液化天然氣接收站LNG氣化服務(wù)費影響因素及降低措施分析

陳書建

中國成達(dá)工程有限公司 成都 610041

2020年，中國天然氣消費量超過3300億m3，國內(nèi)自產(chǎn)1940億m3，進(jìn)口1390億m3。天然氣進(jìn)口量中，有2/3為液化天然氣，約940億m3。液化天然氣進(jìn)口途徑，均通過LNG運輸船，從國外LNG液化站運至國內(nèi)沿海LNG接收站。從2006年廣東大鵬LNG接收站投產(chǎn)以來，截止2020年底，我國已建成投產(chǎn)22座液化天然氣接收站，設(shè)計能力合計7055萬噸/年，實際運行能力近1億噸/年。隨著新建LNG接收站項目和現(xiàn)有接收站擴(kuò)建項目相繼投產(chǎn)，預(yù)計到2025年，我國液化天然氣接收站數(shù)量將超過30座，年接收能力將超過1.5億噸；LNG進(jìn)口量也將超過日本，成為全球LNG進(jìn)口量最大的國家。液化天然氣接收站在我國能源體系中扮演著越來越重要的角色。本文將從液化天然氣接收站建設(shè)和運行角度，分析LNG氣化儲轉(zhuǎn)成本，探討影響LNG氣化服務(wù)費的主要因素，并在此基礎(chǔ)上提出降低LNG氣化服務(wù)費的可行措施。

1 項目概述

本文以國內(nèi)正在建設(shè)的某液化天然氣接收站項目(以下簡稱M項目)為研究對象，對影響LNG氣化服務(wù)費的各種主要因素進(jìn)行分析。

M項目LNG周轉(zhuǎn)量設(shè)計規(guī)模為500萬t/a，主要設(shè)施包括5個20萬m3LNG儲罐、1座26.6萬m3LNG卸船碼頭、1座5萬m3LNG裝船碼頭、7臺海水開架式氣化器(單臺能力為200t/h)、8臺浸沒燃燒式氣化器(單臺能力為200 t/h，冬季用)、10個LNG裝車位；其他公輔及配套設(shè)施包括空壓制氮、維修車間、綜合倉庫、污水處理、倒班宿舍、綜合樓等。項目管道氣態(tài)輸出量預(yù)計為400萬t/a，LNG槽車外輸和小型LNG船轉(zhuǎn)運規(guī)模均為50萬t/a。

2 基本費用分析

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及假設(shè)

(1)M項目建設(shè)投資78.7億元，其中30%為自有資金，70%為銀行借款，銀行借款年利率為4.99%。

(2)M項目預(yù)計建設(shè)期3年，本次測算的運行期取20年。

(3)項目投產(chǎn)后，正常年LNG年周轉(zhuǎn)量為500萬噸，分年周轉(zhuǎn)量見表1。

表1 LNG周轉(zhuǎn)量分年計劃表 (萬噸)

(4)M項目正常運行期間，每年的水、電、氣消耗見表2。

表2 項目燃料及動力消耗表

(5)M項目正常運行期間，總定員170人，年均人工成本按20萬元計取。

(6)辦公管理費按人均4萬元/a計取。

(7)其它制造費按人均5萬元/a計取。

(8)維修費按固定資產(chǎn)原值的1.5%計取。

(9)財產(chǎn)保險按固定資產(chǎn)原值的0.1%計取。

(9)港口作業(yè)費按20元/t LNG計取。

(10)安全生產(chǎn)費，根據(jù)財企〔2012〕16號《企業(yè)安全生產(chǎn)費用提取和使用管理辦法》計取。

(11)所得稅稅率按25%計取，氣化服務(wù)增值稅稅率按13%計取。

2.2 LNG氣化服務(wù)費計算方法

M項目按照業(yè)內(nèi)通常的計算方法，即以項目能在其運行期內(nèi)按要求清償貸款，按照預(yù)計的年周轉(zhuǎn)量，項目投資所得稅后內(nèi)部收益率為8%為依據(jù)，確定LNG氣化服務(wù)費。

