LNG工廠經濟分析

1、100 X 104Nm3/d 天然氣液化項目 經濟分析 二零一四年二月1. 投資估算 1.1 投資估算編制依據 (1) 中國石油化工集團公司、中國石油化工股份有限公司石油化工項目投 資估算辦法； (2) 中國石油化工集團公司、中國石油化工股份有限公司石油化工工程建 設費用定額 (石化股份建2008 建字 46 號)； (3) 國家計委、建設部發(fā)布工程勘察設計收費標準 (計價格 200210 號)； (4) 國家計委關于印發(fā) 建設項目前期工作咨詢收費暫行規(guī)定 的通知( 計價 格 19991283) ； (5) 國家發(fā)改委、建設部關于印發(fā) 建設工程監(jiān)理與相關服務收費管理規(guī)定 的通知(發(fā)改價格 20

2、07670 號)； (6) 國家計委、國家環(huán)?？偩?關于規(guī)范環(huán)境影響咨詢收費有關問題的通知 (計價格 2002125 號)。 1.2 相關費用計算依據 (1) 工程建設管理費按照石油化工工程建設費用定額 (2007 版) 的規(guī)定， 采用內插法計算工程建設管理費率為 2.78%。 (2) 工程監(jiān)理費按建設工程監(jiān)理與相關服務收費管理規(guī)定(發(fā)改價格 2007670 號)規(guī)定計取，采用內插法計算工程監(jiān)理費費率為 1.78%。 (3) 工程保險費按工程費用的 0.3%計算 (4) 工程設計費按國家計委、建設部發(fā)布關于工程勘察設計收費標準(計 價200210 號)計算。 (5) 臨時設施費按工程費用的 0

3、.5%計算。 (6) 工程質量監(jiān)督費按安裝費用的 0.25%計算。 (7) 生產人員準備費包括包含提前進廠費和培訓費，按照設計定員的 60% 21600 元/人計算。 1.3 投資估算 (1) 主要生產裝置：天然氣壓縮與凈化系統(tǒng)、制冷劑循環(huán)壓縮系統(tǒng)、 LNG 液 化系統(tǒng)、LNG 儲存裝卸系統(tǒng)。 (2) 公用工程：循環(huán)水系統(tǒng)、儀表風系統(tǒng)、制氮系統(tǒng)、外管、土建。 (3) 其他費用。 投資估算表 序號 指標名稱 單位 數量 備注 1 第一部分工程費用 萬元 28700.00 1.1 設備(含工程設計) 萬元 19000.00 1.2 安裝 萬元 3500.00 1.3 土建 萬元 5000.00 序

4、號 指標名稱 單位 數量 備注 1.4 35KV 變電站 萬元 1200.00 2 第二部分其他費用 萬元 2.1 建設用地費（210 畝） 萬元 840.00 2.2 工程建設管理費 萬元 797.86 2.3 工程建設監(jiān)理費 萬元 510.86 2.4 工程勘察費 萬元 229.60 2.5 施工圖預算編制費 萬元 60.00 2.6 環(huán)境影響咨詢服務費 萬元 30.03 2.7 勞動安全衛(wèi)生評審費 萬元 28.70 2.8 臨時設施費 萬元 143.50 2.9 工程保險費 萬元 86.10 2.10 生產人員準備費 萬元 129.60 2.11 辦公及生活家具購置費 萬元 25.60

5、2.12 聯(lián)合試運轉費 萬元 337.50 2.13 工程質量監(jiān)督費 萬元 8.75 序號 指標名稱 單位 數量 備注 3 （一）+（二） 萬元 31928.10 4 預備費用 萬元 1596.41 5 建設投資 萬元 33524.51 6 建設期利息 萬元 1903.26 7 流動資金 萬元 2672.44 8 總投資 萬元 38100.20 注：延安土地費增加 1700 萬元，因此總投資共 40000 萬元 1.4 資金籌措 本項目的建設資金擬通過以下途徑解決： 建設投資的 30%請銀行貸款（包括建設期貸款利息），建設期貸款利息按 7%計算，建設投資的 70%由企業(yè)自籌（包括流動資金）。2

6、 經濟分析 2.1 基礎數據 本項目從前期調研到建成投產所需時間約 3 年,投產當年達到 80%生產能力, 第二年達到 100%生產期按 18 年計算，經濟計算期為 21 年。經濟評價在計算 期內各年使用同一價格，即財務評價使用現行價格。 基礎數據一覽表 序號 名稱 單位 數量 1 正常年購氣量 萬 Nm3 年 34666.70 2 購氣單價 元 /Nm3 2.48 3 正常年設計供氣規(guī)模 萬 Nm3 年 33333.00 年平均日供氣量 萬 Nm3/d 100.00 4 年耗電量 萬度 11666.55 電費單價 元/度 0.50 5 年耗水量 萬噸 16.00 水費單價 元/噸 5.50

