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。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℃。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。随着LNG项目下游市场的逐步开拓，发电用气所占的比例将逐步缩小。
2. 城市民（商）用燃气用户
此类用户主要是城市居民、旅店、餐馆等商业用户，天然气主要用于炊事、洗浴供热。其主要特点：一是城市燃气公司大多已经拥有了一定规模的用户，LNG的消费量相对较小，不可能成为市场开拓的主力；二是用户十分分散，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因此燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高；三是天然气用于低温加热，属于高能低用，资源利用效率较低；四是在没有管网的城市，天然气主要替代昂贵的LPG，用户的价格承受能力较强。这些特点都决定了城市民（商）用燃气用户价格宜较高，这部分用户是项目早期的主要市场之一，也是投资回收的主要来源。
但是，天然气又是居民基本的生活所需，城市民用天然气的定价必须考虑居民中贫困人口的负担能力。要解决这一问题，可以采用按量累计计价的方法，即保证最低生活需要的燃气价格较低，超过这一基量的部分，累计加价；或者对低保户给予一定的补贴。
3. 规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户
分布式能源系统(DES)是在有限区域内采用冷热电三联供（Combined Cold Heat and Power,CCHP）技术，通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统，所以总称“冷热电联供，DES/CCHP”。分布式能源有两大优势：一是天然气发电后余热梯级利用，将蒸汽和热水直接供给用户，可以使能源利用效率高达70%～90%，并降低发电成本，使LNG的经济性大大提高。二是发电在10kV电压下就地直供，可避免升降压和远程传输的设备投资，降低电力损失以及运营费用，降低终端供电成本，因而是效率最高的天然气能源利用途径。
适合于在中国推广应用的分布式冷热电三联供能源系统（DES/CCHP）分为满足城市商住建筑群用能需求，满足工业和工业园区对电、蒸汽、热水和冷负荷需求两大类。这两类用户将是天然气下游市场的最大用户。因为相对于现有的城市以电为主的能源供应系统，相对于现有的电、热（蒸汽）和冷分别转换和供应的工业能源系统，DES/CCHP替代的是电或低效率利用的天然气或重油，因其高效和直供而具有很好的经济效益。此外，具有一定规模的DES/CCHP用户，直接从高压干线管道引进天然气，因而供气成本较低，这也为低价销售天然气创造了条件。
DES/CCHP用户是天然气下游市场迅速扩大的关键，也是LNG项目公司和城市燃气公司的投资能够在合理的期限内回收的关键。为了使这类用户市场尽快地发展，燃气公司应当采用“薄利多销”、“放水养鱼”的策略，给予其尽可能优惠的燃气价格，让DES/CCHP项目在使所有用户获得廉价能源实惠的同时，也使投资者能够在8～10年回收投资。
4. 炼油石化等企业用户
炼油石化企业等工业用户，将天然气作为制氢原料和燃料，所替代的是目前市场上价格较高的轻烃或重油，这有利于资源的节约、综合利用和循环利用，有利于减少对国际原油的过度依赖。所以，对这类用户应实行较低价格，鼓励其大量采用天然气。
5. 车用燃料（LNG/CNG加气站）用户
此类用户以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、改善环境。由于汽柴油的价格远高于LNG的价格，所以这类用户对 LNG价格的承受能力很强。不过，按照广义的成本计价原则，还必须考虑到LNG车辆（LNGV）的开发需要一个完整的产业链做支撑，包括购置LNG发动机（或改装CNG发动机），加装LNG/CNG燃料箱，建设加气站，投资车载罐箱运输公司车队等等。因此，LNG项目公司或燃气公司制定LNG燃料售价，必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间，不可以随意抬高价格。
6. 槽车运输所拓展的卫星站用户
此类用户包括除天然气联合循环发电站之外的所有用户。它们的定价机制同前面是一样的。只是LNG通过槽车运输到卫星站的投资折旧和运营费用，与LNG在接收站经汽化后通过干线管网输送到各个门站的投资折旧和运营费用有所不同。只要按照实际情况做出技术经济分析测算，就可以确定具体价格。
LNG通过槽车运输所拓展的卫星站用户，是LNG接收站重要的下游市场用户。目前，中国已经有多个液化天然气工厂，多家LNG槽车运输公司，上百个正在运行的LNG卫星站，并形成了世界上最大的陆上LNG槽车运输市场。在离沿海地区几百千米的范围内，LNG槽车是LNG项目不断开拓市场、延伸管网的先锋队，LNG槽车运输将可能与管输方式长期互补并存。因此，LNG接收站向槽车运输公司出售的LNG价格，应当充分考虑市场开拓因素，适当让利给下游公司，以实现双赢。
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