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1、LNG背景知识培训资料1.1LNG历史和展望1.NG（LiquefiedNaturalGas）,即液化天然气的英文缩写。天然气是在气田中自然开采出来的可燃气体，主要成分由甲烷组成，LNG是将常压下气态的天然气深冷到零下162,使之凝结成液体。目前，世界上液化天然气（LNC）技术已经成为一门新兴工业正在迅猛发展。LNG技术除了用来解决天然气储存、运输问题外，还广泛地用于天然气使用时的调峰装置上。天然气作为城市民用燃气或发电厂的燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。液化天然气最有利于调峰储存，目前，世界上共有100多座调峰型液化天然气装置。液化天然气还可用于汽车、船舶、以及飞
2、机等交通运输工具。天然气液化工作始于20世纪初，但直到20世纪40年代才建成世界上第一座工业规模的天然气液化装置。1964年，世界上第一座LNG工厂在阿尔及利亚建成投产。同年，第一艘载着1.2万吨LNG的船驶向英国，标志着世界LNG贸易的开始。1.NG是当今世界增长最快的一种燃料。自从1980年以来，LNG出口量几乎以每年8%的速度增长。2000年，全球LNG贸易量为105.5UT,比上一年增长11.2%。目前，LNG占全球天然气市场的5.6%及天然气出口总量的25.7%。各国均将LNG作为一种低排放的清洁燃料加以推广。亚洲LNG进口量已占全球进口总量的70%以上，亚洲的能源市场，特别是中国和
3、印度，已成为各国竞争的焦点。1.NG现已开始形成一个逐渐增长的互联供应网络，贸易呈现全球化的趋势。10年前全球LNG贸易量的75%集中在大西洋沿岸和亚太地区,仅日本LNG进口就占世界LNG产量的60%以上。目前美国对LNG的需求正在增长，今后20年内进口量将从2003年的280亿立方米/年增加到1680亿2240亿立方米/年。西欧对LNG的需求也在增长，葡萄牙、西班牙、意大利和土耳其等国将建设新的LNG进口终端，到2010年的需求为6000万吨。澳大利亚拥有亚太地区最大的天然气储备,近年不断发现一些大型离岸气田，其液化天然气（LNG）出口量预计将进一步增加，在2010-2011年前将达到大约2
4、000万吨以及在2029-2030年前将达到6700万吨。随着世界经济的发展，石油危机的冲击和煤、石油所带来的环境污染问题日益严重，使能源结构逐步发生变化，天然气的消费量急剧增长。最近二十年，天然气工业发展较快，在一次能源结构中已占约2必。它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车燃料，如出租车（日本），公共汽车（美国、意大利、加拿大）和大货车。作为美国三大汽车制造商的通用汽车公司、福特汽车公司和克莱斯勒公司，于1994年在华盛顿宣布联合研制以天然气为动力燃料的新型汽车计划，一旦用天然气作为燃料驱动的汽车全面走向市场，其前景是光明的。天然气用于联合发电系统、热泵（供冷和供热）、燃料电池等方面都
5、具有十分诱人的前途，发达国家都在竞相进行应用开发。1.2国内天然气的储存与开发利用前景为了改变能源结构、改善环境状态、发展西部经济，中国政府十分重视天然气的开发和利用。近十年来，中国的液化天然气已起步，在液化天然气工业链的每一环节上都有所发展；尤其是近几年内，更是有了较大的进展。国内天然气存储情况我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径,预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。经过近50年的勘探，在中国的四川、鄂尔多斯、塔里木、琼东南、莺歌海，以及东海盆地的勘探，取得重大发现，基本形成了六大天然气主要探区。液化天然气工厂在2
