CNG供气站增加LNG供气项目可行性测算

1、 CNG供气站增加LNG供气方式 可行性测算北京荣升达源设备安装工程有限公司2016年5月一、总论1.项目概况在目前LNG价格相对较低的背景下，我公司试图将LNG板块快速打开，以应对激烈的市场竞争形势。公司先后将下属供气点进行调研，拟将市场前景较好的供气场站作为试点和突破口，气源用LNG替代CNG，以降低燃气原料成本和运行费用，并借此项目建立起一套完整的LNG运输、分装、工程建设、供应、运行体系，提高公司在燃气终端供应市场的竞争力和灵活性。我公司在通州区域内现有17座CNG供气站，其中格拉斯站-土博士站中压管道正在施工，竣工后计划由格拉斯站向土博士站供气，还有两个站夏季不用气，因此共有14座C

2、NG供气站计划升级增加LNG供气模块。附图1：荣升达源部分气站位置（图中五角星）二、项目分析1.项目背景去年以来LNG价格不断下跌，很多供气商改用LNG作为气源，利用LNG供气方式的灵活性和经济性迅速占领市场，对我公司造成了巨大的冲击。目前我公司购买的高压压缩天然气母站价格为2.4元/立方米，运输费、车辆费用、司机工资、气损等另需我公司承担，最终到站价格约为2.962元每立方米；LNG母站冲装价格约2600元/吨，每吨气化后按照1400Nm计算，折合1.857元/立方米（运输费,分装费用由我公司另外承担）。考虑下述因素冬季供暖时（一般为11月15-次年3月15）仍然使用CNG做为气源。1. 冬

3、季LNG价格和气源保障性存在不稳定因素。2. 大部分场站冬季用气量大，夏季用气量小，夏季可采用小型LNG低温储罐（杜瓦瓶）供气，LNG杜瓦瓶储气量小，冬季如果用LNG槽车分装供气一部分站还需建LNG低温储罐，增大气化器和设备，工程投资较大。3. 冬季CNG进气量越大则综合成本越低。4. 用气量较大且不受季节影响的工业用户，可以用槽车直接供气,例如创导气站进气量基本可以保障50立方米的槽车约2天更换一次。冬季需要综合考虑LNG和CNG进气价格和稳定性等影响。本次测算暂定冬季为CNG供气。2.用气量分析（1）估算全年不供暖日的燃气进用量先计算平均每日用气量，由于部分气站不供暖后瓶组几天才充装一次气

4、，所以要准确反映平均每日的用气量需要较长时间的供气情况作为数据基础，并且尽量排除月的不均匀性，此次测算了2016年3月16日停止到5月10日共56天的用气数据。附图2：3月16日-3月31日共16天用气数据表表1：平均日用气量测算结果时间段每日平均进气量 三月（3.16-3.31） 16天20,353.37 四月（4.1-4.30） 30天19,392.74 五月（5.1-5.10） 10天19,746.92 全部测算日（3.16-5.10）56天 19,730.43根据图表数据可以看出，3月15日后的三个月的用气量平均值的差距非常小，排除了不采暖时间段的月份用气量差距较大的猜测，故可以用统计

5、的56天平均用气量代替全年不取暖时间段的日用气量进行计算。全年不采暖时间段用气量=全年不采暖时间段平均日用气量天数按照国家一般规定，取暖日取120天，全年供气时间取365天，则式中天数为245天。代入式中得全年不采暖时间段用气量为4，833，955.35立方米。三、项目建设方案1.方案说明计划将一座CNG减压场站增加LNG分装站功能，购置两辆LNG牵引车头，两辆几何容积52.6立方米低温液化天然气运输半挂车，从LNG母站冲装后运输到LNG分装站，购置20个几何容积210L的杜瓦瓶，用LNG槽车对杜瓦瓶进行冲装，冲装好的LNG气瓶用运输车运至各供气站，各气瓶内的LNG靠自身压力通过专用的低温连接

