一、LNG產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本

1. LNG產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本構(gòu)成

LNG（液化天然氣）項目的天然氣供應成本主要由天然氣開采費用、凈化液化費用、運輸費用以及接收再汽化等費用構(gòu)成。根據(jù)資源狀況、運距等的不同，各項費用所占比例變化范圍很大（見表1）。

（1）LNG開采和凈化、液化環(huán)節(jié)費用及其與國際市場FOB價格的關系

國際市場上的LNG價格，不論是長期合同價還是現(xiàn)貨或期貨價，都是指LNG的離岸價（FOB價）。FOB價由天然氣的開采費用、凈化液化費用、資源國征收的稅賦和公司的利潤構(gòu)成。在1993－2003的10年間天然氣的開采費用隨氣田情況的不同差異很大。隨著技術的發(fā)展，天然氣的凈化和液化費用已經(jīng)降低了35%～50%。但是LNG的FOB價格與國際原油價格一樣，隨國際地緣政治、經(jīng)貿(mào)關系和氣候等因素的變化而變化。LNG的凈化和液化費用相對穩(wěn)定，不穩(wěn)定的是開發(fā)商的利潤和產(chǎn)氣國的稅收。

（2）LNG的運輸費用

LNG的運輸費用主要包括LNG運輸船的折舊費用、燃料費用以及管理和人員費用。隨著LNG貿(mào)易的發(fā)展， LNG的運輸費用降低了40%。13.8萬噸級的專用船，1995年的造價為2.8億美元，到2003年已降到l.5億～1.6億美元。LNG運輸船的設計航行年限一般為20年，如果船舶在運營期間無重大故障發(fā)生，即使航行40年也屬正常，所以LNG運輸船的折舊費用在不斷下降。2003年以包租船運合同方式進口LNG的運輸費大約是0.6美元/百萬英熱單位，相當于0.16元/立方米左右。其中折舊費、燃料費和管理費所占比重分別大致為（3～4）∶（2～3）∶（3～4）。這個比例顯然隨造船費用的高低、運輸距離的遠近、燃料價格的漲落而不同。但是可以肯定，隨LNG的FOB價格升高而升高的燃料費用不會對運輸費用產(chǎn)生太大的影響。

（3）接收站和汽化、管輸費用

LNG接收站和汽化、管輸費用的成本主要包括接收站和管道設施的折舊成本、再汽化成本及人工管理費。一個年接收量為幾百萬噸的LNG項目工程站線總投資需要幾十億元人民幣。折舊期按20年算，其折舊成本分攤到天然氣費用上，相當于0.04～0.08元/立方米。而汽化和輸送的能耗費用、管理費用和財務費用，與汽化方案、公司的運營管理水平等因素密切相關。如果采用傳統(tǒng)的海水/加熱爐補充燃料加熱汽化方案，這兩筆費用總計約在0.3元/立方米或稍多一點。

2. 利用冷能降低汽化成本

LNG在汽化的過程中可以釋放約860～830kJ/kg的冷能。如果對這些冷能加以充分利用，可以節(jié)省大筆電費。LNG冷能的利用范圍很廣，但會受到接收站附近用戶市場的制約。具體的利用方案和利用效率不同，其產(chǎn)生的經(jīng)濟效益也不同。從低于－150℃的低溫到常溫的LNG，其冷能的價值按當量電價計算約為420元/噸。如果對冷能加以充分利用，將獲得0.3元/立方米的經(jīng)濟效益，可以抵消LNG的汽化費用。即使冷能利用效率只有50%，其降低汽化費用的經(jīng)濟效益也是很可觀的。

