一、LNG的發展歷史和前景
LNG(液化天然氣)的發展始于五十年代末，第一船LNG于1959年由美國運往英國。六十年代初在阿爾及利亞建立了世界首座天然氣液化工廠(LNG 廠)，1964年LNG運往英國，1965年運往法國。日本從1969年開始引進LNG，目前其進口量占全球LNG產量的65％，主要從印尼、文萊和馬來西亞進氣。1986年韓國開始從印尼進氣。1992年我國臺灣地區也開始從印尼進氣。
目前全球共有8個LNG出口國，9個LNG進口國。有 LNG廠11座，運輸船90艘。七十年代以來LNG貿易量每年平均增長20％，至1995年已達7,000萬噸/年，價值100億美元。盡管如此，目前全球LNG消費量仍只占天然氣總消費量的4％，一次能源總消費量的1％。
全球天然氣工業發展到今天，離市場較近的天然氣資源大多已完全開發。新的氣源離市場越來越遠，且往往遠隔重洋。實踐表明，當天然氣輸送距離在3500公里以上，LNG輸送就有可能比管道輸送經濟，因此LNG有廣泛的發展前途。
二、LNG項目組成及其經濟性
LNG項目由天然氣生產、天然氣液化、LNG出口站、LNG船運和LNG接收站組成。各組成部分恰似一根鏈條的各個環節，緊密相連，缺一不可。LNG項目的經濟性與各環節經濟性密切相關。
1、天然氣生產
LNG由于輸送距離長，輸送成本自然就高。為了保證總體項目的經濟性，首先就必須有量大質優價廉的天然氣田作后盾。由于天然氣液化和船運的成本相對固定，由此天然氣的生產成本在很大程度上決定了LNG的成本。一般來講，如果天然氣開發成本大于0.95美元/106kJ，LNG項目就缺乏經濟性。
2、天然氣液化
天然氣液化廠(LNG廠)是LNG項目的心臟，其工藝是在-161℃下將天然氣液化，使體積縮小600倍。工藝流程包括氣體加壓、減壓、熱交換等過程。目前世界上每條LNG生產線的典型規模為200～250萬噸/年，早期的生產線規模較小，而新設計的生產線規模達300萬噸/年。規模越大，液化成本越低。
3、LNG出口站
LNG出口站儲罐容量由LNG廠生產率、載船容量和船期可能耽誤天數確定，一般均有儲存兩船LNG的能力。出口碼頭要有足夠的水深條件，對于13.5萬米3容量的大船，水深條件不小于14米。一個生產率為600萬噸/年的LNG工廠和出口站的投資約為25億美元，按20年計算，平均單值成本為1.66美元/106kJ。
4、LNG船運
LNG船運成本在項目成本中占重要比重。目前載船的容量從1.8萬米到13.5萬米3，后者每船可運LNG5.5～6.0萬噸。世界上有能力建造LNG載船的國家為日本、芬蘭、法國和韓國，目前一艘13.5萬噸載船的造價可低至2.25億美元。
一個LNG項目到底需要幾艘船取決于出口站與接收站的距離，即氣源與市場的距離。例如從印尼向日本供應600萬噸/年LNG只需4艘13.5萬米3的船只，而從中東供應則需10艘船只。單位船運成本在0.4美元/106kJ和1.4美元/106kJ之間波動。前者相應于往返5,600公里的短途運輸，后者相應于往返21,000公里的長途運輸。
對于一個年產600萬噸/年LNG項目，其天然氣生產、液化和船運的總投資約為40～70億美元，其供應成本約為10.3～19.8美元/106kJ。
5、LNG接收站
LNG接收站的任務為接收LNG運輸船并卸載，貯存LNG，使LNG再氣化及向燃氣管網輸送天然氣。接收站需有良好的港口條件。接納13.5萬米3載船的接收站其水深不小于14米。為保證提供的燃氣符合技術規格，接收站還對天然氣進行熱值調整、加臭等處理。
貯罐是LNG接收站的核心設備。它可設在地上或地下。貯罐結構目前有自支撐式和膜式兩種。前者組成內罐的材料同時承受LNG的壓力和極端低溫。后者用一層薄的波紋狀奧氏體不銹鋼膜片來保證密封，而由外部混凝土殼體來提供機械強度。
LNG接收站必須確保安全性、可靠性與經濟性，三者的次序表明其重要性的程度。
三、LNG市場及價格
全球有三個LNG市場-亞太、西歐和美國。目前亞太市場包括日本、韓國和我國臺灣地區，LNG是這個地區的主要燃氣來源。西歐則以管道天然氣為主，LNG只占次要地位。美國LNG的銷量很少。
1996年三個主要市場的LNG平均價格為：
美國2 美元/106kJ
西歐 2.5美元/106kJ
日本 3.5美元/106kJ
一些預測認為，今后20年內LNG需求量將增加2～3倍。在此期間亞太地區仍將保持其LNG主導市場的地位。該地區1995年LNG需求量為5300萬噸，預測到2015年將增加到13000萬噸。其主要市場仍為日本、韓國及我國臺灣地區，但在2005年后中國華東，華南地區、泰國、印度的市場極可能出現。
