我国内河及长江航运普遍存在污染严重、船舶机型复杂、技术装备陈旧老化、能耗高等问题，发展LNG动力船舶对于我国内河航运的节能减排具有十分重要的意义。2011年1月国务院《关于加快长江等内河水运发展的意见》提出，利用10年左右的时间，建成畅通、高效、平安、绿色的现代化内河水运体系。我国沿海现已建成投产5座LNG接收站，“十二五”期间还将有浙江、唐山、青岛等6座LNG接收站建成投用，总接受能力将达到4 800×10⁴ t，加上内陆正在建设一批大中型LNG液化厂，未来LNG资源供应将非常充分。同时，进口LNG资源价格偏高，LNG全部气化进入管道与国产气、进口“西气”混合，销售价格将远低于成本价。因此，迫切需要开拓天然气高端市场，实现顺价销售。正是在这些大背景下，船用燃料油改用天然气近年来成为各方关注的热点，越来越多的企业投入这一行业，应引起国家和地方主管部门的重视。
1 LNG动力船舶的发展
1.1  LNG动力航行所用燃料主要为柴油和燃料油，其中柴油主要用于内河或近海中小型船舶，相对于燃料油来说柴油燃烧完全、排放少、船舶运营维护成本低，但燃烧成本高。燃料油主要用于远洋大中型船舶，通常含有较多的硫、灰分等杂质，燃烧后大气污染物排放量多，船上相关设备要经常更换或清洗，维护成本高。LNG作为船舶动力燃料，最初应用于LNG运输，主要是基于LNG运输船舶长距离航行会有少量LNG蒸发成气体（简称BOG），BOG与燃料油按一定比例混合，就可以成为传统蒸汽轮机推进系统主锅炉的燃料，这样既解决了BOG的安全排放问题，又节省了燃料消耗。而将LNG作为船舶动力燃料真正地应用于非LNG运输船，始于2000年的挪威。据挪威船级社（简称DNV）资料，截止2011年6月，全球已经投入运营的LNG燃料动力船舶有21艘，船舶类型包括渡船、滚装船、平台供应船、集装箱船以及海岸警备船，全部入级DNV；另外还有19艘已下订单正在建造中。已投入运营和在建的LNG动力船舶基本都在近海或内河运营，LNG储罐容积都小于250 m3 ，续航里程有限，通常5~7 d加注一次燃料。从欧洲国家的发展经验看，LNG动力船的开发和应用由船东、船级社设备厂商、船舶设计公司和船厂联合攻关，并且许多项目获得了政府的资助。尤其是挪威船级社在LNG补给基础设施、LNG动力船舶制造、船舶水上航行等方面都形成了较为完善的技术标准和规范体系。
LNG作为船舶动力燃料，与燃油相比其优势在于排放更清洁，国外已经投入使用的LNG—柴油双燃料船舶发动机硫化物排放量减少了90%，氮氧化物排放量减少了80%，二氧化碳排放量减少了20%。但是，从已投入运行的近海和内河LNG动力船舶数量来看，近10年来其发展相对缓慢，究其原因为：①LNG动力船舶需要增加储气系统、混燃系统、安全与消防系统等更为复杂的设备装置；②LNG燃料补给需要到特定港口或区域，这涉及天然气的液化、LNG的运输储存等诸多环节；③大多数国家尚未实行强制性排放标准，LNG与燃料油相比经济上没有竞争性；④新船建造成本高于普通船舶，据挪威海事研究机构数据，LNG动力船舶建造成本高出普通船舶建造成本的8%~20%,维护成本也高。
1.2 我国LNG动力船舶发展情况
我国LNG动力船舶的研究和应用始于2010年，至2011年底先后改造了苏宿货1260号、长讯3号、芜湖红日166号、武汉轮渡302号这4艘柴油机船舶使用LNG—柴油双燃料，在京杭运河和长江航线进行了试验示范运行。改燃船型有散货和拖船两类，发动机功率覆盖330、440、105KW这3种规格。开展船舶油改气业务的企业主要有昆仑能源有限公司、北京油陆商贸有限公司、湖北西蓝天然气有限公司、港华燃气有限公司、新奥燃气器有限公司、中国长江航运集团公司、中国石油济柴动力总厂等，国家海事局、船级社及江苏、安徽、湖北等地方的海事、船检、交通等相关部门对试验示范项目也给予了较大关注和支持。