6、0世纪90年代初，中国科学院等单位先后为四川和吉林石化企业建成了二座液化天然气装置，生产LNG能力分别为0.3m7h和0.5m7h.到20世纪90年代中期，长庆石油勘探局建立一座示范性液化天然气工厂，目的是开发利用陕北气田的边远单井，日处理量为3万In120世纪90年代末，东海天然气早期开发利用，在上海建了一座日处理为10万一的液化天然气事故调峰站。以确保下游天然气输配系统能安全可靠地供气。该装置由法国燃气公司提供工艺设计、设备供应和技术服务。装置容量是为满足上游最大停产期十天的下游供气量，每天为120万Hi?的天然气。该站设有2万m3LNG储存能力的储槽。液化工艺采用混合制冷剂液化流程（CI
7、Do工厂已于2000年2月投产，2001年达到设计供气量。2001年，中原石油勘探局为了将天然气资源用于城市燃气和汽车代用燃料，建造了国内第一座生产型的液化天然气装置，日处理量为15万才天然气。液化装置采用丙烷和乙烯为制冷剂的复叠式制冷循环。有二座600痛的液化天然气储槽。用液化天然气槽车向山东、河南、江苏等地供气，满足城市燃气和工业用燃气的需要。2000年新疆广汇集团开始建设一座日处理最高为150万的液化天然气工厂，储槽设计容量为3万nA其生产的液化天然气，将通过槽车送往各地。液化天然气接收终端为了满足日益增长的能源需求，中国也计划从国外进口天然气。为此，21世纪初在广东深圳市大鹏湾启动建造
8、中国第一个液化天然气接收终端,每年从澳大利亚年进口370万吨LNG,预计70%以上的天然气用于工业和发电，其余作为民用。此外，我国还计划在福建湄洲湾兴建第二个液化天然气终端，气源将来自印度尼西亚，年进口量250万T。拟建在长江三角洲的第三个终端也已在计划之中。液化天然气运输中国的气体设备制造商已研制开发了液化天然气运输槽车、液化天然气铁路和海运罐式集装箱，并已先后投入运行使用。中国政府已开始着手建造液化天然气运输船的计划，目前，依托广东LNG工程，组建了以中方为主的LNG运输船公司和LMG运输公司，并以上海沪东造船厂为主开展了LNG船舶制造，LNG运输是有保证的。液化天然气应用在山东、江苏、河
9、南、浙江和广东等省的一些城镇建立了液化天然气气化站；向居民或工业提供燃气。另外，为了降低燃油汽车尾气排放带来的城市大气污染，推动液化天然气汽车的研究开发工作，北京、上海等都己进入示范性阶段。液化天然气冷量利用技术，因其对节省能源具有重要意义，还能产生可观的经济和社会效益，受到相关产业的重视，开始了前期研究工作。基础研究工作为了适应液化天然气在中国的迅速发展，相应的液化天然气技术标准制定工作也已经开展，对液化天然气的应用基础研究也取得了不少进展和成果。中国的液化天然气工业正以朝阳产业的姿态蓬勃发展。1.3LNG“照付不议”机制天然气照付不议合同是随着天然气工业的发展而产生并逐渐完善的，是市场经济
10、规律的产物。天然气开发项目投资多、风险大，有必要通过合同约定来降低项目的不确定性风险，上游承担资源开发风险，下游承担市场开发风险，上下游通过合同约束实现风险共担、利益共享，成为从生产、运输到销售整个天然气链中不可缺少的一环。照付不议的基本意思是“无论是否提货均须按合同量付款”，从字面意思理解完全是对买方的约束。但任何一个合同都应当体现平等、自愿、公平、诚信的原则，双方的权利、义务应当均衡，否则即使签了合同也很难实行。据此买方在承担照付不议义务的同时，卖方应承担对等义务一一照供不误，基本意思是“按合同约定保质保量供气，违约受罚”。天然气供应的国际惯例和规则就是供需双方签定供气合同时，以年度合同量
