【《广东大鹏液化天然气有限公司发展历程及战略发展案例分析》9400字（论文）】

广东大鹏液化天然气有限公司发展历程及战略发展案例分析目录TOC\o"1-3"\h\u31843广东大鹏液化天然气有限公司发展历程及战略发展案例分析 134601.1GDLNG公司概况 177311.2天然气及其开发利用 3192361.2.1天然气及液化天然气 3260571.2.2国际天然气资源的开发和利用 4138531.2.3国内天然气资源的开发及利用 457031.3GDLNG公司战略演进情况介绍 5114021.3.1国内LNG产业的诞生 517721.3.2第一阶段商务合同-一期长期协议SPA 771571.3.3第二阶段商务合同-接收站代加工服务TUA 8156791.3.4第三阶段商务合同-管道代输服务GTA 101.1GDLNG公司概况广东大鹏液化天然气有限公司成立于2004年2月，是国内首个进口液化天然气试点项目（广东LNG项目一期工程）的核心工程。这是一家由世界500强和粤港多家知名能源公司共同组建的中外合资企业。中海油气电集团是公司最大股东（股比33%），英国石油（简称“BP”股比30%），其他股东方分别为：广东省能源集团（股比6%）、深圳燃气集团（股比10%）、深圳能源集团（股比4%）、广州燃气集团（股比6%）、佛山燃气集团（股比2.5%）、东莞新奥（股比2.5%）、香港中华煤气（股比3%）、香港电灯（股比3%）。公司的主要业务包括购买（进口）天然气、运输、储存及再气化后通过公司管网销售；建设液化天然气接收站和长输干线和其它扩建设施并经营；租赁和运营LNG运输船；还有境内外的液化天然气购售及相关业务。整个LNG试点项目是由14个独立的项目组成，包括：LNG站线项目-GDLNG接收站，新建燃气电厂四家，广东省四大城市（佛山、广州、东莞、深圳）以及香港特别行政区城燃管网，油改气电厂一家，以及建造液化天然气专用运输船，投资总额超三十六亿美元。第一期建设的主体有：接收与再气化LNG的终端（接收站），输气管道及其沿管线的十一个分输站和二十七个阀室，总投资超78亿人民币，设计规模为年周转370万吨LNG。站线项目2003年底开工建设，工程施工周期两年半，比原计划提前一个月竣工。2006年5月26日接收了国内首船进口的LNG，2006年6月28日，中国国家总理温家宝和澳大利亚总理霍华德共同出席了项目投产的剪彩仪式。自2006年9月28日正式投产，广东大鹏液化天然气有限公司至今已安全运营超十四年，供气范围覆盖广州、深圳、东莞、佛山及香港。截至2021年4月底，安全接卸1200船LNG，共计8080万吨，外输8020万吨液化天然气。LNG接收站位于深圳大鹏湾半岛，占地40公顷，现有设施4个16万方的液化天然气储罐，1座8-21.7万方液化天然气船靠泊及卸载专用码头、20个槽车装车台、9组液化天然气的气化装置（7套ORV，2套SCV）及其他配套装置，以及375公里输气管线。经国家能源局复核批准，站线设施处理能力由原来一期370万吨/年提升至680万吨/年(吴培葵，2019)。作为我国首个进口LNG试点工程，自2006年6月28日投入运营以来，广东GDLNG已累计进口天然气超过8000万吨（约1120亿方），进口量约占同期全国进口LNG总量的27%。据计算，GDLNG至今的供气量与煤比较，可减排一氧化碳25.65亿吨以上，降低硫化物排放量约249万吨,减排烟尘129万吨。相当于种植了5.89亿棵大树带来的环境效益（杨海川，2020）。为不断满足粤港澳大湾区持续增长的清洁能源需求，同时积极落实国家政策，寻求市场发展，广东大鹏液化天然气有限公司不断调整企业战略，创新开展新的商务合同。第一阶段商务合同是国际上大量存在的传统的长期协议合作模式，在项目开工前已确定绝大部分相关合作内容。