LNG产业链成本分析及定价策略

1、如有你有帮助，请购买下载，谢谢！LNG产业链成本分析及定价策略一、LNG产业链各环节成本分析1. LNG 产业链各环节成本构成LNG液化天然气）项目的天然气供应成本主要由天然气开采费用、 净化液化费用、 运输费用以及接收再汽化等费用构成。 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介格的 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介）。FOB介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19932003的 10年间天然气的开采费用

2、随气田情况的不同差异很大。 随着技术的发展， 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 与国际原油价格一样，随国际地缘政治、经贸关系和气候等因素的变 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大故障发

3、生，即使航行 40 年也属正常，所以LNG运输船的折旧费用在不断下降。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0.16元/立方米 左右。其中折旧费、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 的折旧成本、再汽化成本及人工管理费。一个年接收量为几百万吨的 LNG项目工程站线总投资需要几十亿

4、元人民币。 折旧期按20年算，其 折旧成本分摊到天然气费用上，相当于 0.040.08 元/立方米。而汽 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/立方米或稍多一点。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，可以节省大笔电费。LNG冷能的利用范围很 广，但会受到接收站附近用户市场的制约。具体的利用方案和利用效 率不同，其产生的经济效益也不同。从低于150 C的低温到常温的LNG其冷能的价值

5、按当量电价计算约为 420元/吨。如果对冷能加以 充分利用，将获得0.3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 50%，其降低汽化费用的经济效益也是很可观的。3. 用湿气源LNG冷量分离轻烃降低下游供气成本根据LNG中乙烷、丙烷、丁烷等重烃类（C2+签烃）含量的大小， LNG可分为湿气和干气，C2+签烃含量在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+签烃分离出来是一种非常经济、有效的热值 调整方法。同时，轻烃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的冷量分离出其

6、中的C2+签烃，不仅可 以调节LNG的热值，使之与管道天然气的热值相匹配，还可以代替石 脑油等重组分原料生产乙烯，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+签烃 含量在15%寸，每分离出1吨C2+签烃用作乙烯原料，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0.09 0.10元/立方米。C2+含量越高，效益就越大。可见从湿气中分离轻烃 能在很大程度上降低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162 C。通

7、过低温绝热技术，LNG运输期间液体的挥发量 很小，如果槽车采用LNG发动机，则挥发的LNG正好可以用做槽车的 燃料。目前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旧和管理费 0.35 元/立方米，LNG项目公司的利润0.11元/立方米，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本增加了 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

8、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） ，因此该成本未列 入税收成本。这样，下游环节成本所占门站价中的比例为35%。如果LNG勺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介格的涨幅，但下游环节成本所占门站 价的比例已经减小为 26%。按照上述的LNG下游各环节成本分析，可以看出：1）船运成本因 LNG的FOB价格

9、上涨而增加，即增加了 0.016元/立方米，其余部分保 持不变；2）汽化成本由于可以对LNG冷能加以回收利用而由正值变为 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下游各环节成本可以降低 0.084 元/立方米，变为 0.536 元/立方米， 门站价为 2.286 元/立方米。下游各环节的成本在门站价中所占的比例 变为23%如果能够进一步采用LNG冷能措施，分离其中的C2+轻烃， 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出这样的结论：1） LNG下游各环节的成本相 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

10、。2）对LNG中的冷能加以利用，分离湿气源 LNG中所含的轻烃，有助于进一步降低 LNG下游各环节的成本。二、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目标，有四个基本定价原则：成本核算原 则、资源利用效率原则、替代对象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下游消费市场的需求曲线，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户， 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

11、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 的四个基本定价原则，分析对不同的LNG消费用户应采取的定价策略。1. 联合循环电站用户此类用户直接由LNG接收站供气，其价格组成包括门站价，管线、 调压设施的折旧费用，以及管理费和毛利。在 LNG项目投产初期，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接收站保本为底线。由于目前中国天然气与煤的等热值比价已经达到2.53.0的高位，我国不可能大

12、规模地发展天然气发电， 所以天然气发电只能在 LNG 项目启动初期占下游用户的较大比例，发挥市场先驱作用。如果仅仅 依靠低价售气给发电用户，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，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因 此燃气公司的投

13、资折旧和管理财务成本较高；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，天 然气主要替代昂贵的LPG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，也是投资回收的主要来源。但是，天然气又是居民基本的生活所需，城市民用天然气的定价 必须考虑居民中贫困人口的负担能力。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户分布式能源系统（DES）是在有限区域内采用冷热电

14、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/CCH”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的经济性大大 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/CCH）

15、P 分为满足城市商住建筑群用能需求，满足工业和工业园 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 游市场的最大用户。因为相对于现有的城市以电为主的能源供应系统， 相对于现有的电、热（蒸汽）和冷分别转换和供应的工业能源系统， DES/CC H替代的是电或低效率利用的天然气或重油，因其高效和直供而具有很好的经济效益。此外，具有一定规模的DES/CCH用户，直接 从高压干线管道引进天然气，因而供气成本较低，这也为低价销售天 然气创造了条件。DES/CCH用户是天然气下游市场迅速扩大的关键， 也是LNG项目 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

16、快地发展，燃气公司应当采用“薄利多销” 、“放水养 鱼”的策略，给予其尽可能优惠的燃气价格，让DES/CCH项目在使所 有用户获得廉价能源实惠的同时，也使投资者能够在8 - 1 0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高的轻烃或重油，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，鼓励其大量采用天然气。5. 车用燃料（LNG/CNG口气站）用户此类用户以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、改善环境。由于汽柴油的价格远高于LNG的

17、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LNG发动机（或改装CNG发动机），加装LNG/CNG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、 汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间，不可以随意抬高价 格。6. 槽车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面是一样的。只是 LNG通过槽车运输到卫星站的投资折 旧和运营费用，与LNG在接收站经汽化后通过干线管网输送到各个门 站的投资折旧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，中国已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，并形成了世界上最大的陆 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项目不断开拓市场、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，适当让利给下游公司，以实现双 赢。参考文献1 张祁，吕