3. 用濕氣源LNG冷量分離輕烴降低下游供氣成本

根據(jù)LNG中乙烷、丙烷、丁烷等重烴類（C2+輕烴）含量的大小，LNG可分為濕氣和干氣，C2+輕烴含量在10%以上的，可以看作濕氣。

LNG濕氣的熱值高于干氣。天然氣工業(yè)的發(fā)展要求建立統(tǒng)一的熱值標準，將濕氣中的C2+輕烴分離出來是一種非常經(jīng)濟、有效的熱值調(diào)整方法。同時，輕烴是一種非常優(yōu)質(zhì)的化工原料，可生產(chǎn)高附加值的化工產(chǎn)品。因此，利用LNG的冷量分離出其中的C2+輕烴，不僅可以調(diào)節(jié)LNG的熱值，使之與管道天然氣的熱值相匹配，還可以代替石腦油等重組分原料生產(chǎn)乙烯，降低乙烯工業(yè)的成本，從而產(chǎn)生可觀的經(jīng)濟效益。按照近年來沙特C3、C4合同價與LNG的差價，當C2+輕烴含量在15%時，每分離出1噸C2+輕烴用作乙烯原料，扣除分離設施投資和運行費用，凈收益約在150元左右；可降低下游供氣成本 0.09～0.10元/立方米。C2+含量越高，效益就越大?？梢姀臐駳庵蟹蛛x輕烴能在很大程度上降低LNG項目的下游供氣成本。

4. 利用揮發(fā)的LNG做槽車燃料降低運輸成本

低溫液化后的天然氣較常壓下的體積縮小625倍，槽罐內(nèi)液體的溫度一般為－162℃。通過低溫絕熱技術，LNG運輸期間液體的揮發(fā)量很小，如果槽車采用LNG發(fā)動機，則揮發(fā)的LNG正好可以用做槽車的燃料。目前LNG運輸每100千米的燃料費約為0.03元/立方米。

以LNG的FOB價為4美元/百萬英熱單位為例，按美元匯率8.0折算后的價格為1597元人民幣/噸、1.16元人民幣/立方米，加上船運成本0.16元/立方米，汽化、接收站和管道的投資折舊和管理費0.35元/立方米，LNG項目公司的利潤0.11元/立方米，則下游門站供氣價為1.78 元/立方米。即離岸后的下游環(huán)節(jié)成本增加了0.62元/立方米。必須說明的是，目前國家對LNG項目予以扶持，進口材料和設備免關稅、增值稅，LNG免進口關稅，而且由獲利年度起所得稅實行“兩免三減”政策（兩年免征、三年減半征收企業(yè)所得稅），因此該成本未列入稅收成本。這樣，下游環(huán)節(jié)成本所占門站價中的比例為35%。

如果LNG的FOB價格隨油價上漲到6美元/百萬英熱單位，美元匯率仍按8.0折算，則合1.747元人民幣/立方米。如果下游環(huán)節(jié)成本保持不變，仍為0.62元/立方米，那么門站價將變?yōu)?.37元/立方米，即漲幅約為33%，遠小于FOB價格的漲幅，但下游環(huán)節(jié)成本所占門站價的比例已經(jīng)減小為26%。

按照上述的LNG下游各環(huán)節(jié)成本分析，可以看出：1）船運成本因LNG的FOB價格上漲而增加，即增加了0.016元/立方米，其余部分保持不變；2）汽化成本由于可以對LNG冷能加以回收利用而由正值變?yōu)樨撝?，冷能利用效益達到0.10元/立方米是不難做到的。這樣，LNG下游各環(huán)節(jié)成本可以降低0.084元/立方米，變?yōu)?.536元/立方米，門站價為2.286元/立方米。下游各環(huán)節(jié)的成本在門站價中所占的比例變?yōu)?3%。如果能夠進一步采用LNG冷能措施，分離其中的C2+輕烴，則下游供氣成本還會有進一步下降的空間。

通過以上分析可以得出這樣的結(jié)論：1）LNG下游各環(huán)節(jié)的成本相對穩(wěn)定，并不隨著FOB價格的上漲而上漲，所以門站價上漲的幅度恒小于FOB價上漲的幅度。2）對LNG中的冷能加以利用，分離濕氣源LNG中所含的輕烴，有助于進一步降低LNG下游各環(huán)節(jié)的成本。

二、LNG下游用戶的定價策略

LNG項目要與下游用戶簽訂“照付不議”合同。其市場定價以實現(xiàn)企業(yè)和社會效益最大化為目標，有四個基本定價原則：成本核算原則、資源利用效率原則、替代對象價格決定承受能力的原則以及市場開拓導向原則。