GDLNG与澳大利亚西北大陆架天然气合营项目签署了长期25年的资源采购合同，在该合同项下，自2006年至2031年，澳方西北大陆架将年均向GDLNG供应液化天然气约370万吨,该商务合同，我们简称为“一期长协”或“SPA（saleandpurchaseagreement）”。同时GDLNG与下游电厂、城市燃气签订了供气合同，与船舶管理公司签订了运输合同。三大主合同均为照付不议的性质，时间期限为25年。第二阶段商务合同，由于GDLNG商务上和生产上的成功运营，拉动了国内LNG接收站的项目建设和天然气消费的快速增长，市场对天然气消费量迅速增长，供应缺口持续拉大。经过多方的沟通、研究和探索，公司于2009年签署了与所有股东方新型合作协议“接收站代加工协议”（简称“TUA”），通过该商务合同，广东大鹏液化天然气有限公司将为公司的外方、中方股东每年供应约400万吨的天然气。第三种商务合同则是由于外部环境的大变化而进行的战略调整。最主要的变化是国家对行业政策的调整。由于行业发展初期，天然气管道等基础设施都由三大油气公司建设，管道带来的垄断问题比较突出。为了实现市场公平开放，国家明确了建设统一管网的政策，管住中间、放开两端，实现销售和管输分开，并于2019年年底组建了国家管网。为了积极应对这一行业重大调整，GDLNG提前布局，启动了三处互联互通工程，于2019年完成了与国家管网和省管网的连接，并开发与签署了第三阶段商务合同管道代输协议，简称GTA（gastransportationagreement），目前该协议项下年供应量约为125万吨。作为试点项目，广东大鹏液化天然气有限公司的成功运营，优化了粤港澳大湾区的能源结构，满足了区域经济发展对清洁能源的需求，为区域低碳绿色发展提供了助力；同时，项目的成功运营，开创了中国特色的LNG产业发展模式和管理模式，探索并发展了国内LNG行业的商务合同，带动了我国相关产业的蓬勃发展，包括成功实现了LNG运输船舶“国船国造，国货国运”等国家战略（于毅，2008）。1.2天然气及其开发利用1.2.1天然气及液化天然气天然气是一种无毒、无色、无味且无腐蚀性的优质、清洁、高效、安全的“绿色燃料”，被誉为地球上最干净的化石能源。科学家在研究出101.325的大气压下，温度将至-162℃时，天然气则转化为液态，主要成分是甲烷，一个体积的液化天然气经过气化可以转变为600个体积的气体。天然气作为当下广受欢迎的绿色能源，如下是在符合国家标准时，燃气机组与标准燃煤机组污染物和二氧化碳排放对比情况，如下表（郑廷秀，2018）：表1.1燃气机组与标准燃煤机组污染物和二氧化碳排放对比图9HA.01燃机660MW煤电NOx排放（g/kwh）0.240.35CO2排放（g/kwh）313746SOx排放（g/kwh）0.02（实际近于0）0.71烟尘排放（g/kwh）0.02（实际近于0）0.11天然气是一种气体，其体积大，储存比较困难。运输也是一大难题。主要的天然气运输方式有两种：一种方法是通过输气管道将天然气送往用户，但长距离输送还仅限于陆地或近海，运输距离通常是几百到几千公里范围之内；另一种方法是用专用的LNG运输船。路上短距离运输液化天然气也可使用液化天然气槽车，但是相对量较小，而且LNG属于易燃易爆危化品，槽车运输安全性需要严格管理（张阳阳，2021）。管道输送相对比较普遍，但是远距离的越洋输送，目前通过管道还无法实现。如上所属在101.325Kpa的大气压下，冷却至-162℃时，天然气会由气态转化为液态，成为液化天然气LNG（LiquefiedNaturalGas），体积浓缩为六百分之一后，通过专用的液化天然气船舶来运输，这样以来LNG就成为一种可以大量储存而且远洋大量输送的商业化技术之一。