周淑慧 沈鑫 劉曉娟 李廣 楊義

中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院

我國內(nèi)河及長江航運普遍存在污染嚴重、船舶機型復雜、技術裝備陳舊老化、能耗高等問題，發(fā)展LNG動力船舶對于我國內(nèi)河航運的節(jié)能減排具有十分重要的意義。2011年1月國務院《關于加快長江等內(nèi)河水運發(fā)展的意見》提出，利用10年左右的時間，建成暢通、高效、平安、綠色的現(xiàn)代化內(nèi)河水運體系。我國沿海現(xiàn)已建成投產(chǎn)5座LNG接收站，“十二五”期間還將有浙江、唐山、青島等6座LNG接收站建成投用，總接收能力將達到4 800×104t，加上內(nèi)陸正在建設一批大中型LNG液化廠，未來LNG資源供應將非常充分。同時，進口LNG資源價格偏高，LNG全部氣化進入管道與國產(chǎn)氣、進口“西氣”混合，銷售價格將遠低于成本價。因此，迫切需要開拓天然氣高端市場，實現(xiàn)順價銷售。正是在這些大背景下，船用燃料油改用天然氣近年來成為各方關注的熱點，越來越多的企業(yè)投入這一行業(yè)，并已引起國家和地方主管部門的重視[1－4]。

1 LNG動力船舶的發(fā)展

1.1 LNG動力船舶的特點及其在國外的發(fā)展情況

船舶航行所用燃料主要為柴油和燃料油，其中柴油主要用于內(nèi)河或近海中小型船舶，相對于燃料油來說柴油燃燒完全、排放少、船舶運營維護成本低，但燃料成本高。燃料油主要用于遠洋大中型船舶，通常含有較多的硫、灰分等雜質(zhì)，燃燒后大氣污染物排放量多，船上相關設備要經(jīng)常更換或清洗，維護成本高。LNG作為船舶動力燃料，最初應用于LNG運輸船，主要是基于LNG運輸船舶長時間長距離航行會有少量LNG蒸發(fā)成氣體（簡稱BOG），BOG與燃料油按一定比例混合，就可以成為傳統(tǒng)蒸汽輪機推進系統(tǒng)主鍋爐的燃料，這樣既解決了BOG的安全排放問題，又節(jié)省了燃料消耗。而將LNG作為船舶動力燃料真正地應用于非LNG運輸船，始于2000年的挪威。據(jù)挪威船級社（簡稱DNV）資料，截至2011年6月，全球已經(jīng)投入運營的LNG燃料動力船舶有21艘，船舶類型包括渡船、滾裝船、平臺供應船、集裝箱船以及海岸警備船，全部入級DNV；另外還有19艘已下訂單正在建造中。已投入運營和在建的LNG動力船舶基本都在近?；騼?nèi)河運營，LNG儲罐容積都小于250m3，續(xù)航里程有限，通常5～7d加注一次燃料。從歐洲國家的發(fā)展經(jīng)驗看，LNG動力船舶的開發(fā)和應用由船東、船級社、設備廠商、船舶設計公司和船廠聯(lián)合攻關，并且許多項目獲得了政府的資助。尤其是挪威船級社在LNG補給基礎設施、LNG動力船舶制造、船舶水上航行等方面都形成了較為完善的技術標準和規(guī)范體系[5]。

LNG作為船舶動力燃料，與燃油相比其優(yōu)勢在于排放更清潔，國外已經(jīng)投入使用的LNG—柴油雙燃料船舶發(fā)動機硫化物排放量減少了90%，氮氧化物排放量減少了80%，二氧化碳排放量減少了20%[6]。但是，從已投入運行的近海和內(nèi)河LNG動力船舶數(shù)量來看，近10年來其發(fā)展相對緩慢，究其原因為：①LNG動力船舶需要增加儲氣系統(tǒng)、混燃系統(tǒng)、安全與消防系統(tǒng)等更為復雜的設備裝置；②LNG燃料補給需要到特定港口或區(qū)域，這涉及天然氣的液化、LNG的運輸、儲存等諸多環(huán)節(jié)；③大多數(shù)國家尚未實行強制性排放標準，LNG與燃料油相比經(jīng)濟上沒有競爭性；④新船建造成本高于普通船舶，據(jù)挪威海事研究機構數(shù)據(jù)，LNG動力船舶建造成本高出普通船舶建造成本的8%～20%，維護成本也高。

