LNG产业链本钱分析及定价策略(1)

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一、LNG产业链各环节本钱分析 　　1. LNG产业链各环节本钱构成　　LNG（液化自然气）项目的自然气供给本钱主要由自然气开采用度、净化液化用度、运输用度以及接收再汽化等用度构成。根据资源状况、运距等的不同，各项用度所占比例变化范围很大（见表1）。　　（1）LNG开采和净化、液化环节用度及其与国际市场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价由自然气的开采用度、净化液化用度、资源国征收的税赋和公司的利润构成。在1993－2003的10年间自然气的开采用度随气田情况的不同差异很大。随着技术的发展，自然气的净化和液化用度已经降低了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、经贸关系和天气等因素的变化而变化。LNG的净化和液化用度相对稳定，不稳定的是开发商的利润和产气国的税收。　　（2）LNG的运输用度　　LNG的运输用度主要包括LNG运输船的折旧用度、燃料用度以及治理和职员用度。随着LNG贸易的发展， LNG的运输用度降低了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，假如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运输船的折旧用度在不断下降。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、燃料费和治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用度的高低、运输间隔的远近、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用度不会对运输用度产生太大的影响。　　（3）接收站和汽化、管输用度　　LNG接收站和汽化、管输用度的本钱主要包括接收站和管道设施的折旧本钱、再汽化本钱及人工治理费。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，其折旧本钱分摊到自然气用度上，相当于0.04～0.08元/立方米。而汽化和输送的能耗用度、治理用度和财务用度，与汽化方案、公司的运营治理水同等因素密切相关。假如采用传统的海水/加热炉补充燃料加热汽化方案，这两笔用度总计约在0.3元/立方米或稍多一点。　　2. 利用冷能降低汽化本钱　　LNG在汽化的过程中可以开释约860～830kJ/kg的冷能。假如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，但会受到接收站四周用户市场的制约。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。假如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的汽化用度。即使冷能利用效率只有50%，其降低汽化用度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本钱　　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。自然气产业的发展要求建立同一的热值标准，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，使之与管道自然气的热值相匹配，还可以代替石脑油等重组分原料生产乙烯，降低乙烯产业的本钱，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用度，净收益约在150元左右；可降低下游供气本钱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项目的下游供气本钱。　　4. 利用挥发的LNG做槽车燃料降低运输本钱　　低温液化后的自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℃。通过低温尽热技术，LNG运输期间液体的挥发量很小，假如槽车采用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，加上船运本钱0.16元/立方米，汽化、接收站和管道的投资折旧和治理费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本钱增加了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），因此该本钱未列进税收本钱。这样，下游环节本钱所占门站价中的比例为35%。　　假如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。假如下游环节本钱保持不变，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，但下游环节本钱所占门站价的比例已经减小为26%。　　按照上述的LNG下游各环节本钱分析，可以看出：1）船运本钱因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）汽化本钱由于可以对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下游各环节本钱可以降低0.084元/立方米，变为0.536元/立方米，门站价为2.286元/立方米。下游各环节的本钱在门站价中所占的比例变为23%。假如能够进一步采用LNG冷能措施，分离其中的C2 轻烃，则下游供气本钱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下游各环节的本钱相对稳定，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下游各环节的本钱。