雙碳背景下內河航運物流中LNG進江運輸方案的經濟效益分析

榮蓉 周毅 王素粉 石峰 王連佳

(1.中海油能源發展股份有限公司采油服務分公司 天津 300452;2.中海石油集團有限公司物裝采購中心天津作業部 天津 300452)

我國是一個擁有大量人口的發展中國家，由于其快速的經濟化和城市化及對環境和能源日益嚴苛的要求，需要大量的潔凈能源天然氣滿足日常生活。天然氣作為最重要的能源替代品，其消費量增長速度遠遠快于國內天然氣的生產速度。長江經濟帶GDP貢獻了全國的44%以上，成為我國經濟發展的新引擎，而LNG在長江經濟帶大規模應用尚未形成，沿線各省渴望利用長江黃金水道優勢獲取LNG資源，以釋放經濟潛能[1]。長期以來，國內內河航運大多使用柴油作為能源，其經濟性受到制約，液化天然氣的優越性不強。隨著大氣污染防治法的實施，LNG在LNG進江運輸應用中將逐步加速。

為加快LNG在長江沿線各省的大規模應用，實施長江經濟區生態恢復策略，促進長江經濟區的發展，LNG進江儲運是解決LNG資源保障的關鍵環節[2]。結合長江經濟帶的能源結構和有關天然氣消費的計劃，長江沿江流域今后將會實現天然氣利用結構的合理優化。長江LNG運輸是沿江天然氣供給的主要途徑，將對長江流域天然氣調峰和液化天然氣市場的穩定供應起到關鍵的支撐和保證作用。因此，利用長江水運進行LNG的運輸具有巨大的市場潛力。

1 影響LNG進江運輸方案經濟效益的因素分析

1.1 能源方面

液化天然氣是一種質量好、效率高、成本低的新型清潔能源，在交通運輸、發電、化工、陶瓷等行業中占有重要地位。經濟穩步發展的同時，對能源的需求量也在不斷上升，為確保國民經濟又好又快地發展，能源結構調整的必要性凸顯[3]。天然氣作為一種清潔資源，在全球范圍內，每年人均消耗的天然氣大約為25%，而在2016年，天然氣在能源消費所占的比重只有6.4%，遠遠小于世界各國的平均水平，因此加大對一次能源的消耗比重任務十分緊迫。因此，推進天然氣在船舶行業的應用可為我國能源結構調整做出巨大貢獻。

1.2 LNG燃料價格趨勢和經濟性

經濟性是LNG船舶發展的根本推動力，2022年以來，船用柴油和LNG價格均呈現偏弱的行情，其中船用柴油市場整體呈現持續下滑趨勢，LNG市場行情略好于船用柴油市場，兩者價差有所縮窄，LNG作為船用燃料的經濟性有所下滑。從目前的情況來看，LNG船舶的發展與常規的燃油船舶相比有三個優點：一是與我國的能源發展戰略相適應，有助于我國的經濟結構和提高我國清潔能源比例；二是具有較小的排放量，滿足國家“綠水青山”的需求，滿足了節約能源和減少污染的需求；三是燃料價格存在一些經濟上的優越性，相應的政策對 LNG航運產業的發展起到積極作用。目前，全球各個國家的造船廠中，我國船舶工業占據四成。此外，因其內河流域遼闊，在其境內水域作業的船只數以十萬計。綜上所述，在今后數年內，伴隨著國家扶持的不斷健全和技術的提高，LNG船舶的發展將會是一個快速發展的黃金時代。