1.2 我國LNG動力船舶發(fā)展情況

我國LNG動力船舶的研究和應用始于2010年，至2011年底先后改造了蘇宿貨1260號、長迅3號、蕪湖紅日166號、武漢輪渡302號這4艘柴油機船舶使用LNG—柴油雙燃料[7]，在京杭運河和長江航線進行了試驗示范運行。改燃船型有散貨和拖船兩類，發(fā)動機功率覆蓋330、440、105kW這3種規(guī)格。開展船舶油改氣業(yè)務的企業(yè)主要有昆侖能源有限公司、北京油陸商貿(mào)有限公司、湖北西藍天然氣有限公司、港華燃氣有限公司、新奧燃氣有限公司、中國長江航運集團公司、中國石油濟柴動力總廠等，國家海事局、船級社及江蘇、安徽、湖北等地方的海事、船檢、交通等相關部門對試驗示范項目也給予了較大關注和支持[8]。

LNG動力船舶作為新生事物，在國內(nèi)應用和推廣還有不少問題亟待解決，除了技術層面有待深入研究和改進之外，政策法規(guī)層面的制約因素更值得研究和關注。

1）LNG動力新船建造、運營船改裝技術及改裝后的檢驗與運行管理規(guī)范有待完善。船舶燃油艙體積雖大，但可以在船上見縫插針隨機安放；而LNG儲罐體積雖不大，但需配套氣化、放散、閥門、管路等一系列設施，系統(tǒng)復雜、布局難，安裝圓筒形LNG儲罐也會損失部分貨物運輸?shù)目臻g，這為船舶的設計和改造帶來了難度[9]?，F(xiàn)行適用于LNG燃料的《氣體燃料動力船檢驗指南2011》，一些條款執(zhí)行起來難度較大，如中國船級社（簡稱CCS）要求對混燃產(chǎn)品全部進行認證，運營船舶柴油機改為雙燃料發(fā)動機需將圖紙和相關資料提交CCS審查批準。從目前試點船舶來看，改裝審批程序繁瑣復雜、效率低，部分行業(yè)管理人員傾向于將使用LNG為動力的船舶視為危險品船進行管制更是影響了其推廣進程[10]。

2）關于水上或岸基LNG加注站的建設國內(nèi)尚無規(guī)范，也存在技術難題。目前試驗船所用LNG或者通過岸上臨時加氣設施（LNG運輸槽車）通過軟管直接加注，或者直接采用更換LNG儲罐方式的方式供給。LNG輸送管道均為低溫管道，不易延展和伸縮。若在長江沿岸建設岸基LNG加注站，由于夏季豐水期和冬季枯水期水位落差大，向船舶加注LNG非常困難，且沿海建站還受漲潮落潮的影響。在水上建設LNG加注躉船，采用船對船加注LNG的模式也面臨一些待攻克的技術問題。此外，沿江或沿海建設LNG加注站受港口、航道、海事、規(guī)劃、消防、環(huán)保、安監(jiān)等多個部門的管理，審批環(huán)節(jié)復雜耗時[11]。

3）國內(nèi)中小型LNG運輸船舶的建造及行駛都缺乏標準規(guī)范。大規(guī)模推廣LNG動力船舶，LNG燃料補給單純依靠陸上運輸遠不能滿足需要，必須打通LNG內(nèi)河水上運輸通道。目前中小型LNG運輸船的設計、建造技術基本被北歐國家、韓國、日本等少數(shù)國家的船企壟斷，國內(nèi)中小型LNG運輸船研究尚處于起步階段，設計技術還不成熟。2012年4月，中國海洋石油總公司（以下簡稱中海油）委托上海船舶設計院設計一艘艙容為30 000m3的LNG中小型運輸船，船舶建造主要參考了國外的技術規(guī)范，需要船級社在船舶建造規(guī)范和檢驗指南上及時跟進[12]。同時，關于建造后船舶運營的國家海事法規(guī)和監(jiān)管政策基本還是空白。如果小型LNG運輸船照搬執(zhí)行《液化天然氣碼頭設計規(guī)范》和《船舶散裝液化氣體安全監(jiān)督管理規(guī)定》（2011年11月征求意見稿），則LNG內(nèi)河運輸非常難以實現(xiàn)。

