LNG產(chǎn)業(yè)鏈成本分析及定價(jià)策略

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(xiàng)目的天然氣供應(yīng)成本主要由天然氣開采費(fèi)用、凈化液化費(fèi)用、運(yùn)輸費(fèi)用以及接收再汽化等費(fèi)用構(gòu)成。根據(jù)資源狀況、運(yùn)距等的不同，各項(xiàng)費(fèi)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(fèi)用及其與國際市場(chǎng)FOB價(jià)格的關(guān)系

國際市場(chǎng)上的LNG價(jià)格，不論是長期合同價(jià)還是現(xiàn)貨或期貨價(jià)，都是指LNG的離岸價(jià)（FOB價(jià)）。FOB價(jià)由天然氣的開采費(fèi)用、凈化液化費(fèi)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(fèi)用隨氣田情況的不同差異很大。隨著技術(shù)的發(fā)展，天然氣的凈化和液化費(fèi)用已經(jīng)降低了35%～50%。但是LNG的FOB價(jià)格與國際原油價(jià)格一樣，隨國際地緣政治、經(jīng)貿(mào)關(guān)系和氣候等因素的變化而變化。LNG的凈化和液化費(fèi)用相對(duì)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(yùn)輸費(fèi)用

LNG的運(yùn)輸費(fèi)用主要包括LNG運(yùn)輸船的折舊費(fèi)用、燃料費(fèi)用以及管理和人員費(fèi)用。隨著LNG貿(mào)易的發(fā)展， LNG的運(yùn)輸費(fèi)用降低了40%。13.8萬噸級(jí)的專用船，1995年的造價(jià)為2.8億美元，到2003年已降到l.5億～1.6億美元。LNG運(yùn)輸船的設(shè)計(jì)航行年限一般為20年，如果船舶在運(yùn)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(yùn)輸船的折舊費(fèi)用在不斷下降。2003年以包租船運(yùn)合同方式進(jìn)口LNG的運(yùn)輸費(fèi)大約是0.6美元/百萬英熱單位，相當(dāng)于0.16元/立方米左右。其中折舊費(fèi)、燃料費(fèi)和管理費(fèi)所占比重分別大致為（3～4）∶（2～3）∶（3～4）。這個(gè)比例顯然隨造船費(fèi)用的高低、運(yùn)輸距離的遠(yuǎn)近、燃料價(jià)格的漲落而不同。但是可以肯定，隨LNG的FOB價(jià)格升高而升高的燃料費(fèi)用不會(huì)對(duì)運(yùn)輸費(fèi)用產(chǎn)生太大的影響。

（3）接收站和汽化、管輸費(fèi)用

LNG接收站和汽化、管輸費(fèi)用的成本主要包括接收站和管道設(shè)施的折舊成本、再汽化成本及人工管理費(fèi)。一個(gè)年接收量為幾百萬噸的LNG項(xiàng)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?jǐn)偟教烊粴赓M(fèi)用上，相當(dāng)于0.04～0.08元/立方米。而汽化和輸送的能耗費(fèi)用、管理費(fèi)用和財(cái)務(wù)費(fèi)用，與汽化方案、公司的運(yùn)營管理水平等因素密切相關(guān)。如果采用傳統(tǒng)的海水/加熱爐補(bǔ)充燃料加熱汽化方案，這兩筆費(fèi)用總計(jì)約在0.3元/立方米或稍多一點(diǎn)。

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(duì)這些冷能加以充分利用，可以節(jié)省大筆電費(fèi)。LNG冷能的利用范圍很廣，但會(huì)受到接收站附近用戶市場(chǎng)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(jì)效益也不同。從低于－150℃的低溫到常溫的LNG，其冷能的價(jià)值按當(dāng)量電價(jià)計(jì)算約為420元/噸。如果對(duì)冷能加以充分利用，將獲得0.3元/立方米的經(jīng)濟(jì)效益，可以抵消LNG的汽化費(fèi)用。即使冷能利用效率只有50%，其降低汽化費(fèi)用的經(jīng)濟(jì)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?zé)N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(biāo)準(zhǔn)，將濕氣中的C2+輕烴分離出來是一種非常經(jīng)濟(jì)、有效的熱值調(diào)整方法。同時(shí)，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(jì)效益。按照近年來沙特C3、C4合同價(jià)與LNG的差價(jià)，當(dāng)C2+輕烴含量在15%時(shí)，每分離出1噸C2+輕烴用作乙烯原料，扣除分離設(shè)施投資和運(yùn)行費(fèi)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(xiàng)目的下游供氣成本。

