2023年-LNG加气站投资机会分析某某.docx
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1、第一章 关于LNG及其加气站-1-一、天然气-1 -二、液化天然气(LNG)及比较优势-1-三、LNG主要用途-2-四、LNG相关产业链-4-第二章 我国LNG加气站相关政策-5-一、产业结构调整指导目录(2011年本)-5-二、当前优先发展的高相关技术产业化重点领域指南(2011年度)-5-三、天然气利用政策-6-四、交通运输节能减排专项资金管理暂行办法-6-五、液化天然气(LNG)汽车加气站相关技术规范-6-六、我国交通领域推广使用天然气的现状、存在的相关问题及对策建议-6-七、新36条能源细则-7-八、四川省LNG汽车推广应用试点实施解决方案-7-第三章 我国LNG气源供应体系-8-一、
2、全球LNG 现状及发展趋势-9-二、我国天然气储量分布、生产及进口-10-三、我国LNG加气站气源主要供应渠道-11-第四章 我国LNG加气站现状及发展趋势-14-一、关于LNG加气站-14-二、我国LNG加气站的现状-16-三、我国LNG加气站发展趋势及竞争格局-17-第五章 我国LNG汽车现状及发展趋势-20-一、关于LNG汽车及比较优势-20-二、LNG汽车的现状-21-三、LNG汽车发展趋势-24-第六章LNG加气站主要企业基本情况及经营模式-25-一、中海油LNG产业链经营模式-25-二、新疆广汇集团LNG产业链经营模式-27-三、新奥集团燃气业务经营模式-31-第七章LNG加气站的
3、机会和风险分析-34-一、LNG 加气站投资机会分析-34 -二、LNG加气站投资风险及不足分析-35-第八章结论和建议-39-预计未来5年增速仍将保持在30%-40%的高位水平。一、全球LNG现状及发展趋势(-)全球天然气储量及分布截至2010年末,世界天然气探明储量为187.1万亿立方米,天然气的地域分 布主要集中在中东和前苏联地区,其中,中东地区探明储量75.8万亿立方米,占 比40. 5%,前苏联地区储量58. 5万亿立方米,占比31. 3%。其他地区储量极小。从 具体国家来看,以俄罗斯储量最多,达44. 8万亿立方米,占世界储量的23. 9%, 其次是伊朗和卡塔尔,这三个国家的天然气
4、储量占世界天然气总量的53. 2%o(二)全球天然气生产及消费近十年来,世界天然气产量和消费量总体呈上扬趋势。2010年,全球天然气 消费增长7. 4%,为1984年以来的最大增幅。除了中东地区,所有地区的消费增幅 都高于平均水平。美国天然气消费增长(按量计算)居世界之首,增幅为5. 6%,达 到历史新高。俄罗斯和中国的天然气消费也有大幅增加,分别达到各自历史最大 增幅。亚洲其他国家的消费快速增长,增幅为10. 7%,其中印度增幅最大,达到 21.5%o2010年,全球天然气产量增加7. 3%。俄罗斯天然气产量快速增长,增幅为 11.6%,为全球最大量的增长,美国和卡塔尔的增幅分别为4. 7%
5、和30. 7%。美国仍 然是世界上最大的天然气生产国,尽管北美天然气价格疲软(2011年,天然气的 交易价格与原油相比达到创纪录的折扣优惠),但美国的非常规能源供应继续增 长,而加拿大的天然气产量减幅为全球最大,已连续四年下跌。世界上天然气生产和消费国家排名前两名的国家都是美国和俄罗斯,2009 年美国和俄罗斯分别生产天然气5934亿立方米和5275亿立方米,分别消费天然气 6466亿立方米和3897亿立方米,2010年,美国和俄罗斯分别生产天然气6no亿立 方米和5889亿立方米,分别消费天然气6834亿立方米和1090亿立方米。(三)全球LNG的贸易2010年全球液化天然气(LNG)贸易量
6、达到了2. 188亿吨,比2009年增加了22. 6%o与2009年的3640万吨相比,卡塔尔在2010年出口了 5570万吨的LNG,同比 增加了 53%。卡塔尔继续是世界最大的LNG出口国,其出口量占到了全球LNG总出口量的25.5%。自2006年以来,卡塔尔一直是世界最大的LNG出口国。2011 年,卡塔尔将继续是世界上最大的LNG出口国,卡塔尔的LNG总产能达到7700万吨。印度尼西亚是世界上第二大LNG出口国,印尼2010年出口了 2310万吨的LNG。 排在第3和第4位的是马来西亚和澳大利亚,这两个国家在2010年分别出口了 2250 万吨和1860万吨的LNG。在所有液化天然气进