2.3 M項目LNG氣化服務(wù)費計算結(jié)果

根據(jù)前述LNG氣化服務(wù)費計算原則，以項目投資所得稅后內(nèi)部收益率達(dá)到8%為條件，確定M項目LNG含稅氣化服務(wù)費為0.254元/m3(不含稅氣化服務(wù)費為0.225元/m3)。

國家管網(wǎng)LNG接收站對外氣化服務(wù)收費情況見表3。

表3 國家管網(wǎng)LNG接收站氣化服務(wù)收費情況(元/Nm3)

從表3中看出，大連LNG接收站收費最高，為0.335元/Nm3；北海LNG接收站收費最低，為0.18元/Nm3；平均收費為0.272元/Nm3。M項目收費為0.254元/m3，價格上處于中等偏低，較有競爭力。

2.4 成本分析

LNG氣化服務(wù)費的分項成本表見表4。

從表4看出，成本構(gòu)成中，折舊與攤銷所占比例最高，為38.65%；其次是財務(wù)費用，為13.10%；再次分別是電、維修費、港口作業(yè)費，占比分別為11.78%、11.50%、11.12%。折舊與攤銷和建設(shè)投資直接相關(guān)，財務(wù)費用間接和建設(shè)投資相關(guān)；而電、維修費、港口作業(yè)費是構(gòu)成經(jīng)營成本的主要項目。

3 氣化服務(wù)費影響因素分析

在一定的投資回報率下，氣化服務(wù)費的高低取決于項目成本的高低。前文已分析，M項目的成本構(gòu)成中，與項目建設(shè)投資相關(guān)的折舊、財務(wù)費用，以及與經(jīng)營成本相關(guān)的電、維修費、港口作業(yè)費是構(gòu)成M項目成本的主要內(nèi)容。因此，氣化服務(wù)費的主要影響因素為建設(shè)投資、經(jīng)營成本，以及LNG年周轉(zhuǎn)量(即運行負(fù)荷)。

表4 M項目LNG氣化服務(wù)費成本結(jié)構(gòu)表

3.1 建設(shè)投資對氣化服務(wù)費的影響分析

根據(jù)前文介紹，M項目建設(shè)投資為78.7億元。很顯然，在確定的投資回報率下，建設(shè)投資增加，氣化服務(wù)費會升高；建設(shè)投資減少，氣化服務(wù)費會降低。項目建設(shè)投資和氣化服務(wù)費成正比關(guān)系。選取建設(shè)投資增加10%、20%、30%，減少10%、20%、30%等情形，計算LNG氣化服務(wù)費的變化情況。計算結(jié)果見表5。

表5 建設(shè)投資對氣化服務(wù)費的影響 (元/Nm3)

3.2 經(jīng)營成本對氣化服務(wù)費的影響分析

項目的經(jīng)營成本包括水、電消耗、燃料天然氣、人工成本、港口作業(yè)費、維修費、保險、安全生產(chǎn)費、其他管理費、其他制造費等。在確定的投資回報率下，經(jīng)營成本增加，氣化服務(wù)費會升高；經(jīng)營成本減少，氣化服務(wù)費會降低。項目經(jīng)營成本和氣化服務(wù)費成正比關(guān)系。與建設(shè)投資一樣，選取經(jīng)營成本增加10%、20%、30%，減少10%、20%、30%等情形，計算LNG氣化服務(wù)費的變化情況。計算結(jié)果見表6。

表6 經(jīng)營成本對氣化服務(wù)費的影響 (元/Nm3)

3.3 LNG年周轉(zhuǎn)量對氣化服務(wù)費的影響分析

根據(jù)項目概述，M項目LNG周轉(zhuǎn)量設(shè)計為500萬t/a，而根據(jù)項目實際情況，M項目最大物理接收能力為600.7萬t/a。在確定的投資回報率下，LNG年周轉(zhuǎn)量增加，氣化服務(wù)費會降低；LNG年周轉(zhuǎn)量減少，氣化服務(wù)費會升高。LNG年周轉(zhuǎn)量和氣化服務(wù)費成反比關(guān)系。選取LNG年周轉(zhuǎn)量增加10%、20%、30%，減少10%、20%、30%等情形，計算LNG氣化服務(wù)費的變化情況。計算結(jié)果見表7。

