国内外lng的的现状和发展趋势.doc

最新国内外LNG的现状和发展趋势摘要：介绍了国内外LNG的现状和发展趋势，包括LNG贸易状况，LNG生产状况，LNG制冷方式状况，LNG储存设备，LNG运输方式，LNG接收终端状况等。探讨了LNG发展的新趋势，为我国LNG产业的发展提供了新的思路和宝贵资料，同时，对今后国内LNG产业的发展具有一定的参考价值。关键词 LNG 现状 发展趋势 1 引言近几年,由于石油价格持续上涨,石油危机的冲击和石油、煤矿带来的环境问题日趋严重,寻求替代能源,实现能源需求多元化的要求日趋迫切。天然气作为一种优质、高效、方便的清洁能源和化工原料,具有巨大的资源潜力,世界各国对天然气的开发利用也日益重视,目前已进人高速发展时期。1996到2006年的10年间,世界石油探明储量增加了15.2% ,而天然气探明储量却增加了22.7% ，世界石油产量增加了16.8% ,而天然气产量则增加了28.6%【1】。当前,石油、煤炭、天然气在全球一次能源消费中,分别占37.5% 、25.5%和24.3%，天然气的比例已接近煤炭。然而，石油和煤炭的消费比重近年来一直呈下降趋势,只有天然气保持着旺盛的增长势头【2】。据预测,天然气在未来20到30年间将取代石油成为世界第一能源。2 LNG世界贸易状况2.1 LNG世界贸易发展概况LNG是当今世界发展最快的燃料，自1980年以来，以每年8的速度增长。据国际LNG进口商集团（GHGNL）最新年度报告2005年的LNG工业，2005年全球LNG贸易增长了73.8，达到1.4174×108t，其中欧洲占25，美国和加勒比海地区占10，东亚和印尼占65。据国际天然气研究中心（Gedigaz）资料，2010年世界LNG贸易量预计将增至2.35×108t，2020年将达到3.8×108t，平均年增长率7（比管道天然气增长快得多），在世界天然气贸易中的比例增至38。有数据证明，2008年石油占世界能源消费比重（34.8%）已低于2007年（35.5%）的水平。于此同时，天然气占世界能源消耗的比重稳步上升，2008年已到达24.1%的水平，虽仍低于石油，但天然气的重要性在趋强3。图2.1描述了世界LNG贸易量的发展状况及趋势。图2.1 世界LNG贸易发展趋势国际LNG贸易范围也在不断扩展。美国能源信息署（EIA）统计，截止到1999年，世界上LNG进口国和地区有美国、比利时、法国、意大利、西班牙、土耳其、日本、韩国、中国台湾10个；出口国和地区有美国、特里尼达和多巴哥、阿尔及利亚、利比亚、尼日利亚、卡塔尔、阿联酋、澳大利亚、文莱、印度尼西亚、马来西亚11个。2000 年以来，世界上每年都有新增LNG进出口国和地区。截止到2008 年，世界上共有进口国和地区18个，出口国和地区16个。预计全球的LNG 需求到2030 年会增长2倍。天然气消费预计从现在占全球能源消费 20% 增长到25%4。2.2 LNG世界贸易发展趋势随着LNG 液化技术的进步和运输成本的降低，LNG 贸易得到了空前的发展。国际LNG 贸易已取得了飞速发展，但LNG 市在发展初期是供不应求的，卖方在市场上的主导地位决定了买方只能被动的接受相对应的规则，在LNG贸易中承担着较高的风险，同时，这种近似垄断的形式决定LNG市场只有卖方在唱独角戏的局面，贸易方式单一，交易价格死板。然而随着LNG 液化技术的进步和运输成本的降低，国际LNG贸易正向更加灵活、对市场信号反应更加灵敏、更能体现市场自由化、经济自由化的趋势发展。主要表现在以下几个方面： 首先，贸易中买方经营权限发生了较大的变化，从一开始的量的限制和时间的限制变为增大了年度勇气计划的变动幅度、不强求每月均匀提气、改善买方补提权利，从而降低了贸易中买方的经营风险。其次，贸易方式趋向多元化，主要表现为贸易长期合同与短期合同并存的期限多元化、买方可将剩余LNG销售予第三方实现双赢的对象多元化、新兴的物物交换媒介的多元化。最后，贸易定价机制已从原先的固定价格法发展到今天的参照本区域的竞争性燃料价格的区域定价法，虽然价格可以更确切符合区域的实际情况，但考虑到LNG的继续扩展，预计未来的定价机制会朝着全球性定价模式的方向继续发展。