lng产业链成本分析及定价策略

1、lng产业链成木分析及左价策略一、lng产业链各环节成本分析1. lng产业链各环节成木构成lng （液化天然气）项f1的天然气供应成本主要由天然气开采费用、净化液化费用、 运输费川以及接收再汽化等费川构成。根据资源状况、运距等的不同，各项费用所占比例变 化范围很大（见表1）。（1）lng开采和净化、液化环节费用及其与国际市场fob价格的关系国际市场上的lng价格，不论是长期合同价还是现货或期货价，都是指lng的离岸 价（fob价）。fob价由天然气的开采费用、净化液化费用、资源国征收的税赋和公司的利 润构成。在1993-2003的10年间天然气的开釆费用随气ed情况的不同差界很大。随着技术

2、的发展，天然气的净化和液化费用已经降低了 35%50%。但是lng的fob价格与国际原 汕价格一样，随国际地缘政治、经贸关系和气候等因索的变化而变化。lng的净化和液化 费用相对稳定，不稳定的是开发商的利润和产气国的税收。（2）lng的运输费用lng的运输费用主要包括lng运输船的折旧费用、燃料费用以及管理和人员费用。 随着lng贸易的发展，lng的运输费用降低了 40%。13.8万吨级的专用船，1995年的造 价为2.8亿美元，到2003年已降到1.5亿1.6亿美元。lng运输船的设计航行年限一般为 20年，如果船舶在运营期间无重人故障发生，即使航行40年也属正常，所以lng运输船 的折旧费

3、用在不断下降。2003年以包租船运合同方式进口 lng的运输费大约是0.6美元/ 百万英热单位，相当于（）.16元/立方米左右。其中折ih费、燃料费和管理费所占比重分别大 致为（34） : （23） : （34）。这个比例显然随造船费用的高低、运输距离的远近、 燃料价格的涨落而不同。但是可以肯定，随lng的fob价格升高而升高的燃料费用不会对 运输费用产生太大的影响。（3）接收站和汽化、管输费用lng接收站和汽化、管输费用的成本主要包括接收站和管道设施的折山成本、再汽 化成本及人工管理费。一个年接收量为几百万吨的lng项1=1工程站线总投资需要几十亿元 人民币。折旧期按20年算，其折旧成本分摊

4、到天然气费用上，相当于0.040.08元/立方米。 1佃汽化和输送的能耗费用、管理费用和财务费用，与汽化方案、公司的运营管理水平等因素 密切相关。如果采用传统的海水/加热炉补充燃料加热汽化方案，这两笔费用总计约在0.3 元/立方米或稍多-点。2. 利用冷能降低汽化成本lng在汽化的过程中可以释放约860830kj/kg的冷能。如果对这些冷能加以充分利 用，可以节省人笔电费。lng冷能的利用范i韦i很广，但会受到接收站附近用户市场的制约。 貝体的利用方案和利用效率不同，其产牛的经济效益也不同。从低于一 150°c的低温到常温 的lng,其冷能的价值按当量电价计算约为420元/吨。如果对

5、冷能加以充分利用，将获得 （）.3元/立方米的经济效益，可以抵消lng的汽化费用。即使冷能利用效率只有5（）%,其降 低汽化费用的经济效益也是很可观的。3. 用湿气源lng冷量分离轻姪降低下游供气成本根据lng屮乙烷、丙烷、丁烷等重坯类（c2+轻姪）含量的人小，lng可分为湿气 和干气，c2+轻泾含量在10%以上的，可以看作湿气。lng湿气的热值高于干气。天然气工业的发展要求建立统一的热值标准，将湿气中 的c2+轻烧分离出来是一种非常经济、有效的热值调整方法。同时，轻坯是一种非常优质的 化工原料，可生产高附加值的化工产品。因此，利用lng的冷聚分离出其屮的c2+轻坯， 不仅可以调节lng的热值

6、，使z与管道天然气的热值相匹配，还可以代替石脑汕等更组分 原料生产乙烯，降低乙烯工业的成本，从而产生可观的经济效益。按照近年来沙特c3、c4 合同价与lng的差价，当c2+轻姪含量在15%时,每分离出1吨c2+轻坯用作乙烯原料, 扣除分离设施投资和运行费用，净收益约在150元左右；可降低下游供气成本0.090.10 元/立方米。c2+含量越高，效益就越人。可见从湿气中分离轻坯能在很人程度上降低lng 项目的下游供气成本。4. 利用挥发的lng做槽车燃料降低运输成本低温液化后的天然气较常压下的体积缩小625倍，槽罐内液体的温度一般为一162°c。 通过低温绝热技术，lng运输期间液体的