4. 利用揮發(fā)的LNG做槽車燃料降低運(yùn)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(shù)，LNG運(yùn)輸期間液體的揮發(fā)量很小，如果槽車采用LNG發(fā)動(dòng)機(jī)，則揮發(fā)的LNG正好可以用做槽車的燃料。目前LNG運(yùn)輸每100千米的燃料費(fèi)約為0.03元/立方米。

以LNG的FOB價(jià)為4美元/百萬英熱單位為例，按美元匯率8.0折算后的價(jià)格為1597元人民幣/噸、1.16元人民幣/立方米，加上船運(yùn)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(fèi)0.35元/立方米，LNG項(xiàng)目公司的利潤0.11元/立方米，則下游門站供氣價(jià)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(duì)LNG項(xiàng)目予以扶持，進(jìn)口材料和設(shè)備免關(guān)稅、增值稅，LNG免進(jìn)口關(guān)稅，而且由獲利年度起所得稅實(shí)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(jià)中的比例為35%。

如果LNG的FOB價(jià)格隨油價(jià)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(jià)將變?yōu)?.37元/立方米，即漲幅約為33%，遠(yuǎn)小于FOB價(jià)格的漲幅，但下游環(huán)節(jié)成本所占門站價(jià)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(yùn)成本因LNG的FOB價(jià)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(duì)LNG冷能加以回收利用而由正值變?yōu)樨?fù)值，冷能利用效益達(dá)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(jià)為2.286元/立方米。下游各環(huán)節(jié)的成本在門站價(jià)中所占的比例變?yōu)?3%。如果能夠進(jìn)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(huì)有進(jìn)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(duì)穩(wěn)定，并不隨著FOB價(jià)格的上漲而上漲，所以門站價(jià)上漲的幅度恒小于FOB價(jià)上漲的幅度。2）對(duì)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(jìn)一步降低LNG下游各環(huán)節(jié)的成本。

二、LNG下游用戶的定價(jià)策略

LNG項(xiàng)目要與下游用戶簽訂“照付不議”合同。其市場(chǎng)定價(jià)以實(shí)現(xiàn)企業(yè)和社會(huì)效益最大化為目標(biāo)，有四個(gè)基本定價(jià)原則：成本核算原則、資源利用效率原則、替代對(duì)象價(jià)格決定承受能力的原則以及市場(chǎng)開拓導(dǎo)向原則。

根據(jù)中國今后一段時(shí)期LNG下游消費(fèi)市場(chǎng)的需求曲線，可以把LNG的消費(fèi)者劃分為以下群體：聯(lián)合循環(huán)電站用戶，城市民用燃?xì)庥脩簦?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(yùn)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(gè)基本定價(jià)原則，分析對(duì)不同的LNG消費(fèi)用戶應(yīng)采取的定價(jià)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(jià)格組成包括門站價(jià)，管線、調(diào)壓設(shè)施的折舊費(fèi)用，以及管理費(fèi)和毛利。在LNG項(xiàng)目投產(chǎn)初期，聯(lián)合循環(huán)電站用戶承擔(dān)著保證到岸的LNG能按照“照付不議”合同穩(wěn)定消費(fèi)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(jià)的煤炭發(fā)電和水電。但是，這類用戶競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)，價(jià)格承受能力較低，應(yīng)當(dāng)使其享受盡可能的低價(jià)，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(jià)已經(jīng)達(dá)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(xiàng)目啟動(dòng)初期占下游用戶的較大比例，發(fā)揮市場(chǎng)先驅(qū)作用。如果僅僅依靠低價(jià)售氣給發(fā)電用戶，LNG項(xiàng)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(fù)荷和需求變化的限制較大。隨著LNG項(xiàng)目下游市場(chǎng)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?xì)庥脩?/p>

