液化天然气接收站LNG气化服务费影响因素及降低措施分析

2021-12-30陈书建

化工设计 2021年6期

陈书建

中国成达工程有限公司成都 610041

2020年，中国天然气消费量超过3300亿m3，国内自产1940亿m3，进口1390亿m3。天然气进口量中，有2/3为液化天然气，约940亿m3。液化天然气进口途径，均通过LNG运输船，从国外LNG液化站运至国内沿海LNG接收站。从2006年广东大鹏LNG接收站投产以来，截止2020年底，我国已建成投产22座液化天然气接收站，设计能力合计7055万吨/年，实际运行能力近1亿吨/年。随着新建LNG接收站项目和现有接收站扩建项目相继投产，预计到2025年，我国液化天然气接收站数量将超过30座，年接收能力将超过1.5亿吨；LNG进口量也将超过日本，成为全球LNG进口量最大的国家。液化天然气接收站在我国能源体系中扮演着越来越重要的角色。本文将从液化天然气接收站建设和运行角度，分析LNG气化储转成本，探讨影响LNG气化服务费的主要因素，并在此基础上提出降低LNG气化服务费的可行措施。

1 项目概述

本文以国内正在建设的某液化天然气接收站项目(以下简称M项目)为研究对象，对影响LNG气化服务费的各种主要因素进行分析。

M项目LNG周转量设计规模为500万t/a，主要设施包括5个20万m3LNG储罐、1座26.6万m3LNG卸船码头、1座5万m3LNG装船码头、7台海水开架式气化器(单台能力为200t/h)、8台浸没燃烧式气化器(单台能力为200 t/h，冬季用)、10个LNG装车位；其他公辅及配套设施包括空压制氮、维修车间、综合仓库、污水处理、倒班宿舍、综合楼等。项目管道气态输出量预计为400万t/a，LNG槽车外输和小型LNG船转运规模均为50万t/a。

2 基本费用分析

2.1 基础数据及假设

(1)M项目建设投资78.7亿元，其中30%为自有资金，70%为银行借款，银行借款年利率为4.99%。

(2)M项目预计建设期3年，本次测算的运行期取20年。

(3)项目投产后，正常年LNG年周转量为500万吨，分年周转量见表1。

表1 LNG周转量分年计划表 (万吨)

(4)M项目正常运行期间，每年的水、电、气消耗见表2。

表2 项目燃料及动力消耗表

(5)M项目正常运行期间，总定员170人，年均人工成本按20万元计取。

(6)办公管理费按人均4万元/a计取。

(7)其它制造费按人均5万元/a计取。

(8)维修费按固定资产原值的1.5%计取。

(9)财产保险按固定资产原值的0.1%计取。

(9)港口作业费按20元/t LNG计取。

(10)安全生产费，根据财企〔2012〕16号《企业安全生产费用提取和使用管理办法》计取。

(11)所得税税率按25%计取，气化服务增值税税率按13%计取。

2.2 LNG气化服务费计算方法

M项目按照业内通常的计算方法，即以项目能在其运行期内按要求清偿贷款，按照预计的年周转量，项目投资所得税后内部收益率为8%为依据，确定LNG气化服务费。

2.3 M项目LNG气化服务费计算结果

根据前述LNG气化服务费计算原则，以项目投资所得税后内部收益率达到8%为条件，确定M项目LNG含税气化服务费为0.254元/m3(不含税气化服务费为0.225元/m3)。

国家管网LNG接收站对外气化服务收费情况见表3。

表3 国家管网LNG接收站气化服务收费情况(元/Nm3)

从表3中看出，大连LNG接收站收费最高，为0.335元/Nm3；北海LNG接收站收费最低，为0.18元/Nm3；平均收费为0.272元/Nm3。M项目收费为0.254元/m3，价格上处于中等偏低，较有竞争力。

2.4 成本分析

LNG气化服务费的分项成本表见表4。

从表4看出，成本构成中，折旧与摊销所占比例最高，为38.65%；其次是财务费用，为13.10%；再次分别是电、维修费、港口作业费，占比分别为11.78%、11.50%、11.12%。折旧与摊销和建设投资直接相关，财务费用间接和建设投资相关；而电、维修费、港口作业费是构成经营成本的主要项目。

