关键词：交通运输燃料；LNG/CNG；低碳；替代；汽柴油；石油对外依存度；LNGV产业链；规划

在世界一次能源向低碳转型的进程中，首当其冲会被替代的就是目前还占一次能源首位(35%)、60%～70%用于交通运输燃料的石油。这是因为石油既是最早枯竭的化石能源，也是其在使用中排放的二氧化碳很难被捕集和封存(CCS)的化石能源，美国和中国交通运输耗能中石油分别占96%和93%。因此，交通运输能源的多元化替代是向低碳一次能源转型的首要任务。

必须指出，交通运输能源多元化替代绝不是简单地让现有汽(柴)油车(船)改用别的燃料，而是包括交通运输总量控制、交通运输模式和科学技术创新、各种新型交通运输能源价值链的全面发展的大系统工程。减少运输总量是最根本的交通节能。煤的运输占了中国交通运输总能耗相当大的比例。控制煤炭增量、新增煤电厂靠近坑口、天然气替代工业燃煤等等，可控制新增煤炭对运力的需求。发达国家如丹麦等经历了由公共交通向私人交通的转型，但在环境目标驱动下又正向低碳的发展自行车和公共交通回归。中国是否一定要经历这种反复?能否直接进入发达、便捷的市内公共交通阶段?中国的私家车能否控制在2～3亿辆而不是IEA估计的4.2亿辆?这是制定交通运输燃料替代规划的基础和前提。

    更须指出，还有一个比低碳更紧迫的挑战，就是中国石油对外依存度的过快攀升。2011年中国石油对外依存度已达到56.5%，直奔60.0%的红线。原油进口年增6%，已达2.54×108t/a。在美国逐步减少石油进口量的前提下，而中国将成为世界上最大的石油进口国，并且在越来越多地依赖地缘政治局势欠稳定的中东地区的情况下，这已不仅是能源供应问题，而是对中国的外交、政治和军事政策的巨大挑战，并有可能对国家战略安全构成威胁。应从这个战略高度认识和推进中国交通运输燃料多元化替代的进程，并立即着手在“十二五”内启动。

1 交通运输燃料替代的途径比较、发展趋势和战略目标

1.1 不同替代燃料发展趋势分析

    图1是中国未来交通能源多元化趋势的预测图[1]。

    图1的预测结果是在碳减排约束下，考虑科技进展、成本和竞争力等综合因素后得到的。在LNG和CNG、电、生物质和煤基燃料3大类替代物中，LNG和CNG是技术最成熟、成本最低、竞争力最强的，因而近期应优先快速发展LNG和CNG，但其增势随可再生能源占比越来越大而渐缓。由于电池技术的进步、电力构成中可再生能源占比越来越大以及CCS技术的进步，电、生物质和煤基甲醇、二甲醚(DME)等的成本和碳排放进一步降低，其增势渐强。按照这个估计，2030年交通运输能源构成可能是石油产品占1/2，LNG和CNG占1/5，电、生物质和煤基燃料各占15%。2050年交通运输能源构成可能是电占1/3、LNG和CNG占1/4、生物质占1/5，油品和煤基燃料占1/5。

1.2 中、美交通运输燃料构成比较

2002年交通燃料占美国石油消费的69%，其中汽油消耗是柴油的2倍。2010年中国加工的4.23×108t石油中60%是汽柴油和煤油，其中柴油1.59×108t，汽油0.77×108t。可见，中国与美国相反，柴油消耗是汽油消耗的2倍。因此，在全面规划交通运输能源低碳转型的同时，把能够更快、更有效地控制中国石油对外依存度的、技术成熟的液化天然气汽车(LNGV)发展(可大量替代柴油)放在优先和重点的位置，具有重大战略意义。遗憾的是在目前的中国媒体上，“交通能源替代”的内涵仅仅被理解为“新能源汽车”，而这又局限于替代汽油的插电式或混合动力的小汽车，很少关注柴油的替代，甚至还鼓吹小汽车燃料柴油化。电动汽车发展目前还严重依赖于电池技术的突破，规划到2015年仅有几十万辆。因此，有必要厘清中国天然气作为交通运输替代燃料的重大意义，分析其潜力，指出其在近10～20年快速发展的前景。

