LNG罐箱由于无需大规模基础建设，相对而言起步投资规模较小，就商业模式而言适合投资创业，这也是各式各样大大小小的公司热钱涌入进来的主要原因。 

而近年来天然气热潮下的另一个网红-内河LNG接收站，动辄上十亿的投资，属于几家大型国资、上市公司的猎物范畴，在交通部政策的不断开放与完善过程中“蠢蠢欲动”。 

  一、“海气进江”完美网红 

内河LNG接收站主要指在长江干线建设类似沿海的小型LNG接收站，由LNG运输船将海外LNG从海上运至内陆长江码头接卸，实现“海气进江”，一般LNG年周转能力在几十至上百万吨。 

与沿海接收站相比，长江内河LNG接收站更加贴近内陆巨大的天然气终端市场，可以激发出丰富的商业模式。 

1、周边城市第二气源 

长江内河LNG接收站在接卸LNG后，部分LNG气化进入周边城市主干网或省网，可成为所在省份除中石油中石化等长输管道气源之外的第二稳定气源，在国家管网成立后更有机会进入国网实现更大范围的供气。 

2、内陆LNG贸易集散中心 

与沿海LNG接收站类似，长江内河LNG接收站除了气化进管道外，另一项重要的销售途径便是LNG贸易液进液出，相当于内陆一个大型的LNG集散中心，辐射周边终端市场。 

3、长江LNG加注站

随着水上清洁运输相关政策和规划的不断推进，未来LNG有望成为船舶的重要清洁燃料，船用LNG市场有一定空间。 

2016年印发的石油天然气发展十三五规划中，鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气（LNG）为燃料的运输船舶。2020年内河船用加注站超过200座。 

长江内河LNG接收站凭借自身的LNG储备和优质码头岸线优势，可配备水上LNG加注功能，为长江运输船舶加注LNG。 

4、  储气调峰设施 

内河LNG接收站所配置的LNG储罐可以天然作为周边城市冬季LNG储气调峰设施。 

另外，2018年，国家发改委下发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，要求县级以上地方人民政府到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力；城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力。地方政府和城镇燃气企业可以联合投资或者租赁内河LNG接收站，以满足国家发改委的政策要求。 

二、长江内河LNG接收站整体规划布局 

伴随着2017年冬季全国较大面积的天然气供应紧张，各类天然气政策相继出台，此前进展缓慢的LNG接收站进入快速启动阶段，扩建、新建项目如雨后春笋。 

在此背景下，为了指导全国沿海和内河港口LNG码头合理布局，促进LNG码头有序建设、健康发展，保障国家天然气供应运输安全，交通运输部在全国各地进行了走访和调研，并组织编制了《全国沿海与内河码头布局方案（2035年）（征求意见稿）》（下文简称“征求意见稿”）。 

《全国沿海与内河LNG码头布局方案（2035年）》在2018年已进行了多次征求意见，仍在走内部发文程序，有可能会在2019年择机出台。 

征求意见稿提及，自2006年开始，我国沿海LNG泊位建设就已快速发展十余年，进口LNG呈现需求旺、增速快的特征，LNG供应及接收设施建设存在主要问题： 

LNG接收设施“南多北少”，与“北高南低”的天然气消费格局不相适应。环渤海、长三角地区天然气消费在冬季相对集中，LNG接收设施能力在冬季出现紧张状况，此外，内河LNG泊位建设尚处于空白。 

沿海LNG泊位及配套储运设施缺乏规模化储运综合能力，普遍不具备调峰能力。当前已建LNG接收站均配套1个接卸泊位，规模化、集约化程度不高；LNG泊位后方配套储罐以3-4个16万方的罐容为主，仅供正常生产周转使用，不具备规模化的储备能力；个别港址管线已无扩建余地或尚未建设配套管线，运输能力受限。 

少数LNG泊位运营与相关码头船舶进出作业产生干扰的问题逐步凸显。 

受储罐、运输条件等多因素影响，LNG泊位能力尚未得到充分释放。LNG接收站接收能力的发挥受泊位通过能力、储罐周转率及罐容、气化能力及管线外输能力等多环节影响。 

布局方案中除规划沿海LNG码头外，还特别重点考虑了长江干线布局方案。 

重点研究接近长江中下游湖北（宜昌三峡大坝以下）、湖南、江西、安徽、江苏等5各省份的沿江LNG码头布局方案。 

按照规划引导、规模适度、集约布局的原则，重点规划在上述5省市布局沿江二程接卸LNG码头，南京以下预留一程接卸可能。考虑到内河LNG码头还处于起步阶段，原则上各省择优布局1-2处港址。 