7、挥发量很小，如果槽车采用lng发动机，则挥发 的lng正好町以用做槽车的燃料。f1前lng运输每100千米的燃料费约为0.03元/立方米。以lng的fob价为4美元/百万英热单位为例，按美元汇率8.0折算后的价格为1597 元人民币/吨、1.16元人民币/立方米，加上船运成本0.16元/立方米，汽化、接收站和管道 的投资折ih和管理费0.35元/立方米，lng项忖公司的利润0.11元应方米，则下游门站供 气价为1.78元/立方米。即离岸后的下游环节成木增加了 0.62元/立方米。必须说明的是， 目前国家对lng项目予以扶持，进口材料和设备免关税、增值税，lng免进口关税，而且 由获利年度起所得

8、税实行“两免三减”政策（两年免征、三年减半征收企业所得税），因此该 成木未列入税收成木。这样，下游环节成木所占门站价屮的比例为35%。如果lng的fob价格随油价上涨到6美元/百万英热单位，美元汇率仍按8.0折算， 则合1.747元人民币/立方米。如果下游环节成本保持不变，仍为0.62元/立方米，那么门站 价将变为2.37元/立方米，即涨幅约为33%,远小于fob价格的涨幅，但下游坏节成本所 占门站价的比例已经减小为26%o按照上述的lng下游各环节成本分析，可以看hi： 1）船运成本因lng的fob价格 上涨而增加，即增加了 0.016元/立方米，其余部分保持不变；2）汽化成木由于可以对ln

9、g 冷能加以回收利川而由正值变为负值，冷能利用效益达到0.10元/立方米是不难做到的。这 样，lng下游各环节成木可以降低0.084元/立方米，变为0.536元/立方米，门站价为2.286 元/立方米。下游各环节的成木在门站价屮所占的比例变为23%。如果能够进一步采用lng 冷能措施，分离其中的c2+轻姪，则下游供气成本还会有进一步下降的空间。通过以上分析可以得岀这样的结论：1）lng下游各环节的成木相对稳定，并不随着 fob价格的上涨而上涨，所以门站价上涨的幅度恒小于fob价上涨的幅度。2）对lng屮 的冷能加以利用，分离湿气源lng中所含的轻桂，有助于进一步降低lng下游各环节的 成木。二

10、、lng下游用户的定价策略lng项目要与下游用户签订“照付不议”合同。其市场定价以实现企业和社会效益最大 化为冃标，冇四个基本定价原则：成木核算原则、资源利用效率原则、替代对彖价格决定承 受能力的原则以及市场开拓导向原则。根据中国今后一段时期lng下游消费市场的盂求曲线，可以把lng的消费者划分为 以下群体：联合循环电站用户，城市民用燃气用户，规模化的城市/工业园区分布式能源系 统用八，炼油、石化等工业燃料用户，制氢和化工原料用户，车用燃料（lng/cng加气站） 用户，车载罐箱运输的lng所拓展的各种网外天然气用户。下面按照上述lng的四个基 木定价原则，分析对不同的lng消费用户应采取的定

11、价策略。1. 联合循坏电站川户此类用户直接由lng接收站供气，其价格组成包括门站价，管线、调压设施的折山 费用，以及管理费和毛利。在lng项id投产初期，联合循环电站用户承担着保证到岸的lng 能按照“照付不议”合同稳定消费的重要作用，用气规模大而稳定，管道输送成本低，主要替 代低价的煤炭发电和水电。但是，这类用户竞争力不强，价格承受能力较低，应当使其享受 尽可能的低价，以lng接收站保木为底线。由于口前中国天然气少煤的等热值比价已经达到2.53.0的高位，我国不可能大规模 地发展天然气发电，所以天然气发电只能在lng项冃启动初期山下游用户的较大比例，发 挥市场先骡作用。如果仅仅依靠低价售气给

12、发电用户，lng项目是难以回收投资成本的。 此外，天然气电厂一般只能作为调峰电站，受电网负荷和需求变化的限制较大。随着lng 项目下游市场的逐步开拓，发电用气所占的比例将逐步缩小。2. 城市民（商）用燃气用户此类用户主要是城市居民、旅店、餐馆等商业用户，天然气主要用于炊事、洗浴供热。 其主要特点：一是城市燃气公司大多已经拥有了一定规模的用户，lng的消费量相对较小, 不可能成为市场开拓的主力；二是用户十分分散，耍求天然气输送管道逐级降压、调配，因 此燃气公司的投资折iii和管理财务成木鮫高；三是天然气用于低温加热，属于高能低用，资 源利用效率较低；四是在没有管网的城市，犬然气主要替代昂贵的lp

