LNG工厂经济分析

100×104Nm3/d天然气液化项目

经济分析

二零一四年二月

1.投资估算

1.1投资估算编制依据

(1)中国石油化工集团公司、中国石油化工股份有限公司《石油化工项目投资估算办法》；

(2)中国石油化工集团公司、中国石油化工股份有限公司《石油化工工程建设费用定额》(石化股份建[2008]建字46号)；

(3)国家计委、建设部发布《工程勘察设计收费标准》（计价格[2002]10号）；

(4)国家计委关于印发《建设项目前期工作咨询收费暂行规定》的通知(计价格[1999]1283)；

(5)国家发改委、建设部关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知（发改价格[2007]670号）；

(6)国家计委、国家环保总局《关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知》（计价格[2002]125号）。

1.2相关费用计算依据

(1)工程建设管理费按照《石油化工工程建设费用定额》(2007版)的规定，采用内插法计算工程建设管理费率为2.78%。

(2)工程监理费按《建设工程监理与相关服务收费管理规定》（发改价格[2007]670号）规定计取，采用内插法计算工程监理费费率为1.78%。

(3)工程保险费按工程费用的0.3%计算。

(4)工程设计费按国家计委、建设部发布关于《工程勘察设计收费标准》(计价[2002]10号)计算。

(5)临时设施费按工程费用的0.5%计算。

(6)工程质量监督费按安装费用的0.25%计算。

(7)生产人员准备费包括包含提前进厂费和培训费，按照设计定员的60%、21600元/人计算。

1.3投资估算

(1)主要生产装置：天然气压缩与净化系统、制冷剂循环压缩系统、LNG液化系统、LNG储存装卸系统。

(2)公用工程：循环水系统、仪表风系统、制氮系统、外管、土建。

(3)其他费用。

投资估算表

注：延安土地费增加1700万元，因此总投资共40000万元。

1.4资金筹措

本项目的建设资金拟通过以下途径解决：

建设投资的30%申请银行贷款（包括建设期贷款利息），建设期贷款利息按7%计算，建设投资的70%由企业自筹（包括流动资金）。

2经济分析

2.1基础数据

本项目从前期调研到建成投产所需时间约3年，投产当年达到80%生产能力，第二年达到100%，生产期按18年计算，经济计算期为21年。经济评价在计算期内各年使用同一价格，即财务评价使用现行价格。

基础数据一览表

2.2成本估算

本项目固定资产原值为31136.41万元，按平均年限法计算折旧，折旧年限为10年，残值率按4%计，则折旧为2989.1万元。无形资

产按10年摊销，其他资产按8年摊销。修理费按固定资产原值的6%，计算值为1868.2万元，其中修理费含耗材及备品备件费用。

原料天然气按2.48元/Nm3(含税价)计价时，参考川空杭锦旗60万方液化天然气工厂的生产运行情况，得出本项目LNG单位生产成本估算见下表：

LNG平均单位生产成本

2.3年销售收入和年销售税金

本项目按投产年达到设计生产能力的80%，第二年达到设计生产能力的100%计算。按国家新税制的有关规定，生产出来的产品应缴纳增值税、城市建设维护税以及教育附加费。在本报告中产品LNG的

出厂价格按3.4元/Nm3(含税价)计算，增值税税率按17%计取，城市建设维护税税率按增值税的7%计取，育附加费按增值税的3%计教取。

当LNG的出厂价格按3.4元/Nm3(含税价)计算时，年均含税营业收入为113332.2 万元，年均营业税金及附加为246.6万元，增值税为2466.3万元。

2.4利润总额及分配

所得税按利润总额25%计取，当LNG的出厂价格按3.4元/Nm3 (含税价)计算时，各年利润总额、年平均税后利润详见附表。

2.5财务盈利能力分析

本项目投资财务内部收益率所得税前为23.26%，项目投资财务净现值(i=8%)为70130.18万元，项目投资财务内部收益率所得税后为19.09% ，财务净现值(i=8%）为46379.58万元。所得税前的静态投资回收期为6.32年(含建设期3年)，所得税后的静态投资回收期为7.09年(含建设期3年)，均小于行业基准投资回收期10年，表明项目投资能按时收回。项目资本金财务内部收益率为21.17%。

3市场分析

3.1 LNG主要市场应用领域

在环境污染日益严重的形式下，为了优化能源结构,改善大气环境，实现可持续的经济发展战略，天然气这种清洁、高效的优质能源得到了广泛的应用。无论是在民用还是工业领域，天然气的用量都在逐年递增。液化天然气(LNG) 是天然气的液态形式，液化天然气的应用实际上就是天然气的应用，但液化天然气又比天然气的用途更为广泛。

3.1.1 液化天然气作为调峰及备用气源

对实现了天然气管道供应的城市，要保证每天正常使用量的供应必然需要进行调峰。天然气的使用一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊。北方城市冬季则有可能造成供热无法保障、设备损坏、人员伤亡等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害和人为意外事故的影响造成城市气源断气，将产生无法挽回的巨大损失。因此液化天然气作为调峰及备用气源对于满足城市的用气需求具有重要意义。

首先，使用管道天然气的城市必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用气高峰时如何使管道用气达到平衡，通常情况下，日调峰量约占日用气量的20～30％以上。一般情况下，中型城市日调峰量在5～10万立方米，大型城市的日调峰量都在50万立方米以上，有些特大型城市可达100万立方米以上。

其次，大型城市出于环保方面的考虑，现冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差，天然气采暖用户多一点的城市，其冬夏气量差可达2倍至3倍。解决城市季节性调峰靠自建LNG生产装置或建设CNG储罐都是不经济的，因此需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用于调峰。目前绝大多数的城市调峰采用CNG地下井群方式，其主要缺点是投资大，储存量有限，且在20MPa状态下储存危险性大。随着LNG技术的完善，国际上已大量采用储存液化天然气作为管网调峰使用。用CNG和LNG作为城市调峰使用，达到储存相同气量时，CNG比LNG 的投资增加2－3倍，同时由于CNG是以高压压缩天然气为手段达到提高储存一定数量天然气的目地，设备的耐压性能要求较高，也带来了潜在的不安全性，进入管网前需要做减压处理。而LNG的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全、储存量还是从减少投资角度考虑，LNG作为调峰使用更为经济实用。

另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响，许多城市特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源，目前普遍采用的方法为建设调峰气源厂（以LPG为原料），而调峰气源厂建设投资大且设备利用率很低。如果采用LNG作为备用气源，可以综合发挥其日调峰、季节调峰、事故备用等多种功能，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。

鉴于我国目前的能源和环境形势对发展清洁能源汽车的迫切需求，采用液化天然气做为汽车动力能源，其工艺、技术、设备成熟，运输、装卸方便，尤其在环境保护方面与传统燃油汽车相比具有明显的优势，是当前最适宜的汽车替代燃料。LNG替代价格昂贵的燃油，具有最强的价格承受能力，因此液化天然气作为车用燃料其经济效益较好。