双碳背景下内河航运物流中LNG进江运输方案的经济效益分析

荣蓉 周毅 王素粉 石峰 王连佳

(1.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津 300452;2.中海石油集团有限公司物装采购中心天津作业部 天津 300452)

我国是一个拥有大量人口的发展中国家，由于其快速的经济化和城市化及对环境和能源日益严苛的要求，需要大量的洁净能源天然气满足日常生活。天然气作为最重要的能源替代品，其消费量增长速度远远快于国内天然气的生产速度。长江经济带GDP贡献了全国的44%以上，成为我国经济发展的新引擎，而LNG在长江经济带大规模应用尚未形成，沿线各省渴望利用长江黄金水道优势获取LNG资源，以释放经济潜能[1]。长期以来，国内内河航运大多使用柴油作为能源，其经济性受到制约，液化天然气的优越性不强。随着大气污染防治法的实施，LNG在LNG进江运输应用中将逐步加速。

为加快LNG在长江沿线各省的大规模应用，实施长江经济区生态恢复策略，促进长江经济区的发展，LNG进江储运是解决LNG资源保障的关键环节[2]。结合长江经济带的能源结构和有关天然气消费的计划，长江沿江流域今后将会实现天然气利用结构的合理优化。长江LNG运输是沿江天然气供给的主要途径，将对长江流域天然气调峰和液化天然气市场的稳定供应起到关键的支撑和保证作用。因此，利用长江水运进行LNG的运输具有巨大的市场潜力。

1 影响LNG进江运输方案经济效益的因素分析

1.1 能源方面

液化天然气是一种质量好、效率高、成本低的新型清洁能源，在交通运输、发电、化工、陶瓷等行业中占有重要地位。经济稳步发展的同时，对能源的需求量也在不断上升，为确保国民经济又好又快地发展，能源结构调整的必要性凸显[3]。天然气作为一种清洁资源，在全球范围内，每年人均消耗的天然气大约为25%，而在2016年，天然气在能源消费所占的比重只有6.4%，远远小于世界各国的平均水平，因此加大对一次能源的消耗比重任务十分紧迫。因此，推进天然气在船舶行业的应用可为我国能源结构调整做出巨大贡献。

1.2 LNG燃料价格趋势和经济性

经济性是LNG船舶发展的根本推动力，2022年以来，船用柴油和LNG价格均呈现偏弱的行情，其中船用柴油市场整体呈现持续下滑趋势，LNG市场行情略好于船用柴油市场，两者价差有所缩窄，LNG作为船用燃料的经济性有所下滑。从目前的情况来看，LNG船舶的发展与常规的燃油船舶相比有三个优点：一是与我国的能源发展战略相适应，有助于我国的经济结构和提高我国清洁能源比例；二是具有较小的排放量，满足国家“绿水青山”的需求，满足了节约能源和减少污染的需求；三是燃料价格存在一些经济上的优越性，相应的政策对 LNG航运产业的发展起到积极作用。目前，全球各个国家的造船厂中，我国船舶工业占据四成。此外，因其内河流域辽阔，在其境内水域作业的船只数以十万计。综上所述，在今后数年内，伴随着国家扶持的不断健全和技术的提高，LNG船舶的发展将会是一个快速发展的黄金时代。

