榮蓉 周毅 王素粉 石峰 王連佳

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 天津 300452;2.中海石油集團(tuán)有限公司物裝采購(gòu)中心天津作業(yè)部 天津 300452)

我國(guó)是一個(gè)擁有大量人口的發(fā)展中國(guó)家，由于其快速的經(jīng)濟(jì)化和城市化及對(duì)環(huán)境和能源日益嚴(yán)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(fèi)量增長(zhǎng)速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)快于國(guó)內(nèi)天然氣的生產(chǎn)速度。長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶GDP貢獻(xiàn)了全國(guó)的44%以上，成為我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的新引擎，而LNG在長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶大規(guī)模應(yīng)用尚未形成，沿線各省渴望利用長(zhǎng)江黃金水道優(yōu)勢(shì)獲取LNG資源，以釋放經(jīng)濟(jì)潛能[1]。長(zhǎng)期以來，國(guó)內(nèi)內(nèi)河航運(yùn)大多使用柴油作為能源，其經(jīng)濟(jì)性受到制約，液化天然氣的優(yōu)越性不強(qiáng)。隨著大氣污染防治法的實(shí)施，LNG在LNG進(jìn)江運(yùn)輸應(yīng)用中將逐步加速。

為加快LNG在長(zhǎng)江沿線各省的大規(guī)模應(yīng)用，實(shí)施長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)區(qū)生態(tài)恢復(fù)策略，促進(jìn)長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)區(qū)的發(fā)展，LNG進(jìn)江儲(chǔ)運(yùn)是解決LNG資源保障的關(guān)鍵環(huán)節(jié)[2]。結(jié)合長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶的能源結(jié)構(gòu)和有關(guān)天然氣消費(fèi)的計(jì)劃，長(zhǎng)江沿江流域今后將會(huì)實(shí)現(xiàn)天然氣利用結(jié)構(gòu)的合理優(yōu)化。長(zhǎng)江LNG運(yùn)輸是沿江天然氣供給的主要途徑，將對(duì)長(zhǎng)江流域天然氣調(diào)峰和液化天然氣市場(chǎng)的穩(wěn)定供應(yīng)起到關(guān)鍵的支撐和保證作用。因此，利用長(zhǎng)江水運(yùn)進(jìn)行LNG的運(yùn)輸具有巨大的市場(chǎng)潛力。

1 影響LNG進(jìn)江運(yùn)輸方案經(jīng)濟(jì)效益的因素分析

1.1 能源方面

液化天然氣是一種質(zhì)量好、效率高、成本低的新型清潔能源，在交通運(yùn)輸、發(fā)電、化工、陶瓷等行業(yè)中占有重要地位。經(jīng)濟(jì)穩(wěn)步發(fā)展的同時(shí)，對(duì)能源的需求量也在不斷上升，為確保國(guó)民經(jīng)濟(jì)又好又快地發(fā)展，能源結(jié)構(gòu)調(diào)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(nèi)，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(fèi)所占的比重只有6.4%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于世界各國(guó)的平均水平，因此加大對(duì)一次能源的消耗比重任務(wù)十分緊迫。因此，推進(jìn)天然氣在船舶行業(yè)的應(yīng)用可為我國(guó)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整做出巨大貢獻(xiàn)。

1.2 LNG燃料價(jià)格趨勢(shì)和經(jīng)濟(jì)性

經(jīng)濟(jì)性是LNG船舶發(fā)展的根本推動(dòng)力，2022年以來，船用柴油和LNG價(jià)格均呈現(xiàn)偏弱的行情，其中船用柴油市場(chǎng)整體呈現(xiàn)持續(xù)下滑趨勢(shì)，LNG市場(chǎng)行情略好于船用柴油市場(chǎng)，兩者價(jià)差有所縮窄，LNG作為船用燃料的經(jīng)濟(jì)性有所下滑。從目前的情況來看，LNG船舶的發(fā)展與常規(guī)的燃油船舶相比有三個(gè)優(yōu)點(diǎn)：一是與我國(guó)的能源發(fā)展戰(zhàn)略相適應(yīng)，有助于我國(guó)的經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)和提高我國(guó)清潔能源比例；二是具有較小的排放量，滿足國(guó)家“綠水青山”的需求，滿足了節(jié)約能源和減少污染的需求；三是燃料價(jià)格存在一些經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)越性，相應(yīng)的政策對(duì) LNG航運(yùn)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到積極作用。目前，全球各個(gè)國(guó)家的造船廠中，我國(guó)船舶工業(yè)占據(jù)四成。此外，因其內(nèi)河流域遼闊，在其境內(nèi)水域作業(yè)的船只數(shù)以十萬計(jì)。綜上所述，在今后數(shù)年內(nèi)，伴隨著國(guó)家扶持的不斷健全和技術(shù)的提高，LNG船舶的發(fā)展將會(huì)是一個(gè)快速發(fā)展的黃金時(shí)代。