1.3 LNG船舶市場前景

天然氣是進江運輸船舶的主要燃料，LNG 船舶是LNG進江運輸的關鍵。根據目前試點示范的技術應用情況來看，未來應用LNG燃料的船舶將會集中在干散貨船、集裝箱船、港作船、漁船等[4]。從內河來看，運輸船舶約12萬艘，船舶燃料需求超過200萬噸；沿海來看，運輸船舶1萬余艘，船舶燃料需求超過350萬噸；遠洋來看，年均到港約5.5萬艘次，按照船舶在排放控制區內燃料消耗，LNG燃料需求至少100多萬噸。以上潛在的LNG船舶消耗量固然樂觀，但是LNG進江運輸方案經濟效益的制約因素依然不容忽視。從政策來看，國內已經形成了比較完善的水運LNG應用行業標準和規范體系，但是關于LNG的相關技術規范尚不完備[5]；LNG加注站的建設難度較大，且LNG被傳統地認為是高風險的燃料，因此各部門也十分謹慎地審批。從性價比來看，近幾年，隨著世界石油價格的不斷下跌，LNG相比石油的價格優勢競爭地位已大大降低。LNG動力改造、維護及新建LNG動力船費用高昂，若無較大政策、補貼力度支持，LNG動力船舶對船東的吸引力就大打折扣[6]。不過近年來，由于低碳和限制硫的政策迫使航運行業進行技術變革，或采用更加潔凈的能源，這將會促進液化天然氣動力的普及，且隨著國內LNG價格愈加理性，LNG動力的經濟性越發凸顯，未來LNG船舶仍將保持一定的增速。

2 LNG進江運輸方案經濟性對比分析

我國積極推進天然氣消費和能源結構改革，長江經濟帶渴望利用LNG清潔能源的認識不斷加強，長江沿線省市對天然氣消費呈現高速增長態勢。為此，本文對LNG進江運輸方案經濟性進行對比分析。

2.1 LNG燃料與常規燃油動力方案的經濟性對比

在LNG進江運輸方案中，本文選取目前主流的超大型集裝箱船型、VLCC船型和VLOC船型為例，分析比較了LNG燃料動力方案和常規燃油動力方案(包括使用含硫量0.1%MGO和船用重油380CST配套后處理裝置兩種方式)的經濟性。基于本文的數據，分析結果表明：

對于超大型集裝箱船型、VLCC和VLOC三種船型，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動力方案的經濟性最優；選擇LNG燃料動力方案的經濟性次之；選擇含硫量0.1%MGO動力方案的經濟性最差。

(1)對于上海至鹿特丹航線的19100TEU集裝箱船型而言，相比0.1%MGO常規燃油動力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動力方案可每年節省費用1037.2萬美元，約1.34年可回收相對增加的投資成本；選擇LNG燃料動力方案，可每年節省燃料費用852萬美元，約3.52年可回收相對增加的投資成本。通過LNG燃料方案與IFO 380CST配套后處理裝置方案的盈虧平衡分析可知，當LNG動力方案的初始投資下降58%或當LNG燃料價格下降10.38%(相當于IFO 380CST燃料價格的134.8%)時，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達到盈虧平衡。

(2)對于中東至遠東航線30.8萬噸VLCC船型而言，相比0.1%MGO常規燃油動力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動力方案可每年節省費用674.3萬美元，約0.7年可回收相對增加的投資成本；選擇LNG燃料動力方案，可每年節省燃料費用508.8萬美元，約2.33年可回收相對增加的投資成本。通過LNG燃料方案與IFO 380CST配套后處理裝置方案的盈虧平衡分析可知，當LNG動力方案的初始投資下降97%或當LNG燃料價格下降19.86%(相當于IFO 380CST燃料價格的120.5%)時，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達到盈虧平衡。

(3)對于巴西至中國航線的40萬噸礦砂船型而言，相比0.1%MGO常規燃油動力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動力方案可每年節省費用426.1萬美元，約1.41年可回收相對增加的投資成本；選擇LNG燃料動力方案，可每年節省燃料費用367.5萬美元，約4.51年可回收相對增加的投資成本。通過LNG燃料方案與IFO 380CST配套后處理裝置方案的盈虧平衡分析可知，當LNG動力方案的初始投資下降61.2%或當LNG燃料價格下降10.4%(相當于IFO 380CST燃料價格的134.8%)時，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達到盈虧平衡。

