一、LNG產業鏈各環節成本分析
1. LNG產業鏈各環節成本構成
LNG（液化天然氣）專案的天然氣供應成本主要由天然氣開採費用、淨化液化費用、運輸費用以及接收再汽化等費用構成。根據資源狀況、運距等的不同，各項費用所佔比例變化範圍很大
（1）LNG開採和淨化、液化環節費用及其與國際市場FOB價格的關係
國際市場上的LNG價格，不論是長期合同價還是現貨或期貨價，都是指LNG的離岸價（FOB價）。FOB價由天然氣的開採費用、淨化液化費用、資源國徵收的稅賦和公司的利潤構成。在1993－2003的10年間天然氣的開採費用隨氣田情況的不同差異很大。隨著技術的發展，天然氣的淨化和液化費用已經降低了35%～50%。但是LNG的FOB價格與國際原油價格一樣，隨國際地緣政治、經貿關係和氣候等因素的變化而變化。LNG的淨化和液化費用相對穩定，不穩定的是開發商的利潤和產氣國的稅收。
（2）LNG的運輸費用
LNG的運輸費用主要包括LNG運輸船的折舊費用、燃料費用以及管理和人員費用。隨著LNG貿易的發展， LNG的運輸費用降低了40%。13.8萬噸級的專用船，1995年的造價為2.8億美元，到2003年已降到l.5億～1.6億美元。LNG運輸船的設計航行年限一般為20年，如果船舶在運營期間無重大故障發生，即使航行40年也屬正常，所以LNG運輸船的折舊費用在不斷下降。2003年以包租船運合同方式進口LNG的運輸費大約是0.6美元/百萬英熱單位，相當於0.16元/立方米左右。其中折舊費、燃料費和管理費所佔比重分別大致為（3～4）∶（2～3）∶（3～4）。這個比例顯然隨造船費用的高低、運輸距離的遠近、燃料價格的漲落而不同。但是可以肯定，隨LNG的FOB價格升高而升高的燃料費用不會對運輸費用產生太大的影響。
（3）接收站和汽化、管輸費用
LNG接收站和汽化、管輸費用的成本主要包括接收站和管道設施的折舊成本、再汽化成本及人工管理費。一個年接收量為幾百萬噸的LNG專案工程站線總投資需要幾十億元人民幣。折舊期按20年算，其折舊成本分攤到天然氣費用上，相當於0.04～0.08元/立方米。而汽化和輸送的能耗費用、管理費用和財務費用，與汽化方案、公司的運營管理水平等因素密切相關。如果採用傳統的海水/加熱爐補充燃料加熱汽化方案，這兩筆費用總計約在0.3元/立方米或稍多一點。
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。如果對這些冷能加以充分利用，可以節省大筆電費。LNG冷能的利用範圍很廣，但會受到接收站附近使用者市場的制約。具體的利用方案和利用效率不同，其產生的經濟效益也不同。從低於－150℃的低溫到常溫的LNG，其冷能的價值按當量電價計算約為420元/噸。如果對冷能加以充分利用，將獲得0.3元/立方米的經濟效益，可以抵消LNG的汽化費用。即使冷能利用效率只有50%，其降低汽化費用的經濟效益也是很可觀的。
3. 用溼氣源LNG冷量分離輕烴降低下游供氣成本
根據LNG中乙烷、丙烷、丁烷等重烴類（C2+輕烴）含量的大小，LNG可分為溼氣和幹氣，C2+輕烴含量在10%以上的，可以看作溼氣。
LNG溼氣的熱值高於幹氣。天然氣工業的發展要求建立統一的熱值標準，將溼氣中的C2+輕烴分離出來是一種非常經濟、有效的熱值調整方法。同時，輕烴是一種非常優質的化工原料，可生產高附加值的化工產品。因此，利用LNG的冷量分離出其中的C2+輕烴，不僅可以調節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乙烯，降低乙烯工業的成本，從而產生可觀的經濟效益。
4. 利用揮發的LNG做槽車燃料降低運輸成本
低溫液化後的天然氣較常壓下的體積縮小625倍，槽罐內液體的溫度一般為－162℃。通過低溫絕熱技術，LNG運輸期間液體的揮發量很小，如果槽車採用LNG發動機，則揮發的LNG正好可以用做槽車的燃料。目前LNG運輸每100千米的燃料費約為0.03元/立方米。