1.3 中国到2030年LNGV和CNGV发展可行的战略目标

    按照上述分析，如果2030年中国的总能耗能够控制在45×108t/a，且把交通运输能耗控制在总能耗的18%左右(8×108t/a，为2007年的3.6倍)，则2030年的交通运输燃料替代目标为44%，即3.5×108t/a，其中LNG和CNG为1400×108m3/a(1.8×108t/a)、电为0.8×1012kWh/a(1×108t/a)、生物质和煤基燃料为0.49×108t/a，占内燃机和航空燃料的13%(0.7×108t/a)，石油产品占56%，为4.5×108t/a，约合3.2×108t/a汽柴油，比2010年多26%。此时相应的石油消耗总量约为5.3×108t/a，对外依存度可以保持在54%左右。如果这一目标能够实现，无疑会对中国的外交、政治、军事战略取向和国家战略安全产生良好的作用。

    实现2030年的上述目标，从现在开始需要5～10年的转型加速期。如上所述，能源转型加速的先驱和主力无疑是LNGV和CNGV，其中LNGV与CNGV的比率大体上保持2：1。而要使LNG和CNG在2030年达到占交通运输能源的1/5，即20%的目标，就必须使其到2015年占到能耗的13.5%(350×108m3/a)，到2020年占到能耗的17.5%(700×108m3/a)。在2009年LNG和CNG已达能耗10%(91×108m3/a，主要是CNG)的基础上，经过努力，上述目标应是可以实现的。

2 天然气作为交通运输替代能源的优点和发展现状

2.1 LNG和CNG作为交通运输替代能源的优点

    在石油供应及其价格随世界地缘政治和经济形势变化而不断剧烈波动的21世纪，天然气作为发动机燃料有很多优点：单位热值(比能量)最高，尾气排放最少，C02排放仅为同热值汽柴油排放量的3/4，利于改善大气质量，供应可靠，价格低且稳定少波动。主要燃料的物理化学特性比较见表1[2]。

2.2 国内外LNGV和CNGV的发展现状

    按照国际天然气汽车(NGV)组织的统计，近10年NGV以年增20.8%的速度增长，到2010年已有1160万辆NGV在81个国家运行，排名前4位的是巴基斯坦、阿根廷、伊朗和巴西。到2020年NGV将达7000万辆，其中大部分是CNGVE3]。加拿大西港(west Port)创新公司是LNGV技术的领跑者，所开发的火花塞和高压直喷天然气内燃机专利技术8年前就由西港-康明斯公司产业化，由Kenworth公司装配成整车销售，在加拿大的垃圾车、美国洛杉矶长滩港口重卡都有应用。燃油交通运输产业链经过半个多世纪的发展已经非常成熟，而LNGV和CNGV替代它需要一系列新的制造业、基础设施、更新投资、标准规范和习惯等“麻烦”，因此，目前还难以撼动其垄断地位。这是NGV迄今未在发达国家快速发展的原因。如今控制气候变化的强大压力，将推动LNGV和CNGV及其引领的价值链构成为一个崭新的低碳产业群。近年来美国页岩气开发的突破使天然气价格不再受油价高涨的影响。目前美国Henly Hube天然气期货价格仅为3.0$/MMBTu(1MMBTu=1055.056J)，相当于石油18$/桶。因而美国政府也正在制定发展NGV的规划和政策。

    2009年中国天然气汽车保有量已有45万辆，居世界第7位，其中绝大部分是CNGV，LNGV有近3000辆。2008年油价冲高极大地促进了中国天然气汽车的加速发展：