随着中国经济的发展和能源结构的调整，大量进口LNG 是必然的趋势，因此，这些贸易政策的改变，不仅可以带动全球LNG贸易的再次繁荣，也会给中国的LNG贸易提供更成熟的贸易准则5。3 LNG生产状况3.1 世界LNG生产概况世界LNG的产量持续快速增长，其占天然气地区间贸易的比例从1970年的0.3%增加到2004的26.2%，预计到2030年将占5%左右。2004年，全球LNG的产能为16640万吨，其中东南亚大洋洲、非洲和中东地区分别占45.7%，24.4%和23.2%。印尼和马来西亚是目前世界LNG产能最大的两个国家。从20052010年在建或拟建的LNG生产线来看，世界LNG将迎来新的发展，2010年，新增产能达到19280万吨/年。同时，世界三个主要LNG生产地区的产能将更加接近，但东南亚大洋洲地区仍然领先，占世界总产能的33.9%，而卡塔尔已在2010年左右与印尼一同成为世界前两位的LNG生产大国【6】。据国际天然气研究中心和美国东西方中心的资料，截至2003年，全球12个国家已投产28座LNG工厂，总生产能力达13779×104t/a，2004年新建和扩建增加生产能力3100×104t/a，2005年再增3500×104t/a，目前世界LNG总生产能力达到2.04×105t/a，亚洲占世界产能的48.5，全球计划和在建能力达2.032.91×105t/a。 我国天然气的生产和消费近年来发展迅速，但生产量小于需求量的趋势已经凸显。为了解决天然气资源问题，我国几大石油公司在沿海地区已经开始布点建设液化天然气（LNG）接收站。世界LNG贸易量从1964年的8万吨发展到2004年的13182万吨，40年间的平均年增率为20.34%。即使以最近10年，从1994年到2001年计，年增率也达7.31% 。LNG占世界天然气贸易量的份额山1970年的0. 3%升至1994年的4.1%，到2001年(按Cedigaz的资料测算)高达26.2% 。据IEA(国际能源署)2001年的顶测，到2030年大区间天然气贸易量的一半将是LNG。LNG已成为油气生产和贸易中增加最快的商品，并止以“青年期”特有的生命力持续发展着7。3.2 世界LNG生产能力表现特点世界LNG生产能力表现为以下三个特点【6】：第一，东南亚/大洋洲地区是LNG的首要产地。1972年文莱开创了该地区的第一条LNG生产线；1997年从印尼东加里曼丹启程的LNG船首航日本；1981年马来西亚加入了LNG出口的行列；1990年澳大利亚也有了LNG的出口记录。1990年，东南亚/大洋洲地区的LNG出口量已达472.9亿立方米，占世界总出口量的65. 6% 。2001年上述四国的LNG出口量达828.4亿立方米，占世界的46. 6%，印尼和马来西业LNG的出口量分别居世界第一、第二位。第二，中东LNG生产蓄势待发。中东2002年天然气的剩余可采储量达72.83万亿立方米，占世界的40. 6%；产量为2799亿立方米、仅占世界的10.41%,储采比高达260。在中东目前有大量的天然气储量处于“闲置”当中。中东LNG发展相对较晚，1977年阿联酋在阿布扎比的第一条生产线投产，20年后卡塔尔开始出口LNG,而阿曼到2000年才加入LNG出口国的行列。 第三，非洲LNG生产潜力巨大。阿尔及利亚是非洲第一个生产LNG的国家，早于1961年就开始从阿尔泽(Arzew)向欧洲运送LNG。利比亚是非洲第二个LNG生产国，尼日利亚直到2000年才开始外输LNG，埃及的第一船LNG于2005年3月输往美国。到2001年底，非洲上述四个国家的LNG总生产能力已达4060万吨。4 LNG制冷方式状况天然气液化的工艺流程有不同的型式，其核心是制冷，根据制冷方式不同可分为级联式液化、混合制冷剂液化和带膨胀机的液化三种基本流程。天然气液化厂通常还采用包括上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。