以LNG的FOB價為4美元/百萬英熱單位為例，按美元匯率8.0折算後的價格為1597元人民幣/噸、1.16元人民幣/立方米，加上船運成本0.16元/立方米，汽化、接收站和管道的投資折舊和管理費0.35元/立方米，LNG專案公司的利潤0.11元/立方米，則下游門站供氣價為1.78元/立方米。即離岸後的下游環節成本增加了0.62元/立方米。必須說明的是，目前國家對LNG專案予以扶持，進口材料和裝置免關稅、增值稅，LNG免進口關稅，而且由獲利年度起所得稅實行“兩免三減”政策（兩年免徵、三年減半徵收企業所得稅），因此該成本未列入稅收成本。這樣，下游環節成本所佔門站價中的比例為35%。
如果LNG的FOB價格隨油價上漲到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。如果下游環節成本保持不變，仍為0.62元/立方米，那麼門站價將變為2.37元/立方米，即漲幅約為33%，遠小於FOB價格的漲幅，但下游環節成本所佔門站價的比例已經減小為26%。
按照上述的LNG下游各環節成本分析，可以看出：1）船運成本因LNG的FOB價格上漲而增加，即增加了0.016元/立方米，其餘部分保持不變；2）汽化成本由於可以對LNG冷能加以回收利用而由正值變為負值，冷能利用效益達到0.10元/立方米是不難做到的。這樣，LNG下游各環節成本可以降低0.084元/立方米，變為0.536元/立方米，門站價為2.286元/立方米。下游各環節的成本在門站價中所佔的比例變為23%。如果能夠進一步採用LNG冷能措施，分離其中的C2+輕烴，則下游供氣成本還會有進一步下降的空間。
通過以上分析可以得出這樣的結論：1）LNG下游各環節的成本相對穩定，並不隨著FOB價格的上漲而上漲，所以門站價上漲的幅度恆小於FOB價上漲的幅度。2）對LNG中的冷能加以利用，分離溼氣源LNG中所含的輕烴，有助於進一步降低LNG下游各環節的成本。
二、LNG下游使用者的定價策略
LNG專案要與下游使用者簽訂“照付不議”合同。其市場定價以實現企業和社會效益最大化為目標，有四個基本定價原則：成本核算原則、資源利用效率原則、替代物件價格決定承受能力的原則以及市場開拓導向原則。
根據中國今後一段時期LNG下游消費市場的需求曲線，可以把LNG的消費者劃分為以下群體：聯合迴圈電站使用者，城市民用燃氣使用者，規模化的城市/工業園區分散式能源系統使用者，煉油、石化等工業燃料使用者，制氫和化工原料使用者，車用燃料（LNG/CNG加氣站）使用者，車載罐箱運輸的LNG所拓展的各種網外天然氣使用者。下面按照上述LNG的四個基本定價原則，分析對不同的LNG消費使用者應採取的定價策略。
1. 聯合迴圈電站使用者
此類使用者直接由LNG接收站供氣，其價格組成包括門站價，管線、調壓設施的折舊費用，以及管理費和毛利。在LNG專案投產初期，聯合迴圈電站使用者承擔著保證到岸的LNG能按照“照付不議”合同穩定消費的重要作用，用氣規模大而穩定，管道輸送成本低，主要替代低價的煤炭發電和水電。但是，這類使用者競爭力不強，價格承受能力較低，應當使其享受盡可能的低價，以LNG接收站保本為底線。
由於目前中國天然氣與煤的等熱值比價已經達到2.5～3.0的高位，我國不可能大規模地發展天然氣發電，所以天然氣發電只能在LNG專案啟動初期佔下遊使用者的較大比例，發揮市場先驅作用。如果僅僅依靠低價售氣給發電使用者，LNG專案是難以回收投資成本的。此外，天然氣電廠一般只能作為調峰電站，受電網負荷和需求變化的限制較大。隨著LNG專案下游市場的逐步開拓，發電用氣所佔的比例將逐步縮小。
2. 城市民（商）用燃氣使用者
此類使用者主要是城市居民、旅店、餐館等商業使用者，天然氣主要用於炊事、洗浴供熱。其主要特點：一是城市燃氣公司大多已經擁有了一定規模的使用者，LNG的消費量相對較小，不可能成為市場開拓的主力；二是使用者十分分散，要求天然氣輸送管道逐級降壓、調配，因此燃氣公司的投資折舊和管理財務成本較高；三是天然氣用於低溫加熱，屬於高能低用，資源利用效率較低；四是在沒有管網的城市，天然氣主要替代昂貴的LPG，使用者的價格承受能力較強。這些特點都決定了城市民（商）用燃氣使用者價格宜較高，這部分使用者是專案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必須考慮居民中貧困人口的負擔能力。要解決這一問題，可以採用按量累計計價的方法，即保證最低生活需要的燃氣價格較低，超過這一基量的部分，累計加價；或者對低保戶給予一定的補貼。