LNG动力船舶作为新生事物，在国内应用和推广还有不少问题亟待解决，除了技术层面有待深入研究和改进之外，政策法规层面的制约因素更值得研究和关注。
1）LNG动力新船建造、运营船改装技术及改装后的检验与运行管理规范有待完善。船舶燃油舱体积虽大，但可以在船上见缝插针随机安放；而LNG储罐体积虽不大，但需配套气化放散、阀门、管路等一系列设施，系统复杂、布局难，安装圆筒形LNG储罐也会损失部分货物运输的空间，这位船舶的设计和改造带来了难度。现行适用于LNG燃料的《气体燃料动力船检验指南2011》，一些条款执行起来难度较大，如中国船级社（简称CCS）要求对混然产品全部进行认证，运营船舶柴油机改为双燃料发动机需将图纸和相关资料提交CCS审查批准。从目前试点船舶来看，改装审批程序繁琐复杂、效率低、部分行业管理人员倾向于将使用LNG为动力的船舶视为危险品船进行管制更是影响了其推广进程。
2）关于水上或岸基LNG加注站的建设国内尚无规范，也存在技术难题。目前试验船所用LNG或者通过岸上临时加气设施（LNG运输槽车）通过软管直接加注，或者直接采用更换LNG储罐方式的方式供给。LNG输送管道均为低温管道，不宜延展和伸缩。若在长江沿岸建设岸基LNG加注站，由于夏季丰水期和冬季枯水期水位落差大，向船舶加注LNG非常困难，且沿海建站还受涨潮落潮的影响。在水上建设LNG加注趸船，采用加注LNG的模式也面临一些待攻克的技术问题。此外，沿江或沿海建设LNG加注站受港口、航道、海事、规划、消防、环保、安监等多个部门的管理，审批环节复杂耗时。
3）国内中小型LNG运输船舶的建造及行驶都缺乏标准规范。大规模推广LNG动力船舶，LNG燃料补给单纯依靠陆上运输远不能满足需要，必须打通LNG内河水上运输通道。目前中小型LNG运输船的设计、建造技术基本被北欧国家、韩国、日本等少数国家的船企垄断，国内中小型LNG运输船研究尚处于起步阶段，设计技术还不成熟。2012年4月，中国海洋石油总公司（以下简称中海油）委托上海船舶设计院设计一艘舱容为30 000 m³ 的LNG中小型运输船，船舶建造主要参考了国外的技术规范，需要船级社在船舶建造规范的检验指南上及时跟进。同时，关于建造后船舶运营的国家海事法规和监管政策基本还是空白。如果小型LNG运输船照搬执行《液化天然气码头设计规范》和《船舶散装液化气体安全监督管理规定》（2011年11月征求意见稿），则LNG内河运输非常难以实现。
2  水运LNG资源供应及价格分析
2.1  可利用的LNG资源
船用LNG资源可来自沿海LNG接收站和内地LNG工厂这两个渠道，从节省物流成本角度考虑沿海省份利用LNG接收站进口国外LNG资源、内陆省份就近利用LNG工厂生产的LNG较为合理。截止2012年底，全国大约有50座LNG液化工厂投入运营，总产能接近3 000×10⁴ m³左右。从区域分布看，LNG工厂主要集中在华北地区的陕西、内蒙古、山西西北地区的宁夏新疆、甘肃、青海以及西南地区的四川。其中，昆仑能源有限公司下属各企业已建和在建LNG工厂20座。最令人瞩目的是重在建设中的湖北黄冈LNG工厂，作为国产化示范项目，其设计液化能力高达500×10⁴ m³d，建成后可谓气化长江提供充足的资源保障。沿海LNG接收站方面，中国石油已建成投产江苏如东、辽宁大连两座LNG接收站，均配套建有LNG槽车装车平台，一期各建成10个装车台，年装车能力约40×10⁴ t;唐山LNG接收站正在建设之中，“十二五”期间还规划建成深圳LNG接收站。中海油已建成深圳、福建、上海3座LNG接收站，浙江LNG也已接气试运转，其中深圳LNG接收站槽车灌装站一期设有10个装车台，年装车能力约40×10⁴ t;福建LNG接受槽车灌装站一期设有6个装车台，年装车能力约2040×10⁴ t。上述项目均可向市场供应液态LNG，用作船舶燃料。