4.1 级联式液化流程级联式液化流程也称为阶式液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，它的制冷系统由若干个独立的在不同温位下操作的蒸气压缩制冷循环复叠组成。对于天然气的液化流程，一般由以丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的三个制冷循环复叠而成，制冷温度分别为-45、-100及-160，每个制冷循环中均含有三个换热器。在第一级丙烷制冷循环中，丙烷制冷剂经丙烷压缩机压缩后，经水冷、节流降压降温，一部分丙烷进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第三级压缩机的入口；余下的液态丙烷再经过节流降温、降压，一部分进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第二级压缩机的入口；剩余的液态丙烷再节流降温、降压，全部进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第一级压缩机的入口。在第二级乙烯制冷循环中，乙烯制冷剂经乙烯压缩机压缩井水冷后，先经过丙烷制冷循环的三个换热器进行顶冷，再经过节流降温，为甲烷制冷剂和天然气提供冷量。在第三级甲烷制冷循环中，甲烷制冷剂经甲烷压缩机压缩并水冷后，先经过丙烷制冷循环和乙烯制冷循环的六个换热器进行顶冷，再节流降温，为天然气提供冷量。经预处理净化后的天然气在三个制冷循环的换热器中逐级核冷却、冷凝液化并过冷，液此后的天然气用低温泵送至液化天然气（LNG)储罐。4.2 混合制冷剂液化流程混合制冷剂液化流程是20世纪60年代末期由级联式液化流程演变而来的，它采用多组分混合物作为制冷剂，代替级联式液化流程中的多种纯组分制冷剂。混合制冷剂一般是由C1C5的烃类和氮等五种以上组分组成的混合物，其组成根据原料气的组成和压力而定，大致组成见表4-l。工作时利用多组分温合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的棒性，将它们依次冷凝、节流、蒸发得到不同温度级的冷量，使对应的天然气组分冷凝并最终全部液化。表4-1 天然气液化中所使用的混合制冷剂打大致组成组分氮甲烷乙烯丙烷丁烷戊烷体积分数 %0320303444122081538采用混合物作为制冷剂既包括了天然气液化所需的全部温度范围，又可只用一台(或几台但类型相同的)压缩机。混合制冷剂液化流程能够达到类似级联式液化流程的目的，又使流程大为简化。因此，混合制冷剂液化梳程经问世即在天然气液化及分离技术中得到了广泛应用。与级联式液化流程相比，混合制冷剂液化流程具有流程简单、管理方便，机组设各少、投资小(投资费用比级联式液化流程约低1520)，对制冷剂纯度要求不苛刻，且混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取与补充等优点。但也存在能耗较高(比级联式液化流程高1020左右)，对混合制冷剂的配比要求严格(混合制冷剂的合理配比较为困难)，设计计算比较困难等缺点。混合制冷剂液化流程按原料天然气是否与泥合制冷剂相混合分为闭式和开式两大类。在闭式混合制冷剂液化流程中，制冷剂循环和天然气液化过程分开，自成一个独立的制冷循环。如果原料天然气的组成适合于作混合制冷剂，则制冷循环可按开式来考虑。开式混合制冷剂其特点是天然气既是制冷剂又是需要液化的对象。4.3 带膨胀机的液化流程 在绝热条件下，高压气体在膨胀机中膨胀对外做功，不但可获得较大的温降和冷量，还可回收部分能量。带膨胀机的液化流程是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀制冷，实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时输出功，可用于驱动流程中的压缩机。这种流程的关键设备是透平膨胀机。 常见的带膨胀机的液化流程主要有天然气直接膨胀液化流程、氮气膨胀液化流程、氮气甲烷膨胀液化流程和带预冷的膨胀液化流程。