2 水運LNG資源供應及價格分析

2.1 可利用的LNG資源

船用LNG資源可來自沿海LNG接收站和內(nèi)地LNG工廠這兩個渠道，從節(jié)省物流成本角度考慮沿海省份利用LNG接收站進口國外LNG資源、內(nèi)陸省份就近利用LNG工廠生產(chǎn)的LNG較為合理。截至2012年底，全國有大約有50座LNG液化工廠投入運營，總產(chǎn)能接近3 000×104m3／d，產(chǎn)能全部利用的話全年可液化標準狀態(tài)下的天然氣100×108m3左右。從區(qū)域分布看，LNG工廠主要集中在華北地區(qū)的陜西、內(nèi)蒙古、山西，西北地區(qū)的寧夏、新疆、甘肅、青海，以及西南地區(qū)的四川。其中，昆侖能源有限公司下屬各企業(yè)已建和在建LNG工廠20座，最令人矚目的是正在建設中的湖北黃岡LNG工廠，作為國產(chǎn)化示范項目，其設計液化能力高達500×104m3／d，建成后可為氣化長江提供充足的資源保障。沿海LNG接收站方面，中國石油已建成投產(chǎn)江蘇如東、遼寧大連兩座LNG接收站，均配套建有LNG槽車裝車平臺，一期各建成10個裝車臺，年裝車能力約40×104t；唐山LNG接收站正在建設之中，“十二五”期間還規(guī)劃建成深圳LNG接收站。中海油已建成深圳、福建、上海3座LNG接收站，浙江LNG也已接氣試運轉(zhuǎn)，其中深圳LNG接收站槽車灌裝站一期設有10個裝車臺，年裝車能力約40×104t；福建LNG接收站槽車灌裝站一期設有6個裝車臺，年裝車能力約20×104t。上述項目均可向市場供應液態(tài)LNG，用作船舶燃料。

2.2 LNG價格走勢分析

2.2.1 國際進口LNG到岸價

根據(jù)國際能源署的研究報告，長期來看全球天然氣供應仍然較為寬松[13]。劍橋能源、麥肯錫等國際知名機構預測，2015年美國Henry Hub天然氣價格為6～8美元／MMBtu（1MMBtu＝1 055.056J），折合為1.39～1.86元／m3；歐洲天然氣價格為8～10美元／MMBtu，折合為1.86～2.32元／m3；日本LNG到岸價為10～12美元／MMBtu，折合為2.32～2.79元／m3。

我國沿海的進口LNG價格，長貿(mào)合同與現(xiàn)貨存在較大價格區(qū)別，資源國不同也有較大價格差異。2010年我國進口LNG共計935×104t，加權平均到岸價格約合1.45元／m3。2011年進口量增加到1 221×104t，加權平均到岸價格約合2.17元／m3，與2010年相比大幅上升，主要是由于在進口量翻番的帶動下，深圳LNG接收站進口的低價澳大利亞資源所占份額下降，而進口卡塔爾、尼日利亞等國資源價格都非常高，最高時到岸價已接近4.3元／m3。

近幾年，中國石油、中國石化、中海油三大石油公司簽訂的LNG進口長貿(mào)合同資源主要來自卡塔爾、澳大利亞、巴布亞新幾內(nèi)亞，在油價為80美元／桶時，到岸價介于2.9～3.15元／m3，若考慮13%增值稅后完稅價為3.28～3.55元／m3。由此可以看出，2015年我國進口LNG價格將遠高于2011年平均進口氣價，也高于日本進口LNG價格。

2.2.2 國內(nèi)LNG出廠價

現(xiàn)階段，國內(nèi)液態(tài)LNG銷售屬于市場行為，政府沒有管制價或指導價，也沒有相關的文件法規(guī)約束，交易價格由供需雙方商定。近幾年LNG市場交易非?；钴S，價格主要取決于供氣成本和替代能源燃料油或LPG的價格。根據(jù)資源渠道的不同，形成了沿海LNG接收站掛牌價、內(nèi)地LNG工廠出廠價兩個價格。隨著全國性天然氣管網(wǎng)不斷完善和資源供應緊張局面的緩和，在天然氣主要消費區(qū)域長三角、東南沿海槽車送到用戶的天然氣價格呈現(xiàn)出趨同之勢，兩類氣的價格互相制約。根據(jù)息旺能源統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2011年初至2012年8月，深圳大鵬LNG接收站掛牌價介于5 100～5 700元／t，折合3.4～4.2元／m3，在冬季用氣高峰期相對高一些；莆田LNG接收站掛牌價通常略低于大鵬LNG接收站掛牌價0.1元／m3左右。內(nèi)地LNG工廠多位于中西部的陜西、內(nèi)蒙古、山西，而消費地以華東、華南為主，LNG出廠價主要取決于消費地的行情，2011年以來上述地區(qū)LNG出廠價介于3 100～4 000元／t，折合2.14～2.76元／m3。

目前國內(nèi)已建成并仍有一批LNG液化廠正在建設之中，到2015年天然氣總液化能力將超過130×108m3／a，所加工的天然氣大部分來自于天然氣長輸管道。2011年12月26日，國家在廣東、廣西兩省推出天然氣價格改革試點，確定“西氣東輸”二線供應這兩個省的天然氣門站價格分別為2.74、2.57元／m3。未來我國各省天然氣門站價格將實行一省一價，如果2015年各省天然氣門站價格到位，預計距離氣源比較近的內(nèi)蒙古、陜西等中西部省份天然氣門站價格為2.0元／m3左右，主要通過天然氣長輸管道供氣的中南地區(qū)氣價為2.6元／m3左右，本地氣田、天然氣長輸管道聯(lián)合供氣的西南地區(qū)氣價為2.2元／m3左右，天然氣長輸管道和LNG聯(lián)合供氣的長三角和東南沿海地區(qū)氣價水平與“西氣東輸”二線廣東省試點價格一致，即為2.74元／m3左右。據(jù)此分析，若在中西部的陜西、中南地區(qū)的湖北、西南地區(qū)的四川建設LNG液化廠，再加上液化環(huán)節(jié)的費用約0.7元／m3，LNG出廠價將達2.7～3.3元／m3，高限價格將逼近沿海進口LNG到岸價。