1.3 LNG船舶市場(chǎng)前景

天然氣是進(jìn)江運(yùn)輸船舶的主要燃料，LNG 船舶是LNG進(jìn)江運(yùn)輸?shù)年P(guān)鍵。根據(jù)目前試點(diǎn)示范的技術(shù)應(yīng)用情況來看，未來應(yīng)用LNG燃料的船舶將會(huì)集中在干散貨船、集裝箱船、港作船、漁船等[4]。從內(nèi)河來看，運(yùn)輸船舶約12萬艘，船舶燃料需求超過200萬噸；沿海來看，運(yùn)輸船舶1萬余艘，船舶燃料需求超過350萬噸；遠(yuǎn)洋來看，年均到港約5.5萬艘次，按照船舶在排放控制區(qū)內(nèi)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(jìn)江運(yùn)輸方案經(jīng)濟(jì)效益的制約因素依然不容忽視。從政策來看，國(guó)內(nèi)已經(jīng)形成了比較完善的水運(yùn)LNG應(yīng)用行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范體系，但是關(guān)于LNG的相關(guān)技術(shù)規(guī)范尚不完備[5]；LNG加注站的建設(shè)難度較大，且LNG被傳統(tǒng)地認(rèn)為是高風(fēng)險(xiǎn)的燃料，因此各部門也十分謹(jǐn)慎地審批。從性價(jià)比來看，近幾年，隨著世界石油價(jià)格的不斷下跌，LNG相比石油的價(jià)格優(yōu)勢(shì)競(jìng)爭(zhēng)地位已大大降低。LNG動(dòng)力改造、維護(hù)及新建LNG動(dòng)力船費(fèi)用高昂，若無較大政策、補(bǔ)貼力度支持，LNG動(dòng)力船舶對(duì)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(yùn)行業(yè)進(jìn)行技術(shù)變革，或采用更加潔凈的能源，這將會(huì)促進(jìn)液化天然氣動(dòng)力的普及，且隨著國(guó)內(nèi)LNG價(jià)格愈加理性，LNG動(dòng)力的經(jīng)濟(jì)性越發(fā)凸顯，未來LNG船舶仍將保持一定的增速。

2 LNG進(jìn)江運(yùn)輸方案經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

我國(guó)積極推進(jìn)天然氣消費(fèi)和能源結(jié)構(gòu)改革，長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶渴望利用LNG清潔能源的認(rèn)識(shí)不斷加強(qiáng)，長(zhǎng)江沿線省市對(duì)天然氣消費(fèi)呈現(xiàn)高速增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)。為此，本文對(duì)LNG進(jìn)江運(yùn)輸方案經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對(duì)比分析。

2.1 LNG燃料與常規(guī)燃油動(dòng)力方案的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

在LNG進(jìn)江運(yùn)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(dòng)力方案和常規(guī)燃油動(dòng)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(jīng)濟(jì)性。基于本文的數(shù)據(jù)，分析結(jié)果表明：

對(duì)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(dòng)力方案的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)；選擇LNG燃料動(dòng)力方案的經(jīng)濟(jì)性次之；選擇含硫量0.1%MGO動(dòng)力方案的經(jīng)濟(jì)性最差。

(1)對(duì)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(guī)燃油動(dòng)力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動(dòng)力方案可每年節(jié)省費(fèi)用1037.2萬美元，約1.34年可回收相對(duì)增加的投資成本；選擇LNG燃料動(dòng)力方案，可每年節(jié)省燃料費(fèi)用852萬美元，約3.52年可回收相對(duì)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(dāng)LNG動(dòng)力方案的初始投資下降58%或當(dāng)LNG燃料價(jià)格下降10.38%(相當(dāng)于IFO 380CST燃料價(jià)格的134.8%)時(shí)，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達(dá)到盈虧平衡。

(2)對(duì)于中東至遠(yuǎn)東航線30.8萬噸VLCC船型而言，相比0.1%MGO常規(guī)燃油動(dòng)力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動(dòng)力方案可每年節(jié)省費(fèi)用674.3萬美元，約0.7年可回收相對(duì)增加的投資成本；選擇LNG燃料動(dòng)力方案，可每年節(jié)省燃料費(fèi)用508.8萬美元，約2.33年可回收相對(duì)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(dāng)LNG動(dòng)力方案的初始投資下降97%或當(dāng)LNG燃料價(jià)格下降19.86%(相當(dāng)于IFO 380CST燃料價(jià)格的120.5%)時(shí)，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達(dá)到盈虧平衡。

(3)對(duì)于巴西至中國(guó)航線的40萬噸礦砂船型而言，相比0.1%MGO常規(guī)燃油動(dòng)力方案，選擇IFO 380CST配套后處理裝置動(dòng)力方案可每年節(jié)省費(fèi)用426.1萬美元，約1.41年可回收相對(duì)增加的投資成本；選擇LNG燃料動(dòng)力方案，可每年節(jié)省燃料費(fèi)用367.5萬美元，約4.51年可回收相對(duì)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(dāng)LNG動(dòng)力方案的初始投資下降61.2%或當(dāng)LNG燃料價(jià)格下降10.4%(相當(dāng)于IFO 380CST燃料價(jià)格的134.8%)時(shí)，LNG燃料方案可以與IFO 380CST配套后處理裝置達(dá)到盈虧平衡。

