石油净进口国，石油和天然气进口量在世界贸易中已经占
11、xxx%左右，而且所占份额会越来越大。印尼在不久的将来也会变成纯能源进口国。欧洲各国的油气需求可以藉俄罗斯和中亚的石油和天然气管道输送来提供；但它们的油气进口只占世界贸易额的 xx%。而亚洲各国的能源进口除了通过俄罗斯西伯利亚管线和中亚管线输送石油或者天然气之外，大部分只能依靠海上的LNG贸易。2002年，LNG占世界天然气出口总量的25.7%；2003年LNG在世界天然气贸易中的比重已近30%。预计今后这个比率还会增加，至少会和管道天然气贸易一起快速增长。3、CNG、ANG、NGH难以取代LNG 天然气的运输除了液化为LNG以外也有其他的技术方式。有人已经构想压缩天然气（CNG）船，就是把天
12、然气压缩到大约200大气压左右，压力容器中装载在船上。CNG不用液化，可省掉了液化过程耗能；但是压缩耗功也很大，而且高压容器自重大，单位自重运量低；因而CNG船运相对于LNG的船运是否有竞争力目前还很难说。吸附天然气（ANG）和天然气水合物（NGH）的运输方式虽然都可以避开大量耗能的深冷技术，但是吸附剂本身也有重量、也占体积；目前还没有解决脱附不完全的问题。目前在NGH中每m3的水可以水合近200m3的天然气。但是1m3的水重1吨，而200m3的天然气的重量才100多公斤。所以NGH船来回运的水比天然气重近10倍，经济上的合理性和技术上的成熟性还有待于进一步的探讨，暂时还是难以取代LNG运输。
13、 4、天然气价格上涨使其净化、液化、运输、气化各环节相对费用下降 虽然人们迄今还没有把地下所有的资源都勘测查明，但油气资源毕竟总量有限。所以从经济规律来说，石油的价格由1973年前的1美元/桶开始，虽跌宕起伏但一路攀升。虽然现在的50多美元/桶是有些偏高，但是总体上升的趋势是肯定的。石油价格的走势有可能使得照付不议的天然气封顶价格有所提高；但仍然会比石油便宜。同石油一样，天然气的市场价格与其说取决于它的开采成本，不如说取决于它的稀缺性。而稀缺性导致的价格上涨和技术进步导致LNG实际成本相对降低，使得成本和售价差增大。表1给出了LNG的成本分布: 表1 天然气产业链的成本费用分布环节 勘探开发
14、净化液化 船运 终端站再气化 合计 % 15-20 30-45 15-45 15-25 100- LNG的照付不议价格是离岸价（FOB），即表中前两项；加上占总费用15-45%的运输费用，才是到岸价（DES）。再加15-25%的再气化费用，才是门站价。由此可见，降低运费和气化费用可使门站价还有相当的降低空间。 三、 世界各国LNG进口国需求特点和发展趋势 到目前为止，日本仍然是世界LNG进口的第一大国，每年进口量在5000万吨以上。其次是韩国；最近几年美国也成了LNG的进口大国。这些国家进口LNG和它们自身能源结构的情况是各不相同的。日本燃气的国家标准是1969年制定的，当时日本的燃气主要依靠
15、从石油炼制当中分离出来的和进口的LPG，所以标准热值相当高，低热值相当11000 kcal/m3。1985年引进LNG后取代了部分石油产品，成为日本清洁燃料的主要供应者。如果它进口的是湿气，含有比较多的C2和C3，热值还较接近其燃气标准。如果引进的是干气，就必须把相当数量的LPG混合到该干气里以保证其达到热值标准。日本的国情决定它是湿天然气资源买方的主要竞争对手。日本从1989年进口澳大利亚西北大陆架（WAS）的LNG，按照15年照付不议合同，已经连续进口了1600船LNG；该合同今年到期；经过谈判，已经续签了400万吨/年的合同。韩国的情况也类似。 美国的情况不同。美国南部墨西哥湾附近有大量的凝析气田和油田伴生气资源。美国人从这些天然气中分离出C2+作为裂解乙烯的原料。美国2700多万吨/年的乙烯70都是以C2+等轻烃为原料生产的；分离剩下的甲烷用做燃气;所以美国大部分管道天然气热值在8500 kcal/m3左右，相当于甲烷的的热值。近年来，美国从世界上十几个国家或地区引进的LNG大部分都是湿气，热值较高；美国面临的是如何解决不同来源天然气热值差异大的问题。由于经济全球化和