7、口国中,最大的气量增幅来自韩国、英国和日本。现在, 液化天然气占全球天然气贸易的30. 5%。管道天然气贸易量增长5. 4%,其推动力 来自俄罗斯的出口增长。2011年日本进口167850万吨。二、我国天然气储量分布、生产及进口(-)我国天然气储量、分布及产量我国天然气分布相对集中,主要分布在陆上西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、 柴达木、准嚼尔盆地,东部的松辽、渤海湾盆地,以及东部近海海域的渤海、东 海和莺一琼盆地,目前这9个盆地远景资源量达46万亿立方米,占全国资源总量 的82%;已探明天然气地质储量6. 21万亿立方米,占全国已探明天然气地质储 量的93%;剩余资源量40万亿立方米,占全国剩
8、余资源量的81%。目前,中石油、中石化、中海油的天然气探明储量占全国探明储量的比例分 别为 70. 78%、19.62%、8.89%。据预测,“十二五”期间,我国天然气在一次能源消费中的占比将由现在的 4%提高到8%左右。2015年,我国天然气消费总量将达2500亿立方米,而国内供应 相关能力约1500亿立方米,其余1000亿立方米的缺口要依赖进口。2011年全国天然气产量快速攀升,首次突破千亿立方米,为1011. 15亿立方 米,同比增长7.3双 鄂尔多斯、塔里木、四川盆地仍是我国天然气主产区。2010年生产天然气968亿立方米,占世界同期生产总量的3.0%,同期消费天然气1,090亿立方米
9、,占世界同期生产总量的3. 4%。2009年生产天然气852亿立方米,占世界同期生产总量的2. 8%,同期消费天 然气887亿立方米,占世界同期消费量的3.0%。(二)我国天然气(含LNG)进口情况2010年进口天然气170亿立方米,占天然气消费总量的16%。2011年我国共计进口液化天然气(LNG) 1221. 26万吨,同比增长30. 71%,其 中从澳大利亚进口36381万吨,同比下降7.16%;从卡塔尔进口233万吨,同比增 长92.29%;从印尼进口 198.55万吨,同比增长16. 69%;从马来西亚进口 157. 19 万吨,同比增长32.77%;从也门进口8107万吨,同比增长
10、53.79%;从尼日利亚 进口71.59万吨,同比增长450.87%。2011 年2010 年2009年2008 年LNG进口(亿方)168. 54129. 1176. 3446. 09折算为万吨1221. 26935. 58553. 18333. 98天然气进口(亿方)170海关原始数据为重量单位,本表按照1吨LNG等于1380立方米天然气的换算关 系计算而得。资料来源:国家海关总署。从上表可以看出,LNG成为我国天然气进口的主要途径。目前,我国有石油天然气勘探、开采权限的企业只有四家,分别为:中石 油、中海油、中石化、陕西延长石油(集团)有限责任公司(出资人为陕西省 国资委),民营企业没有
11、相关资质。关于进口石油天然气的相关权限,根据相关资料显示,除“三桶油”(中 石油、中石化、中海油)外,只有新奥集团(下属新奥能源销售公司)一家企 业具有石油、天然气进口权限。三、我LNG加气站气源主要供应渠道(一)通过LNG卫星站获取气源LNG卫星站主要为天然气管网不能覆盖的地区供气。LNG卫星站不受气源限制,一个站可以有多个气源,不仅可以从多个LNG口岸 接收站(数百万吨的LNG接收站投资上百亿,用于LNG进口,国内LNG接收站全部 为中石油、中海油和中石化主导投资,预计“十二五”之前,将建成17座LNG接 收站,每年总接受相关能力将达到6500万吨)供气,而且可以从陆上任何气田兴 建的LN
12、G生产厂家供气。目前国内LNG卫星站主要靠国内的液化厂供气,LNG液化 厂的兴建带动了国内LNG城市卫星站的发展。自从2001年12月山东淄博LNG卫星站建成并投产以来,我国已建成了 100多座 LNG卫星站,但是大部分分布在华东和华南地区。我国LNG卫星站主要是中石油、 中石、中海油主导,并与当地政府合作(相关国有企业或事业单位)参股投资建 设和运营。LNG加气站可以通过LNG卫星站获得气源。(二)通过国内LNG生产工厂获取截至2012年6月,中国在建液化天然气(LNG)工厂40多座,已经投运的工厂20 多座,总产能达250万吨/年,预计2015年之前,国内LNG工厂总产能达到750万吨 /