3 气化服务费影响因素分析

在一定的投资回报率下，气化服务费的高低取决于项目成本的高低。前文已分析，M项目的成本构成中，与项目建设投资相关的折旧、财务费用，以及与经营成本相关的电、维修费、港口作业费是构成M项目成本的主要内容。因此，气化服务费的主要影响因素为建设投资、经营成本，以及LNG年周转量(即运行负荷)。

表4 M项目LNG气化服务费成本结构表

3.1 建设投资对气化服务费的影响分析

根据前文介绍，M项目建设投资为78.7亿元。很显然，在确定的投资回报率下，建设投资增加，气化服务费会升高；建设投资减少，气化服务费会降低。项目建设投资和气化服务费成正比关系。选取建设投资增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表5。

表5 建设投资对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.2 经营成本对气化服务费的影响分析

项目的经营成本包括水、电消耗、燃料天然气、人工成本、港口作业费、维修费、保险、安全生产费、其他管理费、其他制造费等。在确定的投资回报率下，经营成本增加，气化服务费会升高；经营成本减少，气化服务费会降低。项目经营成本和气化服务费成正比关系。与建设投资一样，选取经营成本增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表6。

表6 经营成本对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.3 LNG年周转量对气化服务费的影响分析

根据项目概述，M项目LNG周转量设计为500万t/a，而根据项目实际情况，M项目最大物理接收能力为600.7万t/a。在确定的投资回报率下，LNG年周转量增加，气化服务费会降低；LNG年周转量减少，气化服务费会升高。LNG年周转量和气化服务费成反比关系。选取LNG年周转量增加10%、20%、30%，减少10%、20%、30%等情形，计算LNG气化服务费的变化情况。计算结果见表7。

表7 LNG周转量对气化服务费的影响 (元/Nm3)

3.4 敏感因素分析

为比较各因素对LNG气化服务费影响的程度，计算敏感性系数。

各因素敏感性系数=气化服务费变化率/各因素变化率。

为统一起见，假设各因素分别朝不利方向变化20%，即建设投资增加20%，经营成本增加20%，LNG年周转量减少20%。计算结果见表8。

表8 敏感性系数计算表

从表8可看出，建设投资、经营成本、LNG年周转量的敏感性系数分别为0.83、0.31、-1.12。因此，LNG年周转量对气化服务费最为敏感，其次是建设投资，最后是经营成本。

4 降低LNG气化服务费，提高接收站竞争力措施分析

降低建设投资和经营成本，或增加LNG年周转量，均可降低LNG气化服务费，从而提高LNG接收站的市场竞争力。一方面，从敏感性系数的计算结果可知，LNG年周转量是影响气化服务费最关键的因素；另外一方面，技术层面上降低项目建设投资和经营成本会比较困难，目前国内LNG接收站项目建设基本都是EPC总承包模式，通过国内外公开招标确定总承包商及合同价格，建设投资已最大限度优化；经营成本方面，最大的几项是电、维修费、港口作业费，这几项均为刚性成本，压缩的空间较为有限。因此，降低LNG气化服务费最大的可能性在于提高LNG年周转量，这是比较切实可行的措施。

根据《液化天然气接收站能力核定方法》(SY/T 7434-2018)，液化天然气接收站能力(即LNG年周转量)主要由码头泊位、液化天然气储罐、外输设施能力确定，接收站最大能力为码头接收能力、储罐周转能力及外输设施能力三者中的最小值。M项目中,LNG接卸泊位设计通过能力为600.7万t/a;储罐周转能力方面，建有5个20万m3储罐，根据核定办法计算，储罐周转能力为2280万t/a;外输设施能力为气态管输设施能力、液态装车设施及其他外输设施能力之和，经计算，其外输设施能力为1370万t/a。综上，M项目LNG周转量为三者最小值，即码头接收能力600.7万t/a。

M项目LNG码头通过能力计算见表9。