    1) CNGV在西部大城市(如重庆、西安、成都、乌鲁木齐等)，以现有发动机改装为主，替代汽油的CNG出租车已经普及应用；在22个省份有加气站1324座。

    2) LNGV在新疆、内蒙古、山西、海南等省(区)各类重型卡车、城际客车的应用正在快速推广，已在8省份设有加气站15座[3]，新疆广汇实业股份有限公司与哈萨克斯坦合作，利用进口该国天然气资源液化作为LNGV燃料供应链的保障，内蒙古自治区在省一级制定了利用本省各类天然气资源的替代规划。

    3) 新疆、长沙、北京等省(区)市LNG替代柴油的公共汽车以及长江、大运河LNG替代柴油的船舶，均已开始快速发展。

    4) NGV硬件制造业、加气设施制造产业链初步形成，到2009年已有NGV设备制造商110家，NGV发动机制造商18家，生产98种型号产品[3]，天然气大巴已经出口，车用Otto内燃机改装燃用CNG技术早已普及，现有Desier内燃机改装燃用天然气的技术也已普遍推广。目前，通过引进消化加拿大西港创新公司技术，潍柴动力股份有限公司、广西玉柴机器股份有限公司、上海柴油机股份有限公司等生产的200～300kW车用天然气发动机，广州柴油机厂与挪威船级社合作研发设计、有自主知识产权的700～1000kW船用中速天然气发动机等，均已形成国产化批量生产能力。燃料箱、加气站全套设施等也已有多间工厂能够生产。陕汽重卡集团2012年1月开始打出“中国天然气重卡”整车的销售广告，为首条年产5万台生产线的产品开辟市场。

3 中国LNG和CNG燃料供应可靠性和经济性分析

3.1 中国LNG和CNG燃料供应保障分析

    包括页岩气、煤层气、致密砂岩气在内的非常规天然气并不像石油和常规天然气那样依赖于特定的成油(气)地质构造，更不用说潜力巨大的天然气水合物了。未来50年，天然气将有更大的发展[4]。目前北美的天然气市场价格已经与油价脱钩，而随供需格局变化。目前东亚LNG和亚欧大陆管输天然气价格以不同方式与油价挂钩的局面，未来也将逐步改变。LNG和CNG替代石油是在供应上有保障、经济上有竞争力的，对中国来说尤其如此，因为中国天然气产业在资源和供应两方面有着不同于其他国家的特点。

    1) 中国常规天然气资源量为56×1012m3，虽然占世界资源比重不大，但勘探开发尚处于初期，可采储量还远没有摸清，还有很大潜力。而中国的非常规天然气(主要是页岩气和煤层气)资源非常丰富，而且其中相当大一部分是小型、分散的，且分布在靠近东南沿海地区。在国土资源部宣布页岩气为新矿种，并将分区块招标、民营企业准入，并可能给予免税或补贴等支持条件下，以就地液化成LNG的形式运输、销售的页岩气将蓬勃发展。2008年投运的香港易高公司山西沁水10×108m3/a煤层气LNG项目就提供了一个成功的案例。

    2) 中国天然气管网21世纪才开始建设，迄今总长仅有4×104km。2030年，当中国天然气耗量超过7000×108m3/a，超过美国目前耗量1.2倍时，其天然气管网总长也不可能达到美国目前40×104km的规模，因而与管输互补的“小型液化-LNG运输-卫星气化站”模式的发展势在必行。其实早在“西气东输”一线启动的同时，以中原绿能高科有限责任公司和新疆广汇实业股份有限公司为代表的这种模式就在市场驱动下萌生和不断壮大。如今，他们所推动的中国LNG罐箱运输链不仅是天然气中游环节的“另一条腿”，而且还将成为LNGV和CNGV最具竞争力的供应链。