2.3 內(nèi)河水運LNG供應價格

內(nèi)河船舶所用LNG資源來自沿海LNG接收站和內(nèi)陸LNG工廠兩個渠道，其物流通道和價格鏈略有不同，供到船上的價格因上游購氣價格的差異也會有所區(qū)別。

2.3.1 進口LNG供應價格

由于LNG內(nèi)河水上運輸近兩年還難以實現(xiàn)，在LNG動力船舶發(fā)展初期，利用沿海進口LNG作為資源只能通過陸上槽車運送。此時，船用LNG供應價格＝LNG到岸完稅價＋裝車費＋陸上運費＋船舶加注費。陸運由于一次運量小、運輸成本更高，參考目前市場上平均運費水平取每百公里0.06元／m3。如果LNG到岸價取3.15元／m3計算（油價為80美元／桶，進口環(huán)節(jié)增值稅全部減免），LNG接收站裝船費取0.2元／m3，躉船LNG加注費取0.5元／m3。按照上述價格鏈，以供應價不高于可承受價4.6元／m3為基礎測算，陸運經(jīng)濟半徑為1 300km，即華東地區(qū)進口LNG最遠只能覆蓋到湖北武漢，運至武漢以西地區(qū)則不經(jīng)濟。

LNG水上運輸相對陸上槽車運輸量大、經(jīng)濟，也是今后我國LNG動力船舶規(guī)模發(fā)展、可持續(xù)發(fā)展必可不少的輸送方式，相關部門正在開展這方面的研究工作。進口LNG水運供應是指在沿海某大型接收站將LNG轉(zhuǎn)至小型LNG運輸船，然后通過內(nèi)河或近海運輸，給水上加注躉船補給LNG。其價格鏈為：船用LNG供應價格＝LNG到岸完稅價＋裝船費＋水上運費＋水上加注費。水上運輸與陸運的區(qū)別主要在于運輸費用不同，其他如LNG到岸完稅價、終端承受氣價、LNG接收站裝船費、LNG加注費與陸運費用相同。如果水上運費取每百公里0.02元／m3，按照上述價格鏈，水運經(jīng)濟半徑可達3 800km，即從華東地區(qū)沿海LNG接收站出發(fā)沿長江可以到達重慶。

2.3.2 國產(chǎn)LNG供應價格

國產(chǎn)LNG外運一般只能通過陸上槽車運輸，火車運輸還處于探索階段，短期內(nèi)較難實現(xiàn)，因此，供船用LNG價格＝管道天然氣所在省門站價格＋LNG液化費＋陸上運費＋船舶加注費。其中，LNG液化費取0.7元／m3，陸上運輸每百公里運費取0.06元／m3，LNG船舶加注費取0.5元／m3；2015年管道天然氣供各省門站價按新的定價考慮。測算結果表明，陜西、湖北、四川的LNG工廠接收天然氣長輸管道來氣，液化生產(chǎn)的LNG供船舶按4.6元／m3銷售的話，其經(jīng)濟運距分別為2 300km、1 300km 和2 000km，供應長江上的船舶均在經(jīng)濟運距內(nèi)。

2.4 水運LNG替代燃油的經(jīng)濟性

LNG替代船用燃料油或柴油，其價格應不高于航運企業(yè)的承受能力[14]。根據(jù)長江和京杭運河上試驗示范船舶的市場反應，并參考天然氣汽車用氣價格，分析認為船舶供氣價格不宜高于0號柴油價格的70%。在國際原油價格為80美元／桶時，測算船舶可承受氣價大致為4.6元／m3，在這一價格水平下航運企業(yè)才有改造的積極性，否則LNG供應價格過高則難以撬動LNG動力船舶市場。