2.2  LNG价格走势分析
2.2.1  国际进口LNG到岸价
根据国际能源署的研究报告，长期来看全球天然气供应仍然较为宽松。剑桥能源、麦肯锡等国际知名机构预测，2015年美国Henry Hyb天然气价格为6~8美元/MBtu(1 MMBtu=1 055.056 J)，折合为1.39！1.86元/m³；欧洲天然气价格为8~10美元/MBtu，折合为1.86~2.32元/m³；日本LNG到岸价为10~12美元/MBtu，折合为2.32~2.79元/m³。
我国沿海的进口LNG价格，长贸合同与现货存在较大价格区别，资源国不同也有较大价格差异。2010年我国进口LNG共计935×104 t，加权平均到岸价约合1.45元/m³。2011年进口量增加到1 221×10⁴ t，加权平均到岸价约合2.17元/m³，与2010年相比大幅上升，主要是由于在进口量翻番的带动下，深圳LNG接收站进口的低价澳大利亚资源所占份额下降，而进口卡塔尔、尼日利亚等国资源价格都非常高，最高时到岸价已接近4.3元/m³。
近几年，中国石油、中国石化、中海油三大石油公司签订的LNG进口长贸合同资源主要来自卡塔尔澳大利亚、巴布亚新几内亚，在油价为80美元/桶时，到岸价介于2.9~3.15元/m³，若考虑13%增值税后完税价为3.28~3.55元/m³。由此可以看出，2015年我国进口LNG价格将远高于2011年平均进口气价，也高于日本进口LNG价格。
2.2.2  国内LNG出厂价
现阶段，国内液态LNG销售属于市场行为，政府没有管制价或指导价，也没有相关的文件法规约束，交易价格由供需双方商定，近几年LNG市场交易非常活跃，接个主要取决于供气成本和替代能源燃料油或LPG的价格。根据资源渠道的不同，形成了沿海LNG接收站挂牌价内地LNG工厂出厂价两个价格。随着全国性天然气管网不断完善和资源供应紧张局面的缓和，在天然气主要消费区域长三角、东南沿海槽车送到用户的天然气价格呈现出趋同之势，两类气的价格互相制约。根据息旺能源统计数据，2011年初至2012年8月，深圳大鹏LNG接收站挂牌价介于5 100~5 700元/t，折合3.4~4.2元/m³，在冬季用气高峰期相对高一些，莆田LNG接收站挂牌价通常略低于大鹏LNG接收站挂牌价0.1元/m³左右。内地LNG工厂多位于中西部的陕西内蒙古、山西，而消费地的行情，2011年以来上述地区的LNG出厂价介于3 100~4 000元/t,折合2.14~2.76元/m³。
目前国内已建成并仍有一批LNG液化厂正在建设之中，到2015年天然气总液化能力将超过130×10⁸m³/a，所加工的天然气大部分来自于天然气长输管道。2011年12月26日，国家在广东广西两省推出天然气价格改革试点，确定“西气东输”二线供应这两个省的天然气门站价格分别为2.74、2.57元/m³左右。国各省天然气门站将实行一省一价，如果2015年各省天然气门站价格到位，预计距离气源比较近的内蒙古、陕西等中西部省份天然气门站价格为2.0元/m3左右，主要通过天然气长输管道供气的中南地区气价为2.6元/m³左右，本地气田、天然气长输管道联合供气的西南地区气价为2.2元/m³左右，天然气长输管道和LNG联合工期的长三角和东南沿海地区气价水平与“西气东输”二线广东省试点价格一致，即为2.74元/m³左右.据此分析，若在中西部的陕西、中南地区的湖北、西南地区的四川建设LNG液化厂，再加上液化环节的费用约0.7元/m3，LNG出厂价将达2.7~3.3元/m³，高限价格将逼近沿海进口LNG到岸价。
