液化天然气lng产业投资分析

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1、液化天然气LNG产业投资分析液化天然气属丁清洁能源，也属丁新型能源，各国纷纷开发液化天然气项冃。亚洲未来是天然气消耗最大的地区，中国的消费量每年以百分之20左右的速度增长，给投资商带来了新的商机。下而就LNG行业投资的重要环节进行分析。、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）项冃的天然气供应成木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人。（1）LNG开采和净化、液化环节费用及其与国际市

2、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）运输费用LNG

3、的运输费用主要包括-LNG运输船的折I口费用、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T40%o13.8万吨级的专用船，1995年的造价为2.8亿美元，到2003年已降到I.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I口费用在不断下降。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

4、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儿十亿元人民币。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

5、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°C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

6、，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。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%/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%o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

7、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0.1076/立方米是不难做到的。通过以上分析可以得出这样的结论：1）LNG下游各环节的成本和对稳定，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中所含的轻坯,有助于进一步降低LNG下游各环节的成本。二、LNG用户的定价策略LNG项目耍与下游用户签订“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：

8、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。根据中国今后一段吋期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