天然气直接膨胀液化流程指直接利用气田来的高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到供气压力，而使天然气液化的流程。这种流程适用于天然气输气压力较高，而实际使用压力较低，中间需要降压的场合，其流程简单、设备紧凑、调节灵活、工作可靠、功耗较小，但液化率较低，一般为715。氮气膨胀液化流程是天然气直接膨胀液化流程的一种变型。在流程中，氮气膨胀制冷循环回路与天然气液化回路分开，氮气制冷循环为天然气提供冷量。氮气甲烷膨胀液化流程采用氮气和甲烷的混合气体代替纯氮气，由氮气甲烷制冷循环和天然气液化循环两部分组成。带预冷的膨胀液化流程是制冷剂先经压缩制冷系统预冷后，再进入膨胀机膨胀制冷为天然气液化提供冷量的流程。这种流程可以降低天然气液化过程的能耗【8】。5 LNG储存设备5.1 概述在基地型 LNG生产厂、调峰型 LNG工厂和LNG接收终端 ,以及在 LNG运输过程中,LNG储存是不可或缺的重要环节 ,储存设施所占投资比例相当大。LNG的储存方式有储罐储存和岩腔中储存,储罐储存是最主要的储存方式。LNG储罐分地面储罐和地下储罐两种。LNG的可燃性和超低温性(-162),对LNG储罐有很高的要求:美国NFPA 59A液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准对LNG储罐的结构、设计、建造、材料选择和操作安全等作了详细的规定。储罐在常压下储存LNG,罐内压力为 3.417.2 kPa。LNG储罐形式的选择取决于投资费用、安全因素、工厂位置、地震、土壤沉降、冲击荷载、外来侵略和设备/材料等诸多因素。据2001年日本配管技术报道,目前世界LNG液化基地和接收基地 62 处中 ,共有309座LNG储罐,其中日本168座,其它地区141座。储罐容量:20世纪70年代前为6×104m3以下；90 年代超过6×104 m3,以10×104 m3的储罐为主,12×104 m3以上的储罐占44% ,最大的是日本根岸LNG接收终端和扇岛LNG接收终端的地下储罐,容量达20×104 m3。【9,10】5.2 地面储罐目前世界上LNG储罐中,地面储罐数量最多。地面储罐按其结构可分为球罐、单容式、双容式、全容式与膜式罐等类型。它们的安全运行记录都比较好,但现在人们更倾向于采用安全可靠性更好的全容式储罐。全容式储罐由9%镍钢内筒加9%镍钢或混凝土全封闭式外罐和顶盖构成，见图5-1。允许内筒里的LNG和气体向外罐泄漏 ,但不能向外界泄漏。为了防止罐顶因气体压力而浮起和地震时储罐倾倒 ,内罐用锚固钢带穿过底部保温层固定在基础上,外罐用地脚螺栓固定在基础上 ,储罐连同基础板固定在钢管桩上。LNG储罐入口一般设在储罐的顶部 ,但也可以通过罐内插入管从底部注入 LNG,这样可以根据LNG密度进行操作,防止罐内LNG发生分层和翻滚。【11】地面储罐的设计压力可达 0.029MPa,设计温度为-17060,抗震设计摩擦系数一般为0.30.6。图5-1 双容积是储罐5.3 地下储罐地下储罐除罐顶以外,罐体的大部分建在地面以下,LNG储存的最高液面不超过地面；也有全部建在地面以下的,金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。图5-2是地下储罐示意图。地下储罐的罐体建在不透水的稳定地层之上,为双层结构,内罐采取在罐体内部紧贴低温金属薄膜,外罐为钢筋混凝土结构；内外壳体之间充填绝热材料和氮气。LNG地下储罐具有以下优点:容积大,占地少,多个储罐可紧密布置,对站周围环境要求较低,安全性高,储存液体不易溢出,具有防灾害性事故的功能适宜建造在人口密集地区和海滩回填区上。但投资大,建设周期长。日本是世界上 LNG地下储罐最多的国家。东京扇岛LNG地下储罐容积达20×104 m3,金属罐上为混凝土罐顶,用土填平地面后种上草,不见储罐踪影,可防飞机在站区内坠毁等事故。【12,13】图5-2 LNG地下储罐6 LNG运输6.1 LNG运输的发展和变化LNG贸易和运输起源于欧美。