lng产业链成本分析及定价策略

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1、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

2、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

3、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。

4、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

5、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

6、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。按照近年来沙特C3、C4合同价与LNG的差价，当C2+轻烃含量在15%时，每分离出1吨C2+轻烃用作乙烯原料，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

7、℃。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