11、的一定比例作为最低提取量，用户用气未达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。在天然气价值链中的不同环节，都使用了严格的“照付不议”合同来巩固相互之间的承诺，抵御风险，为价值链上的巨额投资提供信心。燃机电站是这一投资规模很大，刚性很强的产业链中的一个环节，不可避免的承担着“照付不议”合同承诺的气量和气价的巨大压力。但是，燃机电站并非整个LNG价值链的终点，为了有能力兑现其在燃料供应合同中“照付不议”的承诺，燃机电站必须在与其购气合同相对应的年限里，保证每年有足够的上网发电量。而发电量受市场供需影响，存在极大的不确定性。因此，为确保“照付不议”合同有效的实现，燃机电站
12、必须与电网公司或大用户签署与“照付不议”合同相匹配的长期购售电合同。而当前，并不存在这样的购售电合同，这样，燃机电站为避免缺乏足够上网电量来实现“照付不议”合同所规定的气量而带来的巨大风险，往往选择签订较少的气量,而这又将使燃气轮机机组失去其突出的调峰性能优势。因此如何有效的分摊和规避气量“照付不议”和上网电量不确定这一矛盾带来的风险，同时能有效发挥燃机优秀的调峰性能，是燃气轮机机组企业和产业管理者需要迫切解决的问题。当然，这种机制也有受到不可抗力的影响，这里的不可抗力是指合同一方作为基于合理审慎的作业者的立场，由于超出其合理控制范围的任何行为、事件或情况，使该方不能履行合同义务，或履约受阻或
13、被延误，则不构成该方对合同约定义务的违反，也无须对其延误或未履行合同义务承担责任。一般认为，不可抗力可以用“三不”来简单概括，即“不可预见、不可避免、不可克服”。在实践操作中，一般下列行为不认为属于“不可抗力”的范畴：因正常损耗、未适当维护设备或零部件存货不足而引起的设备故障或损坏；缺乏资金支付应付款项，除非发生影响所有有效支付方式的情况；影响合同外第三方的事件或情况，除非合同约定属于不可抗力；由于市场风险变化仅仅导致履约不经济的任何行为、事件或情况；另外值得注意的是，当合同履行遭遇“不可抗力”时，主张不可抗力的一方应该尽早通知另一方发生了不可抗力事件，根据合同法的规定，如果由于不可抗力原因导
14、致以防无法通知另一方，主张不可抗力的一方应当在阻碍事由消失后及时通知对方。同时，主张不可抗力的一方应当注意保存相关证据，并有义务尽最大努力减少不可抗力对对方造成的损失，否则违反了法律规定的诚信义务，需要承担相应的法律责任2002年10月18日，经过谈判，广东大鹏液化天然气有限公司与气源提供方一一澳大利亚LNG集团西北大陆架项目六方股东签署了销售与购买协议，基本确定了LNG供货价格。之后，广东LNG项目的商务谈判大部分完成，将在未来的25年内以“照付不议”的合同方式源源不断地从澳大利亚进口LNGo1.4LNG价格的确定因素1.NG贸易国际LNG价格通常以单位热值计价（美元MMBtu）,DES（D
15、eliveredExShip）贸易，即（目的港）船上交货，对应EX-ShiP贸易价格，FOB（FREEONBOARD）贸易，即装运港船上交货,对应FOB价格。20世纪70年代以前，几乎LNG的贸易方式都为DES贸易。在这种贸易方式下，卖方须在合同规定的目的港船上提供货物给买方，并承担货物在目的港船上交付给买方前的一切费用和风险。在该贸易方式下，合同往往确定了运输方和（或）固定了海运费用以及“目的地条款”，在该条款制约下，买方不得自行向第三方转卖过剩的LNG。FoB贸易，即离岸价计费。在这种贸易方式下，卖方须在合同规定的装运港船上提供货物给买方，并承担货物在装运港船上交付给买方前的一切费用和风险
16、。现在FoB贸易的越来越多，一方面是由于LNG船造价不断降低，使更多的企业有能力投资运输环节，而船运技术的提高也降低了运输风险，降低了运输费用；另一方面是由于进入20世纪80年代，LNG贸易由初期的卖方市场变成买方市场，FOB贸易可以使买方在调度船队上掌握主动权和灵活性。我国广东LNG项目采用的也是FOB贸易方式。1.NG定价机制1.NG贸易价格通常与竞争燃料价格挂钩，并通过定价公式来定期调整。国际LNG贸易区域性较强，分为美国、欧洲和亚洲三个LNG市场，每个市场都有自己的定价方法和特点。在美国，LNG的竞争能源是管道天然气，其价格主要参考该地区的长期管道天然气合同以及HenrHUb短期天然气