2.2 三種LNG加注模式的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

鑒于我國(guó)對(duì)天然氣需求量大，對(duì)調(diào)峰應(yīng)急能力的需求較高[7]，因此在滿足渤海、長(zhǎng)三角和東南沿海地區(qū)的同時(shí)，必須充分利用LNG資源、船用加注需求、港口規(guī)劃和航運(yùn)等方面的優(yōu)勢(shì)，分析三種LNG加注模式的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比。

2.2.1 環(huán)渤海地區(qū)

根據(jù)環(huán)渤海地區(qū)的年加注需求量(Q=5、10和15萬噸時(shí))，分析三種LNG加注模式的投資回收期、實(shí)際內(nèi)部收益率和盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差。

(1)投資回收期模式分析

基于環(huán)渤海地區(qū)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(shí)際內(nèi)部回收效率，因此這兩種方案不具備經(jīng)濟(jì)性，不適合投資。

(2)實(shí)際內(nèi)部收益模式分析

年加注需求量為5萬噸時(shí)，加注船方案的實(shí)際內(nèi)部收益率低于基準(zhǔn)收益率，所以該方案不具備經(jīng)濟(jì)性。

(3)盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差模式分析

年加注需求量為10萬噸和15萬噸時(shí)，采用6000方加注船方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差最低，因此該方案經(jīng)濟(jì)性最好；采用8000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性次之；采用12000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性最差。

2.2.2 長(zhǎng)三角地區(qū)

根據(jù)長(zhǎng)三角地區(qū)的年加注需求量(Q=15、30和40萬噸時(shí))，分析三種LNG加注模式的投資回收期、實(shí)際內(nèi)部收益率和盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差。

(1)投資回收期模式分析

年加注需求量為15萬噸時(shí)，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(zhǔn)投資回收率，因此這兩種方案經(jīng)濟(jì)性較低。同時(shí)，對(duì)于LNG槽車加注方案，年加注需求量為40萬噸時(shí)的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于年加注需求量為30萬噸。

(2)實(shí)際內(nèi)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(shí)際內(nèi)部收益率最高，所以該方案經(jīng)濟(jì)性最好。年加注需求量為15萬噸、30萬噸和40萬噸時(shí)，采用6000方加注船方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，該方案經(jīng)濟(jì)性最好；采用8000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性次之；采用12000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性最差。

(3)盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差模式分析

年加注需求量為30萬噸時(shí)，采用5000方儲(chǔ)罐方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差最少，因此岸基式加注站方案經(jīng)濟(jì)性最好。當(dāng)年加注需求量為40萬噸時(shí)，采用10000方儲(chǔ)罐方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差最少，由此判定岸基式加注站方案經(jīng)濟(jì)性最好。

2.2.3 珠三角地區(qū)

根據(jù)珠三角地區(qū)的年加注需求量(Q=15、25和35萬噸時(shí))，對(duì)三種LNG加注模式的投資回收期、實(shí)際內(nèi)部收益率和盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差進(jìn)行分析。

(1)投資回收期模式分析

年加注需求量為15萬噸時(shí)，岸基式加注站方案和LNG槽車加注方案的實(shí)際投資回收率均低于基準(zhǔn)投資回收率，因此這兩種方案沒有經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)，LNG槽車加注方案年加注需求量為35萬噸時(shí)的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于年加注需求量為25萬噸。

(2)實(shí)際內(nèi)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(shí)際內(nèi)部收益率最高，該方案經(jīng)濟(jì)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(shí)際內(nèi)部收益率最高，該方案經(jīng)濟(jì)性最好；采用8000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性次之；采用12000方加注船方案的經(jīng)濟(jì)性最差。

(3)盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差模式分析

當(dāng)年加注需求量為25萬噸時(shí)，采用5000方儲(chǔ)罐方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差最小，因此岸基式加注站方案經(jīng)濟(jì)性最好。年加注需求量為35萬噸時(shí)，采用10000方儲(chǔ)罐方案的投資回收期最短，實(shí)際內(nèi)部收益率最高，盈虧平衡點(diǎn)的購(gòu)銷價(jià)格差最小，此時(shí)岸基式加注站方案經(jīng)濟(jì)性最好。

3 結(jié)語

當(dāng)前，我國(guó)正在構(gòu)建新能源體系，LNG船舶及應(yīng)用產(chǎn)業(yè)已迎來發(fā)展戰(zhàn)略機(jī)遇，國(guó)家加大推動(dòng)LNG清潔能源行業(yè)的發(fā)展，相關(guān)項(xiàng)目發(fā)揮重要作用，促進(jìn)了LNG行業(yè)的發(fā)展。隨著各地越來越重視水上LNG加注站的規(guī)劃布局，相信未來LNG將在長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶地區(qū)得到廣泛應(yīng)用，LNG對(duì)促進(jìn)長(zhǎng)江沿線經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展具有重要的經(jīng)濟(jì)效益。