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年中国LNG（液化天然气）冷能利用研究报告
年中国LNG（液化天然气）冷能利用研究报告
【& 报 告 前 言& 】在我国三大石油巨头对LNG建设热情不减的同时，绿色环保的伴生型能源LNG冷能利用也引起了各界的广泛注意，特别是国际油价在120美元以上居高不下以及电力成本大幅提高的情况下，LNG冷能利用的经济效益和社会效益日益凸显。随着国际石油价格暴涨，能源和电力成本大幅度增加，液化天然气(LNG)冷能利用开始进入人们的视线。对人均能源资源只有世界一半的中国而言，LNG冷能利用更显得必要。每吨LNG的气化过程，相当于释放了830兆至860兆焦耳的冷能，同样的制冷方式需要850千瓦时电能，如果将冷能用于其他项目，每吨LNG可节电500至700千瓦时。特定的历史机遇使中国LNG冷能具备了综合集成条件，利用好这个机遇，我国LNG冷能利用一定能实现技术、管理机制和市场运作等各方面的突破。约零下162摄氏度的LNG由液态气化为天然气时会释放大量冷能。据测算，每吨LNG气化过程相当于释放830兆－860兆焦耳的冷能，将这大量的冷能进行回收，可以用于发电、化工等诸多领域，产生巨大的经济效益。同时，在LNG冷能开发使用过程中几乎没有任何污染物排放，是一种绿色环保能源。一个300万吨／年的LNG接收站扣除消耗于高压外输气体的压力能后可利用的冷功率为76兆瓦，折合电能约10亿千瓦时。预计到本世纪中叶，若中国消耗天然气5000亿立方米／年，其中进口LNG1000亿立方米／年，或以7700万吨／年（相当于日本目前的进口量）计，可用冷能折合电力257亿千瓦时／年，相当于一个600万千瓦电站的年发电量。根据中海油规划，年，将在莆田､宁波､大鹏和上海等四个LNG接收站相继建成空气分离项目和民用取冷项目，年将完成中海油各LNG接收站冷能综合利用的全面建设与开发。图表& 中海油LNG冷能利用项目价值估算表&& 单位（万元）　&2010年&2013年&2013年&2010年&2010年广东大鹏&000&200&508200福建莆田&　&　&200&210000浙江宁波&　&　&　&000上海&　&　&　&000广东珠海&　&　&　&　&126000海南洋浦&　&　&　&　&840000规模总计&000&400&1264200随着国际石油价格暴涨，能源和电力成本大幅度增加，LNG冷能利用越来越显得珍贵和必要。对人均能源资源只有世界一半的中国而言，尤其明显。此外，中国正处在经济持续快速发展，经济结构加快调整的历史时期，在科学发展观的指导下，新型工业化、循环经济、节能减排等重大举措，构成了中国大规模利用LNG冷能的历史机遇。就目前的情况看，中国有可能把每个大型LNG接收站都规划为包括冷能利用产业链、天然气冷热电联供的工业能源循环经济链，以及轻烃分离用作化工原料产业链的循环经济园区。同时，开发具有自主知识产权的LNG冷能综合优化利用技术，使LNG冷能得到科学和充分的集成优化利用。图表& 年国际原油价格走势图&
特定的历史机遇使中国LNG冷能具备了综合集成条件，在充分汲取各国成熟技术基础上，通过自主集成创新，利用好这个机遇，中国LNG冷能利用一定能实现技术、管理机制和市场运作等各方面的突破。乐观预计，到2020年中国LNG冷能综合利用率可达70％以上，有效能利用率可达到30％－40％，居于世界前列。本研究报告依据国家统计局、国资委、国家信息中心、国务院发展研究中心、国民经济景气监测中心、中国石化协会等提供的大量资料，对我国LNG产业链成本、国际国内LNG冷能利用现状及我国LNG冷能利用市场和发展前景等进行了分析。
&【& 报 告 目 录& 】第一章 中国LNG产业链成本分析及定价策略&15第一节 LNG产业链各环节成本分析&15一、LNG产业链各环节成本构成&151、LNG开采和净化、液化环节费用及其与国际市场FOB价格的关系&152、LNG的运输费用（增加海运成本的分析）&153、接收站和汽化、管输费用&16二、利用冷能降低汽化成本&16三、用湿气源LNG冷量分离轻烃降低下游供气成本&17四、利用挥发的LNG做槽车燃料降低运输成本&17第二节 LNG下游用户的定价策略&19一、联合循环电站用户&19二、城市民（商）用燃气用户&19三、规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户&20四、炼油石化等企业用户&21五、车用燃料（LNG/CNG加气站）用户&21六、槽车运输所拓展的卫星站用户&21第三节& LNG冷能分析&22第二章 