    3) 国际天然气贸易格局正在发生重大变化。由于LNG贸易更灵活，且运输距离超过4000km时更经济，因此LNG贸易份额不断增加。管输天然气和LNG价格的消长变化也有相当的不确定性。对中国来说，除了必须保持一定量有可靠性保障的管输合同之外，还必须抓紧LNG接收站的建设。中国天然气耗量大、经济发达的用户大部分在沿海地区，LNG接收站就近供应，成本较低，潜力很大。2030年中国LNG进口量有可能逼近1×108t/a(约1300×108m3/a)，与从陆上进口的管输天然气博弈、互补，这对沿海地区的LNGV来说，是燃料供应的重要保障。

    4) 国家发展改革委员会刚刚颁布的“净回值法”确定各省门站价的天然气定价机制改革试点方案，以适当定价的国产气与国际贸易价格较高的进口气对冲，可以掌控国内市场天然气价格不受国际天然气价格波动的冲击。在这样一个特定的历史时期，从主干管网省门站取气液化生产的LNG(加工费为0.50元/m3左右)都可能比进口LNG便宜。例如广东地区从天

然气售价为2.74元/m3的门站取气液化后所得LNG成本不过3.30元/m3，而广东地区的柴油价格则超过7元/L。

    5) 天然气管网门站压力在6.0～10.0MPa，城市燃气末端供气压力只有0.2MPa，6.0～0.2MPa降压过程中宝贵的压力能都在上千个各级管网调压站的节流阀上白白浪费掉了，而且还得耗能加热、防止节流降温后结冰堵塞。有的地方已经开始规划采用膨胀机或激波制冷技术回收利用该压力能。冷能的用途之一就是夜间将部分天然气液化为LNG，这部分LNG也可以用作交通运输燃料。

    至少到2030年，中国LNGV和CNGV将有进口LNG、非常规天然气和小气田就地液化的LNG、管网天然气液化的LNG、城市燃气门站/调压站液化的LNG等4种LNGV燃料供应源，足以保障到2030年有1000×108m3/a的LNGV和CNGV燃料供应。另外400×108m3/a的CNG供应更没有问题。这是中国特有的条件，是其他国家无法比拟的。

3.2 中国LNGV燃料价格走势和LNGV经济性分析

    中国天然气下游市场用户主要集中在发电、民用、工业燃料、建筑物燃料、交通运输燃料、工业原料等6大领域。2009、2020年中国天然气消费比例统计、预计情况如表2所示[5]。

    在“十二五”中国天然气快速增长期，承担替代燃煤任务、占耗量60%的发电、工业、建筑物燃料大用户，也是价格承受能力最弱的用户。天然气价格改革和推广冷热电联供分布式能源系统技术，主要就是解决这类市场的开拓问题[6]。而承担替代LPG和汽柴油任务的民用燃气和NGV燃料两类天然气下游用户，由于在未来石油价格难以回落到100$/桶以下、汽柴油保持7～8元/L的格局下，对天然气价格的承受能力是较强的。

    在上述4种LNG供应源中，进口LNG的价格可能是最高的。经过LNG经销商和加气站两个中间环节，加上运营成本和税收后的总成本，正常情况下进口LNG的价格应为4.00元/m3左右，除非国际局势发生剧烈动荡，否则，其价格总体趋势不会走高。其他3类基于管输天然气的LNG供应源，总成本应低于进口LNG价格。所以，在今后一个相当长的时期，将形成4种LNG竞争性的买方市场，具体情况依地缘条件而定。这也是中国特有的现象。

    国内在运的CNGV性能数据大致是1m3天然气在城市内能够替代1L汽油，在城外高速公路上能替代1.2～1.3L汽油。陕汽重卡集团生产的LNGV重型卡车在内蒙古自治区实际运行的数据是1m3天然气能够替代0.94L柴油。现有柴油机改装的效果大体是1m3天然气能够替代0.85～0.90L柴油。按照目前国内LNGV加气站的价格(各地不同，大致介于4～5元/m3)，替代7～8元/L的汽柴油有显著的经济效益。