2.4.1 LNG替代燃料油

目前，我國長江、運河和近海航行的5 000t級以下船舶所用燃料以柴油為主，5 000t級以上船舶有柴油和燃料油兩類。2010年以來我國華東及華南地區(qū)LNG與燃料油價格顯示，在熱值相同的情況下，LNG與燃料油的價格比為0.9～1.2。因此，從價格看LNG與燃料油相比基本沒有競爭優(yōu)勢。LNG與燃料油相比，其優(yōu)勢在于排放更加清潔，船舶發(fā)動機硫化物排放量可減少90%，氮氧化物排放量可減少80%，二氧化碳排放量可減少20%。鑒于交通部發(fā)布的《公路水路交通運輸節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》及《“十二五”水運節(jié)能減排總體推進實施方案》對內(nèi)河和近海船舶二氧化硫、氮氧化物等廢氣排放都沒有提出新的具體要求，只對單位貨物周轉(zhuǎn)量二氧化碳排放提出了減排16%的目標。因此認為，在國家出臺強制性減排措施以前，航運企業(yè)燃料油改LNG的積極性不高。

2.4.2 LNG替代柴油

國內(nèi)長江、京杭運河已經(jīng)投入試驗和示范運營的LNG動力船舶均為柴油—LNG雙燃料驅(qū)動，啟動和靠泊時仍然使用柴油，平穩(wěn)行駛時利用天然氣、柴油混燃驅(qū)動，綜合替代率一般可以達到70%。另外，從實船測試及發(fā)動機臺架試驗數(shù)據(jù)看，替代1kg柴油需1.25～1.3m3天然氣，在此，按1kg柴油折合1.3m3天然氣考慮。

以一艘常年航行于武漢至上海的3 000t級貨船為例進行分析，選取參數(shù)如下：單次往返航程2 000 km，每年往返次數(shù)12個航次（參考某大型航運企業(yè)實際運營情況），耗油3.5kg／（103t·km），柴油價格8 500元／t、LNG價格4.6元／m3。計算結果見表1，可以看出改用LNG—柴油雙燃料后每年可節(jié)省燃料費用44.5萬元。3 000t級的貨船雙燃料動力系統(tǒng)改造費用超過50萬元，1年多時間即可收回成本。通常船舶壽命超過15年。因此，改用LNG作為船舶動力燃料，與柴油相比具有較好的經(jīng)濟性。

表1 3 000t級貨船年消耗的LNG與柴油燃料經(jīng)濟性對比表

3 水運燃料氣代油市場潛力分析

3.1 適宜氣化船舶范圍分析

水上行駛船舶類型包括客運船、貨運船、工程船、滾裝船、漁船等，從技術經(jīng)濟角度考慮，適合氣化的船舶主要為內(nèi)河和近海貨運船舶，漁船氣化需要政府繼續(xù)提供燃油補貼。主要是基于以下幾方面考慮。

1）客運船。我國水上客運量少，2010年僅為2.2萬人，還不到全國旅客運量的1%，因此，水上客運消耗燃料量較少。同時，由于客船運送大量的乘客，船舶?？看a頭人口和建筑密度大，無論是對船舶本身還是碼頭的安全性要求都非常高，因此，較難滿足氣化條件。

2）貨運船。按照船舶航行的水域，貨運船舶分可為內(nèi)河運輸、近海運輸和遠洋運輸3類。其中遠洋運輸基本為萬噸以上大型船舶，以燃料油為動力，用LNG替代不經(jīng)濟，只有燃用柴油的內(nèi)河和近海貨運船舶用LNG替代才比較現(xiàn)實。遠期有可能類似歐盟國家因受環(huán)境因素制約而采取遠洋船舶在輪船靠岸時臨時改燒LNG的方式來滿足排放要求。

3）工程船。是指裝有特種機械，在港區(qū)或航道從事碼頭修筑、航道疏通等工程的專用船舶，如挖泥船、打樁船、起重船。這類船舶通常在某一固定區(qū)域作業(yè)，部分適合氣化，但船舶保有量有限，潛力預測暫不考慮。

4）漁船。我國海船總保有量已超過100萬艘，但95%以上船身長度不到24m，尤其是內(nèi)河漁船其長度一般不到12m，噸位小、裝機功率低。若用LNG作動力，需要增加儲氣罐、氣化器、供氣管道以及其他操控設施，改造后作業(yè)空間將大受影響，因此，從數(shù)量上看大部分不適宜改裝。另一方面，自2006年起農(nóng)業(yè)部對漁船實施燃油補貼政策，即當汽油出廠價格高于4 400元／t、柴油價格高于3 870元／t時，啟動補貼機制，補貼額度主要根據(jù)漁船的裝機功率和類型來確定，即漁船年油價補貼＝主機總功率（kW）×補助用油系數(shù)（元／kW·a）。目前各地補貼標準有所不同，以2010年度山東榮成為例，政府公布的漁業(yè)油價補貼標準為：拖網(wǎng)船1 266.80元／kW，圍網(wǎng)船1 298.47元／kW，刺網(wǎng)船1 190.27元／kW，張網(wǎng)船865.65元／kW。據(jù)此測算，一艘441kW拖網(wǎng)漁船年補貼總額為55.8萬元，相當于全年燃油成本的1／3。若用天然氣替代，按70%的柴油替代率、天然氣價格取4.5元／m3計算，全年節(jié)省燃料費51萬元，低于前文測算的燃油補貼55.8萬元。因此，漁船改燒LNG后若不能享受燃油補貼，氣化的可能性不大，本文需求潛力測算沒有包括這部分。

