1、LNG产业在中国能源领域的重要作用产业在中国能源领域的重要作用主要内容主要内容引言： LNG在中国只是天然气产业链中的一部分一、 天然气在中国当前经济发展和能源低碳转型中的关键地位二、进口LNG是国内天然气需求的重要补充，掌控贸易价格的抓手三、LNG 是中国交通运输能源低碳转型在现阶段的主力四、中国天然气资源和用户分布特点推动小型LNG 生产五、罐装LNG车船运输是天然气产业链中游的重要组成部分六、LNG是中国天然气供需平衡、峰谷差调节的最优手段七、LNG冷能利用价值链的巨大潜力、对策与前景八、LNG带动一大批新型低碳产业的发展，呼唤生产关系变革引言：LNG 在中国只是天然气产业链中的一部分
2、LNG 是天然气的一种形态。因此讨论一个国家的 LNG 产业必须先弄清这个国家的天然气产业。岛国日本和被朝鲜与大陆隔离开来的韩国，进口 LNG 是其天然气的唯一来源，LNG 产业就是天然气产业。俄罗斯天然气大量输出，只在从海路出口时才考虑 LNG。中国与他们不同，LNG 是天然气产业链中的一个重要组成部分，但不是主要部分。所以讨论中国的 LNG 必须首先弄清中国天然气全产业链的状况和发展趋势。一、天然气在中国当前经济发展和能源低碳转型中的关键地位过去30多年来中国经济发展取得了伟大的成就，GDP年增超10%，已跻身为世界第二大经济体。但是付出了生态破坏、环境污染、资源和能源低效浪费的代价。特别
3、是本世纪初的十年，经济发展依靠每年增加燃煤2-3亿吨来支撑，燃煤一直占总能耗70%左右，能源弹性系数接近1.0，总能耗十年增加一倍。GDP 占世界12% 、人口占19.5%的中国耗费着世界一半的煤碳、50% 的钢铁、60% 水泥、2535%的铝、铜等金属。世界20个重污染城市16 个在中国。致使雾霾和 PM2.5已极为严重。2009 年哥本哈根会议之后， OECD国家 正在以每年2-4%的速度减排二氧化碳。但新兴国家特别是中国增排加速。2012年中国碳排放达到92亿吨，为居2、3、4位的美（57）俄（18）印（17）排放之和，面临极大的能源转型和碳减排压力。分析世界各国经济/能源/环境发展演化
4、的历程发现，上述问题并不能简单地归咎于“能源禀赋不好”和“发展太快”；而在于长期坚持“以煤为主，重油轻气”的能源战略，错失了上世纪80年代世界终端燃料一次能源由煤向廉价的天然气转型的历史机遇。实际上中国并不 “缺油、少气”。近年来随着因重视程度加强、地质勘探工作进展，我国的能源资源状况越来越清晰。据国土资源部2014年最新数据，“我国油气远景资源量为1287亿吨、70万亿立方米，可采资源量为255亿吨、27万亿立方米。截至2013年初，我国油气探明程度分别为35.7%、15.4%，油气资源潜力巨大 1”。按这个最新的数据折算为已探明可采资源量，石油为91亿t, 高于bp公司公布的24亿t 3倍
5、多，比美国多一倍；天然气为4.16万亿m 3，也高于bp公司公布的3.1万亿m 3。从储采比数据来看，2012年石油的储采比美国是10.9（BP），而中国则为43.3；天然气储采比美国是12.5，中国是38.9（国土资源部最新）2。可见实际上中国并不是“缺油、少气”。一方面是陈旧数据没有及时更新使公众和决策者了解，另方面是开发强度远远不够。中国只要改变思维定势，在大力发展非化石能源的同时，以高屋建瓴之势快速发展天然气，就完全能够在20年左右弥补上迟后了30年的向气体燃料转型的欠账，与世界向低碳能源转型、迈入“第三次工业革命”的历史新时期同步前行 3。值得注意的是，上世纪80年代从美国开始，欧洲
6、国家随后以天然气替代终端用燃料煤的能源转型，并不是沿袭传统技术的“煤改气”，而是在热电联产CHP的基础上进一步发展了天然气分布式冷热电联供技术DES/CCHP；使得能源利用效率大幅度提高。30年后的中国更不能 “一哄而上”沿袭传统模式简单地“煤改气”；而必须以“十八大”提出的两个“能源革命”的精神，在扭转当前天然气产业发展则面临观念错位、定价机制不合理、行政性垄断、市场发育不足等问题的同时，从本国国情出发，借鉴别国经验，做好天然气从开发供应到终端利用全产业链优化发展的顶层设计。今后20年天然气下游高效利用的重点，主要是在新开发的工业区和城区 普遍推广天然气冷热电联供能普遍推广天然气冷热电联供能
7、源系统源系统，使其能源利用效率达到70%以上，藉高能效来减少“代煤”所需的天然气总量 4。再就是抓住历史新机遇，快速发展天然气替代车船燃料NGV，满足日益增长的交通运输燃料需求，抑制石油对外依存度快速攀升。因此，必须从这样的中国天然气发展历史背景和大局中认识LNG产业。二、进口LNG是国内天然气需求的重要补充，掌控贸易价格的抓手 中国天然气资源虽然丰富，但由于勘探开发迟后多年，因此至少在近十几年内还不能满足国内快速增长的需求，需要适当进口补充。按照支持经济增长，消除雾霾，提高能效和减排CO 2 的生态、绿色、低碳发展进程“倒逼”估算，2020年中国天然气需求大致在4000到4500亿m 3/a
8、之间；2030年有可能达到7000到8000亿m 3/a。为了控制终端消费价格以便快速开拓天然气下游市场，中国必须以立足于成本低廉的国产气作为天然气产业发展的总体战略。进口气只能作为国产气的必要补充，而且尽可能不超过30% 5-7。中国的地缘条件使天然气进口呈现“左右逢源”的有利格局。西、北、南三面都接壤资源丰富的产气国，可藉长输管线进口。按照已经和即将签订的合同，到2020年进口土库曼斯坦、俄罗斯、缅甸的管输气最高有可能达到1000亿m 3/a。东南沿海接受来自中东、南亚、非洲可能还有北美的船运LNG的条件很好，有接受几千万t/a LNG的能力；按LNG出口国资源、出口趋势和液化设施建设规划