1.3 LNG船舶市场前景

天然气是进江运输船舶的主要燃料，LNG 船舶是LNG进江运输的关键。根据目前试点示范的技术应用情况来看，未来应用LNG燃料的船舶将会集中在干散货船、集装箱船、港作船、渔船等[4]。从内河来看，运输船舶约12万艘，船舶燃料需求超过200万吨；沿海来看，运输船舶1万余艘，船舶燃料需求超过350万吨；远洋来看，年均到港约5.5万艘次，按照船舶在排放控制区内燃料消耗，LNG燃料需求至少100多万吨。以上潜在的LNG船舶消耗量固然乐观，但是LNG进江运输方案经济效益的制约因素依然不容忽视。从政策来看，国内已经形成了比较完善的水运LNG应用行业标准和规范体系，但是关于LNG的相关技术规范尚不完备[5]；LNG加注站的建设难度较大，且LNG被传统地认为是高风险的燃料，因此各部门也十分谨慎地审批。从性价比来看，近几年，随着世界石油价格的不断下跌，LNG相比石油的价格优势竞争地位已大大降低。LNG动力改造、维护及新建LNG动力船费用高昂，若无较大政策、补贴力度支持，LNG动力船舶对船东的吸引力就大打折扣[6]。不过近年来，由于低碳和限制硫的政策迫使航运行业进行技术变革，或采用更加洁净的能源，这将会促进液化天然气动力的普及，且随着国内LNG价格愈加理性，LNG动力的经济性越发凸显，未来LNG船舶仍将保持一定的增速。

2 LNG进江运输方案经济性对比分析

我国积极推进天然气消费和能源结构改革，长江经济带渴望利用LNG清洁能源的认识不断加强，长江沿线省市对天然气消费呈现高速增长态势。为此，本文对LNG进江运输方案经济性进行对比分析。

2.1 LNG燃料与常规燃油动力方案的经济性对比

在LNG进江运输方案中，本文选取目前主流的超大型集装箱船型、VLCC船型和VLOC船型为例，分析比较了LNG燃料动力方案和常规燃油动力方案(包括使用含硫量0.1%MGO和船用重油380CST配套后处理装置两种方式)的经济性。基于本文的数据，分析结果表明：

对于超大型集装箱船型、VLCC和VLOC三种船型，选择IFO 380CST配套后处理装置动力方案的经济性最优；选择LNG燃料动力方案的经济性次之；选择含硫量0.1%MGO动力方案的经济性最差。

(1)对于上海至鹿特丹航线的19100TEU集装箱船型而言，相比0.1%MGO常规燃油动力方案，选择IFO 380CST配套后处理装置动力方案可每年节省费用1037.2万美元，约1.34年可回收相对增加的投资成本；选择LNG燃料动力方案，可每年节省燃料费用852万美元，约3.52年可回收相对增加的投资成本。通过LNG燃料方案与IFO 380CST配套后处理装置方案的盈亏平衡分析可知，当LNG动力方案的初始投资下降58%或当LNG燃料价格下降10.38%(相当于IFO 380CST燃料价格的134.8%)时，LNG燃料方案可以与IFO 380CST配套后处理装置达到盈亏平衡。

(2)对于中东至远东航线30.8万吨VLCC船型而言，相比0.1%MGO常规燃油动力方案，选择IFO 380CST配套后处理装置动力方案可每年节省费用674.3万美元，约0.7年可回收相对增加的投资成本；选择LNG燃料动力方案，可每年节省燃料费用508.8万美元，约2.33年可回收相对增加的投资成本。通过LNG燃料方案与IFO 380CST配套后处理装置方案的盈亏平衡分析可知，当LNG动力方案的初始投资下降97%或当LNG燃料价格下降19.86%(相当于IFO 380CST燃料价格的120.5%)时，LNG燃料方案可以与IFO 380CST配套后处理装置达到盈亏平衡。

(3)对于巴西至中国航线的40万吨矿砂船型而言，相比0.1%MGO常规燃油动力方案，选择IFO 380CST配套后处理装置动力方案可每年节省费用426.1万美元，约1.41年可回收相对增加的投资成本；选择LNG燃料动力方案，可每年节省燃料费用367.5万美元，约4.51年可回收相对增加的投资成本。通过LNG燃料方案与IFO 380CST配套后处理装置方案的盈亏平衡分析可知，当LNG动力方案的初始投资下降61.2%或当LNG燃料价格下降10.4%(相当于IFO 380CST燃料价格的134.8%)时，LNG燃料方案可以与IFO 380CST配套后处理装置达到盈亏平衡。