3.2 我國水運氣代油項目發(fā)展階段判斷

綜合考慮技術研發(fā)、法規(guī)建立、市場培育、資源運輸?shù)确矫嬉蛩?，分析認為水運氣代油市場發(fā)展需要2～3年的試驗示范期、2～3年的啟動期，然后才能進入規(guī)模發(fā)展期。

2010—2012年為水運氣代油項目試驗示范階段。目前只有少數(shù)船型做了試驗，加氣基礎設施、動力系統(tǒng)改造技術不成熟，尤其是國內(nèi)缺乏相關標準規(guī)劃，因此，認為2012年前船舶氣化仍將處于試驗、示范階段。

2013—2015年為水運氣代油項目啟動階段。在這一階段，LNG動力船舶制造、LNG內(nèi)河運輸及安全管理等標準規(guī)范相繼制訂或頒布，國家對LNG動力船舶運輸將逐步放開，如果LNG價格比柴油具有明顯競爭優(yōu)勢，船舶企業(yè)對柴油動力船舶進行改造的積極性將快速提高，但在國家頒布船舶排放強制標準之前，燃料油動力船舶的改造積極性不高。

2016—2020年為水運氣代油項目規(guī)模發(fā)展階段。隨著節(jié)能減排、綠色發(fā)展的概念逐漸深入，如果國家對船舶排放出臺強制性標準，LNG替代燃料油將得到發(fā)展，全國水運氣代油項目將進入規(guī)模發(fā)展階段。

3.3 我國水運氣代油市場潛力分析

3.3.1 全國水運市場發(fā)展

水上運輸在我國貨物運輸體系中發(fā)揮著越來越重要的作用。據(jù)交通運輸部統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2010年底，全國擁有水上運輸船舶17.84萬艘，共計1.8×108t凈載重。2010年，全國完成水路貨運量37.9×108t，貨物周轉(zhuǎn)量68 427×108t·km，平均運距1 806km。水路貨運量、貨物周轉(zhuǎn)量在我國貨物綜合運輸體系中所占比例分別為11.7%、48.2%[15]。2010年全國分水域貨物運輸完成情況見圖1。

圖1 2010年全國分水域貨物運輸完成情況圖

“十一五”以來，國內(nèi)水上運力持續(xù)增加。2005—2010年水上運力平均每年增加12.1%，貨物運量年均增長11.5%，其中內(nèi)河貨物運量年均增幅12.3%；水運貨物周轉(zhuǎn)量年均增長6.9%，其中內(nèi)河貨物周轉(zhuǎn)量年均增長16%。同時，船舶結構不斷優(yōu)化，向著大型化方向發(fā)展，單船平均凈載重由2005年的491t升至1 011t（表2）。

2011年1月，國務院國發(fā)[2011]2號文《關于加快長江等內(nèi)河水運發(fā)展的意見》提出，到2020年全國內(nèi)河水運的貨運量要超過30×108t，建成1.9×104km“兩橫一縱兩網(wǎng)十八線”國家高等級航道；內(nèi)河船舶平均噸位達到1 200t，其中長江干線船舶平均噸位超過2 000t（2010年上述數(shù)據(jù)分別為18.86×108t、9 085 km、449t、488t）。2011年3月，交通運輸部發(fā)布《關于貫徹落實〈國務院關于長江等內(nèi)河水運發(fā)展的意見〉的實施意見》提出，到“十二五”末全國規(guī)劃的“兩橫一縱兩網(wǎng)十八線”1.9×104km高級航道70%達到規(guī)劃標準，高等級航道里程達到1.3×104km；內(nèi)河水運得到較快發(fā)展，運輸優(yōu)勢進一步發(fā)揮；內(nèi)河船舶平均噸位提升到800t，長江干線船舶平均噸位達到1 600t。我國內(nèi)河水運迎來了發(fā)展的黃金期。