根據(jù)中國今后一段時期LNG下游消費市場的需求曲線，可以把LNG的消費者劃分為以下群體：聯(lián)合循環(huán)電站用戶，城市民用燃氣用戶，規(guī)?；某鞘?工業(yè)園區(qū)分布式能源系統(tǒng)用戶，煉油、石化等工業(yè)燃料用戶，制氫和化工原料用戶，車用燃料（LNG/CNG加氣站）用戶，車載罐箱運輸?shù)腖NG所拓展的各種網(wǎng)外天然氣用戶。下面按照上述LNG的四個基本定價原則，分析對不同的LNG消費用戶應采取的定價策略。

1. 聯(lián)合循環(huán)電站用戶

此類用戶直接由LNG接收站供氣，其價格組成包括門站價，管線、調(diào)壓設施的折舊費用，以及管理費和毛利。在LNG項目投產(chǎn)初期，聯(lián)合循環(huán)電站用戶承擔著保證到岸的LNG能按照“照付不議”合同穩(wěn)定消費的重要作用，用氣規(guī)模大而穩(wěn)定，管道輸送成本低，主要替代低價的煤炭發(fā)電和水電。但是，這類用戶競爭力不強，價格承受能力較低，應當使其享受盡可能的低價，以LNG接收站保本為底線。

由于目前中國天然氣與煤的等熱值比價已經(jīng)達到2.5～3.0的高位，我國不可能大規(guī)模地發(fā)展天然氣發(fā)電，所以天然氣發(fā)電只能在LNG項目啟動初期占下游用戶的較大比例，發(fā)揮市場先驅(qū)作用。如果僅僅依靠低價售氣給發(fā)電用戶，LNG項目是難以回收投資成本的。此外，天然氣電廠一般只能作為調(diào)峰電站，受電網(wǎng)負荷和需求變化的限制較大。隨著LNG項目下游市場的逐步開拓，發(fā)電用氣所占的比例將逐步縮小。

2. 城市民（商）用燃氣用戶

此類用戶主要是城市居民、旅店、餐館等商業(yè)用戶，天然氣主要用于炊事、洗浴供熱。其主要特點：一是城市燃氣公司大多已經(jīng)擁有了一定規(guī)模的用戶，LNG的消費量相對較小，不可能成為市場開拓的主力；二是用戶十分分散，要求天然氣輸送管道逐級降壓、調(diào)配，因此燃氣公司的投資折舊和管理財務成本較高；三是天然氣用于低溫加熱，屬于高能低用，資源利用效率較低；四是在沒有管網(wǎng)的城市，天然氣主要替代昂貴的LPG，用戶的價格承受能力較強。這些特點都決定了城市民（商）用燃氣用戶價格宜較高，這部分用戶是項目早期的主要市場之一，也是投資回收的主要來源。

但是，天然氣又是居民基本的生活所需，城市民用天然氣的定價必須考慮居民中貧困人口的負擔能力。要解決這一問題，可以采用按量累計計價的方法，即保證最低生活需要的燃氣價格較低，超過這一基量的部分，累計加價；或者對低保戶給予一定的補貼。

3. 規(guī)模化的城市/工業(yè)園區(qū)分布式能源系統(tǒng)用戶

分布式能源系統(tǒng)(DES)是在有限區(qū)域內(nèi)采用冷熱電三聯(lián)供（Combined Cold Heat and Power,CCHP）技術，通過管網(wǎng)和電纜向用戶同時提供電力、蒸汽、熱水和空調(diào)用冷凍水服務的綜合能源供應系統(tǒng)，所以總稱“冷熱電聯(lián)供，DES/CCHP”。分布式能源有兩大優(yōu)勢：一是天然氣發(fā)電后余熱梯級利用，將蒸汽和熱水直接供給用戶，可以使能源利用效率高達70%～90%，并降低發(fā)電成本，使LNG的經(jīng)濟性大大提高。二是發(fā)電在10kV電壓下就地直供，可避免升降壓和遠程傳輸?shù)脑O備投資，降低電力損失以及運營費用，降低終端供電成本，因而是效率最高的天然氣能源利用途徑。