7、6 職工定員 人 100.00 職工薪酬 萬元/人？年 7.00 7 固定資產原值 萬元 31136.41 8 綜合折舊年限 年 10.00 殘值率 % 4% 9 大修費率 % 6.0% 10 無形資產 萬元 2388.10 無形資產攤銷年 年 10.00 2.2 成本估算 本項目固定資產原值為 31136.41 萬元，按平均年限法計算折舊，折舊年限 為 10 年，殘值率按 4%計，則折舊為 2989.1 萬元。無形資產按 10 年攤銷，其他 資產按8 年攤銷。修理費按固定資產原值的 6%計算值為 1868.2 萬元，其中修 理費含耗材及備品備件費用。 原料天然氣按 2.48 元/Nm3（含稅

8、價）計價時，參考川空杭錦旗 60 萬方液化天 然氣工廠的生產運行情況，得出本項目 LNG 單位生產成本估算見下表： LNG 平均單位生產成本 序 號 項目名稱 單位 消耗 定額 單價 （元） 成本 （元/Nm3） 成本 （元 /t） 1 原材料 1.1 原料天然氣 （含燃料氣） Nm3/Nm3 1.04 2.48 2.5800 3612.00 2 輔助材料 0.0078 10.92 3 公用工程 3.1 電 KW?h/Nm3 0.35 0.5 0.1750 245.00 3.2 水 t/Nm3 0.00048 5.5 0.0026 3.70 4 職工薪酬及福利 0.0312 43.66 5 修

9、理費 （含耗材及備品備件） 0.0560 78.46 6 折舊費 0.0897 125.54 7 攤銷費 0.0072 10.03 8 財務費 0.0251 35.16 10 單位生產成本 2.9746 4164.48 2.3 年銷售收入和年銷售稅金 本項目按投產年達到設計生產能力的 80%第二年達到設計生產能力的 100% 計算。按國家新稅制的有關規(guī)定， 生產出來的產品應繳納增值稅、 城市建設維護 稅以及教育附加費。在本報告中產品 LNG 的出廠價格按 3.4 元/Nm3（含稅價）計 算 ，增值稅稅率按 17%計取，城市建設維護稅稅率按增值稅的 7%計取，育附加 費按增值稅的 3%計教取。

10、當 LNG 的出廠價格按 3.4 元/Nm3（含稅價）計算時，年均含稅營業(yè)收入為 113332.2 萬元，年均營業(yè)稅金及附加為 246.6 萬元，增值稅為 2466.3 萬元。 2.4 利潤總額及分配 所得稅按利潤總額 25%+取，當 LNG 的出廠價格按 3.4 元/Nm3 （含稅價）計 算時，各年利潤總額、年平均稅后利潤詳見附表。 2.5 財務盈利能力分析 本項目投資財務內部收益率所得稅前為 23.26%，項目投資財務凈現值 （i=8%） 為 70130.18 萬元，項目投資財務內部收益率所得稅后為 19.09% ，財務凈現值 （i=8% ）為 46379.58 萬元。所得稅前的靜態(tài)投資回

11、收期為 6.32 年（含建設期 3 年），所得稅后的靜態(tài)投資回收期為 7.09 年（含建設期 3 年） ，均小于行業(yè)基準投 資回收期 10 年，表明項目投資能按時收回。項目資本金財務內部收益率為 21.17%。 3 市場分析 3.1 LNG 主要市場應用領域 在環(huán)境污染日益嚴重的形式下，為了優(yōu)化能源結構 , 改善大氣環(huán)境，實現可 持續(xù)的經濟發(fā)展戰(zhàn)略， 天然氣這種清潔、 高效的優(yōu)質能源得到了廣泛的應用。 無 論是在民用還是工業(yè)領域， 天然氣的用量都在逐年遞增。 液化天然氣 (LNG) 是天 然氣的液態(tài)形式， 液化天然氣的應用實際上就是天然氣的應用， 但液化天然氣又 比天然氣的用途更為廣泛。 3.