2.3内河水运LNG供应价格
内河船舶所用LNG资源来自沿海LNG接收站和内陆LNG工厂两个渠道，其物流通道和价格链略有不同，供到船上的价格因上游购气价格的差异也会有所区别。
2.3.1  进口LNG供应价格
由于LNG内河水上运输近两年还难以实现，在LNG动力船舶发展初期，利用沿海进口LNG作为资源只能通过陆上槽车运送。此时，船用LNG供应价格=LNG到岸完税价+装车费+陆上运费+船舶加注费。陆运由于一次运量小、运输成本更高，参考目前市场上平均运费水平取每百公里0.06元/m³。如果LNG到岸价取3.15元/m³计算（油价为80美元/桶，进口环节增值税全部减免），LNG接收站装船费取0.2元/m³，趸船LNG加注费取0.5元/m³。按照上述价格链，以供应价不高于可承受价4.6元/m3为基础测算，陆运经济半径为1 300 Km，即华东地区进口LNG最远只能覆盖湖北武汉，运至武汉以西地区则不经济。
LNG水上运输相对路上槽车运输量大、经济、也是今后我国LNG动力船舶规模发展、可持续发展必不可少的输送方式，相关部门正在开展这方面的研究工作。进口LNG水运供应是指在沿海某大型接收站将LNG转至小型LNG运输船，然后通过内河或近海运输，给水上加注趸船补给LNG。其价格链为船用LNG供应价格=LNG到岸完税价+装船费+水上运费+水上加注费。水上运输与陆运的区别主要在于运输费用不同，其他如LNG到岸完税价、终端承受气价、LNG接收站装船费、LNG加注费与陆运费用相同。如果水上运费取每百公里0.02元/m³，按照上述价格链，水运经济半径可达3 800 Km，即从华东地区沿海LNG接收站出发沿长江可以到达重庆。
2.3.2  国产LNG供应价格
国产LNG外运一般只能通过陆上槽车运输，火车运输还处于探索阶段，短期内较难实现，因此，供船用LNG价格=管道天然气所在省门站价格+LNG液化费+陆上运费+船舶加注费。其中，LNG液化费取0.7元/m³，陆上运输每百公里运费取0.06元/m³，LNG船舶加注费取0.5元/m³；2015年管道天然气供各省门站价按新的定价考虑。测算结果表明，陕西、湖北、四川的LNG工厂接受天然气长输管道来气，液化生产的LNG供船舶按4.6元/m³销售的话，其经济运距分别为2 300 Km、1 300 Km和2 000 Km，供应长江上的船舶均在经济运距内。
2.4  水运LNG替代燃油的经济型
LNG替代船用燃料油或柴油，其价格应不高于航运企业的承受能力。根据长江和京杭运河上试验示范船舶的市场反应并参考天然气汽车用气价格，分析认为船舶供气管价格不宜高于0号柴油价格的70%。在国际原油价格为80美元/桶时，测算船舶可承受气价大致为4.6元/m³，在这一价格水平下航运企业才有改造的积极性，否则LNG供应价格过高则难以将撬动LNG动力船舶市场。
2.4.1  LNG替代燃料油
