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      LNG產(chǎn)業(yè)鏈成本分析及定價(jià)策略

      時(shí)間: 華賁0 分享

      一、LNG產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本

      分析

      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FOB價(jià)格的關(guān)系

      國際市場上的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。可見從濕氣中分離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?,?guī)模化的城市/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,這類用戶競爭力不強(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。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、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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