一、项目基本概况

1、项目名称：150万吨/年液化天然气项目

2、建设单位：XX化工有限公司

3、建设性质：新建

4、建设地点：XX市XX区XX物流产业园

5、项目占地面积：项目总占地面积1100亩。

6、项目投资：本项目拟总投资469000.00万元

7、项目建设内容：规划建设150万吨液化天然气省级应急储备项目。

二、项目背景

天然气是指在地表下孔隙性地层发现的天然烃类和非烃类混合物，常常和原油伴生在一起。天然气成分以甲烷为主，并包括比甲烷重的烃类，如乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷等。除烃类以外，天然气中还可能存在少量的水分、氮气、二氧化碳、硫化氢、氦、氧、氩等气体成分。

天然气按用途分类可分为居民燃料、车用燃料、工业用燃料和化工原料；按存储运输状态分类可分为管输天然气（PNG）、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）；按气源分类可分为气层气、油田伴生气和凝析气。其中，气藏中通过采气井开采出来的天然气体，称为气层气，这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。油田伴生气系指在油藏中与原油呈相对平衡接触的气体，包括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是天然气的一种，从化学组成来说，属于湿性天然气。伴生气的甲烷含量一般约占65-80%，开采时与原油一起采出，含有相当数量的乙烷、丙烷、丁烷等烃类。凝析气指在地层的原始条件下呈气体状态存在，在开采过程中由于压力降低而凝结出一些液体烃类的天然气，凝析气的组成部分大致与伴生气相似，但它的戊烷、己烷等烃类含量比伴生气要多，一般经分离后可以得到天然气甚至轻柴油产品。

近年来，我国石油和天然气的对外依存度快速攀升，随着新一轮振兴东北老工业基地战略的实施，为吉林经济低碳、绿色、循环发展提供政策机遇。中俄清洁能源引进基地的建设对提升我国东北地区、特别是吉林省的能源战略储备、提高民生能源保障、弥补能源缺口、改善能源消费结构、助推生态文明建设产生重要影响。

国家发改委在《产业结构调整指导目录（2019年本）》中将天然气、液化天然气的储运和管道输送设施列为鼓励类产业之中。国家《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出实施“能源资源安全战略”，并要求“扩大油气储备规模，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的油气储备体系”。“多元拓展油气进口来源”。这为我国未来LNG储运产业发展提供了顶层政策保障。

三、项目技术分析

LNG产业链上游主要包括气田产出天然气、天然气的净化分离及液化等；中游包括运输船舶、终端站（储罐和再气化设施）和供气主干管网等；下游，即最终市场用户，如联合循环电站、城市燃气公司、工业和城市居民用户、工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站等。

（1）LNG接收站技术

中海油气电集团作为中国LNG产业的领军者，目前已经在LNG接收站自主设计、技术创新、整体优化等方面建立了完整的自主技术体系。在主工艺设计、蒸发气（BOG）计算处理、储罐罐容计算、能耗分析、船舶分析等核心技术方面具有较强先进性和特色，自主研发的接收站四维演化分析技术动态模拟仿真系统包含了接收站三维动态仿真平台、新型试车技术、储罐新型施工技术以及站线联合优化技术，大力激活和提高了接收终端的运营优化空间。该技术以LNG设施低温特性为切入点，首次对大型LNG接收站进行全厂系统性三维建模，并在此基础上加载物性参数变化因子，在国际上首创了以低温两相流体随物性参数时序变化为特征的四维演化分析技术。通过该技术，中国海油在LNG低温特性应用领域拥有了低温气液两相流精确仿真、低温动态应力耦合分析、事故动态演化分析、全厂能量动态优化等一系列具有里程碑意义的突破性核心技术成果。

（2）LNG储运技术

近年来，国内清洁能源需求快速增长，考虑到应急调峰需求以及国家对天然气储备基础设施的建设要求和国家天然气产供储销体系的建设规划，LNG储罐朝大型化发展（22～27万m³）将是未来国内LNG储存技术的主要发展趋势。

随着天然气产量和贸易量的增长以及消费市场的扩大，全球输气管道的建设向长运距、大管径和高压力方向发展，形成了具有多气源、多通道、供气灵活可靠等特点的洲际的、多国的、全国性的和许多地区性的大型管网系统。伴随着天然气管道建设的高速发展，国内外天然气管道在计量技术、泄漏检测、管道减阻剂和运行仿真及基于地理信息系统（GIS）的管道数字化等方面取得了一些新进展。

非管输天然气运输因机动灵活、占地少，是管输天然气供应模式的有力补充。伴随着LNG贸易市场的逐渐壮大，以物联网为基础的一系列创新物流模式迎来发展机遇。LNG罐箱因具备无损存储时间长、“宜储宜运”的优势，是大型天然气液态储运方式的有力补充，可实现沿海接收站与用户的“门到门”服务，解决管线不能到达地区的供气难题。