適合于在中國推廣應用的分布式冷熱電三聯(lián)供能源系統(tǒng)（DES/CCHP）分為滿足城市商住建筑群用能需求，滿足工業(yè)和工業(yè)園區(qū)對電、蒸汽、熱水和冷負荷需求兩大類。這兩類用戶將是天然氣下游市場的最大用戶。因為相對于現(xiàn)有的城市以電為主的能源供應系統(tǒng)，相對于現(xiàn)有的電、熱（蒸汽）和冷分別轉(zhuǎn)換和供應的工業(yè)能源系統(tǒng)，DES/CCHP替代的是電或低效率利用的天然氣或重油，因其高效和直供而具有很好的經(jīng)濟效益。此外，具有一定規(guī)模的DES/CCHP用戶，直接從高壓干線管道引進天然氣，因而供氣成本較低，這也為低價銷售天然氣創(chuàng)造了條件。

DES/CCHP用戶是天然氣下游市場迅速擴大的關鍵，也是LNG項目公司和城市燃氣公司的投資能夠在合理的期限內(nèi)回收的關鍵。為了使這類用戶市場盡快地發(fā)展，燃氣公司應當采用“薄利多銷”、“放水養(yǎng)魚”的策略，給予其盡可能優(yōu)惠的燃氣價格，讓DES/CCHP項目在使所有用戶獲得廉價能源實惠的同時，也使投資者能夠在8～10年回收投資。

4. 煉油石化等企業(yè)用戶

煉油石化企業(yè)等工業(yè)用戶，將天然氣作為制氫原料和燃料，所替代的是目前市場上價格較高的輕烴或重油，這有利于資源的節(jié)約、綜合利用和循環(huán)利用，有利于減少對國際原油的過度依賴。所以，對這類用戶應實行較低價格，鼓勵其大量采用天然氣。

5. 車用燃料（LNG/CNG加氣站）用戶

此類用戶以LNG或CNG替代大量柴油和部分汽油，有利于提高能源利用效率、改善環(huán)境。由于汽柴油的價格遠高于LNG的價格，所以這類用戶對 LNG價格的承受能力很強。不過，按照廣義的成本計價原則，還必須考慮到LNG車輛（LNGV）的開發(fā)需要一個完整的產(chǎn)業(yè)鏈做支撐，包括購置LNG發(fā)動機（或改裝CNG發(fā)動機），加裝LNG/CNG燃料箱，建設加氣站，投資車載罐箱運輸公司車隊等等。因此，LNG項目公司或燃氣公司制定LNG燃料售價，必須給罐箱運輸公司、加氣站、汽車改裝業(yè)主等留下合理的投資回收和利潤空間，不可以隨意抬高價格。

6. 槽車運輸所拓展的衛(wèi)星站用戶

此類用戶包括除天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電站之外的所有用戶。它們的定價機制同前面是一樣的。只是LNG通過槽車運輸?shù)叫l(wèi)星站的投資折舊和運營費用，與LNG在接收站經(jīng)汽化后通過干線管網(wǎng)輸送到各個門站的投資折舊和運營費用有所不同。只要按照實際情況做出技術經(jīng)濟分析測算，就可以確定具體價格。

LNG通過槽車運輸所拓展的衛(wèi)星站用戶，是LNG接收站重要的下游市場用戶。目前，中國已經(jīng)有多個液化天然氣工廠，多家LNG槽車運輸公司，上百個正在運行的LNG衛(wèi)星站，并形成了世界上最大的陸上LNG槽車運輸市場。在離沿海地區(qū)幾百千米的范圍內(nèi)，LNG槽車是LNG項目不斷開拓市場、延伸管網(wǎng)的先鋒隊，LNG槽車運輸將可能與管輸方式長期互補并存。因此，LNG接收站向槽車運輸公司出售的LNG價格，應當充分考慮市場開拓因素，適當讓利給下游公司，以實現(xiàn)雙贏。

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