目前，我国长江、运河和近海航行的5 000 t级以下船舶所用燃料以柴油为主，5 000t级以上船舶有柴油和燃料油两类。2010年以来我国华东及华南地区LNG与燃料油价格显示，在热值相同的情况下，LNG与燃料油的价格比为0.9~1.2。因此，从价格看LNG与燃料油相比基本没有竞争优势。LNG与燃料油相比，其优势在于排放更加清洁，船舶发动机硫化物排放量可减少90%，氮氧化物排放量可减少80%，二氧化碳排放量可减少20%。鉴于交通部发布的《公路水路交通运输节能减排“十二五”规划》及《“十二五”水运节能减排总体推进实施方案》对内河和近海船舶二氧化硫、氮氧化物等废气排放都没有提出新的具体要求，只对单位货物周转量二氧化碳排放提出了减排16%的目标。因此认为，在国家出台强制性减排措施以前，航运企业燃料油改LNG的积极性不高。
2.4.2  LNG替代柴油
国内长江、京杭运河已经投入实验和示范运营的LNG动力船舶均为柴油-LNG双燃料驱动，启动和靠泊时仍然使用柴油，平稳行驶时利用天然气、柴油混燃驱动，综合替代率一般可以达到70%。另外，从实船测试及发动机台架实验数据看，替代1 kg柴油需1.25~1.3 m³天然气，在此，按1 kg柴油折合1.3m³天然气考虑。
以一艘常年航行于武汉至上海的3 000 t级货船为例进行分析，选取参数如下：单词往返航程2 000 km，每年往返次数12个航次（参考某大型航运企业实际运营情况），耗油3.5 kg/(103 t•km)，柴油价格8 500元/t、LNG价格4.6元/m³。计算结果见表1，可以看出改用LNG—柴油双燃料后每年可节省燃料费用44.5万元。3 000 t级的货船双燃料动力系统改造费用超过50万元，1年多时间即可收回成本。通常船舶寿命超过15年。因此，改用LNG作为船舶动力燃料，与柴油相比具有较好的经济性。
 
3  水运燃料气代油市场潜力分析
3.1 适宜气化船舶范围分析
水上行驶船舶类型包括客运船、货运船、工程船、滚装船、渔船等，从技术经济角度考虑，适合气化的船舶主要为内河和近海货运船舶，渔船气化需要政府继续提供燃油补贴。主要是基于以下几方面考虑。
1）客运船。我国水上客运量少，2010年仅为2.2万人，还不到全国旅客运量的1%，因此，水上客运消耗燃料量较少。同时，由于客船运送大量的乘客，船舶停靠码头人口和建筑密度大，无论是对船舶本身还是码头的安全性要求都非常高，因此，较难满足气化条件。
2）货运船。按照船舶航行的水域，货运船可分为内河运输、近海运输和远洋运输3类。其中远洋运输基本为万吨以上大型船舶，以燃料油为动力，用LNG替代不经济，只有燃用柴油的内河和近海货运船舶用LNG替代才比较现实。远期有可能类似欧盟国家因受环境因素制约而采取远洋船舶在轮船靠岸时临时改烧LNG的方式来满足排放要求。
3）工程船。是指装有特种机械，在港区或航道从事码头修筑航道疏通等工程的专用船舶，如挖泥船、打桩船起重船。这类船舶通常在某一固定区域作业，部分适合气化，但船舶保有量有限，潜力预测暂不考虑。
4）渔船。我国海船总保有量已超过100万艘，但95%以上船身长度不到24 m，尤其是内河渔船其长度一般不到12 m，吨位小、装机功率低。若用LNG作动力，需要增加储气罐、气化器、供气管道以及其他操控设施，改造后作业空间将大受影响，因此，从数量上看大部分不适宜改装。另一方面，自2006年起农业部对渔船实施燃料油补贴政策，即当汽油出厂价格高于4 400元/ t、柴油价格高于3 870元/t时，启动补贴机制，补贴额度主要根据渔船的装机功率和类型来确定，即渔船年油价补贴=主机功率（kW）×补助用油系数（元/kW• a）。目前各地补贴标准有所不同，以2010年度山东荣成为例，政府公布的渔业油价补贴标准为：拖网船1 266.8元/kW，围网船1 298.47元/kW，刺网船1 190.27元/kW，张网船865.65元/kW。据此测算，一艘441 kW拖网渔船年补贴总额为55.8万元，相当于全年燃油成本的1/3，若用天然气替代，按70%的柴油替代率、天然气价格取4.5元/m³计算，全年节省燃料费51万元，低于测算的燃油补贴55.8万元。因此，渔船改烧LNG后若不能享受燃油补贴，气化的可能性不大，本文需求潜力测算没有包括这部分。