2.2 三种LNG加注模式的经济性对比

鉴于我国对天然气需求量大，对调峰应急能力的需求较高[7]，因此在满足渤海、长三角和东南沿海地区的同时，必须充分利用LNG资源、船用加注需求、港口规划和航运等方面的优势，分析三种LNG加注模式的经济性对比。

2.2.1 环渤海地区

根据环渤海地区的年加注需求量(Q=5、10和15万吨时)，分析三种LNG加注模式的投资回收期、实际内部收益率和盈亏平衡点的购销价格差。

(1)投资回收期模式分析

基于环渤海地区的年加注需求量，岸基式加注站方案和LNG槽车加注方案的投资回收效率均低于实际内部回收效率，因此这两种方案不具备经济性，不适合投资。

(2)实际内部收益模式分析

年加注需求量为5万吨时，加注船方案的实际内部收益率低于基准收益率，所以该方案不具备经济性。

(3)盈亏平衡点的购销价格差模式分析

年加注需求量为10万吨和15万吨时，采用6000方加注船方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，盈亏平衡点的购销价格差最低，因此该方案经济性最好；采用8000方加注船方案的经济性次之；采用12000方加注船方案的经济性最差。

2.2.2 长三角地区

根据长三角地区的年加注需求量(Q=15、30和40万吨时)，分析三种LNG加注模式的投资回收期、实际内部收益率和盈亏平衡点的购销价格差。

(1)投资回收期模式分析

年加注需求量为15万吨时，岸基式加注站方案和LNG槽车加注方案的投资回收效率均低于基准投资回收率，因此这两种方案经济性较低。同时，对于LNG槽车加注方案，年加注需求量为40万吨时的经济性优于年加注需求量为30万吨。

(2)实际内部收益模式分析

三种加注方案中，加注船方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，所以该方案经济性最好。年加注需求量为15万吨、30万吨和40万吨时，采用6000方加注船方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，该方案经济性最好；采用8000方加注船方案的经济性次之；采用12000方加注船方案的经济性最差。

(3)盈亏平衡点的购销价格差模式分析

年加注需求量为30万吨时，采用5000方储罐方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，盈亏平衡点的购销价格差最少，因此岸基式加注站方案经济性最好。当年加注需求量为40万吨时，采用10000方储罐方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，盈亏平衡点的购销价格差最少，由此判定岸基式加注站方案经济性最好。

2.2.3 珠三角地区

根据珠三角地区的年加注需求量(Q=15、25和35万吨时)，对三种LNG加注模式的投资回收期、实际内部收益率和盈亏平衡点的购销价格差进行分析。

(1)投资回收期模式分析

年加注需求量为15万吨时，岸基式加注站方案和LNG槽车加注方案的实际投资回收率均低于基准投资回收率，因此这两种方案没有经济性。同时，LNG槽车加注方案年加注需求量为35万吨时的经济性优于年加注需求量为25万吨。

(2)实际内部收益模式分析

三种加注方案中，加注船方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，该方案经济性最好。三种舱容方案中，采用6000方加注船方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，该方案经济性最好；采用8000方加注船方案的经济性次之；采用12000方加注船方案的经济性最差。

(3)盈亏平衡点的购销价格差模式分析

当年加注需求量为25万吨时，采用5000方储罐方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，盈亏平衡点的购销价格差最小，因此岸基式加注站方案经济性最好。年加注需求量为35万吨时，采用10000方储罐方案的投资回收期最短，实际内部收益率最高，盈亏平衡点的购销价格差最小，此时岸基式加注站方案经济性最好。

3 结语

当前，我国正在构建新能源体系，LNG船舶及应用产业已迎来发展战略机遇，国家加大推动LNG清洁能源行业的发展，相关项目发挥重要作用，促进了LNG行业的发展。随着各地越来越重视水上LNG加注站的规划布局，相信未来LNG将在长江经济带地区得到广泛应用，LNG对促进长江沿线经济可持续发展具有重要的经济效益。