1.2.2国际天然气资源的开发和利用天然气的液化技术从二十世纪六十年代开始进入商业领域，并已发展成当今世界能源供应中增长速度最快的产品之一。1964年9月，世界上第一座LNG加工厂诞生在阿尔及利亚。随后在全球各国相继得以发展。1964年，首船载有12000吨液化天然气的船舶启航驶往英国，世界LNG贸易从此开始。五年后，美国阿拉斯加的LNG装置投产，目标市场是日本。再一年后，非洲诞生了第一个LNG生产和出口国，其目标市场是西班牙。亚洲第一个LNG生产国是文莱。国际LNG贸易已经有六十多年的历史，LNG出口国和LNG进口国或地区遍布全球。日本与韩国则成为了LNG主要进口国，1997年，两国的LNG进口量约占全球的70%以上。在日本，LNG占天然气消费量的92%，而当时的韩国天然气消费100%是LNG，LNG的发电量占了整个发电量的10%。全球一次能源的三大支柱为天然气、煤炭与石油。二十一世纪初天然气消费量已高达每年2.32万亿方，为全球一次能源总消耗的24.3%。而世界天然气的储采比很高，一般为70：1，世界已探明的天然气储量正在快速增长。上个世纪初，发达国家就开始研究天然气的利用，到三、四十年代，天然气工业利用已达相当水平（薛波，2018）。早在上个世纪末，北美、欧洲、独联体等地区跨国家、跨城市主要管网建设已相当完善，天然气资源池、管线、市场消费联为一体，成为天然气消费的主要地区，在其居民日常生活用的燃料中，天然气所占的比重当时已高达30%，甚至50%。1.2.3国内天然气资源的开发及利用中国天然气资源的开发和利用起步比较晚，上个世纪末我国的天然气产量才有较大的增长。1990年我国天然气产量只有140亿立方米，至2003年达到350亿立方米，但仍是以消费为主的能源消费国家。在当时的一次能源消费总量中，煤的占比约为66.5%，天然气的占比仅为3%，大大落后全球平均水平。在天然气的利用上，目前用天然气发电的比重只占14%左右。随着国内经济快速发展和民众环保意识增强，天然气的需求呈强劲的增长。我国一次能源生产结构以煤为主、缺油少气。煤炭储量丰富、成本低廉、用于国内工艺落后、污染严重的火力发电等需求，还有少量出口。石油供给严重不足，当前我国石油进口依存度高达到47%，国家石油安全问题日益突出。加快中国天然气工业的发展将对煤炭、核和石油有重要的替代和补充作用（朱兴珊，2021）。中国一次能源生产能力现仅次于美国，居世界第二，一次能源消费总量亦仅次于美国。但是目前天然气在我国能源结构中的比例相对于全球平均水平仍然较低。迫切需要建立一个较大规模的天然气市场，这一需求在始终受能源问题困扰并制约经济持续健康发展的东南沿海经济发达地区则更突出。沿海省市能源的相对短缺，沿海省市一次能源资源匮乏，能源资源占全国比例不足20%。沿海地区能源缺口大，能源结构不合理，造成了环境污染并影响国民经济和社会可持续发展。因此，推广使用天然气将成为我国沿海地区建设和谐社会、促进可持续发展的重要保证（白羽和李富兵，2021）。国内天然气市场，根据气源可以分为三大类，它们分别是国产天然气、进口管道天然气和进口液化天然气。近年来由于国产气已探明储量和可开采量限制，路上天然气管道进口也收到管输的限制，进口液化天然气总量也持续攀升，成为天然气消费增量的主要来源，占消费增量的近半壁江山。下图是进口液化天然气增长情况：图1.12016-2018年增量占比1.3GDLNG公司战略演进情况介绍1.3.1国内LNG产业的诞生中国海洋石油集团公司（CNOOC，简称中海油）负责在中国海域对外合作开采海洋石油、天然气资源的三大石油公司之一。渤海的渤中28-1油田是1985年中日合作开发的年产40万吨的大油田，油田工艺设备按照采油设施设计，但生产不到5年，生产的原油产量骤降，转而大量产出天然气，而油田生产设施无法满足天然气生产工艺要求，只要点天灯让其自然燃烧，设计20年的油田生产设施被迫停产，2.8亿美元的油田开发工程投资无法回收，油田开发设施变成了一堆废铁。