9、看，到2020年将呈现买方市场，能够满足中国进口40005000万t/a LNG的需求，见表1。表1 2020年前全球LNG需求预测2011年 2015年 2020年地区 万吨/年 万吨/年 亿立方米/年 万吨/年 亿立方米/年亚洲 15760 19300 2660 24400 3370欧洲 5660 8700 1200 12300 1700美洲 2370 1800 250 2000 280中东 360 600 80 1400 190总计 24150 30400 4190 40100 5540至于进口多少管输气、多少LNG，在什么时候买，是应当由中国自主决定，而非听任卖方左右的。只要国产气能够
10、提供大部分国内需求，进口气只是补充，那么具有上述“左右逢源”的地缘优势的中国就能够掌握进口天然气或LNG的价格话语权。其中LNG产业的作用尤为重要；因为作为具有1020个接受终端、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LNG进口市场，无论对进口LNG 还是进口管输气的贸易价格都将有更大的决定权。 三、LNG 是中国交通运输能源低碳转型在现阶段的主力 8 说“20世界是石油的世纪”是因为“第二次工业革命”促成的人类生产力的飞跃，是建立在基于内燃机和燃气轮机技术的汽车、轮船、飞机和基于石脑油和轻烃的石油化工产业的基础上的。石油自1960年起成果煤成为第一位的一次能源，迄今
11、一直占世界总能耗35%。中、美两国石油60-70%用于交通运输；交通运输耗能中石油分别占96%和93%。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；目前同欧盟和日本一样，鼓励发展混合动力车，和混合动力+插电车（Plug in） ，远期目标是氢气燃料电池车。巴基斯坦、伊朗、阿根廷、巴西、印度等国则优先发展天然气车。2010 年世界天然气车以压缩天然气CNG 小车为主，总量达 1267.4 万辆，近 10 年增速 20.8%；上述五国居前五位，占总数的
12、80%。中国有 50 万辆居第七位。近年来，用于大客车和货车及船舶的 LNGV 发展更快；这是因为 LNG 燃料箱的储存能力比 CNG 高出两倍，而且用于 Diesel 发动机效率更高。近年来澳大利亚、加拿大、美国等国也都开始发展 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。燃用 LNG 的大巴最近也开始出现在美国公路上。美国交通以小车为主，交通燃料中，汽油：柴油= 2：1。而中国交通燃料中，长期以来一直是大型卡车为主，汽油：柴油 = 1 : 2；只是在近两年汽油消耗增长才快于柴油。LNG 作为发动
13、机燃料有很多优点：单位热值（比能量）最高；尾气排放最少，CO 2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，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，并控制石油对外依存度不超过 60%的重大举措。按照上述低碳“倒逼机制”估算，如果 2030 年中国的总能耗能够控制在 50 亿 tce/a，且把交通运输能耗控制在总能耗的 16%左右（8亿 tce/a，为 2007 年的 3
14、.6 倍） ，则 2030 年的低碳替代目标为 44%；即 3.5 亿 tce/a） 。其中： L/CNG1.8 亿 tce/a（1400 亿 m3/a） 、电 1 亿tce/a（0.8 万亿 kWh/a） 、生物质和煤基燃料 0.7 亿 tce/a（0.49 亿toe/a）,占内燃机和航空燃料的 13%。石油产品占 56%，为 4.5 亿tce/a，约合 3.2 亿 t/a 汽柴油，比 2010 年多 26%。此时相应的石油消耗总量约 5.3 亿 t/a，对外依存度可以保持不高于 60%。如果这一目标能够实现，将对中国的外交、政治、军事战略取向和国家战略安全产生良好的作用。按2011年中国载
15、货汽车1179万辆，单台车年耗气约3.5万立方米计算；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年可达到200万辆，耗用天然气700亿m3/a，折合LNG 5400万t/a；约为当时天然气耗量的17%。在2009年已达10%（91亿m 3/a）的基础上，经过努力应是可以达到的。近两年民间自发的LNGV增速已达200%以上，正在新疆、内蒙、山西、海南等省（区）重型卡车、城际客车和公交车推广；长江、大运河LNG船舶，也已开始快速发展。特定的历史背景将在中国造就世界最大的LNGV制造基地和运营市场；也将使中国的LNG产业面临独特的巨大发展机遇。从