6、软管导入站内的LNG汇流总管，再进入气化器进行气化，之后通过调压过程（采用两路调压器一用一备），将天然气减压至所需压力后进入场站原有工艺流程流量计前的直管段供应用户。 四、投资估算1.工程投资估算:表2：工程投资总概算序号设备名称单位数量单价（元）价格参考厂家、备注合计（元）1空温式气化器项168050江苏新锐；详细见表3680502卸车增压器m3009000江苏新锐90003水浴复热器（电加热）台110000天津益斯达100004低温长杆截止阀 DN40 PN4.0个4115046005低温长杆截止阀 DN32 PN4.0个 2105021006低温长杆截止阀 DN25 PN4.0个4900

7、36007低温长杆截止阀 DN15 PN4.0个40650260009低温安全阀（调压前）DN15 PN4.0个1411501610010常温安全阀（调压后）DN25 PN2.5个1418502590011低温压力表 0-1.6Mpa 个28200天津仪表厂560012常温压力表 0-1.6Mpa 个14150天津仪表厂210013法兰球阀DN80 PN2.5个8850上海双高680014法兰球阀DN50 PN2.5个30420上海双高1260015法兰球阀DN25 PN2.5个12260上海双高312016法兰球阀DN15 PN2.5个26120上海双高312017 调压设备项130000河

8、北永良3000018不锈钢软管DN40m205001000019不锈钢软管DN32m10 360360020不锈钢软管DN15m40 220880021杜瓦瓶210L个209000天津益斯达18000022双金属温度计-40-100个15210天津仪表厂315023槽钢底撬、角铁管材项1150001500025管件、法兰工费项150000自主施工5000027LNG槽车牵引车解放J6P重卡420马力 6X4辆2440000张家港中集圣因达88000028槽车、半挂车（几何容积51.06m，有效容积46.4m）辆2450000新兴际华重工（邯郸

9、）/张家港中集圣因达90000029轻卡（江淮康玲X3 配液压小叉车）辆2 350007000030流量计项1 89800浙江苍南/详细见表38980031过滤设备项1 15000上海双高1500032分装站建设项1250000低温泵分装250000合计 2716040本工程项目投资总额 2716040 元，大写（贰佰柒拾壹万陆仟零肆拾元整）- 4 -表3：各站气化器和流量计规格、价格序号 站名气化器（m）是否需要安装流量计流量计量程气化器价格流量计价格1格拉斯130是1.4-160 罗茨5850 120002新华联150是1.4-160 罗茨6750 120003泰 禾100否45004里二

10、泗30否15005月亮湾70是1.1-100 罗茨3150 105006牛堡屯50否22507太玉园150是10-160 罗茨6750 120008田 府40否20009伯爵园40否200010创 导700否 2100011人 和200是3.0-250 罗茨8000 1450012新 潮90是1.1-100 罗茨4050 1050013小 堡20是1.0-25 罗茨1000 830014永乐店30是1.0-40 罗茨1500 10000总 计1800 68050 89800五、成本比较和财务评价1.目前CNG气价成本组成表4：CNG供气成本价格详细表 燃气价格构成 单位（元） 序号费用名称50

11、00Nm/d8000Nm/d备注1进气价2.42.4加气母站价，2运输费0.0760.047高压撬车3车辆折旧0.080.084司机人工0.060.06每班组2人5利润及税金0.340.3417%增值税6气损0.020.027小计2.9762.947不含站区设备投资折旧8投资折旧0.110.07站区设备投资估算20万元2.LNG气价成本组成表5：LNG供气成本价格详细表 燃气价格构成 单位（元） 序号费用名称备注1进气价1.857LNG母站价冲装系数90%2运输费0.072每吨每公里约0.5元，190公里3车辆折旧0.084司机人工0.011每班组2人5利润及税金0.3417%增值税6气损0.

12、027分装费0.167 运输费+人工费 8小计2.547不含站区设备投资折旧全年不采暖时间段节约成本=4833955（2.962-2.547）=2006091.32元3.财务评价及结论根据以上财务分析，投资回收期为1.354年，投资回报率为73.86%，该项目在财务上可行。六、投资风险及对策分析影响投资的风险因素包括：资源风险、市场风险、资金风险、财务风险、法律风险、政策风险、质量安全环保风险和社会风险等因素。具体情况及防范措施的建议如下：1）天然气的资源、质量及保证程度，天然气来自LNG母站，气源和质量均有保证，风险很小。2）还应关注用气量发生改变带来的风险，可能影响到本项目的线路走向，影响投资，通过事先做好投资规划、与用气方协调沟通等措施