1959年2月,甲烷先锋号(Methane Pioneer)进行了历史上首次LNG的船舶运输,运送2000t LNG货物由美国的路易斯安那到英国的Canvey岛。 此次航行证明了LNG长距离船舶运输是可行的。1964年10月“JULES VERNE”号开始了由阿尔及利亚到英国 Canvey 岛世界上第一个15年长期合同的LNG船舶商业运输服务。之后数年,欧洲国家如法国、西班牙、意大利、荷兰、比利时等先后加入了进口LNG的行列。日本是亚洲第一个进口LNG的国家。1969年,日本从美国阿拉斯加进口了第一船LNG。目前,日本已是世界上最大的LNG进口国,2004年LNG年进口量约为 769.5亿立方米。1990年代中期, 韩国开始进口LNG ,继日本之后韩国是目前世界上第二大LNG进口国。可见,世界上最大的LNG运输市场在远东【14】。近几年,美国计划大量进口LNG ,已获得政府批准建造 12个LNG码头。英国也于 2005年重新加入到进口LNG行列中。6.2 LNG运输方式天然气的输送 ,凡管道能直达的地区 ,以管道输送为好。当管道难以直达或敷设管道不经济时,特别是跨洋运输天然气 ,则以液化天然气形式采用油轮运输较为经济【15】。6.2.1 槽车运输运输距离短、数量不大的LNG输送,可采用公路槽车运输。2世纪70年代初,日本就使用特殊的公路槽车把LNG从进口接收终端转运到卫星站。用公路槽车运输深冷液体已有多年历史 ,国内外技术都十分成熟。超过一定距离,采用铁路槽车运输LNG比采用公路槽车较为经济。6.2.2 LNG油轮运输多年以来,在LNG国际贸易中,主要采用专用油轮进行LNG跨洋运输。LNG的远洋运输始于1959年,当时,“甲烷先锋号”油轮装载 5000 m3LNG成功地从美国路易斯安娜州的查理斯湖,横渡大西洋运抵英国凯凡岛。近半个世纪来,随着造船技术的进步,LNG油轮在数量和规模上都得到了很大发展。据统计,十年前约有85艘 LNG船在海上运行,总载量约9027309 m3。近十年来LNG运输油轮不断发展,历年建造的LNG油轮数,据美国国际战略研究中心2004 年初统计和估计,2002年912月为3艘,总容量41135×104m3；2003年为17艘,总容量234137×104 m3；2004 年建20艘,总容量276145×104 m3；2005 年将建13艘,总容量175112×104 m3,2006年将建7艘,总容量98108×104 m3。增大油轮容量可降低LNG运输费用,因此LNG油轮的容量不断大型化发展。我国也即将涉足 LNG远洋运输行业。中国液化天然气运输(控股)有限公司控股的船舶资产公司,近日与沪东造船厂签订了两条 LNG运输专用船的建造合同,每条船的造价为2亿美元。它们于2006年用于承担从澳大利亚运输LNG到中国广东的海上运输任务,海上航程为2771 n mile,往返一次 15d ,每次运载 LNG615×104t。每条船一年可完成22个航次,一年能运输LNG142×104t。6.2.3 管道运输世界上,目前只在 LNG调峰装置和油轮装卸设施上设有LNG低温管线,还没有长距离 LNG管线的实例。但国外专家已从理论上对长距离 LNG管线可行性进行了研究。理论研究表明,随着低温材料和设备技术的发展,建设长距离 LNG管线在技术上是可行的,在经济上是合理的。由于 LNG的密度是天然气的600倍,与输气管道比较,输送相同体积的天然气,LNG 输送管的直径要小得多,LNG泵站的费用要低于压气站的费用,LNG泵站的能耗要比压气站的能耗低若干倍。建长距离LNG管线的不足之处是:输送管道管材必须采用价格昂贵的镍钢；需采用性能良好的低温隔热材料；为实现低温液体单相流动,防止液体气化,需在管道上增建中间冷却站。因此,长距离LNG管线的初期投资较大。【13,16】7 LNG接收终端7.1 概况液化天然气 (LNG)是将天然气经过净化处理(脱水、脱重烃、脱酸性气体)后,采用节流、膨胀或外加冷量制冷工艺,由气态变为液态,液态体积约为态时的1/600。