3.2  我国水运气代油项目发展近阶段判断
综合考虑技术研发、法规建立、市场培育、资源运输等方面因素，分析认为水运气代油市场发展需要2~3年的试验示范期、2~3年的启动期，然后才能进入规模发展期。
2010-2012年为水运气代油项目试验示范阶段。目前只有少数船型做了实验，加气基础设施、动力系统改造技术不成熟，尤其是国内缺乏相关标准规划，因此，认为2012年前船舶气化仍将处于试验示范阶段。
2013年-2015年为水代油项目启动阶段。在这一阶段，LNG动力船舶制造、LNG内河运输及安全管理等标准将逐步放开，如果LNG价格比柴油具有明显竞争优势，船舶企业对柴油动力船舶进改造的积极性将快速提高，但在国家颁布船舶排放强制标准之前，燃料油动力船舶的改造积极性不高。
2016-2020年为水运气代油项目规模发展阶段。随着节能减排、绿色发展的概念逐渐深入，如果国家对船舶排放出台强制性标准，LNG替代燃料油将得到发展，全国水运气代油项目将进入规模发展阶段。
3.2 我国水运气代油市场潜力分析
3.3.1  全国水运市场发展
水上运输在我国货物运输体系中发挥着越来越重要的作用。据交通运输部统计数据，截止2010年底，全国拥有水上运输船舶17.84万艘，共计1.8×10⁸ t，货物周转量68 427×10⁸ t•km，平均运距1 806 km。水路货运量、货物周转量在我国货物综合运输体系中所占比例分别为11.7%、48.2%。
“十一五”以来，国内水上运力持续增加。2005-2010年水上运力平均每年增加12.1%，货物运量年均增长11.5%，其中内河货物运量年均增幅12.3%；水运货物周转量年均增长6.9%，其中内河货物周转量年均增长16%。同时，船舶结构不断优化，向着大型化方向发展，单船平均净载重由2005年的491 t升至1 011 t。
 
2011年1月国务院发【2011】2号文《关于加快长江等内河水运发展的意见》提出，到2020年全国内河水运的货运量要超过30×108 t，建成1.9×10⁴ km“两横一纵两网十八线”国家高等级航道；内河船舶平均吨位达到1 200 t，其中长江干线船舶平均吨位超过2 000 t（2010年上述数据分别为18.86×108 t、9 085 km、449 t、488 t）。2011年3月，交通部发布《关于贯彻落实〈国务院关于长江等内河水运发展的意见〉的实施意见》提出，到“十二五”末全国规划的“两横一纵两网十八线”1.9×10⁴ km高级航线70%达到规划标准，高等级航道里程达到1.3×10⁴ km；内河水运得到较快发展，运输优势进一步发挥；内河船舶平均吨位提升到800 t，长江干线船舶平均吨位达到1 600 t。我国内河水运迎来了发展的黄金期。
3.3.2  全国水运市场气代油潜力分析