四、華東地區引進LNG的必要性與可能性
本文提及的華東地區主要是指以長江三角洲為經濟核心的上海、江蘇和浙江地區。該地區人口密集，經濟發達，工業集中，能源需求量大。然而，該地區又沒有重大的煤炭、石油和天然氣生產基地。能源短缺已成為地區經濟持續發展的制約因素。從環保角度來看，為了確保大氣環境不隨工業發展而惡化，也急需改變燃料結構，即減少煤的直接燃燒量，增加氣體燃料的供應。
上海和江浙地區目前只有人工煤氣和LPG供應。由于原料、經濟和環保等原因，人口煤氣已難于大量發展。LPG雖然能滿足民用，但卻不能滿足工業以至發電的需要。該地區雖然在東海已經探明一些天然氣并即將供應上海浦東地區，但就其探明儲量來說遠遠不能滿足全地區不斷增長的需要。為此，引進LNG的必要性越來越明顯。
上海和江浙地區引進LNG除了有其必要性外，也有其可能性。亞太和中東地區LNG資源是豐富的。目前的LNG廠就有剩余資源。馬來西亞和印尼的LNG廠都在擴建。澳大利亞、印尼、巴布亞新幾內亞、越南等地區還在計劃新建LNG項目。一些掌握天然氣資源的國際石油天然氣公司正在尋找象中國華東、華南沿海地區這樣的大市場。國際國內一些前期研究工作表明，包括發電項目在內的LNG引進項目有可能在經濟上取得平衡。這些都說明引進LNG的可能性是存在的。
五、華東地區引進LNG的可能方案和準備工作
目前已有不少引進LNG的方案被提出，大致可分為以下兩大類：
1、大型的LNG引進方案。例如第一期引進300萬噸/年，第二期擴大到600萬噸/年。該方案基于新建的LNG資源和長期合同，初期投資大。
2、小規模起步，逐步過渡到大規模引進的方案。例如第一期引進100萬噸/年，以后按市場發展情況逐步擴大。該方案基于目前LNG剩余資源、剩余船運能力和短期合同。
不論哪個方案，都以LNG發電為啟動市場，逐步過渡到城市和工業應用。
華東地區引進LNG雖然是目前燃氣界一個熱門話題，但由于其本身的復雜性(環節多、投資大、周期長等)，真正實現還需有相當多的時日。一般認為， 2005年前不可能實現LNG引進。建議目前就LNG資源、船運、接收、市場、投資方式、金融途徑、技術特點、談判內容等多方面進行深人調查研究，為引進 LNG實質性啟動做好準備。
LNG(液化天然氣)的發展始于五十年代末，第一船LNG于1959年由美國運往英國。六十年代初在阿爾及利亞建立了世界首座天然氣液化工廠(LNG 廠)，1964年LNG運往英國，1965年運往法國。日本從1969年開始引進LNG，目前其進口量占全球LNG產量的65％，主要從印尼、文萊和馬來西亞進氣。1986年韓國開始從印尼進氣。1992年我國臺灣地區也開始從印尼進氣。
目前全球共有8個LNG出口國，9個LNG進口國。有 LNG廠11座，運輸船90艘。七十年代以來LNG貿易量每年平均增長20％，至1995年已達7,000萬噸/年，價值100億美元。盡管如此，目前全球LNG消費量仍只占天然氣總消費量的4％，一次能源總消費量的1％。
全球天然氣工業發展到今天，離市場較近的天然氣資源大多已完全開發。新的氣源離市場越來越遠，且往往遠隔重洋。實踐表明，當天然氣輸送距離在3500公里以上，LNG輸送就有可能比管道輸送經濟，因此LNG有廣泛的發展前途。
二、LNG項目組成及其經濟性
LNG項目由天然氣生產、天然氣液化、LNG出口站、LNG船運和LNG接收站組成。各組成部分恰似一根鏈條的各個環節，緊密相連，缺一不可。LNG項目的經濟性與各環節經濟性密切相關。
1、天然氣生產
LNG由于輸送距離長，輸送成本自然就高。為了保證總體項目的經濟性，首先就必須有量大質優價廉的天然氣田作后盾。由于天然氣液化和船運的成本相對固定，由此天然氣的生產成本在很大程度上決定了LNG的成本。一般來講，如果天然氣開發成本大于0.95美元/106kJ，LNG項目就缺乏經濟性。
2、天然氣液化
天然氣液化廠(LNG廠)是LNG項目的心臟，其工藝是在-161℃下將天然氣液化，使體積縮小600倍。工藝流程包括氣體加壓、減壓、熱交換等過程。目前世界上每條LNG生產線的典型規模為200～250萬噸/年，早期的生產線規模較小，而新設計的生產線規模達300萬噸/年。規模越大，液化成本越低。
3、LNG出口站
LNG出口站儲罐容量由LNG廠生產率、載船容量和船期可能耽誤天數確定，一般均有儲存兩船LNG的能力。出口碼頭要有足夠的水深條件，對于13.5萬米3容量的大船，水深條件不小于14米。一個生產率為600萬噸/年的LNG工廠和出口站的投資約為25億美元，按20年計算，平均單值成本為1.66美元/106kJ。