表2 “十一五”期間全國水上運力結構及運量變化情況統(tǒng)計表

3.3.2 全國水運市場氣代油潛力分析

分析水運市場天然氣替代燃料油或柴油的潛力，首先需要預測該行業(yè)未來燃料消費需求情況，而這要基于該行業(yè)近年來燃料實際消費情況。遺憾的是，無論是《中國交通運輸統(tǒng)計年鑒》還是《中國能源統(tǒng)計年鑒》都沒有這方面的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，交通統(tǒng)計年鑒前些年曾經(jīng)公布全行業(yè)船舶燃料平均單耗數(shù)據(jù)，但2008年以來也不再公布。因此，只能根據(jù)更早時期歷史數(shù)據(jù)、相關研究機構或論文披露的數(shù)據(jù)或一些大型航運企業(yè)燃料消耗情況進行估算。據(jù)國家發(fā)展與改革委員會綜合運輸研究所資料，2005年全國營業(yè)性船舶燃油消耗量為1 356×104t，船舶燃油單耗大致為6.6kg／（103t·km）。交通部公路水路交通“十一五”發(fā)展規(guī)劃提出，2010年、2015年營運性船舶單位能耗分別比2005年下降10%、20%，“十一五”期間上述指標已全面完成（但交通部沒有公布具體數(shù)據(jù)），由此推測2010年營運船舶單耗平均為5.9kg／（103t·km）。參考上述單耗指標，再根據(jù)2011年中國交通統(tǒng)計年鑒的貨物周轉(zhuǎn)量數(shù)據(jù)，測算得到2010年全國內(nèi)河和沿海水運營業(yè)性貨運船舶燃油消耗量大致為1 300×104t（不包括遠洋運輸船舶約900×104t的燃油消耗量）。另外，根據(jù)對全國成品油消費行業(yè)結構的調(diào)查，2010年我國水運行業(yè)柴油消費量大致為604×104t，燃料油消費量大致為625×104t，兩類燃料合計為1 229×104t，這也從另一個方面佐證了水運行業(yè)燃料消耗情況。

對于水運行業(yè)未來燃料消費情況分析，采用交通運輸部規(guī)劃的2015年水運單耗比2005年下降20%指標，2015年全國船舶燃油單耗水平大致為5.28kg／（103t·km）。再參考歷年內(nèi)河及沿海船用燃油年均增長（100～200）×104t及相關發(fā)展規(guī)劃，預測2015年全國內(nèi)河和沿海營運性船舶燃油消費量大致為2 000×104t，2020年將增至2 600×104t；若全部改用以LNG為燃料，2015年LNG最大需求潛力為260×108m3，2020年最大 LNG 需求潛力為340×108m3。同時，預測2015年和2020年內(nèi)河水運燃油需求量大致為500×104t和700×104t；如果全部改用以LNG為燃料，則2015年LNG最大需求潛力為65×108m3，2020年LNG最大需求潛力為90×108m3。

3.3.3 重點水域氣代油潛力

我國內(nèi)河運輸主要集中在長江、珠江、京杭大運河三大水系，其貨船數(shù)量、貨運量和貨物周轉(zhuǎn)量在全國居前三位，也是我國內(nèi)河高等級航道建設的重點，航道行駛船型較大，適合氣代油改造。其余較大的河流如黑龍江、松花江，盡管其通航里程盡管已超過3 000km，但全年有5～6個月的冰封期，貨物運量、周轉(zhuǎn)量在全國所占比例不高，船舶平均載重噸位僅為114.6t。因此，不是利用的重點。三大水系2010年貨物周轉(zhuǎn)量及占比參見圖2。

圖2 2010年內(nèi)河三大水系貨物周轉(zhuǎn)量及在全國的占比表

長江水系2010年底擁有船舶11.54萬艘、5 635.8×104t載重，在 全 國內(nèi) 河 船舶 中 分別 占69.6%和75.8%；船舶平均載重488t，高于全國平均值449t。長江上貨物運輸主要是煤炭、鐵礦石、建材、油品，2010年完成貨物運輸量11.47×108t，貨物周轉(zhuǎn)量3 922×108t·km，占全國內(nèi)河船舶數(shù)量貨運量和周轉(zhuǎn)量的47%、65%。2005年以來，長江水系貨物運量年均增長15%，貨物周轉(zhuǎn)量年均增長16%[16]。江蘇和安徽兩省船舶保有量占長江水系沿線9省市船舶總保有量的68%，貨物運輸量占57.6%，貨物周轉(zhuǎn)量占41.9%。

珠江水系地跨滇、黔、桂、粵、湘、贛6省，2010年底擁有營運船舶1.51萬艘、680.58×104t載重，在全國內(nèi)河船舶中分別占9%和9.25%，平均載重為449 t。珠江水系貨物運輸以煤炭、水泥、礦建材料為主，主要是西江干線和北江干線煤炭、水泥資源豐富，港澳地區(qū)需求旺盛。2010年，貨運量、貨物周轉(zhuǎn)量分別完成3.19×108t、656.72×108t·km，占全國的17%和12%。

京杭大運河沿線是中國最富庶的農(nóng)業(yè)區(qū)之一，工業(yè)生產(chǎn)也非常發(fā)達，因此，成為中國內(nèi)河運輸中最為繁忙的河道之一。2010年，貨運量和貨物周轉(zhuǎn)量分別完成3.04×108t、548.78×108t·km，較上年增長61.7%和62.2%；占全國內(nèi)河船舶貨運量和周轉(zhuǎn)量的16%和10%。

