LNG工廠經(jīng)濟分析

1、100 x 1C4Nm3/d天然氣液化項目經(jīng)濟分析fflSAS PG二零一四年二月1.投資估算1.1投資估算編制依據(jù)(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2007670號)；(6) 國家計

2、委、國家環(huán)?？偩株P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(jù)(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0.5%計算。(6) 工程質量監(jiān)督費按安裝費用的0.25%計算。(7) 生

3、產(chǎn)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1.3.1投資估算范圍(1) 主要生產(chǎn)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夜化系統(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。1.3.2投資估算表投資估算表序號指標名稱單位數(shù)量備注1第一部分工程費用萬元28700.001.1設備(含工程設計)萬元19000.001.2安裝萬元3500.001.3土建萬元5000.001.435KV變電站萬元1200.002第二部分其他費用萬元序號指標名稱單位數(shù)量備注2.1建設用地費

4、（210畝）萬元840.002.2工程建設管理費萬元797.862.3工程建設監(jiān)理費萬元510.862.4工程勘察費萬元229.602.5施工圖預算編制費萬元60.002.6環(huán)境影響咨詢服務費萬元30.032.7勞動安全衛(wèi)生評審費萬元28.702.8臨時設施費萬元143.502.9工程保險費萬元86.102.10生產(chǎn)人員準備費萬元129.602.11辦公及生活家具購置費萬元25.602.12聯(lián)合試運轉費萬元337.502.13工程質量監(jiān)督費萬元8.753（一）+（二）萬元31928.104預備費用萬元1596.415建設投資萬元33524.516建設期利息萬元1903.267流動資金萬元267

5、2.448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%f算，建設投資的70%由企業(yè)自籌（包括流動資金）2經(jīng)濟分析2.1基礎數(shù)據(jù)本項目從前期調研到建成投產(chǎn)所需時間約 3年，投產(chǎn)當年達到 80%生產(chǎn)能力，第二年達到100%生產(chǎn)期按18年計算，經(jīng)濟計算期 為21年。經(jīng)濟評價在計算期內各年使用同一價格，即財務評價使用 現(xiàn)行價格?；A數(shù)據(jù)一覽表序號名稱單位數(shù)量1正常年購氣量萬 Nm3年34666.702購氣單價元/Nm32.483正常年設計供氣規(guī)

6、模萬 Nm3年33333.00年平均日供氣量萬 Nm3/d100.004年耗電量萬度11666.55電費單價元/度0.505年耗水量萬噸16.00水費單價元/噸5.506職工定員人100.00職工薪酬萬元/人?年7.007固定資產(chǎn)原值萬元31136.418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(chǎn)萬元2388.10無形資產(chǎn)攤銷年年10.002.2成本估算本項目固定資產(chǎn)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%+,則折舊為2989.1萬元。無形資 產(chǎn)按10年攤銷，其他資產(chǎn)按8年攤銷。修理費按固定資產(chǎn)原值的6% 計算值為1868.2

7、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（含稅價）計價時，參考川空杭錦旗60萬方液化天然氣工廠的生產(chǎn)運行情況，得出本項目LNG單位生產(chǎn)成本估算見下表：LNG平均單位生產(chǎn)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/Nm31.042.482.58003612.002輔助材料0.007810.923公用工程3.1電KW?h/Nm：0.350.50.1750245.003.2水t/Nm30.000485.50.00263.704職工薪酬及福利0.031243.665修理費（含耗材及備品備件）0.056

8、078.466折舊費0.0897125.547攤銷費0.007210.038財務費0.025135.1610單位生產(chǎn)成本2.97464164.482.3年銷售收入和年銷售稅金本項目按投產(chǎn)年達到設計生產(chǎn)能力的 80%第二年達到設計生 產(chǎn)能力的100%+算。按國家新稅制的有關規(guī)定，生產(chǎn)出來的產(chǎn)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(chǎn)品 LNG勺出廠價格按3.4元/Nm3（含稅價）計算，增值稅稅率按17%+取，城市建設維護稅稅率按增值稅的7%+取，育附加費按增值稅的 3%+教取。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

9、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(xiàn)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(xiàn)值（i=8% ）為46379.58萬元。所得稅前的靜 態(tài)投資回收期為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

10、務內部收益率為21.17%o3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(xiàn)可持續(xù)的經(jīng)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。3.1.1液化天然氣作為調峰及備用氣源對實現(xiàn)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(chǎn)、居民停炊。北方城市冬 季則

11、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(chǎn)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2030%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100萬立方米以上。其次，大型城市出于環(huán)保方面的考慮，現(xiàn)冬季采暖大量使用天 然氣鍋爐，從而導致冬、夏兩季用氣量

12、產(chǎn)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(chǎn)裝置或建設CNG儲罐都是不經(jīng)濟的，因此 需要為沿線城市開辟較經(jīng)濟的第二氣源用于調峰。目前絕大多數(shù)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犬態(tài)下儲存危險性大。隨著LNG技術的完善，國際 上已大量采用儲存液化天然氣作為管網(wǎng)調峰使用。用 CNGW LNG乍 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(shù)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

13、，進入管網(wǎng)前需要做減壓處理。而 LNG的儲存是在常壓低 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(wǎng)即可。無論從安全、儲存量還是從減少投資角度考慮，LNG作為調峰使用更為經(jīng)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(wǎng)建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作為備用氣 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。3.1.2液化天然氣作為車用燃料鑒于我國目前的能源和環(huán)境形勢

14、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(jīng)3.1.3液化天然氣作為中小城鎮(zhèn)氣源近年來，隨著居民生活水平的提高，在天然氣管網(wǎng)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

15、、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(wǎng)條件，待天然氣管網(wǎng)條件成熟，大、中、小城市都實現(xiàn)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(wǎng)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(chǎn) 品生產(chǎn)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(jīng)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的財務狀況和后 續(xù)產(chǎn)品市場及價格