国际LNG冷能利用与利用层次划分&25第一节 主要国家LNG冷能利用情况&25一、日本&25二、韩国、中国台湾及澳大利亚等&25第二节 LNG冷能利用层次&33一、高技术附加值产业&33二、低技术附加值产业&34第三章 中国LNG冷能利用基本背景资料&37第一节 LNG冷能利用基本情况&37一、新型能源支柱LNG&37二、三大石油公司较量LNG&38三、LNG的政策瓶颈与资源瓶颈&39四、天然气行业的竞争格局&41第二节 LNG项目冷能利用领域&42一、LNG冷能发电&42二、LNG冷能冷冻食品及仓库&43三、LNG冷能低温干燥与粉碎&43四、LNG冷能液化二氧化碳&43五、LNG冷能分离空气&43第三节 中国LNG项目冷能综合利用&44一、中国LNG冷能利用的测算&44二、中国LNG冷能利用尚处于研究阶段&44三、中国LNG接收终端规划分布&451、接收站地域分布&452、接收站规模分布&45第四节 LNG冷能利用的原理及方法&52一、利用LNG冷能的注意事项&521、利用过程的温度要求&522、用量的限制&533、工厂位置的限制&534、安全限制&535、间接利用的限制&53二、利用LNG冷能的方法&541、直接利用法&542、间接利用开发&54三、LNG汽车冷能回收&551、LNG冷藏运输车冷能回收&552、LNG汽车空调&55第四章 中国LNG冷能利用现状&57第一节 发展LNG已是大势所趋&57第二节 中国LNG发展正在起步&57第三节 LNG冷能利用仍待加温&58第四节 中国实施首个LNG冷能利用空分项目&59第五节 LNG冷能的利用技术填补中国空白&60第六节 利用LNG冷能发展循环经济拓展旅游资源&61第七节 中国海油LNG冷能利用&62一、中国海油LNG冷量价值&62二、中国海油LNG冷能利用战略原因&63三、LNG冷能利用产业地域分布和时间安排&64四、中国海油LNG冷能利用项目&641、广东大鹏项目&642、福建莆田项目&653、浙江宁波项目&67第八节 冷能利用面临的难题&67第五章 关联产业发展分析&69第一节& 油气勘探及石油市场&69第三节& 煤炭&118第四节& 电力&138第五节& 风能、太阳能、生物质能等清洁能源&143一、风能&143二、太阳能&148三、生物质能&153第六节& 冷冻冷藏冷库&155第七节& 气体、液体分离设备制造&166第六章 中国LNG冷能利用市场评估&175第一节 中国能源及消费结构分析&175第二节 发展宏观环境分析&179第三节 未来中国LNG冷能利用市场发展评估结果&196第四节 我国LNG冷能利用发展前景分析&200附录：&202附录一：《中国能源发展“十一五”建设重点》&202附录二：《能源发展十一五规划》&205
【& 图 表 目 录& 】图表 1& 中海油LNG冷量价值&62图表 2& 广东LNG总体项目示意图&65图表 3& 各种一次能源利用情况及前景的对比&69图表 4& 年全球油气储量变化&70图表 5& 年全球原油储量增长趋势图&71图表 6& 年欧佩克原油储量增长趋势图&71图表 7& 年全球天然气储量增长趋势图&72图表 8& 年底世界各地区和国家石油估算探明储量统计表& 单位：万吨&72图表 9& 2013年底全球石油探明储量分布图&78图表 10& 2013年底全球石油探明储量前十位国家及地区对比图&79图表 11& 年不同水深的油气平均产量统计表&80图表 12& 2013年世界最大石油公司前十企业排名表&81图表 13& 年OPEC一揽子原油价格&86图表 14& 年世界各国石油生产量统计表（一）&88图表 15& 年世界各国石油生产量统计表（二）&89图表 16& 年全球主要国家自喷井数统计&90图表 17& 年全球主要国家抽油井数&90图表 18& 年全球主要国家油井数&91图表 19& 年全球主要国家平均单井日产量&92图表 20& 各石油公司开采成本变化率对比&92图表 21& 世界主要油井提高采收率计划项目技术一览表（1）&93图表 22& 世界主要油井提高采收率计划项目技术一览表（2）&94图表 23& 世界主要油井提高采收率计划项目技术一览表（3）&95图表 24& 美国各类提高采收率法的在用方案数&95图表 25& 年底欧佩克组织石油探明储量增长趋势图&98图表 26& 2013年底欧佩克主要成员国石油探明储量对比图&99图表 27& 年全球原油储量及欧佩克储量统计表&99图表 28& 年欧佩克原油储量占全球储量比例走势图&100图表 29& 中国油田主要分布图&101图表 30& 年中石油原油产量变化&103图表 