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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。 (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年间天然气的开采费用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l.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(3～4)∶(2～3)∶(3～4)。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0.04～0.08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860～830kJ/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℃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+轻烃)含量的大小，LNG可分为湿气和干气，C2+轻烃含量在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+轻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的冷量分离出其中的C2+轻烃，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。 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℃。通过低温绝热技术，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。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2.5～3.0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。 |
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