參考歷年幾大水系貨物周轉(zhuǎn)增長情況、船型標準化和大型化發(fā)展趨勢、國家內(nèi)河水運相關規(guī)劃，預測得到2015年和2020年水運燃料需求量。然后根據(jù)對船舶LNG氣化發(fā)展速度的判斷，假定2015年氣化率為10%～25%，2020年增加到50%～60%，同時考慮雙燃料動力船舶LNG和柴油70%替代比例，預測得到2015年和2020年內(nèi)河水運LNG需求潛力，結果見表3。“氣化水運”在內(nèi)河經(jīng)過幾年的發(fā)展，積累了一定的經(jīng)驗，遠期到“十三五”期間可考慮氣化部分沿海船舶，重點為上海、浙江、福建、廣東等省市，整體氣化率按10%考慮。

表3 我國重點水域LNG替代燃油需求潛力匯總表

綜合各水域，2015年在規(guī)范完善、政策鼓勵情況下，預測3大內(nèi)河水運氣代油LNG需求量超過6×108m3。2020年，若國家對船舶排放的硫化物要求嚴格，近海船舶也有改用天然氣的需求，屆時全國水運天然氣總需求量接近40×108m3。如果內(nèi)河3大水域及東部沿海船舶燃油全部改為雙燃料驅(qū)動，則天然氣需求潛力最大為181×108m3，其中3大內(nèi)河需求潛力約為52×108m3。

4 結束語

低碳、環(huán)保已成為全球航運業(yè)發(fā)展的方向，天然氣作為船舶動力燃料可以達到國際海事組織“船舶污染防治公約”2020年第三階段排放標準要求。因此，日益受到國內(nèi)外航運企業(yè)的關注。我國正在建設高效、綠色的現(xiàn)代化內(nèi)河水運體系，發(fā)展LNG動力船舶是實現(xiàn)這一目標較為現(xiàn)實的選擇。分析認為，LNG替代船用燃料油沒有競爭力，而替代柴油則具有較好經(jīng)濟性；未來我國LNG資源供應可以滿足水運氣代油的需求，船上供應價格也在航運企業(yè)承受范圍之內(nèi)。從技術經(jīng)濟角度考慮，現(xiàn)階段適宜改裝成LNG動力的船舶噸位不宜低于1 000t級，不宜高于8 000t級，以3 000～5 000t級最為理想，隨著船舶設備制造水平的提高和環(huán)保壓力的增大，船舶氣化范圍將進一步拓展。內(nèi)河和沿海船舶氣化應當首選貨運船，其次是工程船，漁船由于噸位小、年行駛時間短且享受政府燃油補貼，改裝后如果政府不繼續(xù)提供燃油補貼則沒有改裝的積極性。

國內(nèi)以昆侖能源為代表在長江、京杭大運河開展試驗示范工作，取得了初步成效，但還存在LNG動力船舶及LNG加注站建造標準規(guī)范缺乏、配套基礎設施嚴重不足、雙燃料和單燃料氣體發(fā)動機及配套技術待改進等一系列問題。有鑒于此，迫切希望得到國家及地方政府相關主管部門給予更大的關注，并提供財政、稅收等方面扶持。我國水運氣代油市場發(fā)展需要經(jīng)過2～3年的試驗示范期、2～3年的啟動期，然后才能進入規(guī)模發(fā)展期。船舶氣化的重點水域是長江、珠江和京杭運河，積累了一定的經(jīng)驗，遠期到“十三五”期間考慮氣化近海船舶大型船舶。根據(jù)對全國水運行業(yè)燃料消費情況及發(fā)展?jié)摿Φ姆治?，預測2015年內(nèi)河及沿海營運船舶氣代油天然氣最大市場潛力為260×108m3，2020年天然氣最大市場潛力為340×108m3，考慮替代的可能性及市場培育過程，預測2015年較為現(xiàn)實的天然氣需求量約為6×108m3，2020年接近40×108m3。目前，國內(nèi)以昆侖能源有限公司為代表，中國海洋石油總公司、中國石油化工集團公司、北京油陸商貿(mào)有限公司、湖北西藍天然氣有限公司、港華燃氣有限公司、新奧燃氣有限公司等一大批燃氣供應企業(yè)對船舶油改氣業(yè)務表現(xiàn)出濃厚的興趣，紛紛進行市場布局?；谶@一市場規(guī)模的預測，建議政府主管部門及相關企業(yè)統(tǒng)籌安排，合理把握項目推進的節(jié)奏，避免一擁而上造成過度競爭，出現(xiàn)類似新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的情形，影響行業(yè)的良性健康發(fā)展。

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