尽管在渤海、南海及东海，相机发现了一批储量较为丰厚的天然气资源，但当时国内天然气资源消费仅限于化工和居民生活用气，占一次能源总消费量的比重相对很低，仅占1.9%，落后于彼时的全球平均水平（25.4%）和亚洲平均水平（10.8%）的平均水平，所以中海油当时为寻找天然气买方市场大伤脑筋。通过对东南沿海主要大城市能源情况的深入了解与分析，中国海油发现天然气的利用领域非常广泛，而且作为清洁能源用天然气发电具有非常良好的发展空间。1992年经过地质勘探，中海油在渤海、南海相继发现了一大批油气田，特别是在南部莺歌海、琼东南盆地，经地球物理勘探和钻井作业，进一步证实该地区是一个天然气富集区，充分展示了这个大气区的良好前景，所以中海油在当时国内天然气市场不怎么看好的情况下，仍然果断作出“油气并举、向气倾斜”的发展战略。1993年发现的崖13-1大气田，经可行性研究和经济评价后可将天然气直输香港，这对加快即将百年回归祖国的香港的经济建设和稳定香港社会起到了非常重要的作用，得到了党和国家领导人的首肯，更加坚定了中还有在开发天然气领域的决心。经过广泛调研后认为，尽管当时国内西部四川等地和近海相继发现和开发了几个较大气田，但在时间和数量上还难以满足东南沿海经济和社会发展对天然气需求。而当时世界探明的天然气资源十分丰富，基本处于买方市场，拥有大量的天然气的资源地急于寻求天然气消费市场，这就为我们从国际能源市场进口天然气提供了可能。因此，除了加强国内天然气资源的勘探开发外，充分考虑国际及国内两个市场的两类资源，主动谨慎地利用国外管道天然气和液化天然气资源。1995年，世界LNG贸易总量约6877万吨，日本、韩国和中国地台湾进口LNG就占了四分之三。泰国、印度和菲律宾以及欧洲一些国家正在积极研究进口LNG。LNG广泛应用于电力供应、城市居民用气和工业用气。日本进口LNG（占一次能源的11.2%）中的70%用于发电，占发电燃料总量地22%；韩国进口LNG（占一次能源的6.2%），发电和城市燃气各占一半（叶张煌和王安建，2017）。国家将进口LNG提到研究日程上来，是有远见的战略决策。受原国家主管部门的委托，1995年中国海洋石油集团有限公司（简称“中海油”）领衔东南沿海进口液化天然气的规划研究。中海油在20世纪80年代末根据国务院领导的指示，曾经向日本推销崖13-1气田LNG项目，在这个经验的基础上，结合近海天然气的潜在供应，与电力部合作，重点研究上网电价经济比较和气电厂部署；在国家建设部、交通部和中国石油天然气总公司等有关单位的协助下，组织东南沿海五省市进行天然气市场和接收站、输气干线规划布局研究；与八家具有LNG项目经验的跨国石油公司进行技术交流和深入讨论；同外国有能力的工程公司进行接收站慨念设计；访问了7个潜在LNG出口国政府部门和国家石油公司，并且同有合作意向的跨国石油公司进行了广泛接触。广东省是国内率先开始改革开放的地区之一。经过20多年的经济持续快速发展，已具备一定的经济实力。随着经济的快速发展，能源油气、电力等优质能源的消费量也随之迅速增长，广东地区能源资源贫乏，能源自给率仅为10%，并且远离国家能源基地，处在能源供应链末端，能源紧缺已成为制约广东地区社会和经济进一步健康发展的瓶颈。广东省经济实力相对雄厚，对优化能源结构、改善环境质量、保障能源安全有着更强的紧迫性。为有效缓解能源供应短且、优化能源结构和保护环境，实现经济、能源、环境在规模、时序、布局上相互协调、持续发展，广东省决定将加快引进天然气并将其作为广东能源发展战略的重点之一，通过培育、发展天然气产业，促进天然气产业链的形成，寻求广东新的经济增长点。