分析水运天然气替代燃料油或柴油的潜力，首先需要预测该行业未来燃料消费需求情况，而这要基于该行业近年来燃料实际消费情况。遗憾的是，无论是《中国交通运输统计年鉴》还是《中国能源统计年鉴》都没有这方面的统计数据，交通统计年鉴前些年曾经公布全行业船舶燃料平均单耗数据，但2008年以来也不再公布。因此，只能根据更早时期历史数据相关研究机构或论文披露的数据或一些大型航运企业燃料消耗情况进行估算。据国家发展与改革委员会综合运输研究所资料，2005年全国营业性船舶燃油消耗量为1 356×10⁴ t，船舶燃油单耗大致为6.6 kg/（10³ t•km）。交通部公路水路交通“十一五”发展规划提出，2010年、2015年营运性船舶单位能耗分别比2005年下降10%、20%，“十一五”期间上述指标已全面完成（但交通部没有公布具体数据），由此推测2010年营运船舶单耗平均为5.9 Kg/(10³ t•km)。参考上述单耗指标，再根据2011年中国交通统计年鉴的货物周转量数据，测算得到2010年全国内河和沿海水运营业性货运船舶燃油消耗量大致为1 300×10⁴ t（不包括远洋运输船舶约900×10⁴ t的燃油消耗量）。另外，根据对全国成品油消费行业结构的调查，2010年我国水运行业柴油消费量大致为604×10⁴ t，燃料油消费量大致为625×10⁴ t，两类燃料合计为1 229×10⁴ t，这也从另一个方面佐证了水运行业燃料消耗情况。
对于水运业未来燃料消费情况分析，采用交通运输部规划的2015年水运单耗比2005年下降20%指标，2015年全国船舶燃油单耗水平大致为5.28 Kg/ (103 t•km)。再参考历年内河及沿海船用燃油年均增长（100~200）×10⁴ t及相关发展规划，预测2015年全国内河和沿海营运性船舶燃油消费量大致为2 000×10⁴ t,2020年将增至2 600×10⁴ t；若全部改用以LNG为燃料，2015年LNG需求潜力为340最大需求潜力为260×10⁸ m³,2020年最大LNG×10⁸ m³。同时，预测2015年和2020年内河水运燃油需求量大致为500×10⁴ t和700×10⁴ t；如果全部改用以LNG为燃料，则2015年LNG最大需求潜力为65×10⁸ m³,2020年LNG最大需求潜力为90×10⁸ m³。
3.3.3  重点水域气代油潜力
我国内河运输主要集中在长江、珠江、京杭大运河三大水系，其货船数量、货运量和货物周转量在全国居前三位，也是我国内河高等级航道建设的重点，航道行驶船型较大，适合气代油改造。其余较大的河流如黑龙江、松花江，尽管其通航里程尽管已超过3 000 km，但全年有5-6个月的冰封期，货物运量周转量在全国所占比例不高，船舶平均载重量吨位仅为114.4 t。
长江水系2010年年底拥有船舶11.54万艘、5 635.8×10⁴ t载重，在全国内河船舶中分别占69.6%和75.8%；船舶平均载重488 t，高于全国平均值449 t，高于全国平均值449 t。长江上货物运输主要是煤炭、铁矿石、建材、油品，2010年完成货物运输量11.47×10⁴ t，货物周转量3 922×108 t•Km，占全国内河船舶数量货物量和周转量的47%、65%。2005年以来，长江水系货物运量年均增长15%，货物周转量年均增长16%。江苏和安徽两省船舶保有量占长江水系沿线9省市船舶总保有量的68%，货物运输量占57.6%，货物周转量占41.9%。
珠江水系跨滇、黔、桂、粤、湘、赣6省，2010年底拥有营运船舶1.51万艘、680.58×10⁴ t载重，在全国内河船舶中分别占9%和9.25%，平均载重为449 t。珠江水系货物运输以煤炭、水泥、矿建材料为主，主要是西江干线和北疆干线煤炭、水泥资源丰富，港澳地区需求旺盛。2010年，货运量、货物周转量分别完成3.19×10⁸ t、656.72×10⁸ t• Km，占全国的17%和12%。