31& 年中石油天然气产量变化&104图表 32& 年中石油油气产量变化&104图表 33& 年中石油单井产量变化&105图表 34& 年中石油原油平均实现价格变化&107图表 35& 年中石油天然气平均实现价格变化&107图表 36& 年中石油油气开采成本变化&108图表 37& 年中石油油气发现成本变化&108图表 38& 年中石油百万吨原油产能建设投资&109图表 39& 年中石油亿方天然气产能建设投资&109图表 40& 年中石化原油产量增长趋势图&110图表 41& 年中石化天然气产量增长趋势图&111图表 42& 年中石化油气产量变化&111图表 43& 年中石化油气价格变化&112图表 44& 年中石化天然气价格变化&112图表 45& 年中石化百万吨原油产能建设投资&113图表 46& 年中石化亿方天然气产能建设投资&113图表 47&
年中海油油气产量增长趋势图&114图表 48& 年中海油天然气产量变化&115图表 49& 年中海油油气产量变化&115图表 50& 年中海油原油价格变化&116图表 51& 年中海油天然气价格变化&116图表 52& 年中海油百万吨原油产能建设投资&117图表 53& 年中海油亿方天然气产能建设投资&117图表 54& 截至2010 年底我国各省（市、区）煤炭查明资源储量情况&119图表 55&
年我国原煤产量及增长情况&121图表 56& 2008 年主要产煤省份产量对比&122图表 57& 2008 年主要产煤省份生产情况&122图表 58&
年我国能源生产、消费总量中煤炭所占比重&123图表 59& 年我国煤炭采选业企业景气指数&124图表 60& 2008 年我国煤炭及相关行业政策表（一）&125图表 61& 煤炭出口关税税率&125图表 62& 年世界煤炭价格 单位：美元/T&126图表 63&
年我国煤炭进口数量及增长情况&127图表 64& 2008 年1～12 月我国煤炭月度进口量及增长情况&128图表 65&
年我国煤炭主要进口国统计&128图表 66&
年我国煤炭出口数量及增长情况&129图表 67& 2008 年我国煤炭出口数量月度走势图&129图表 68&
年我国煤炭进口价格变动情况&130图表 69&
年我国煤炭出口价格变动情况&131图表 70&
年我国煤炭出口价格月度走势图&131图表 71& 年国际油价与国际国内煤价（原始单位）&132图表 72& 年国际油价与国际国内煤价（元/吨标准煤）&132图表 73& 年国际油价与国际煤价比值（热值统一）&133图表 74& 年国际油价与国内煤价比值（热值统一）&133图表 75& 年国际国内煤价（元/吨）走势对比&134图表 76& 秦皇岛及全国平均周煤炭价格&134图表 77& 年国际国内煤价价差（元/吨）&135图表 78&& 年我国发电量及同比增长率趋势图&138图表 79&& 2013年中国电力生产结构图&139图表 80&& 2013年新增发电装机容量对比图&140图表 81& 年10月中国发电量增速对比图&140图表 82& 年10月中国水电、火电发电量增速对比图&141图表 83& 年中国发电量增长趋势图&141图表 84&& 年我国全社会用电量增长趋势图&142图表 85& 年电力主要消费行业增速情况&143图表 86& 年中国风电装机容量及其同比增长&144图表 87& 年中国风电新增装机容量及其同比增长&144图表 88& 2013年中国各地区海上风电场规划&146图表 89& 中国内资企业海上风电机组研发情况&148图表 90& 年全球光伏装机量增长趋势图&150图表91& 2013年全球太阳能电池排名表&151图表 92& 年中国光伏市场新增及累计装机容量&152图表 93& 按国家分类的冷藏库容量一览表&158图表 94& 全球25大冷藏库排行榜&160图表 95& 中国冷库市场容量分布图&163图表 96& 冷冻食品需求发展不同阶段的主要驱动因素&165图表 97& 年8月中国气体、液体分离设备制造企业数量增长趋势图&168图表 98& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业主营业务收入增长趋势图&169图表 99& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业利润总额增长趋势图&169图表 100& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业销售利润率走势图&170图表 101& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业销售毛利率走势图&171图表 102& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业总资产利润率指标统计表&172图表 103& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业总资产利润率走势图&172图表 104& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业总资产利润率走势图&172图表 105& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业资产增长趋势图&173图表 106& 年8月中国气体、液体分离设备制造行业从业人数增长趋势图&174图表 107&& 年全球各种能源消费量及预测趋势图&175图表 108&& 年中国能源消费量增长趋势图&176图表 109&& 2013年中国不同能源消费量增长对比图&177图表 110&& 年中国石油对外依存度预测 (%)&177图表 111&& 年中国季度GDP增长率对比&181图表 112&& 2010年上半年主要宏观经济经济数据&181图表 113&& 年中国财政收入及增长趋势统计表&183图表 114&& 年中国财政收入对比图&184图表 115&& 年中国财政收入增长率变化图&184图表 116&& 年中国财政收入变化趋势图&185图表 117&& 年各月中国价格指数统计表&186图表 118&& 年6月中国价格指数月度走势图&186图表 119&& 年5月中国主要消费品CPI月度走势图&187图表 120&& 中国城乡居民恩格尔系数对比表&188图表 121&& 中国城乡居民恩格尔系数走势图&189图表 122&& 年中国货物出口额走势图&190图表 123&& 年中国货物进口额走势图&190图表 124&& 年中国进出口增长率变化统计表&191图表 125&& 年中国进出口增长率变化趋势图&192图表 126&& 年中国进出口总值变化趋势图&192图表 127&& 年中国贸易增速变化趋势图&193图表 128& 年11月国际原油价格走势图&200图表 129 “十五”时期能源发展主要指标&205图表 130& 主要产品(工作量)单位能耗指标&210图表 131& 主要耗能设备能效指标&211图表 132& 十一五重点发展的先进适用技术&213图表 133& 十一五重点发展的前沿技术研究&213图表 134& 公司业务相关资格证书-全国市场研究行业协会会员证&218图表 135& 公司业务相关资格证书-竞争情报协会会员证书&219图表 136& 公司业务相关资格证书-涉外社会调查许可证&220
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具体留言：石油天然气行业:俄气东来促进供应,进口成本有望下降
&&&&事件&&&&5月21日,天然气集团和俄罗斯天然气工业股份签署《中俄东线供气购销合同》;中俄两国政府签署《中俄东线天然气合作项目备忘录》。根据合同,从2018年起,俄罗斯开始通过中俄天然气管道东线向中国供气,输气量逐年增长,最终达到每年380亿立方米,累计合同期30年。&&&&评论&&&&中俄谈判阶段性进展:据媒体报道,俄罗斯和中国方面将分别投资550亿和200亿用于上游项目勘探开发,管道及相关基础设施建设。我们了解到虽然天然气销售协议已经签署,但管道及相关基础设施投资方面仅签署了谅解备忘录。&&&&战略意义重于投资回报:据外媒报道,本次天然气购气价格可能在每立方米2.2-2.5元之间。如果中国存量气门站价有望在2年内向增量气价靠齐,那么仍然有利可图。但考虑到进管道投资和运营费用,投资收益可能并不高。当然,如果中石油能够直接向终端用户销售这部分进口气或者中国政府愿意削减进口增值税,投资收益可能会有所改善。&&&&中俄协议有助于减少对高价进口LNG的依赖;随着中国天然气供应渠道不断扩宽,我们预计2015年后供应增速有望超过需求增速,并且未来5-7年中国天然气自给率仍能维持在目前水平。此次与俄罗斯签署的供应协议或有助于中国降低对高成本LNG进口的依赖。我们预计,到2020年进口LNG占总估计的比率可能从今天的14%下降至6%-8%。从这个角度说,LNG进口的下降有望提升中石油的盈利能力。&&&&中国天然气供给紧张局面逐步缓解,利好城市燃气公司:长期来看,中俄协议可能对其它双边协议和天然气定价趋势(包括LNG)产生深远影响。Gazprom向中国预售如此多的天然气可能有助于市场形成中国天然气市场未来供需将趋向均衡的预期,这将有利于中国在今后的谈判中争取成本更低的供应渠道。城市燃气企业可能受益于未来供应的不断增加和成本压力的逐步缓解。具体来看,我们认为在东北地区业务占比较高的(384.HK)有望成为主要受益者。