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(diǎn)：一是城市燃?xì)夤敬蠖嘁呀?jīng)擁有了一定規(guī)模的用戶，LNG的消費(fèi)量相對(duì)較小，不可能成為市場(chǎng)開拓的主力；二是用戶十分分散，要求天然氣輸送管道逐級(jí)降壓、調(diào)配，因此燃?xì)夤镜耐顿Y折舊和管理財(cái)務(wù)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(jià)格承受能力較強(qiáng)。這些特點(diǎn)都決定了城市民（商）用燃?xì)庥脩魞r(jià)格宜較高，這部分用戶是項(xiàng)目早期的主要市場(chǎng)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(jià)必須考慮居民中貧困人口的負(fù)擔(dān)能力。要解決這一問題，可以采用按量累計(jì)計(jì)價(jià)的方法，即保證最低生活需要的燃?xì)鈨r(jià)格較低，超過這一基量的部分，累計(jì)加價(jià)；或者對(duì)低保戶給予一定的補(bǔ)貼。

3. 規(guī)?；某鞘?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(shù)，通過管網(wǎng)和電纜向用戶同時(shí)提供電力、蒸汽、熱水和空調(diào)用冷凍水服務(wù)的綜合能源供應(yīng)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(shì)：一是天然氣發(fā)電后余熱梯級(jí)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(dá)70%～90%，并降低發(fā)電成本，使LNG的經(jīng)濟(jì)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(yuǎn)程傳輸?shù)脑O(shè)備投資，降低電力損失以及運(yùn)營費(fèi)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(yīng)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(duì)電、蒸汽、熱水和冷負(fù)荷需求兩大類。這兩類用戶將是天然氣下游市場(chǎng)的最大用戶。因?yàn)橄鄬?duì)于現(xiàn)有的城市以電為主的能源供應(yīng)系統(tǒng)，相對(duì)于現(xiàn)有的電、熱（蒸汽）和冷分別轉(zhuǎn)換和供應(yīng)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(jì)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(jìn)天然氣，因而供氣成本較低，這也為低價(jià)銷售天然氣創(chuàng)造了條件。

DES/CCHP用戶是天然氣下游市場(chǎng)迅速擴(kuò)大的關(guān)鍵，也是LNG項(xiàng)目公司和城市燃?xì)夤镜耐顿Y能夠在合理的期限內(nèi)回收的關(guān)鍵。為了使這類用戶市場(chǎng)盡快地發(fā)展，燃?xì)夤緫?yīng)當(dāng)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?xì)鈨r(jià)格，讓DES/CCHP項(xiàng)目在使所有用戶獲得廉價(jià)能源實(shí)惠的同時(shí)，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(chǎng)上價(jià)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(duì)國際原油的過度依賴。所以，對(duì)這類用戶應(yīng)實(shí)行較低價(jià)格，鼓勵(lì)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(jià)格遠(yuǎn)高于LNG的價(jià)格，所以這類用戶對(duì) LNG價(jià)格的承受能力很強(qiáng)。不過，按照廣義的成本計(jì)價(jià)原則，還必須考慮到LNG車輛（LNGV）的開發(fā)需要一個(gè)完整的產(chǎn)業(yè)鏈做支撐，包括購置LNG發(fā)動(dòng)機(jī)（或改裝CNG發(fā)動(dòng)機(jī)），加裝LNG/CNG燃料箱，建設(shè)加氣站，投資車載罐箱運(yùn)輸公司車隊(duì)等等。因此，LNG項(xiàng)目公司或燃?xì)夤局贫↙NG燃料售價(jià)，必須給罐箱運(yùn)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(jià)格。

6. 槽車運(yùn)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(jià)機(jī)制同前面是一樣的。只是LNG通過槽車運(yùn)輸?shù)叫l(wèi)星站的投資折舊和運(yùn)營費(fèi)用，與LNG在接收站經(jīng)汽化后通過干線管網(wǎng)輸送到各個(gè)門站的投資折舊和運(yùn)營費(fèi)用有所不同。只要按照實(shí)際情況做出技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析測(cè)算，就可以確定具體價(jià)格。

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

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