京杭大运河沿线是中国最富庶的农业区之一，工业生产也非常发达，因此，成为中国内河运输中最为繁忙的河道之一。2010年，货运量和货物周转量分别完成3.04×10⁸ t、548.78×10⁸ t•Km，较上年增长61.7%和62.2%；占全国内河船舶货运量和周转量的16%和10%。
参考历年几大水系货物周转增长情况、船型标准化和大型化发展趋势、国家内河水运相关规划，预测得到2015年和2020年水运燃料需求量。然后根据对船舶LNG气化发展速度的判断，假定2015年气化率为10%~25%，2020年增加到50%~60%，同时考虑双燃料动力船舶LNG和柴油70%替代比例，预测得到2015年和2020年内河水运LNG需求潜力，结果见表3。“气化水运”在内河经过几年的发展，积累了一定的经验，远期到“十三五”期间可考虑气化部分沿海船舶，重点为上海、浙江、福建、广东等省市，整体气化率按10%考虑。
 
综合各水域，2015年在规范完善、政策鼓励情况下，预测3大内河水运气代油LNG需求量超过6×10⁸ m³。2020年若国家对船舶排放的硫化物要求严格，近海船舶也有改用天然气的需求，届时全国水运天然气总需求量接近40×10⁸ m³。如果内河大水域及东部沿海船舶燃油全部改为双燃料驱动，则天然气需求潜力最大为181×10⁸ m³，其中3大内河需求潜力约为52×10⁸ m³。
4 结束语
低碳环保已成为全球航运业发展的方向，天然气作为船舶动力燃料可以达到国际海事组织“船舶污染防治公约”2020年第三阶段排放标准要求。因此，日益受到国内外航运企业的关注。我国正在建设高效、绿色的现代化内河体系，发展LNG动力船舶是实现这一目标较为现实的选择。分析认为，LNG替代船用燃料油没有竞争力，而替代柴油则具有较好经济性；未来我国LNG资源供应可以满足水运气代油的需求，穿上供应价格也在航运企业承受范围之内。从技术经济角度考虑，现阶段适应改装成LNG动力的船舶吨位不宜低于1 000 t级，不宜高于8 000 t级，以3 000~5 000 t级最为理想，随着船舶设备制造水平的提高和环保压力的增大，船舶气化范围将进一步拓展。内河和沿海船舶气化应当首选货运船，其次是工程船，渔船由于吨位小，年行驶时间短且享受政府燃油补贴，改装后如果政府不继续提供燃油补贴则没有改装积极性。
国内以昆仑能源为代表在长江、京杭大运河开展试验示范工作，取得了初步成效，但还存在LNG动力船舶及LNG加注站建造标准规范缺乏、配套基础设施严重不足、双燃料和单燃料气体发动机及配套技术待改进等一系列问题。有鉴于此，迫切希望得到国家及地方政府相关主管部门给予更大的关注，并提供财政、税收等方面扶持。我国水运期待有市场发展需要经过2~3年的试验示范期、2~3年的启动期，然后才能进入规模发展期。船舶气化的重点水域是长江、珠江和京杭运河，积累了一定的经验，远期到“十三五”期间考虑气化近海船舶大型船舶。根据对全国水运行业燃料消费情况及发展潜力的分析，预测2015年内河及沿海营运船舶气代油天然气最大市场潜力为260×10⁸ m³，2020年天然气最大市场潜力为340×10⁸ m³，考虑替代的可能性及市场培育过程，预测2015年较为现实的天然气需求量约为6×10⁸ m³，2020年接近40×10⁸ m³。目前，国内以昆仑能源有限公司为代表，中国海洋石油总公司、中国石油化工集团公司、北京油陆商贸有限公司、湖北西蓝天然气有限公司、港华燃气有限公司。新奥燃气有限公司等一大批燃气供应企业对船舶油改气业务表现出浓厚的兴趣，纷纷进行市场布局。基于这一市场规模的预测，建议政府主管部门及相关企业统筹安排，合理把握项目推进的节奏，避免一拥而上造成过度竞争，出现类似新能源产业发展的情形，影响行业的良性健康发展。