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中国能源报
往期回顾 &
全球供应阶段性过剩
中国迎LNG进口良机
■本报资深记者 仝晓波
中国能源报
　　国际油价长期持续低迷及亚太地区需求不旺，导致从2014年开始LNG价格持续下行，从彼时的每百万英热单位15.6美元下降到2015年的9.77美元，今年年初，亚太地区的LNG现货价格更下跌至4美元。　　近日在由金银岛资讯主办的“2016中国天然气上下游资源对接与市场高峰论坛”上，与会专家普遍认为，国际LNG市场供大于求的局面将在未来一段时间持续，至少在2020年前全球LNG供应都将维持充足态势，我国需充分把握机遇，打开LNG进口通道。　　据IEA预测，未来20年，非常规天然气产量将大幅增长，北美将成为全球重要的LNG出口区。随着美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯等国LNG项目的陆续投产，2016年将有2000万吨新增出口量进入国际市场。而到2018年，全球LNG贸易量将增加到3.94亿吨，较目前水平增加25%—30%。　　“未来亚太地区仍将是全球LNG最主要的消费市场，2020年消费量将达到2.68亿吨，约占全球的74%，中国和印度将逐渐成为日本、韩国之后的亚洲LNG进口主力。”中石油经济技术研究院高级经济师徐博说。　　截至2015年底，中国已投产13座LNG接收站，累计接收能力达到4980万吨/年。徐博预计到2017年，我国LNG接收站总能力将达到8300万吨。　　当前在我国LNG接收站的投资与运营仍以“三桶油”为主，但有业内专家指出，未来两至三年内中国将迎来LNG进口商采购高峰期，市场主体主要是以城市燃气企业、大型气电运营商、省管网公司、LNG分销商等企业为代表的LNG进口“第二梯队”。这些企业更大的诉求是绕过垄断环节，直接去国际市场寻求低价气，充分享受国际LNG供应阶段性过剩的市场“红利”。　　虽然2014年颁布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》，释放出以“三桶油”为主导的LNG进口政策逐步松绑的积极信号，之后从2014年12月开始，先后有新奥燃气、新疆广汇、北京燃气积极借助中石油接收站开展了LNG进口的“第三方准入”尝试，但业内普遍认为，非“三桶油”企业借助“三桶油”接收站进口LNG与其商业利益相冲突，实施难度较大，以往经验难以复制。　　如当前“三桶油”的LNG长协气量充足，短期内接收站码头增加负荷较为困难，同时要想借用“三桶油”的LNG接收站，首先要取得码头的许可、递交申请，还要等待“三桶油”给予的窗口期。而受窗口期有限和LNG资源竞争明显的影响，能够顺利拿到窗口期的企业仍是少数。&　　在这种情况下，未来以城市燃气企业、大型气电运营商、省管网公司、LNG分销商等企业为代表的“第二梯队”市场主体之间的合作、合资是大势所趋。　　“我国应尝试建立国内协调机制、买方战略同盟与国内交易平台，避免国内资源各自为战，同时要加大对国际LNG市场的跟踪研判，利用我国稳定巨大的市场，获取采购价格上的话语权，实现LNG资源进口的多元化。”徐博说。　　值得关注的是，从2013年就开始计划、但一直未有推进的新奥舟山LNG接收站项目，终于在去年8月，由国家发改委、交通部正式批复施工，并已于今年1月正式开工。“接收站预计在2018年年中投产，这个时间还是比较有保障的。”新奥液化天然气贸易公司高级商务经理王嗣海指出。　　据悉，新疆广汇的启东LNG转运站也在加紧建设中，除此之外，全国范围内还会涌现出一批200万吨以内的拟建小型接收站项目。　　上述燃气行业研究人士认为，尽管面临审批和监管环境的不确定性，但是在巨大的市场驱动下，上述拟建项目将会快速推进。同时，城市燃气企业建设的接收站也会积极欢迎第三方准入，因为接收量会直接影响项目的经济性。　　王嗣海表示，新奥将积极推动接收站向第三方开放，并与终端形成战略联盟，共同面对市场价格波动风险，同时推动建立新的市场规范。
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