17、合同价格。美国天然气价格波动频繁，波动幅度较大。在欧洲，LNG价格通常参考其他竞争燃料价格，例如，低硫民用燃料油、汽油等。在一些新的贸易合同中，也开始引入了其他指数(如电力库指数)，以反映天然气在新领域的竞争。同时，由于短期合同的增长，现货市场天然气价格也成为影响贸易合同价格的主要因素。欧洲LNG价格相对较低，波动较小。在亚洲，除部分印尼出口的LNG价格与印尼原油出口价格(ICP)挂钩外，其他LNG多与日本进口原油综合价格(JCC)挂钩。我国广东进口LNG项目也采用了该指数。亚洲LNG价格水平偏高。定价公式的发展与比较进口LNG以日本为代表，韩国和我国台湾地区以及其他欧洲国家进口LNG基本遵循
18、日本方式。经过几十年的演变，LNG进口价格公式从早期单一与原油直接挂钩的公式发展到直线价格公式、S曲线价格公式等。(1)早期价格公式1975-1986年，日本LMG价格与原油价格直接挂钩，按等热值计算，调价公式比较简单。基本形式如下：Plng=APis油式中：PlsgLNG价格，美分/MMBlU;A单位换算常数，即：将美元/桶单位换算为美分/MMBtu,比如当1桶原油高热值取5.81MMBtU时,A为17.2；Pam原油价格，美兀/桶。在合同中还规定了公式适用的油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。(2)直线价格公式1986年以来，发展了直线价格公式，LNG价格不再100原油价格挂钩，
19、但挂钩幅度通常比较高，公式中的常数部分由谈判确定。基本形式如下：Pt.Mi=AP煤油+B式中：PlngLNG价格，美分/MMBtu;A一一系数，等于与原油挂钩比例和单位换算的乘积；P原油原油价格，美元/桶；B常数，由谈判确定。在合同中也规定了公式适用的油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。初期应资源方的要求，为了体现LNG比原油清洁高效的附加价值，日本进口LNG平均到岸价-一般比进口原油平均到岸价高10%T5%LNG合同金额巨大，因此，如何确定买卖双方均能接受的B值成为谈判的焦点。(3)S曲线价格公式20世纪90年代以来,为了避免国际油价剧烈波动对LNG价格的影响，买卖双方希望LNG价
20、格相对稳定。澳大利亚一日本LNG项目开始采用S曲线价格公式。Plng=APg+B+S式中：PLNGLNG价格，美分/MMBtU;P原泊日本进口原油平均到岸价，美元/桶；A系数，同直线公式；B一一常数，由谈判确定；S当油价过高或过低时的曲线部分。在合同中也规定了公式适用油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。这一价格曲线能有效保护合同各方免受油价高幅震荡带来的影响。按照此公式，当油价过低时，LNG价格高于直线公式价格，保护卖方的利益；当油价过高时，LNG价格低于直线公式价格，保护买方利益；当油价在中间幅度时，LNG价格同直线价格公式。具体的合同谈判的焦点是油价区段的划分和调价常数的确定。2
21、000年许多欧洲合同也都采用了这个模式。由于直线价格公式与S曲线价格公式相对来说更能满足买卖双方对减少价格波动的要求，因此，目前LNG贸易普遍采用这两种形式。在传统贸易中，价格公式在合同期限内往往是固定不变的，但是在新的贸易合同中己经出现了3-5年重新回顾价格公式的实例，以降低价格风险。同时，由于近几年来原油价格波动剧烈，买卖双方也开始采取各种途径来减少LNG价格对油价的影响，例如，传统价格公式与原油价格挂钩比例和原油价格上限通常比较高，但在一些新的合同中(如广东LNG项目)不仅大幅度降低了与原油挂钩的比例，而且还下调了原油价格上限。从长期历史数据来看，国际LNG基本上保持着与原油价格相同的走