（3）终端利用技术

近年来，分布式燃气发电成为我国新兴的一种天然气利用方式。其采用的主要工艺是冷－热－电联供，通过对一次能源的梯级利用，提高能源利用效率。分布式燃气发电接近负荷端，无需建设远程输电线路，可大大减少线损，且受电网影响较小，可实现对用户安全可靠供能和能源梯级利用，运行灵活、对电网和气网可双向调峰。

四、项目市场分析

（1）国际市场供需情况及预测

2020年，受世界新冠商情和经济下午影响，世界天然气产量与消费双双下降，产量降幅高于消费，市场供需宽松格局收窄；天然气贸易在LNG贸易高速增长的带动下快速发展，受冷冬、国际油价上行、供需宽松格局收窄等因素影响，世界主要天然气市场价格呈现上行趋势。

世界天然气产量下滑，北美地区产量降幅居首位。2020年，世界天然气产量3.96亿立方米，同比下降3.5%。北美受美国需求增速下滑影响，产量增速由上年的9.6%下滑至-4.0%，亚太地区产量同比增长0.3%。

2020年，世界LNG液化产能增至4.43亿吨/年，同比增长5.0%，增速较上年下降5.1个百分点，新增产能2109万吨/年，主要集中在美国、俄罗斯和澳大利亚，其中美国占世界新增产能比例超过60%。估计世界供应过剩约7000万吨，与2019年持平。

受经济恢复、能源转型加快和天然气低价等因素影响，世界天然气需求将持续增长，预计2023年后，市场供需将由目前宽松转向紧平衡，天然气价格预计呈总体上行态势。预计到2022年世界天然气产量上升至4.23万亿立方米，天然气需求将稳步增至4.08万亿立方米，供需宽松格局小幅收窄。LNG液化能力上升至4.83亿吨/年，LNG需求将继续维持较快增速，美国项目产能预计占新增产能50%。

（2）国内市场供需情况及预测

2020年，在环保政策持续推进及需求拉动的双重作用下，中国天然气市场快速发展。全年天然气产量1888.5亿立方米，同比增长8.8%，其中常规气产量1546亿立方米，同比增长3.9；页岩气产量200亿立方米，同比增长33.6%；煤层气产量102亿立方米，同比增长15.2%；煤制气产量40亿立方米，同比增长14.3%。全年天然气进口1406.6亿立方米，同比增长5.6%，其中管道气进口476.5亿立方米，同比下降4.9%。全年天然气消费量约3200亿立方米，同比增长5.3%。接收站建设和进口退税政策为海外资源引进创造条件，随着天然气进口基础设施的陆续建成投产和不断完善，管道气和LNG进口实现快速增长，中国天然气供应能力有效提升。2011-2020年天然气产量年增增速达9.3%。

2020年，中国天然气消费量3200亿立方米，供需缺口1312立方米，天然气对外依存度44%，较上年上升0.2个百分点。2020年，上半年受疫情限制经济增速下滑，天然气消费创有史以来最大降幅，下半年随着工业生产逐步恢复，季节性电力需求增长，特别是年底冷冬抖动天然气需求暴涨，推动了天然气需求回升。天然气市场需求高速增长，全年供需基本平衡，季节性供需紧张局面有效缓解，国内天然气市场呈现淡季不淡、需求持续快速增长的势头。全年天然气消费同比增长160亿立方米，消费增速有所放缓。

中国天然气以管道天然气（PNG）和液化天然气（LNG）两种形式进口。2020年中国天然气进口量1406.6亿立方米，同比增长5.6%，天然气对外依存度44.0%。其中，PNG进口476.5亿立方米，同比下降4.9%，占总进口量的33.9%，LNG进口930.0亿立方米，同比增长11.9%，占总进口量的66.1%。

中国的LNG接收站建设加快为进口增长提供了硬件支撑。2020年，广汇启东LNG接收站三期工程竣工投产、上海LNG新建两座LNG储罐进入试运营状态，中国LNG累计总接收能力达到7820万吨/年。其中，中国海油接收能力3600万吨/年，占比46.0%，中国石油接收能力2325万吨/年，占比29.7%，中国石化接收能力900万吨/年，占比11.5%。随着国家管网公司正式投入运营，LNG接收站运营主体多元化格局形成。

随着国内天然气勘探开发力度加大，中国天然气产量将保持稳定增长，预计到2022年国内天然气产量达2203亿立方米，全年天然气进口量1616亿立方米，对外依存度为43.3%。

中国天然气需求将持续增长，但增速放缓。城镇化水平提升及“煤改气”工程继续推动城市燃气用气需求。预计2022軜城市燃气用气消费需求将达到1425亿立方米。工业领域天然气替代煤炭发展仍然继续，是天然气增长的主要动力。

五、项目经济效益评价

项目建成后，年营业收入350000万元，利润85000万元，投资回收期6.5年（税后，含建设期1年），投资利润率18.1%。

项目建成后，液化天然气供气规模可达150万吨/年，基本补足XX天然气缺口。同时，该项目对XX省乃至国家能源战略安全和XX省开发开放以及民生事业发展，特别是对新时代打造改革开放新高地、建设沿边开放型中等城市意义重大。

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