13、g,用户的价格承受 能力较强。这些特点都决定了城市民（商）用燃气用户价格宜较高，这部分用户是项目早期 的主要市场之一，也是投资冋收的主要来源。但是，大然气乂是居民基本的牛活所需，城市民用犬然气的定价必须考虑居民小贫怵i 人口的负担能力。要解决这一问题，可以采用按量累计计价的方法，即保证最低生活需要的 燃气价格较低，超过这一基量的部分，累计加价；或者对低保户给予一定的补贴。3. 规模化的城市/工业园区分布式能源系统用八分布式能源系统（des）是在有限区域内采用冷热电三联供（combined cold heat and power,cchp）技术，通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调

14、用冷冻水服 务的综合能源供应系统，所以总称“冷热电联供，des/cchp”。分布式能源有两大优势：一 是天然气发电后余热梯级利用，将蒸汽和热水直接供给用户，可以使能源利用效率高达 70%90%,并降低发电成本，使lng的经济性人人提高。二是发电在10kv电压下就地直 供，可避免升降压和远程传输的设备投资，降低电力损失以及运营费用，降低终端供电成本, 因而是效率最高的天然气能源利用途径。适合于在中国推广应用的分布式冷热电三联供能源系统（des/cchp）分为满足城市 商住建筑群用能盅求，满足丄业和工业园区对电、蒸汽、热水和冷负荷需求两大类。这两类 用户将是天然气下游市场的最人用户。因为和对于现有

15、的城市以电为主的能源供应系统，札i 对于现有的电、热（蒸汽）和冷分别转换和供应的工业能源系统，des/cchp替代的是电或 低效率利用的天然气或重油，因其髙效和直供而具有很好的经济效益。此外，具有一定规模 的des/cchp川户，直接从高压干线悖道引进天然气，因而供气成本较低，这也为低价销 售犬然气创造了条件。des/cchp用户是天然气下游市场迅速扩大的关键，也是lng项冃公司和城市燃气 公司的投资能够在合理的期限内回收的关键。为了使这类用户市场尽快地发展，燃气公司应 当采用“薄利多销”、“放水养何啲策略，给予其尽可能优惠的燃气价格，让des/cchp项 冃在使所有用户获得廉价能源实惠的同时

16、，也使投资者能够在810年回收投资。4. 炼油石化等企业用户炼油石化企业等工业用户，将天然气作为制氢原料和燃料，所替代的是目前市场上价 格较鬲的轻桂或重油，这有利于资源的节约、综合利用和循环利用，有利于减少对国际原油 的过度依赖。所以，对这类用户应实行较低价格，鼓励其人量采用天然气。5. 车用燃料（lng/cng加气站）用户此类用户以lng或cng替代大量柴汕和部分汽汕，有利于提高能源利用效率、改善 环境。由于汽柴油的价格远高于lng的价格，所以这类用户对lng价格的承受能力很强。 不过，按照广义的成本计价原则，还必须考虑到lng车辆（lngv）的开发需要一个完整 的产业链做支撑，包括购置ln

17、g发动机（或改装cng发动机），加装lng/cng燃料箱， 建设加气站，投资车载罐箱运输公司车队等等。因此，lng项目公司或燃气公司制定lng 燃料售价，必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等帘卜-合理的投资回收和利润空间,不可以随意抬高价格。6. 杷乍运输所拓展的卫星站用户此类用户包括除天然气联合循环发电站之外的所有用户。它们的定价机制同前而是一 样的。只是lng通过槽车运输到卫星站的投资折i口和运营费用，与lng在接收站经汽化 后通过干线管网输送到各个门站的投资折川和运营费用有所不同。只要按照实际情况做出技 术经济分析测算，就可以确定具体价格。lng通过槽车运输所拓展的卫星站用户，是lng接收站重要的下游市场用户。目前, 中国己经有多个液化天然气工厂，多家lng槽车运输公司，上百个正在运行的lng卫星 站，并形成了壯界上最大的陆上lng槽车运输市场。在离沿海地区几百千米的范围内，lng 槽车是lng项冃不断开拓市场、延伸管网的先锋队，lng槽车运输将可能与管输方式长期 互补并存。因此，lng接收站向槽车运输公司出售的lng价格，应当充分考虑市场开拓因 素，适当让利给