    LNG替代柴油的经济性是产业链发展的决定因素。以陕汽重卡集团350马力(1马力=746W)的LNGV为例，由于增加了能持续行驶1000km的两个LNG燃料箱使成本增加近10万元，因此，其售价比同功率柴油车高约10万元。但若油费能节省30%，则在年行驶15×104km条件下，1年多即可回收增加的投资。

4 推动中国LNGV产业链快速发展的几个关键问题

    CNGV所涉及的产业链比较单纯，但因受高压钢瓶自重和装载量的限制，只适用于城市内短途的出租车和部分公交车、私家车。只要有充足的天然气供应，在行车区域设置足够方便的CNG加气站即可。增加1个CNG燃料箱和发动机改造很容易，目前已在西部各大城市推广。

    LNGV则不然，低温LNG燃料箱的能量密度比CNG的能量密度高2～3倍，可用于长途行驶，且要求较少的LNG加气站，这是LNGV相对于CNGV的主要优点。但是LNGV的价值链远比CNGV的价值链复杂。LNGV全价值链的主体是LNGV的业主，即LNG车、船或其他设备的所有者和运作者，购置、使用、生命周期评估和置换的资本运作者。其他3个从属的供应链是：①发动机、燃料箱、整车等制造业供应链；②加气站规划、布局、设置和服务供应链；③LNG生产、运输、终端供应链。这些都是围绕LNGV主价值链并为之服务的。显然不可能由任何一个企业构建和集成这4个价值链来，而需要由中央和地方政府若干有关部门来统筹、协调规划。这正是中国LNGV产业发展的症结之所在。

4.1 LNGV的市场分类和开拓策略

    表3是中国2009年柴油消费1.38×108t/a的分布情况[7]。可以推断，在“交通运输、仓储邮政”之外的其他各项中，也将柴油大量用于发动机燃料。例如“农、渔业”中的拖拉机、收割机、渔船，“建筑业”中的水泥车、运土车，起重机，“工业”中的采矿车、挖掘机，市政中的垃圾车、清扫车等。因此可以认为，90%左右的柴油是用作柴油发动机燃料的，是可以用LNG替代的。

    按照价值链主体的特点可把LNGV价值链分为3大类。

    1) 第一类：交通运输、物流仓储、邮政等一般性长途LNGV，其活动范围广，要求上述3个从属供应链全时间、空间的配合。

    2) 第二类：专业性强、活动场所特殊、路线固定的LNGV，如农业、矿山、建筑、市政环卫、港口装卸等等。它的上述供应链①很专业，供应链②总投资少，易设置。

    3) 第三类：船用LNGV，渔船、内河、近海、远洋运输船等，其特点各不相同。

    第二类专业性强的LNGV比较容易设置，可以作为推广LNGV的突破口。第三类LNGV次之。第一类LNGV也可以先在局部地区推行，如固定路线的城际客车、矿石运输车等，待取得经验再全面推广。

4.2 政府积极推进

    早在2006年科学技术部就组织了市内LNG公交车试点，并已证明完全可行且极有必要。当前政府的职责是尽快制定相应的规划、标准和法律法规。

    1) 在天然气发展规划已经制定、并有充分保证的前提下，首先要切实制定好LNGV价值链总体发展规划(空间布局、阶段和进度规划)以及制造产业发展、加注站设置、LNG供应等3个从属产业链的相应规划。近年来许多公司看好LNGV的发展前景，纷纷在各地区“抢滩布点”LNG加气站，企图占得垄断先机。政府再不做好总体规划将导致LNGV产业的恶性竞争、重复建设和资源浪费。