4、LNG船運
LNG船運成本在項目成本中占重要比重。目前載船的容量從1.8萬米到13.5萬米3，后者每船可運LNG5.5～6.0萬噸。世界上有能力建造LNG載船的國家為日本、芬蘭、法國和韓國，目前一艘13.5萬噸載船的造價可低至2.25億美元。
一個LNG項目到底需要幾艘船取決于出口站與接收站的距離，即氣源與市場的距離。例如從印尼向日本供應600萬噸/年LNG只需4艘13.5萬米3的船只，而從中東供應則需10艘船只。單位船運成本在0.4美元/106kJ和1.4美元/106kJ之間波動。前者相應于往返5,600公里的短途運輸，后者相應于往返21,000公里的長途運輸。
對于一個年產600萬噸/年LNG項目，其天然氣生產、液化和船運的總投資約為40～70億美元，其供應成本約為10.3～19.8美元/106kJ。
5、LNG接收站
LNG接收站的任務為接收LNG運輸船并卸載，貯存LNG，使LNG再氣化及向燃氣管網輸送天然氣。接收站需有良好的港口條件。接納13.5萬米3載船的接收站其水深不小于14米。為保證提供的燃氣符合技術規格，接收站還對天然氣進行熱值調整、加臭等處理。
貯罐是LNG接收站的核心設備。它可設在地上或地下。貯罐結構目前有自支撐式和膜式兩種。前者組成內罐的材料同時承受LNG的壓力和極端低溫。后者用一層薄的波紋狀奧氏體不銹鋼膜片來保證密封，而由外部混凝土殼體來提供機械強度。
LNG接收站必須確保安全性、可靠性與經濟性，三者的次序表明其重要性的程度。
三、LNG市場及價格
全球有三個LNG市場-亞太、西歐和美國。目前亞太市場包括日本、韓國和我國臺灣地區，LNG是這個地區的主要燃氣來源。西歐則以管道天然氣為主，LNG只占次要地位。美國LNG的銷量很少。
1996年三個主要市場的LNG平均價格為：
美國2 美元/106kJ
西歐 2.5美元/106kJ
日本 3.5美元/106kJ
一些預測認為，今后20年內LNG需求量將增加2～3倍。在此期間亞太地區仍將保持其LNG主導市場的地位。該地區1995年LNG需求量為5300萬噸，預測到2015年將增加到13000萬噸。其主要市場仍為日本、韓國及我國臺灣地區，但在2005年后中國華東，華南地區、泰國、印度的市場極可能出現。
四、華東地區引進LNG的必要性與可能性
本文提及的華東地區主要是指以長江三角洲為經濟核心的上海、江蘇和浙江地區。該地區人口密集，經濟發達，工業集中，能源需求量大。然而，該地區又沒有重大的煤炭、石油和天然氣生產基地。能源短缺已成為地區經濟持續發展的制約因素。從環保角度來看，為了確保大氣環境不隨工業發展而惡化，也急需改變燃料結構，即減少煤的直接燃燒量，增加氣體燃料的供應。
上海和江浙地區目前只有人工煤氣和LPG供應。由于原料、經濟和環保等原因，人口煤氣已難于大量發展。LPG雖然能滿足民用，但卻不能滿足工業以至發電的需要。該地區雖然在東海已經探明一些天然氣并即將供應上海浦東地區，但就其探明儲量來說遠遠不能滿足全地區不斷增長的需要。為此，引進LNG的必要性越來越明顯。
上海和江浙地區引進LNG除了有其必要性外，也有其可能性。亞太和中東地區LNG資源是豐富的。目前的LNG廠就有剩余資源。馬來西亞和印尼的LNG廠都在擴建。澳大利亞、印尼、巴布亞新幾內亞、越南等地區還在計劃新建LNG項目。一些掌握天然氣資源的國際石油天然氣公司正在尋找象中國華東、華南沿海地區這樣的大市場。國際國內一些前期研究工作表明，包括發電項目在內的LNG引進項目有可能在經濟上取得平衡。這些都說明引進LNG的可能性是存在的。
五、華東地區引進LNG的可能方案和準備工作
目前已有不少引進LNG的方案被提出，大致可分為以下兩大類：
1、大型的LNG引進方案。例如第一期引進300萬噸/年，第二期擴大到600萬噸/年。該方案基于新建的LNG資源和長期合同，初期投資大。
2、小規模起步，逐步過渡到大規模引進的方案。例如第一期引進100萬噸/年，以后按市場發展情況逐步擴大。該方案基于目前LNG剩余資源、剩余船運能力和短期合同。
不論哪個方案，都以LNG發電為啟動市場，逐步過渡到城市和工業應用。
華東地區引進LNG雖然是目前燃氣界一個熱門話題，但由于其本身的復雜性(環節多、投資大、周期長等)，真正實現還需有相當多的時日。一般認為， 2005年前不可能實現LNG引進。建議目前就LNG資源、船運、接收、市場、投資方式、金融途徑、技術特點、談判內容等多方面進行深人調查研究，為引進 LNG實質性啟動做好準備。