13、年。四川省达州汇鑫能源、乐山犍为、泸州合江、广安、等LNG生产厂已建 成投产,生产相关能力约238万立方米/天。广元、巴中等LNG生产厂在建。全部 建成后四川省LNG生产相关能力将达109万吨/年。1 .四川广安液化天然气本次项目四川广安液化天然气本次项目由昆仑能源有限公司(中石油下属公司)控股 的华油天然气股份有限公司投资建设。本次项目总投资5.6亿元,日处理相关能 力100万方,年生产液化天然气(LNG)可达22万吨。工厂位于国家级经济相关技 术开发区-广安经济相关技术开发区内,并采用国际领先的生产相关技术,结合 液化天然气(LNG)加气站及运输本次项目,完善地区供气体系。工厂产品主要 用
14、于车用燃料市场和城市天然气调峰,并同时保障城市居民和新农村集中点居民 供气来源。2012年4月21日,四川省广安液化天然气工厂正式投产。2 .四川达州液化天然气本次项目汇鑫能源在达州天然气能源化工产业区的液化天然气本次项目于2006年1月 开工建设。该本次项目集能源开发、液态烧生产、销售为一体,占地147亩,总 投资4. 2亿元,年用气量3亿立方米。2010年6月,该本次项目正式投产,每天产量可达110万立方米,年产20万吨 液化天然气。(三)煤制天然气(SNG)替代2010年以来,随着进口天然气价格上涨,我国煤制天然气市场持续升温。2010 年3月,总投资257亿元的辽宁大唐国际阜新煤制天然
15、气本次项目在阜新市开工建 设。2010年5月,新疆庆华煤化工循环经济工业园煤制天然气一期工程建设全面 展开,工程建成后,天然气将输送到西气东输二线。2010年6月,国家发改委发布关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通 知,进一步加强对煤制天然气产业的规范和引导,促进煤制天然气行业健康发 展。随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施,国内天然气消费市场将 持续扩张。多渠道、多方式地扩大天然气资源供给,完善气源结构成为优化我国 能源结构的重要战略。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充。截止2010年12月,我国共有近30个煤制天然气本次项目处于计划、前期工作 或建设阶段,这些本次项目的
16、建成,2015年和2020年我国将先后实现每年440. 5 亿立方米和1268亿立方米的产能。(四)液化石油气(LPG)替代国内发展液化气车辆只有十多年的历史,而且发展道路坎坷。以液化气为主 的“清洁汽车行动”试点城市已由1999年启动时的12个扩大到23个,但到2008 年,液化气车辆却由最多时2006年的14. 50万辆减少到7. 65万辆,同时加气站也 几乎缩减了 一半,减至234座。由于天然气有着成本的优势,天然气消费量的迅速上升对液化石油气市场的 发展形成严重阻碍。20世纪90年代以年均两位数增长的液化气市场在来势汹汹的 天然气市场扩张的冲击下,从2008年开始呈现增长停滞或下降的趋
17、势。2011年,全国液化石油气的产量达2180. 9万吨,同比增长6.31 %,进口 LPG 339. 47万吨,同比增长6. 29%。第四章我国LNG加气站现状及发展趋势一、关于LNG加气站(-)LNG加气站分类以LNG为气源建设的汽车加气站可分为LNG加气站、L/CNG加气站和L-CNG 加气站3类,分类依据是可加气车辆类型。从下表可看出,L/CNG和L-CNG加气站 主要是在LNG加气站没备基础上增加了LNG至CNG的转换装置以及CNG存储、售气装 置。加气站类型供气车辆类型主要设备名称LNG加气站LNGVLNG储罐、气化器、潜液泵、LNG加气机L-CNG加气站LNGV、 CNGVLNG
18、储罐、气化器、潜液泵、LNG加气机LNG高压气化器、LNG高压泵、CNG储气罐、CNG加气机L/CNGCNGVLNG储罐、LNG高压气化器、LNG高压泵、CNG储气罐、CNG加气机注:LNGV表示LNG汽车、CNGV表示CNG汽车。(二)LNG加气站建站方式LNG加气站是专为LNG燃气汽车加气的专用加气站,可分成标准式加气 站、撬装式加气站。标准式LNG加气站把站内设备平铺安装在地面,LNG储罐容积大(一般在50nl3 以上),可配置多台加气机,能满足较多LNG汽车加气。北京、乌鲁木齐、长沙、 贵阳等地建成了标准式LNG加气站并投入营运。标准式LNG加气站设备加土地等成 本约在800T000万