表7 LNG周轉(zhuǎn)量對氣化服務(wù)費的影響 (元/Nm3)

3.4 敏感因素分析

為比較各因素對LNG氣化服務(wù)費影響的程度，計算敏感性系數(shù)。

各因素敏感性系數(shù)=氣化服務(wù)費變化率/各因素變化率。

為統(tǒng)一起見，假設(shè)各因素分別朝不利方向變化20%，即建設(shè)投資增加20%，經(jīng)營成本增加20%，LNG年周轉(zhuǎn)量減少20%。計算結(jié)果見表8。

表8 敏感性系數(shù)計算表

從表8可看出，建設(shè)投資、經(jīng)營成本、LNG年周轉(zhuǎn)量的敏感性系數(shù)分別為0.83、0.31、-1.12。因此，LNG年周轉(zhuǎn)量對氣化服務(wù)費最為敏感，其次是建設(shè)投資，最后是經(jīng)營成本。

4 降低LNG氣化服務(wù)費，提高接收站競爭力措施分析

降低建設(shè)投資和經(jīng)營成本，或增加LNG年周轉(zhuǎn)量，均可降低LNG氣化服務(wù)費，從而提高LNG接收站的市場競爭力。一方面，從敏感性系數(shù)的計算結(jié)果可知，LNG年周轉(zhuǎn)量是影響氣化服務(wù)費最關(guān)鍵的因素；另外一方面，技術(shù)層面上降低項目建設(shè)投資和經(jīng)營成本會比較困難，目前國內(nèi)LNG接收站項目建設(shè)基本都是EPC總承包模式，通過國內(nèi)外公開招標(biāo)確定總承包商及合同價格，建設(shè)投資已最大限度優(yōu)化；經(jīng)營成本方面，最大的幾項是電、維修費、港口作業(yè)費，這幾項均為剛性成本，壓縮的空間較為有限。因此，降低LNG氣化服務(wù)費最大的可能性在于提高LNG年周轉(zhuǎn)量，這是比較切實可行的措施。

根據(jù)《液化天然氣接收站能力核定方法》(SY/T 7434-2018)，液化天然氣接收站能力(即LNG年周轉(zhuǎn)量)主要由碼頭泊位、液化天然氣儲罐、外輸設(shè)施能力確定，接收站最大能力為碼頭接收能力、儲罐周轉(zhuǎn)能力及外輸設(shè)施能力三者中的最小值。M項目中,LNG接卸泊位設(shè)計通過能力為600.7萬t/a;儲罐周轉(zhuǎn)能力方面，建有5個20萬m3儲罐，根據(jù)核定辦法計算，儲罐周轉(zhuǎn)能力為2280萬t/a;外輸設(shè)施能力為氣態(tài)管輸設(shè)施能力、液態(tài)裝車設(shè)施及其他外輸設(shè)施能力之和，經(jīng)計算，其外輸設(shè)施能力為1370萬t/a。綜上，M項目LNG周轉(zhuǎn)量為三者最小值，即碼頭接收能力600.7萬t/a。

M項目LNG碼頭通過能力計算見表9。

表9 M項目LNG碼頭通過能力計算表

通過優(yōu)化原設(shè)計船型比例，碼頭通過能力由600.7萬t/a提高到723.6萬t/a，提高了20%左右;LNG氣化服務(wù)費用也由0.254元/Nm3降到0.217元/Nm3。M項目還能通過進(jìn)一步增加大容量船型的比例提高LNG周轉(zhuǎn)量。

5 結(jié)語

隨著我國液化天然氣接收站數(shù)量逐年增多，接收站之間的相互競爭不可避免，LNG氣化服務(wù)費的高低是一個接收站是否具備核心競爭力的關(guān)鍵因素之一。在其它方式受限的情況下，通過措施提高液化天然氣接收站的周轉(zhuǎn)能力從而降低LNG氣化服務(wù)費，是一個切實可行的途徑。