具体的布局方案如下： 

湖北省：武汉港布局1处港址，重点服务湖北本省液态及储气调峰需要。 

湖南省：岳阳港布局1处港址，重点服务湖南本省液态及储气调峰需要。 

江西省：九江港布局1处港址，重点服务江西本省液态及储气调峰需要。 

安徽省：芜湖港布局1处港址，重点服务安徽本省液态及储气调峰需要。 

江苏省：无锡（江阴港）、苏州港各布局1处港址，重点服务江苏省苏南地区液态及储气调峰需要。 

三、五省布局玩家会是谁？

整个长江2838km通航里程的干线航道上仅规划布局6处港址，长江内河码头的资源稀缺性战略重要性不言而喻。 

不过很多见到规划后想进去找找合适的码头岸线的估计要失望了，从现有信息来看，上述至少有五处港址选择并非无中生有，基本都是当地已有玩家做了很多前期工作并向交通部进行报备，交通部在现有报备信息基础上进行整体综合规划方案编制。 

简单整理了下目前这5处港址的相关网络信息，部分信息可能不准确。 

1、武汉港 

投资方：湖北民生石油液化气有限公司 

项目选址：武汉港白浒山港区花山作业区 

预计投资规模：现有3000吨级LPG趸船浮式码头1座，拟改造2万m³LNG/LPG综合装卸泊位1座，新建2万m³LNG装卸泊位2座、5000吨级LNG加注泊位1座及相应的航运配套设施。码头设计吞吐量为186.5万吨/年。 

项目进展：前期（ 环境影响评价）

2、岳阳港 

岳阳港项目其实启动很早，但中间历经波折。 

投资方：中国华电清洁能源公司、广汇能源、岳阳城投 

项目选址：岳阳君山区广兴洲镇 

预计投资规模：建设一个LNG接收码头（2个10000立方米LNG接卸泊位、3个5000立方米LNG出口泊位及1个工作船泊位，占用岸线1.2Km）和一座LNG储备站(建设接收能力200万吨/年的LNG接收站，配置4座20000立方米的LNG储罐，规划占地约1000亩)。项目计划分三期建设，一期建设接收能力达到50万吨/年，二期建设接收能力达到100万吨/年，三期建设完成后总接收能力200万吨/年，计划总投资19.92亿元。 

项目进展：前期立项 

3、九江港 

九江港项目启动也很早，但似乎一直处于停滞状态。 

投资方：江西投资燃气有限公司 

项目选址：九江港湖口银沙湾港区 

预计投资规模：5000吨级LNG装卸泊位l座，300-500吨级加注站泊位2个，工作船泊位1个。 

项目进展：前期立项（项目可研报告） 

4、芜湖港 

投资方：中海石油气电集团、淮南矿业集团 

项目选址：芜湖市滨江北路三山港区 

预计投资规模：项目总投资29.57亿元，设计LNG装卸能力150万吨/年。主要建设4个泊位，每年200万吨液化天然气装卸能力； 2个10万立方米的液化天然气储罐和配套设施。。 

项目进展：前期。 

5、江阴港 

投资方：中天能源 

项目选址：江阴市 

预计投资规模：投资总额15.48亿元，主要建设两个8万立方米的LNG 储罐及配套设施，项目建成后，年周转量可达200万吨。配套建设5万吨级LNG码头一座（包括LNG伸缩臂及栈桥管道等设施） 

项目进展：施工建设。 

四、内河接收站困局 

1、  长江航道条件制约 

尽管根据交通部会同国家发改委、水利部等编制了《长江干线航道总体规划纲要》中指出2020年国家将投入430亿元用于长江干线航道整治和装备建设，长江航道通航条件将会越来越好。                                                                

但跨江大桥通航孔高度仍会长江LNG运输船的一大限制，也是长江内河接收站面对的主要问题。 

最核心的是两座著名大桥：南京长江大桥和武汉长江大桥。其中，南京长江大桥限高24米，武汉长江大桥限高18米。 

在早期的设计研究中，一般认为现有3万方LNG运输船可达到南京，但无法通过南京长江大桥，而武汉仅有5000方及以下的LNG运输船可通航，LNG运输船规模受限制的话，其水运经济性可受到较大影响。 

另外，江阴港、苏州港虽然靠近入海口，通航条件优良，可以满足5万吨左右船舶通航，但常规LNG运输船的护航规模较大，对护航要求较高，可能会对长江航道正常的生产、航行造成很大的影响。 

