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近年来LNG罐箱业务发展活跃。LNG罐箱门到门供应丰富了LNG资源国际采购的方式,LNG罐箱液态分销丰富了LNG资源终端供应的方式,是目前LNG罐箱业务的主要发展形式。分析LNG散装水路运输、LNG罐箱水路运输的成本,在此基础上进一步对LNG罐箱门到门供应与传统“散装船+接收站”供应模式的经济性进行对比,LNG水路运输环节的经济性依次为:LNG大型散装运输船>LNG小型散装运输船≥LNG罐箱整船运输,LNG罐箱整船运输经济性可与小型散装运输船相当,LNG罐箱门到门供应总成本有望与“小型散装船+接收站”供应模式相当。对LNG罐箱液态分销与传统LNG槽车液态分销供应模式的经济性进行对比,通过提高运营效率,LNG罐箱公路运输成本有望低于槽车运输成本。研究认为,LNG罐箱门到门运输经济性主要受制于船舶运输环节和罐箱租赁环节,应在LNG罐箱船舶的前期设计阶段进行优化改进,提升LNG罐箱船舶的载运能力和运营经济性;应大力进行LNG罐箱液态分销系统建设,不断提高运营效率,智慧物流和优化投资是其发展方向。建议积极推进中国LNG罐箱业务生态系统建设,助力中国天然气产供储销体系建设。 相似文献
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正LNG市场由于产能过剩,短期仍将处于低利润的"阵痛"时期。但是随着天然气市场下游需求增长逐步恢复,LNG仍将成为开拓一个清洁能源新时代的有力臂膀。节省储存空间、便于运输等特点决定了LNG(液化天然气)行业发展非常迅速。基于石油能源安全、气候变化、环境污染等突出问题,我国积极推动以天然气为主的替代能源。从我国的天然气发展形势来看,我国天然气资源有限且开 相似文献
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LNG接收站具备灵活性优势,在中国储气调峰中的作用越发明显。随着中国天然气市场调峰需求的增加和市场化改革的推进,LNG接收站在进行日常代加工服务时,有必要开展储气服务。目前,中国LNG接收站主要是采用一体化经营、独立经营和混合经营的模式,服务价格采用内部定价、协商定价、发改委定价三种方式,尚未区分储气服务并单独定价。LNG接收站提供代加工服务和储气服务的主要区别在于LNG储存时间的长短,根据不同的储存环节定价方式会产生不同的商务模式:一是代加工服务和储气服务统一定价,二是接卸、储存、汽化或装车分别独立定价,三是区分代加工服务和储气服务定价。不同的模式均有一定的适用范围和优劣势,未来中国LNG接收站开展储气服务的模式也将多样化,出现多种商务模式共存的局面。 相似文献
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液化天然气(LNG)前景广阔 总被引:4,自引:0,他引:4
由于液化天然气更便于远距离运输和储存,所以在世界天然气市场上已经形成了大规模的LNG生产出口国、LNG远洋运输船队和LNG进口国。国际上进口LNG的接收站,从卸船到储罐、再汽化以至管输至用户,都已经形成了一套成熟的工艺技术和运行管理模式。我国的LNG应用则刚刚开始起步,沿海 相似文献
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根据客户需求及企业发展需要,提出国家管网集团基于全国“一张网”,实施LNG物流运输领域的产业链一体化战略,建设LNG“大物流”运营体系。在产业链纵向一体化方面,注重各种运输方式融合发展,拓展进口LNG船舶运输、LNG罐箱运输、内贸小型船舶运输及加注等业务,形成完整的LNG物流产业链基本架构;在产业链横向一体化方面,试点实施“共享股东”的合作模式,将LNG上游资源方、贸易方等发展为“共享股东”,实现强强联合。国家管网集团建设LNG“大物流”运营体系符合行业监管要求,可以满足客户需求,提升企业竞争力。建议前期与国内优质船舶运营公司以长协租赁和投资造船相结合的模式开展合作;同时探索与有运输需求的客户进行深度合作,确保LNG船舶运输市场需求稳定。 相似文献
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截至2020年末,中国已经投入运营LNG接收站22座,总接卸能力达8700万吨/年,到2025年中国LNG接收站总接收能力将近1.8亿吨/年。2020年10月1日,国家管网集团所属大连、天津等7座LNG接收站完全开放运营,国家管网集团成为资源周转的开放平台,传统LNG接收站运营模式正在发生重大改变。中国LNG接收站正朝着主体多元化、单站大型化、运营开放化方向发展;传统自主经营的LNG接收站将逐步对外开放,大多数向混合经营模式转变。中国LNG接收站建设应不断降低生产和运营成本,增强配套功能和服务能力;提高国际LNG资源采购和国内天然气销售能力;建立协同运营机制,提升接收站周转效率;加强接收站对外公平开放,不断拓展和规范天然气交易中心的作用;在政府监督和政策指导下,推动LNG接收站高效运营以及LNG产业可持续发展。 相似文献