2.2 三種LNG加注模式的經濟性對比

鑒于我國對天然氣需求量大，對調峰應急能力的需求較高[7]，因此在滿足渤海、長三角和東南沿海地區的同時，必須充分利用LNG資源、船用加注需求、港口規劃和航運等方面的優勢，分析三種LNG加注模式的經濟性對比。

2.2.1 環渤海地區

根據環渤海地區的年加注需求量(Q=5、10和15萬噸時)，分析三種LNG加注模式的投資回收期、實際內部收益率和盈虧平衡點的購銷價格差。

(1)投資回收期模式分析

基于環渤海地區的年加注需求量，岸基式加注站方案和LNG槽車加注方案的投資回收效率均低于實際內部回收效率，因此這兩種方案不具備經濟性，不適合投資。

(2)實際內部收益模式分析

年加注需求量為5萬噸時，加注船方案的實際內部收益率低于基準收益率，所以該方案不具備經濟性。

(3)盈虧平衡點的購銷價格差模式分析

年加注需求量為10萬噸和15萬噸時，采用6000方加注船方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，盈虧平衡點的購銷價格差最低，因此該方案經濟性最好；采用8000方加注船方案的經濟性次之；采用12000方加注船方案的經濟性最差。

2.2.2 長三角地區

根據長三角地區的年加注需求量(Q=15、30和40萬噸時)，分析三種LNG加注模式的投資回收期、實際內部收益率和盈虧平衡點的購銷價格差。

(1)投資回收期模式分析

年加注需求量為15萬噸時，岸基式加注站方案和LNG槽車加注方案的投資回收效率均低于基準投資回收率，因此這兩種方案經濟性較低。同時，對于LNG槽車加注方案，年加注需求量為40萬噸時的經濟性優于年加注需求量為30萬噸。

(2)實際內部收益模式分析

三種加注方案中，加注船方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，所以該方案經濟性最好。年加注需求量為15萬噸、30萬噸和40萬噸時，采用6000方加注船方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，該方案經濟性最好；采用8000方加注船方案的經濟性次之；采用12000方加注船方案的經濟性最差。

(3)盈虧平衡點的購銷價格差模式分析

年加注需求量為30萬噸時，采用5000方儲罐方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，盈虧平衡點的購銷價格差最少，因此岸基式加注站方案經濟性最好。當年加注需求量為40萬噸時，采用10000方儲罐方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，盈虧平衡點的購銷價格差最少，由此判定岸基式加注站方案經濟性最好。

2.2.3 珠三角地區

根據珠三角地區的年加注需求量(Q=15、25和35萬噸時)，對三種LNG加注模式的投資回收期、實際內部收益率和盈虧平衡點的購銷價格差進行分析。

(1)投資回收期模式分析

年加注需求量為15萬噸時，岸基式加注站方案和LNG槽車加注方案的實際投資回收率均低于基準投資回收率，因此這兩種方案沒有經濟性。同時，LNG槽車加注方案年加注需求量為35萬噸時的經濟性優于年加注需求量為25萬噸。

(2)實際內部收益模式分析

三種加注方案中，加注船方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，該方案經濟性最好。三種艙容方案中，采用6000方加注船方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，該方案經濟性最好；采用8000方加注船方案的經濟性次之；采用12000方加注船方案的經濟性最差。

(3)盈虧平衡點的購銷價格差模式分析

當年加注需求量為25萬噸時，采用5000方儲罐方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，盈虧平衡點的購銷價格差最小，因此岸基式加注站方案經濟性最好。年加注需求量為35萬噸時，采用10000方儲罐方案的投資回收期最短，實際內部收益率最高，盈虧平衡點的購銷價格差最小，此時岸基式加注站方案經濟性最好。

3 結語

當前，我國正在構建新能源體系，LNG船舶及應用產業已迎來發展戰略機遇，國家加大推動LNG清潔能源行業的發展，相關項目發揮重要作用，促進了LNG行業的發展。隨著各地越來越重視水上LNG加注站的規劃布局，相信未來LNG將在長江經濟帶地區得到廣泛應用，LNG對促進長江沿線經濟可持續發展具有重要的經濟效益。