3. 規模化的城市/工業園區分散式能源系統使用者
分散式能源系統(DES)是在有限區域內採用冷熱電三聯供（Combined Cold Heat and Power,CCHP）技術，通過管網和電纜向用戶同時提供電力、蒸汽、熱水和空呼叫冷凍水服務的綜合能源供應系統，所以總稱“冷熱電聯供，DES/CCHP”。分散式能源有兩大優勢：一是天然氣發電後餘熱梯級利用，將蒸汽和熱水直接供給使用者，可以使能源利用效率高達70%～90%，並降低發電成本，使LNG的經濟性大大提高。二是發電在10kV電壓下就地直供，可避免升降壓和遠端傳輸的裝置投資，降低電力損失以及運營費用，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。
適合於在中國推廣應用的分散式冷熱電三聯供能源系統（DES/CCHP）分為滿足城市商住建築群用能需求，滿足工業和工業園區對電、蒸汽、熱水和冷負荷需求兩大類。這兩類使用者將是天然氣下游市場的最大使用者。因為相對於現有的城市以電為主的能源供應系統，相對於現有的電、熱（蒸汽）和冷分別轉換和供應的工業能源系統，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濟效益。此外，具有一定規模的DES/CCHP使用者，直接從高壓幹線管道引進天然氣，因而供氣成本較低，這也為低價銷售天然氣創造了條件。
DES/CCHP使用者是天然氣下游市場迅速擴大的關鍵，也是LNG專案公司和城市燃氣公司的投資能夠在合理的期限內回收的關鍵。為了使這類使用者市場儘快地發展，燃氣公司應當採用“薄利多銷”、“放水養魚”的策略，給予其儘可能優惠的燃氣價格，讓DES/CCHP專案在使所有使用者獲得廉價能源實惠的同時，也使投資者能夠在8～10年回收投資。
4. 煉油石化等企業使用者
煉油石化企業等工業使用者，將天然氣作為制氫原料和燃料，所替代的是目前市場上價格較高的輕烴或重油，這有利於資源的節約、綜合利用和迴圈利用，有利於減少對國際原油的過度依賴。所以，對這類使用者應實行較低價格，鼓勵其大量採用天然氣。
5. 車用燃料（LNG/CNG加氣站）使用者
此類使用者以LNG或CNG替代大量柴油和部分汽油，有利於提高能源利用效率、改善環境。由於汽柴油的價格遠高於LNG的價格，所以這類使用者對LNG價格的承受能力很強。不過，按照廣義的成本計價原則，還必須考慮到LNG車輛（LNGV）的開發需要一個完整的產業鏈做支撐，包括購置LNG發動機（或改裝CNG發動機），加裝LNG/CNG燃料箱，建設加氣站，投資車載罐箱運輸公司車隊等等。因此，LNG專案公司或燃氣公司制定LNG燃料售價，必須給罐箱運輸公司、加氣站、汽車改裝業主等留下合理的投資回收和利潤空間，不可以隨意擡高價格。
6. 槽車運輸所拓展的衛星站使用者
此類使用者包括除天然氣聯合迴圈發電站之外的所有使用者。它們的定價機制同前面是一樣的。只是LNG通過槽車運輸到衛星站的投資折舊和運營費用，與LNG在接收站經汽化後通過幹線管網輸送到各個門站的投資折舊和運營費用有所不同。只要按照實際情況做出技術經濟分析測算，就可以確定具體價格。
LNG通過槽車運輸所拓展的衛星站使用者，是LNG接收站重要的下游市場使用者。目前，中國已經有多個液化天然氣工廠，多家LNG槽車運輸公司，上百個正在執行的LNG衛星站，並形成了世界上最大的陸上LNG槽車運輸市場。在離沿海地區幾百千米的範圍內，LNG槽車是LNG專案不斷開拓市場、延伸管網的先鋒隊，LNG槽車運輸將可能與管輸方式長期互補並存。因此，LNG接收站向槽車運輸公司出售的LNG價格，應當充分考慮市場開拓因素，適當讓利給下游公司，以實現雙贏。