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日本、中国、韩国液化天然气(LNG)进口量分别为世界前三位。近几年,日本LNG进口量呈稳中有降的变化趋势,韩国规划大力发展天然气消费。日本、韩国的LNG接收站规模分别居全球前两位。日本和韩国在LNG接收站定位、产业链延伸、获取资源模式上存在相似性,包括投资LNG上游项目,建造并运营LNG运输船,合力布局LNG产业,但在LNG基础设施建设和商业模式方面各有特点,各自形成了独特的发展策略。面对"亚洲溢价",两国在推行区域交易中心、调整资源配置、提升买方议价能力上进行了探索与尝试。借鉴日本和韩国LNG进口模式,对中国LNG进口提出建议:鼓励国内企业参与海外LNG采购;从天然气立法角度发布国内LNG产业政策;加强交易中心建设;调配LNG采购资源池;做强LNG运输船队。 相似文献
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近年来,我国对液化天然气(LNG)产业的发展日益重视,LNG接收站和天然气液化工厂项目迅速铺开。2013年进口LNG1802.8万吨,同比增长22.7%。截至2014年2月,中国沿海各地已投产LNG接收站项目共10个,在建和扩建项目10余个,预计2020年前我国LNG进口量将达到6000万吨/年。国内至今尚无采用自主技术的大型天然气液化工厂,但中小型天然气液化工厂数量快速增加,总液化产能大幅提高,技术发展迅速。未来,掌握更多国际资源是我国发展天然气能源战略的重要环节,同时也要加快发展LNG自主技术、提高装备国产化率,提高LNG议价话语权以促进我国LNG产业的健康发展。 相似文献
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为实现“碳达峰、碳中和”高质量发展目标,中国不断加大对新能源经济的开发与研究力度,有效推动了能源结构的转型。液化天然气LNG作为最干净的化石能源,不仅有着可充分燃烧的优点,在价格成本及环保性能也体现出相当优势,因此在运输行业应用场景中逐渐被广泛使用。文章基于中国LNG加气站数量不断增长带来的经营安全风险问题,分析了LNG加气站运营中的危险因素,提出了风险规避方式。 相似文献
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2021年欧盟27国加上英国的天然气消费量为5012亿立方米,其中来自俄罗斯的天然气约占32%。在俄乌冲突背景下,欧盟提出进一步加快能源转型、摆脱对俄罗斯化石能源依赖的《重新赋能欧洲:欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动》(REPower EU)。欧盟寻求替代俄罗斯管道气资源,短期内将加剧国际LNG市场供应紧张,使未来2~3年国际LNG价格在回归供需主导的基本面后仍处于高位;中长期将重塑国际天然气市场流向,俄罗斯天然气将加速向亚洲转移,使亚洲对国际LNG资源的需求增速放缓、部分增量将在未来几年释放,国际LNG贸易增速前快后慢,市场供应前紧后松。中国应做好2022年全球LNG市场供应收紧、现货价格处于高位的应对准备,把握好国际贸易节奏;加快推进LNG接收站储备调峰机制的建立和完善工作,培育LNG接收站未来调节国内国际LNG市场供需平衡的能力;加快打造中国天然气基准价格中心,降低来自国际市场的风险传导。 相似文献
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中国LNG接收站接收能力快速增加,利用率处于高位,建设主体日益多元,加工经营模式相对稳定,进口LNG主导液态分销市场,保税罐运行开展了有益尝试。目前,中国正在运行的LNG接收站主要发挥的是生产加工功能,是面向国内市场主体的完税LNG接收站。随着国家扩大对外开放以及油气基础设施公平开放进一步深化,国家鼓励LNG接收站做大做强储气业务,同时市场波动要求企业提升储气能力,未来中国LNG接收站将朝着多建储罐做大储气规模、整合协同实现多元服务、面向国际完善保税设施和引进外资使用,以及接收终端拓展为集散枢纽的方向发展。未来需统筹规划接收站建设,优化生产与储气罐容比例,优化接收站运营规则,并建立健全与业务拓展相适应的监管规则。 相似文献