    按照一辆300kW的重型卡车耗气50m3/1OOkm、每车年运行15×104km、耗气7.5×104m3/a计算，LNGV 2015年将占到天然气替代交通运输燃料量的2/3，即250×108m3/a左右，相应于到2015年中国应有33万辆300kW的重型卡车全负荷运行，折合成大小不等的车船，大致为40～50万辆(艘)左右，到2020和2030年还需增加2～4倍。而现在潍柴动力股份有限公司和陕汽重卡集团LNG卡车的生产线能力规划到2015年只有5万台(辆)。权宜之计可用现有柴油发动机和整车改装成LNGV，但其长远发展之路不能走现有柴油发动机改装的路线，因为那将损失近10%左右的效率和能源。LNGV制造业，是中国未来重要的低碳产业和出口产业，必须及早规划、布局，制订准入、支持和优惠政策。

    2) 及早制定好LNGV(包括各类车、船，加气站等)价值链上所有环节的硬件制造、操作运行、质量、安全等各项标准，是促进其快速发展的、事半功倍甚至“四两拨千斤”的举措。

    3) 目前还没有LNGV相应的法律、规范，对LNGV套用汽柴油或LPG燃料的标准并不合适。及早制定相关法规，是上层建筑促进经济基础发展的应尽职责。

4.3 加气设施的规划、建设和布局

    由上述对3类LNGV推行难易的分析可见，供应链②其实是LNGV价值链推广的主要障碍。特别是第一类LNGV的推广，要求在全国范围内所有现有柴油加油站的地方都能够方便地加注LNG。LNG虽然是易燃易爆物品，但国外的研究和大量实践经验表明[8]，在针对其特性采取安全措施的条件下，其并不比汽柴油或LPG更危险，安全性反而更容易得到保障。相关规范和标准须由国家和省市交通、公安、消防、规划等部门联手，委托在LNGV领域的先行企业和行业组织着手制定。

4.4 LNGV/CNGV燃料供应链终端运营模式

    目前西部城市中心区内的CNG加气站大部分采用CNG子母站模式，在母站把管道天然气压缩到25MPa，用高压罐车分送到各个加气子站[9]。未来将更多采用LNG和CNG两用模式：罐中仅储存LNG，需要CNG时，用泵把LNG升压到25MPa再气化，以期节省占地和压缩机功耗。

    长途货运重型卡车(或拖头)挂两个LNG燃料箱可以驰行800～1200km，使水泥车、矿山车、垃圾车、港口定点运输车等只需在起始和终到地设置较少的LNG加气站。未来随着LNGV在全国普及，可以在现有高速公路加油站附设LNG/CNG加气站，采用可拖动的LNG罐箱作为加气站储罐，还能够减少占地、便于置换、避免倒罐损失。

    内河LNG船舶宜采用小型加注船的模式。当船舶驶近或驶离码头几公里的距离内，出动LNG加注船贴近运输船，给其加注LNG。既保证码头安全，又不占用船舶停靠码头的时间。

5 结束语

    综上所述，“十二五”天然气供应快速增长，价格机制逐步理顺，为LNGV和CNGV的发展提供了极好的机遇。LNGV和CNGV产业链在国内外已有扎实的基础，技术成熟、环境效益显著、经济可行。推进LNGV和CNGV在我国的发展，加速其替代占交通运输能源93%、占原油总量60%的汽柴油车的进程，对抑制石油对外依存度过快增长、保障国家战略安全具有极其重要的意义。政府及早制定相关规划、标准、法律法规是推进其发展的关键。

参考文献

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[5] 华贲.尽快改革天然气各类用户价格和DES/CCHP发电上网价格机制[J].天然气工业，2012，32(2)：106-110.

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[8] 何太碧，黄海波，林秀兰，等.中国LNG汽车及加气站技术应用分析及推广建议[J].天然气工业，2010，30(9)：82-86.

[9] 何太碧，黄海波，谭金会，等.城际间CNG汽车加气站选址布局研究[J].天然气工业，2009，29(4)：99-101.

(本文作者：华贲 李亚军 华南理工大学天然气利用研究中心)