在二十世纪末、二十一世纪初国际LNG市场的形势是供大于求，1998年国务院批准广东LNG项目先行试点，标志着我国天然气开发利用开始进入全面快速发展的重要时期。国家选择经济实力雄厚的广东省进行进口LNG试点具有十分有利的条件。希望通过广东LNG试点项目，为我国推广利用天然气提供经验，为今后进口LNG，大力利用天然气树立信心。就这样，国内进口液化天然气行业诞生。1.3.2第一阶段商务合同-一期长期协议SPA进口LNG是一项复杂的系统工程，不仅投资大、合同谈判时间长，还涉及资源、运输、下游利用、外汇平衡和国内天然气发展等诸多方面，需要统一规划和合理布局。天然气市场发育初期的特点是风险高，下游用户对气价，特别是点对点“照付不议”的贸易方式缺乏足够的信心。由于天然气发电厂是天然气的主要用户，在当时能源（特别是煤炭）供应比较充足、电力供需矛盾并不突出、煤炭价格和上网电价比较低的大背景下，天然气发电在经济上缺乏竞争力成为影响当时广东LNG项目发展的主要原因。而且当时电力体制“厂网分家、竞价上网”改革正处于起步阶段，天然气发电上网面临较多不确定因素，天然气用于发电的风险很大。天然气发展初期，基础设施相当薄弱，一次性整体投资巨大，而且天然气产业链中任何一个环节如果出现风险，都会迅速传递到整个产业链，影响甚至给其他环节亦或整个产业链带来灭顶之灾。天然气发电的风险大大提高了广东LNG项目的商务风险。特别需要指出的是，天然气在城市一旦与水、电一样，成为社会生活的每日必需品时，长期安全、稳定供气将是严肃的社会问题。为规避广东LNG项目风险，国家和地方政府给与了税收等政策优惠，对项目启动和发展非常重要。GDLNG作为国内LNG产业的试点项目采用了点对点的长期商务合同（简称“一期长协”或“SPA”），该商务合同以LNG接收站为中心，集采购、运输、工艺加工和销售的一体化模式。接收站工程运营企业，即GDLNG与国际上游LNG供应方签署液化天然气供应协议，与液化天然气运输方签署运输协议；与下游用户签署销售协议。所有商务合同基本采用“背靠背”和“照付不议”的形式，这种模式非常符合当时国内LNG产业刚起步的实际情况。当时国内没有液化天然气运输船，项目组当时制定了“国货国运，国船国造”，委托上海沪东船厂定制三艘液化天然气专用运输船，名为大鹏昊、大鹏月、大鹏星。三艘船现在仍在为GDLNG提供运输服务。下图是一期长协商务合同流程图：图1.2GDLNG第一阶段商务合同-一期长期协议一期长协商务合同的用户如下图所示，主要是燃气电厂用户和城市燃气用户：图1.3GDLNG一期长期单价合同用户构成1.3.3第二阶段商务合同-接收站代加工服务TUALNG行业试点企业以及一期长协合同的商务合同取得了巨大成功，带动了国内LNG行业的蓬勃发展。2006年到2008年三年期间，GDLNG的输气量从59.5万吨增到324.3万吨（陈涛，2016）。全国各地都启动了LNG接收站的项目建设，照付不议的长期单价合同模式成为各新建的LNG接收站的主要商务合同。紧接GDLNG项目后，福建LNG、上海LNG均采用照付不议的长期单价合同模式。产业发展初期市场脆弱，这种商务合同符合当时产业实际情况，正是这种商务合同的稳定性，才奠定了整个行业发展的基础，促进整个LNG产业的蓬勃发展。国内市场需求预测：改革开放三十年来，国民经济发展迅猛。上世纪八零年代开始，国内生产总值年平均增长高达9.7%。党的十七大第一次明确提出了生态文明和保护环境的号召。“十五”以来，我国国民经济保持快速增长，综合国力进一步增强。2001~2005年，中国国内生产总值年平均增长9.5%，2006年GDP增长率更是达到11.1%，我国GDP达到21.1万亿元人民币，其中沿海12个省市的GDP已占全国国内生产总值的三分之二以上，对我国经济腾飞起了决定性作用。