16、上述估算可见，2020年LNGV的需求有可能消耗进口LNG和国内小型液化LNG的绝大部分。事实上，目前的许多液化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的、多货源、多用户的LNG产业链和市场。四、中国天然气资源和用户分布特点推动小型LNG 生产 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 万公里发达的天然气管网，资源产地相对集中。而中国则，1）管网建设起步晚了 30年，目前只有6万公里，管网建设赶不上用量增长的速度；2）天然气资源
17、地理分布较广，小型资源较多； 3）中国已逐渐形成世界最大、技术先进、成本低廉的小型LNG液化-LNG罐箱运输-卫星气化站供应链；如2008年投产的山西沁水10亿m 3/a煤层气液化设施，就是一个典型的案例。目前中国在建和投运的LNG液化厂有50余座，能力1200万t/a，卫星气化设施200余座。这是中国国情所促成的独特情景，今后还会继续发展。因为这已被证明是经济、有效、灵活、快速，同时促进产业链上、下游环节发展的手段。断言中国天然气管网比美国少因而天然气产业不能快速发展是极其错误的。五、罐装LNG车船运输是天然气产业链中游的重要组成部分 现阶段中国能源价值链实际情况决定，LNG的终端用户市场有
18、三：上述小型卫星气化站-局域网或工业用户，L/CNGV的加注站和储备罐，以及城市燃气管网的调峰储罐。估计上述需要以LNG形式运输和利用的用户需求到2020年有可能增长占到天然气总耗量的30%左右；LNG罐箱运输也将成为沿海大型LNG接收站市场销售的重要渠道。可以说LNG是中国天然气中游市场的“第二条腿”。LNG罐箱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。无论对气源还是用户气量的变化，都有很强的适应性，从而降低成本，规避新开辟市场初期用量少，管道设施利用率低、折旧成本过高的风险。用LNG车船罐箱运输开拓和培育天然气下游新市场，逐步延伸管网及服务范围，是管网建设的“开路先锋”。在LN
19、GV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补充LNG供应链上不可替代的、最重要的一环。早在本世纪初，中原绿能、新疆广汇公司就用LNG运输槽车把LNG从新疆、河南运到几千公里外的广东、福建等十多个省。北欧国家挪威采用燃用LNG燃料的沿海LNG运输船已有14年的历史。建立了完善的标准规范体系。实践表明其安全性甚至高于LPG和油品的罐箱运输。2013年中铁总公司也已宣布集装箱罐装LNG可以通过铁路运输。目前，加装方形框架的圆柱形LNG保冷罐箱水陆联运；长途通过铁路、水运，短途吊装到卡车上用公路运输，已经成为成本最低、最可靠的LNG物流运作模式。 六、LNG 是中国
20、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，作为过程工业的燃料、原料和基荷发电用气是24h/d连续、稳定的天然气用户。民用和商用户耗量则大部分昼多夜少；用于供暖的天然气耗量则随季节而有较大幅度变化。用于天然气调峰的储存手段有三类。1）以地下储气库为主，占90%；包括枯竭油气田、含水层、盐穴三种；2）用地上0.56Mpa球罐或地下11Mpa管束气相储存；3）LNG液相储存。各种技术的相对投资费用见表1。 但也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储存的回收率可达98%。表 1 各种储气方式建设投资对比 9储存方式 球形罐 管束 液化石油气 L
21、NG 地下储气库0.56MPa 11Mpa （丙烷） 盐穴 含水层 枯竭油气田相对投资 % 100 22.3 14.1 5.8 3.68.4 2.55.3 1.02.2各国天然气的来源和用户构成不同，用量波动规律、调峰需求和手段也大不相同；决不能盲目套用。下面分析美国和日本两个极端的案例。美国天然气主要靠自产，地下储气库总容量2006年达到了2067亿方， 2007年10 月统计的有效工作气量为1049亿方，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6529亿方计算，美国储存的天然气工作气量约占消费量的16% ，相当于 59天
22、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；很难由于短时的昼夜调峰。在美国，LNG多被地方配气公司用来满足日尖峰用气需求。LNG日供应能力在东部地区达到23%，在西部地区达到10%,平均13%左右；特别适合于满足极端峰值需求。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 10。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 70.44 百万吨/年。2008 年日本消费天然气约 987亿 m3，进口 LNG 占 93。下游用户主要用于用量稳定的发电和工业
23、燃料，约占 60（见下图）。80 年代前日本主要以用电制冷、天然气和重油供暖。2000 年起日本认识到天然冷热电联供 CCHP 优越性，得到迅速普及推广。新建公共建筑物有一半的空调用电，有一半用天然气CCHP。从图 1 两条曲线变化可以看出，仅 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 10。图 1 日本天然气年负荷曲线变化比较 10