2、  成本优势困境 

传统意思上，水运由于其规模经济效应，运输成本绝对低于陆运。这也是内河接收站的潜在优势。 

不过具体来分析受外部条件制约成本优势则可能不如想象中美好。 

对于江苏省内的江阴港和苏州港而言，就算常规LNG运输船能够直接从资源国海运进江直接接卸至码头，其成本相对江苏沿海如东、启动等接收站而言并无优势，甚至由于其运距更远、进江复杂等成本可能更高，同时又距离沿海接收站过近，若气源端无明显优势的话，下游市场拓展存在一定困难。 

对于南京以上的安徽、江西、湖北、湖南四个省而言，由于南京长江大桥的高度限制，仅能允许小型LNG运输船通航。 

考虑到经济性和适航条件问题，理论上的运输模式是远洋大型LNG运输船将进口LNG接卸至沿海LNG接收站，再通过沿海接收站将LNG中转给内河小型LNG运输船，最后送至对应内河码头。 

这一中转过程包含一进一出两个环节，中转成本比较高，按照现有三桶油运营模式，中转成本至少在0.3-0.4元/方，这无疑大大提高了LNG的成本，再加上内河接收站的一进一出成本，无论与沿海接收站槽车运输还是与沿海接收站气化管输至内陆相比，内河接收站的成本优势几乎消失殆尽。 

3、  小型运输船制约 

似乎除了中海油的一条1万方运输船外，国内尚无其他已投运的合适小型运输船。要想内河接收站顺利投运实现中转，就必须重新打造配套LNG运输船。 

不过目前中小型ＬＮＧ运输船的设计、建造技术基本掌握在北欧、韩国、日本等少数国家的船企手中，国内中小型ＬＮＧ运输船设计技术经验还不足够丰富成熟，主要参考国外的技术规范。 

LNG运输船建造投资高达上亿元，投资压力巨大。 

4、  终端市场问题 

内河接收站虽然相比沿海接收站而言，规模小投资也较小，但至少也得十几亿的投资，这就需要较大的终端市场作为支撑。 

从前文分析的商业模式来看，作为城市第二气源的话，内河接收站的成本可能比三桶油的管道气成本高，尤其是夏季供气淡季，从经济性角度而言，终端市场可能会在夏季优先选择上游管道气在冬季选择内河接收站气源作为调峰，在此情况下，内河接收站的利用率便会打一定折扣。 

另一方面，夏季内河接收站可以主打LNG贸易，液进液出，不过同时也会与内陆周边液厂、附近沿海接收站形成直接竞争，比如武汉周边的中石油黄冈液厂。 

从水上加注业务来看，为降低船舶硫氧化物、氮氧化物等大气污染物排放，2018年底，交通运输部发布《关于印发船舶大气污染物排放控制区实施方案的通知》，明确划定了内河和沿海排放控制区，为内河和沿海船舶使用LNG清洁燃料提供进一步的政策支持，但考虑到政策的监管落实和LNG的经济劣势，LNG动力船舶何时能够大规模推广还有待观察。 

五、未来希望 

尽管目前还存在一些制约因素，但从政策环境、市场发展、技术革新等方面来看，LNG内河接收站在未来还是具备很好的发展前景。 

我们曾经提及过在国内天然气增产乐观预期之下，计算得出2018、2019、2020年LNG进口量增速分别为47%、20%、20%，仍需增加LNG进口渠道，内河接收站是对沿海接收站的有利补充。 

同时，中国船级社CCS也在推进船对船接卸的应用研究，从技术上而言不存在任何难度，但安全监管政策方面仍存一定难度，由于是最近安全事故频发的背景下。 

从已公布的文献来看，若LNG大船和小船匹配良好具备过驳条件，过驳期间仅需设置大于225 m 的安全距离。若船对船接卸能够政策放开，内河LNG运输船则无需通过沿海接收站进行中转，综合成本将会大大降低。 

另外，从目前业内的共同研究推进来看，南京长江大桥应该能突破5000方LNG运输船的限制，有可能达到1万-2万方规模。 

国家管网公司即将落地，管网第三方开放将可能成为常态，这对接收站而言是极大利好。 

另外从长远来看，如陆地上煤改气一样，LNG在船舶燃料应用方面还是具有想象空间。 

在油气行业“管住中间、放开两头”的改革背景下，LNG内河接收站未来也许能够向海而生逆风翻盘！ 

（来源:天然气行业观察，作者熙时君）