液化天然气储存效率高,占地少造价低；储存和运输成本低,便于经济可靠地远距离输送；可用于燃气调峰,有利于城市供气负荷的平衡调节；热值高,是优质的工业和民用燃料【17,18】。LNG由于其在远洋运输、存储及供气调峰方而的优越性，近30年来得到迅速发展。同时，LNG接收终端也得到了稳步发展。自1959年美国建造世界上第一座LNG储罐至今，全球已经建成(包括在建)LNG接收站有40多个，LNG储罐达310座，其中超过12万方的LNG储罐超过总数的44%, LNG接收站的技术已相当成热。从LNG的需求量来看，由于北美地区现有天然气田的产量增长缓慢，并有下降趋势，所以该地区的天然气供需矛盾日益突出，导致LNG的需求量急剧增加。以美国为例，目前已有4处Everett,Cove Point,Elha岛和Lake Charles LNG接收终端，总储存能力约达0.64亿m3/d。今后4年内美国还将在东海岸和墨西哥湾建20多个LNG接收终端，在酉海岸和加利福尼亚建10多个LNG接收终端【19】。目前LNG接收终端的主要类型，按照所选地址的位置，大致可以分为陆地式接收终端与海上接收终端两大类型。海上接收终端又分为以下几种形式：浮动式储存再气化装置（FSRU）；LNG转换船（水下或外转塔式系锚系统）；海上重力基础结构（GBS）；平台式LNG进口接收终端（PBIT）。LNG接收终端的工艺系统包括：LNG卸船工艺系统；LNG储存工艺系统；LNG再气化/外输工艺系统；蒸发气处理工艺系统；防真空补气工艺系统；火炬放空工艺系统。7.2 国外接收终端发展趋势目前,国外LNG接收终端建设技术已日趋成熟,很多知名公司已有多年的LNG接收 终端建设和运作经验,主要包括从调研到风险评估、设计、施工、试运行以及完工后接收站的运行和维护 。国外LNG接收终端发展趋势有以下几个方面特点【20】：第一， LNG接收终端将逐渐从陆上向海上发展。第二， 优化LNG接收终端仿真模拟技术得到迅速发展及应用。第三， 基于盐靴储存的LNG接收终端已处于现场测试阶段。第四， LNG冷能利用与发电厂的一体化建设。7.3 我国接收终端发展趋势在借鉴这些知名公司先进技术的基础上,充分考虑安全性、经济性和环保性,结合我国LNG现有技术状况来建设LNG接收终端。目前,我国LNG接收终端呈现以下发展新动向。【21】第一， 卫星接收站快速发展及应用。第二， LNG接收终端与发电厂的联合建设。第三， 建设海上 LNG接收终端。第四， 大力开发优化仿真模拟技术。8 结语在石油危机及油价高升的背景下,天然气作为一种清洁环保的能源在世界各地得到大力发展,前景广阔。而天然气生产与消费的地域限制,需要将天然气进行储存、输送和调峰使用。一方面,输气管网正在大力建设中,包括中国对中亚三国及俄罗斯的天然气输气管网,但同时输气管网的建设十分有限,这就需要将天然气液化进行国际贸易,十分方便。就我国而言,天然气的需求十分迫切。我国天然气产量虽然增长迅速,19962006年平均年增长有14%,近几年更是达到20%,但同时天然气的需求更甚,2006年我国天然气消费量为556亿m3,同比增长21.6%,占世界第一位。我国一方面应继续保持天然气的探明和开采、生产的力度,另一方面在陆路通过输气管网(PN G) 和海上通过LNG贸易来弥补我国天然气消费的缺口。相比于管道天然气,LNG更加灵活,更加安全,且是远洋运输的唯一手段。当前,我国沿海各城市都在建设相应的LNG接收站,我国液化天然气事业正在蓬勃发展当中。参考文献1 刘然冰.国内外天然气发展现状及我国国际合作探讨J.当代石油化学,2008(2)2 郑得文等.国内外天然气资源现状与发展趋J.天然气工业,2008,28(1)3 牟雪江.LNG在产业结构调整中的角色LNG贸易不断走向“全球化”和“零售化”J.中国石油企业，2009（11）4 罗东晓.国际液化天然气贸易新发展及应对策略J.煤气与热力，2007（2）5 郝郁.国际LNG 贸易合同及定价研究J.国际石油经济，2004（12）6 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