22、势，而亚洲地区进口1.NG的价格一直要高于欧美地区1美元/MMBtu左右,甚至在早期也一直高于同期国际原油价格。1.5广东LNG的应用与规划广东省天然气利用已经起步，由澳大利亚供给气源的广东省液化天然气试点项目一期工程已经投产，将在今后25年内向全省提供370万吨LNG/年（扣除供香港量），用于发电和工业、商业、民用燃气；珠海至中山南海天然气管道工程项目已开工建设，稳定期年供气量达16亿立方米，可供15年左右。广东LNG工程项目是由LNG接收站和输气干线项目、LNG运输项目、燃气电厂项目、城市燃气管网项目以及等多个项目组成的系统工程，是LNG链系中的中下游部分。工程总投资308亿元，分两期建设
23、。其中的核心项目液化天然气接收站及输送干线（包括码头、接收站和至各用户门站的输气干线及支线）确定建在深圳。1.NG接收站和输气干线项目1.NG接收站设于深圳大鹏湾东岸秤头角。一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐；二期工程设计规模620万吨/年，增加一座储罐。接收站港址内建可停靠8-16.5万立方米LNG运输船的专用泊位一个。输气干线一期工程包括支干线总长367多公里，主干线起自秤头角接收站出站端，经坪山、东莞、广州，到广州番禺；四条支干线，为坪山至惠州电厂支干线、坪山至前湾电厂、美视电厂支干线、广州番禺至佛山支干线以及番禺南沙至珠江电厂的支线。二期主干线起自广州番禺，经中山到
24、珠海，见图1-1,扩建到500万吨，配套建设燃气电厂总规模达到400万千瓦，管道总长度将增加到506kmo图1-1广东LNG路线图一期项目气价水平广东LNG一期项目取得了亚洲最好的LNG价格。图1-2为广东LNG到岸价与日本到岸价的比较。可以看到，当油价为15美元/桶以上时，广东LNG到岸价低于日本；广东LNG调价公式与油价挂钩30%（远低于日本现行公式77%）,并且锁定天花板油价（25美元/桶）和地板油价（15美元/桶），有效降低因油价引起的气价波动。预计LNG的FOB价波动范围约10%,到电厂和城市门站气价波动范围约7%o经项目可研测算，以JCC油价20美元/桶为基础，在不考虑LNG进口增
25、值税优惠的情况下，到广东燃气电厂门站气价为1.447.45元/立方米（20）,到广东城市门站气价为1.47T.48元/立方米（20,C）到城市门站气价L48元/立方米,相当于1950元/吨,低于95年以来广东LPG进口历史最低价。图1-2广东LNG与日本LNG价格比较燃气电厂项目一期工程燃气电厂项目有新建惠州、前湾、东部和珠江电厂，现有燃油电厂改燃气项目有美视电厂项目。一期增量工程燃气电厂项目有南山热电厂,月亮湾电厂等。1.NG燃气电厂作为优质调峰电源，在电网中的运行位置为峰荷带腰荷的位置，按两班制运行（即每天启停一次），发电设备年利用小时数为3500小时。因此，燃气电厂的主要竞争对手是燃煤和燃油电站，与新建燃油电站比具有竞争优势，但与燃煤机组比竞争力较弱，主要原因是由于现行电力市场上的电价定价方式未能反映峰电的真正市场价值,使得燃气电厂这一调峰电源优质而未能优价。如按峰谷差价3倍的分时电价，同时以煤电厂脱硫成本2分/千瓦时为环保加价进行燃气电厂电价测算，电厂是经济可性的。城市燃气项目城市燃气工程分为两期建设：一期用气城市为广州、深圳、东莞、佛山等；二期在一期用气城市增加用气的基础上，增加中山、江门、珠海、惠州等城市用气。目前，广州、深圳、佛山等城市已建成相当规模的市内燃气管。这些燃气管网基本上按天然气的参数设计，稍加改造即可直接用于天然气。