12、1.1 液化天然氣作為調峰及備用氣源 對實現了天然氣管道供應的城市， 要保證每天正常使用量的供應必然需要進 行調峰。天然氣的使用一旦形成供需關系， 對需方來講不可一日無氣， 否則就會 造成企業(yè)停產、 居民停炊。北方城市冬季則有可能造成供熱無法保障、 設備損壞、 人員傷亡等嚴重后果， 損失將不可估量。 加之無法預測的自然災害和人為意外事 故的影響造成城市氣源斷氣， 將產生無法挽回的巨大損失。 因此液化天然氣作為 調峰及備用氣源對于滿足城市的用氣需求具有重要意義。 首先，使用管道天然氣的城市必然存在日調峰的需要， 特別是城市居民用氣 高峰時如何使管道用氣達到平衡，通常情況下，日調峰量約占日用氣量的

13、 20 30%以上。一般情況下，中型城市日調峰量在 510 萬立方米，大型城市的日調 峰量都在 50 萬立方米以上，有些特大型城市可達 1 00 萬立方米以上。 其次，大型城市出于環(huán)保方面的考慮， 現冬季采暖大量使用天然氣鍋爐， 從 而導致冬、 夏兩季用氣量產生較大的反差， 天然氣采暖用戶多一點的城市， 其冬 夏氣量差可達 2 倍至 3 倍。解決城市季節(jié)性調峰靠自建 LNG 生產裝置或建設 CNG 儲罐都是不經濟的， 因此需要為沿線城市開辟較經濟的第二氣源用于調峰。 目前 絕大多數的城市調峰采用 CNG 地下井群方式，其主要缺點是投資大，儲存量有限， 且在 20MPa 狀態(tài)下儲存危險性大。隨著

14、 LNG 技術的完善，國際上已大量米用儲存 液化天然氣作為管網調峰使用。用 CNG 和 LNG 作為城市調峰使用，達到儲存相同 氣量時，CNG 匕 LNG 的投資增加 2-3 倍，同時由于 CNG 是以高壓壓縮天然氣為 手段達到提高儲存一定數量天然氣的目地， 設備的耐壓性能要求較高，也帶來了 潛在的不安全性，進入管網前需要做減壓處理。而 LNG 勺儲存是在常壓低溫條件 下進行，對相關設備要求相對較低，當需要時再氣化送入管網即可。無論從安全、 儲存量還是從減少投資角度考慮，LNG 乍為調峰使用更為經濟實用。 另外，為了避免由于長輸管線故障、檢修時的停氣影響，許多城市特別是大 型城市在天然氣管網建

15、設的同時必須考慮引入備用氣源， 目前普遍采用的方法為 建設調峰氣源廠（以 LPG 為原料），而調峰氣源廠建設投資大且設備利用率很低。 如果采用 LNG 乍為備用氣源，可以綜合發(fā)揮其日調峰、季節(jié)調峰、事故備用等多 種功能，且投資小、設備利用率高，有較好的應用前景。 鑒于我國目前的能源和環(huán)境形勢對發(fā)展清潔能源汽車的迫切需求， 采用液化 天然氣做為汽車動力能源，其工藝、技術、設備成熟，運輸、裝卸方便，尤其在 環(huán)境保護方面與傳統(tǒng)燃油汽車相比具有明顯的優(yōu)勢， 是當前最適宜的汽車替代燃 料。LNG 替代價格昂貴的燃油，具有最強的價格承受能力，因此液化天然氣作為 車用燃料其經濟效益較好。 3.1.3 液化天

16、然氣作為中小城鎮(zhèn)氣源 近年來，隨著居民生活水平的提高，在天然氣管網暫時不能達到的區(qū)域， 采 取 LNG衛(wèi)星站或 LNG瓶組氣化站供氣是中小城鎮(zhèn)解決供氣問題的有效手段。 LNG 衛(wèi)星站適用于管道暫時不能覆蓋的中小城鎮(zhèn)居民及商業(yè)用戶， LNG瓶組 氣化站同樣具有靈活機動、占地面積小、配套設施簡單、投資節(jié)省等特點，同時 它拆裝方便、安裝建設迅速，特別適合于小型供氣的需求。 小型 LNG 氣化站可以提前進入中小城鎮(zhèn)，為天然氣培育市場創(chuàng)造管網條件， 待天然氣管網條件成熟，大、中、小城市都實現了天然氣供氣一體化時，小型 LNG 氣化站又可作為天然氣管網供氣高峰負荷和事故調峰的備用氣源站。 3.1.4 液化天然氣作為工業(yè)用戶氣源 在發(fā)電中，天然氣的熱能利用率遠高于燃油和煤，尤其是對調峰電廠而言， 天然氣取代燃油的優(yōu)勢非常明顯？ 對于一些能源消耗很大的企業(yè)往往距城市較遠，或者根本得不到管道輸送的 天然氣,而天然氣的高熱值、低污染又是滿足工業(yè)用戶產品生產需求的必須因素， 這種情況下液化天然氣的優(yōu)勢則更加明顯 ？ 為工業(yè)用戶配套建設小型 LNG 氣化裝置，對工業(yè)用戶而言具有顯著的經濟效 益和社會效益。 3.2 市場定價 液化天然氣的市場可承受價格主要取決于用戶的購買能力和天然氣的替代 能力兩個因素。用戶的購買能力與用戶