19、。橇装式LNG加气站可分为地面式和移动式橇装LNG加气站,储罐总容积一般不 大于50m3,较标准式建设更灵活。移动式橇装LNG加气站将以上各相关系统集中 安装在橇体内,可整站移动。相较标准式加气站,撬装式加气站具有工艺流程简 单、建设周期短、投资少。撬装式加气站单就设备成本来看,约200万元。(三)LNG加气站与CNG、LPG加气站的比较1. CNG和LPG汽车和加气站的特点首先,CNG车用钢瓶重量大,气态储存天然气,几乎每天都需要加气。其次, CNG加气站占地面积大,建设成本高,一座每天满足100辆车加气的CNG加气站, 一般占地2000-3000m2,造价3000-5000万元。再次,一般
20、加气站的设备有一定的 噪音,不适合在市区建站。另外,CNG加气站不能远离天然气管网,也制约了其发 展。虽然可以通过建立母子站来解决市内车辆的加气相关问题,但需要增加二次 压缩和运输成本,在经济上并不理想。LPG汽车由于排放效果不理想,其运行费用比天然气汽车要高,所以发展空 间不大。2. LNG加气站特点(1)能量密度大。同样容积的LNG车用储存罐装在的天然气是CNG储气瓶的 2. 5倍,目前国外大型LNG货车一次加气可以连续行驶1000-1300公里,非常适合 长途运输,我国LNG汽车一般在800公里以上。(2)建造成本和运营成本低。较CNG加气站,LNG加气站无需造价昂贵及占 地面积宽的多级
21、压缩机组,大大减少了加气站初期投资和运行费用。LNG加气站 建站的一次性投资相对CNG加气站节约30%左右,且日常运行和维护费用减少近 50% o(3)建站灵活方便。LNG加气站的主要优势在于脱离天然气管输网限制,建 站更灵活,可以在任何需要的地方建站。(4)经济效益显著。由于LNG的价格比汽油和柴油低,又由于LNG燃烧完全, 不产生积碳,不稀释润滑油,能有效减轻零件磨损,延长汽车发动机的寿命,所 以LNG得经济效益显著。(5)与LPG和CNG比较,还具有安全性性能高,排放污染小等特点。(四)广东省首个加气站介绍广州首个LNG加气站于2011年12月底在番禺已经建成,这个面积约5000平米 的
22、加气站,其储气量一次可够400辆公交车加满。该加气站的布局和通常的加油站类似,都是前侧是计价器和加气枪,后侧是 地下储藏槽,中间用泵机和管道相连。该气站的地下储藏槽里横卧着两个巨大的 白色储罐分外惹眼,罐身标识显示每个罐的容量是60立方米,可以储存22吨LNG (液体)。以一辆12米的LNG公交车一天消耗100公斤燃料计算,该气站一次可以 加满440辆。该LNG加气站是按标准式加气站兴建,即气站配备储罐、泵机、计价器和加 注枪一整套设备。工程为交钥匙工程,设备供应商不仅提供全套设备的安装和调 试、操作人员的培训,还负责气站的土建施工。由于气站面积不大,才5000平米, 且前期场地准备已提前完成
23、,工期只花了 1个半月,整个气站于2011年12月底就 建成。建成成本方面,该气站土建成本约200万,设备购置、安装、调试成本为550 万,后期验收办证还需要一些费用,总计整个气站的花费是800万左右。后期维护成本来说,LNG气站每个月的维护成本不到十万,是相当低的,它 的成本主要就是一台低压泵机的用电,功率在11千瓦左右,运行时还基本不是满 负荷。虽然广州目前仅有一个LNG加气站,但现有的相关技术手段也可以将LPG 加气站改装成LNG加气站,只要将原LPG设备拆除后、更换LNG设备,改装的方式 可以解决目前LNG加气站选址难的相关问题,而且和新建站相比,改装还可以节 省利用土地。二、我国LN
24、G加气站的现状在节能减排的政策推动下,国家加强完善了天然气车用领域相关政策,而高 速增长的天然气供应量也保障了天然气加气领域的资源供应。受此影响,三大油 企及一些民营公司在全国加气站的建设如火如荼,产业布局也逐步显现。我国车用天然气加气站建设起步于20世纪80年代,国内首座商业运营的加气 站出现在1992年。20年来,我国加气站数量由少到多,蓬勃发展。2010年国家发 改委规定,从当年7月1日起,天然气出厂价和车用气价与燃油价格相挂钩,车用 天然气价格按0.75比1的比例挂钩上涨,每立方米车用气价从2. 7元升至4.0元。 这意味着车用天然气进入高价时代。自2010年10月26日起,汽柴油价格
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