可以预见，未来20年我国国民经济将继续保持快速增长（薛波，2018）。一期长期协议供应量受到合同限制，谈判周期长难度较大，完全无法满足市场的需要。为了适应市场LNG用量的增长的趋势，国内LNG项目建设蓬勃发展。如果GDLNG不及时调整战略，客户将流向其它的LNG供应商。公司就会逐渐失去原本可以占领的市场，为了保持广东省地区的竞争力，评估自身资源，经多方协商公司增加了接收站代加工服务合同（简称“TUAterminalusageagreement”）的商务合同。2009年9月，GDLNG与中海油气电集团签署了接收站代加工服务协议，全称为《液化天然气接收站代加工协议》，从此国内LNG行业诞生了一种新的商务合同。依据新的商务合同，GDLNG向客户提供液化天然气船舶停靠、卸载液化天然气船舶、储存和再气化、以及天然气交割等各项服务。该协议签订每年400万吨的代加工量，持续为广东供应稳定的进口LNG气源，至2018年底代加工LNG共计2098万吨。图1.4接收站代加工协议商务流程示意图接收站代加工商务合同用户如下：上游资源池；下游大型用户：惠州炼油厂：作为制氢及燃料，60多万吨/年槽车用户：包括电力用户及城燃气化站，高峰时可达100车/天。香港电灯：发电，30万吨/年城市燃气用户：深圳（工商业和居民用户）惠州（工商业和居民用户）1.3.4第三阶段商务合同-管道代输服务GTA管网的布局对于油气行业尤其是天然气产业来至关重要。管网布局决定企业的目标市场而且影响市场份额以及未来的发展。2017年上半年，国家有关部门正式发文要求油气行业要建立独立管网公司，并向市场开放中共中央国务院国家发展改革委印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》(发改能源规〔2019〕916号)，2019-05-24。。2019年年底，国家管网集团诞生，业务包括：建立全国统一的油气管网，投资建设长输干线网络以及相关调峰工程、调度运营、实现油气管道输送服务的公平开放。国家管网集团的成立是油气产业改革非常重大的举措，将深远影响国内市场（郭海涛和何兆成，2020）。中共中央国务院国家发展改革委印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》(发改能源规〔2019〕916号)，2019-05-24。供求机制从“少对多”向“多对多”转变，管网建立之前，天然气产业是上中下游一体化发展。三大油气公司等少数几家油气企业对管网的相对控制权，阻碍了市场上其他第三方入市，供应端竞争较弱，数量较少。国家管网组建后，管线从上下游独立出来，管输和上游采购及下游销售分开，其它第三方通过国家管网的进入的概率大幅增长，上游供给增强，供给和需求实现“多对多”转化。管网剥离以后，竞争机制也会发生变化。市场竞争会加剧，三大石油公司原先掌握了天然气管网、建立了供销一体的商务合同，形成了一定的垄断，下游企业议价能力弱。管网建立使得企业市场竞争加剧，提高了市场主体公平竞争能力（周淑慧，2021）。价格机制也发生很大变化，管网被剥离成为独立主体后，管网的管输价格也可以从天然气门站价中剥离，直接向客户端公开，这为开放气源价格创造了条件。目前国内大多采用成本加一定收益的方式来核定管输价格。但是随着管网剥离，这种价格机制要适当调整，应向国际通用计价方式靠拢，也就是“两部制”，根据“使用”及“容量”收取，从而提升管道输送利用率（王伟明，2020）。交易机制也会发生变化。调整前，下游客户端和上游供供应端协商，管输环节无须协商。管网独立以后，则需考虑与管网谈判环节。但是上游供应侧的选择增多，市场交易机灵活，现货贸易更受青睐。第一批被剥离的管网资产中，中海油集团公司将7座进口LNG接收站纳入国家管网集团。从南到北分别位于海