——中国LNG 液化工厂的盈亏经
日前，国家发改委公布了非居民天然气价格降价方案，每吨下调700元，即每立方米下调0.7元。此消息在国内天然气行业内犹如大地惊雷，LNG价格也随之跳水，业内欢声一片。LNG产业对降价的期盼如久旱逢甘霖，让一批在濒死边缘的LNG液化工厂又重获新生，再次开工解决了国内约12万辆LNG 重卡和5 万多辆LNG 客车的“吃饭”问题，促进了LNG液化产业的健康发展。国内LNG 液化工厂经营的现状，是否盈利等问题成为业内最为关切的焦点。
LNG 液化工厂的盈亏线
据安迅思统计数据显示，2015年中国天然气用气量为1,872 亿方，与“十二五”规划的2,695 亿方差距较大。工业用气不景气，LNG车船产业发展受阻等情况，让2015 年天然气用气的增长率仅为3.7%。2014年，国家发改委发布的《国家应对气候变化规划》（以下简称《规划》）显示，2020年天然气消费量在一次能源消费中的比重要由6% 提高到10%，用气量要达到3,600亿方。对此，陕西燃气设计院郭宗华院长对本刊记者说：“实现《规划》只能靠交通运输业，靠LNG车、船的用气。据统计，假设2020年末LNG 重卡实现56万辆，约占全国重卡量的8%，以每车每天用气500方计算，这些重卡年度用气量可达840 亿方，而这仅是LNG 重卡。当前影响LNG 用气量的最关键因素是气价，也主宰着LNG液化工厂的生死。”
据郭宗华介绍，以陕北100 万方LNG 液化工厂为例，调价前原料气成本价为2.59 元/m3，出厂价2.36 元/，m3，亏损0.23 元/m3，每吨亏损322 元，每天亏损近23 万，考虑设备检修、工资、折旧、利息的费用为2,000 万元，以全年100% 开工率计算，工厂年可亏损9,590 万元，以40% 开工率计算，工厂年可亏损5,056 万元。调价后原料气成本降至1.41 元/m3，出厂价2.29元/m3，每吨盈利462 元，每天盈利33 万，年开工率以100% 计算，减去检修、工资、折旧、利息等费用，年实际盈利8,390 万元。守住LNG 液化工厂的生死线就能促进天然气产业的稳步发展，否则只会满盘皆输。
液化用气需因地制
天然气的气源繁多，各地用气也有所不同。四川地区可用页岩气或进口缅甸天然气；新疆地区可近水楼台先得月用本省气田所产的天然气；北方地区有西气东输和进口俄罗斯管道天然气；沿海地区可用卡特尔、澳大利亚的LNG。LNG 液化工厂的气源为常规的管道天然气，部分地区采用非常规天然气如页岩气、焦炉气、煤制气。气源不同，LNG 液化工厂生产LNG 价格也有所差异。
以常规天然气和非常规天然气来说，国内页岩气埋藏深度大，开采成本高，原料气价格在2 元/m3 左右，个别地区超过3 元/m3，与常规天然气相比，尤其是管道气，价格较高，毫无优势。焦炉气的价格在1.9 元/m3 左右，与调价后的常规气相比，在西北地区优势不明显，但在东部和南方地区仍有价格优势；煤制气的成本在1~1.8 元之间，取决于煤炭的成本，由于区域价格差别较大，价格难以比较。海气与陆气方面，陆上液化天然气以调价后的陕北LNG 液化工厂出厂价为例，即每吨3,200 元。陕北到东南沿海的距离约为2,500km，每吨每千米运价为0.54 元，每吨运价则为1,350 元，运到东南南海的成本价为4,550 元，高于进口LNG 每吨4,200元，毫无优势。从陕北榆林到南京、合肥、山东等地的距离约为1,600km，陆上LNG 运到三地的总成本约为每吨4,064 元，低于进口LNG 的价格，可以实现LNG 液化。从距离上看，路上LNG 价格的优势主要取决于运输的距离，短距离存在优势，长距离运输毫无优势。郭宗华预测，进口LNG 供应市场范围将被陆上LNG 挤压到东南沿海地区，并以码头、接收站周边地区为供应区，而靠近内陆地区有望被LNG 液化工厂占领。
气改与开拓市场并举
天然气市场的发展与气价机制事关LNG 液化工厂的发展前景。天然气用途之争至今尚未停息，是发电还是做燃料，或是用于化工？郭宗华表示，天然气应用化工不具优势，煤炭与石油等能源生产化工产品的成本更低。而发电领域，天然气发电成本过高，美国大规模应用天然气发电的原因在于美国天然气价格较低，价格不与石油挂钩，与煤炭挂钩并竞争。目前，国内天然气价格与煤炭相比毫无价格优势，且国内以火力发电的能源结构短时间内难以改变，加之过剩的电力资源，天然气发电之路较为困难，建成天然气最好的用途是做燃料，直接燃烧，方便、环保、省事。由于居民燃气用量相对稳定，所以交通运输业是天然气用气的主要突破口，LNG 重卡与LNG 运输船是主要方向。
数据显示，2015 年国内约100 亿方的天然气尚未消费，供大于求的局面已经显现，前几年气慌的尴尬局转眼被有气难卖的局面所代替。LNG 重卡又改回到油气混合动力模式，低油价时期卡车用油更有利可图。2015 年1~9月，国内天然气用气增幅仅为2.5%，而2013 年以前的增幅均超过20%。业内有关专家表示，由于“三桶油”进价较高，最终导致国内门站气价居高不下，形成有气难卖的局面。国家能源局油气司杨雷副司长认为，天然气价改是正确之路，也是必要之路，不会因国企的历史包袱而停止，高气价补亏的方式终将被市场机制取代，此次非居民天然气价格的下调正是市场的应对措施。
“西北地区是天然气的主产区，也是LNG 液化工厂较为集中的地区，此次气价下调将刺激LNG 液化工厂的开工规模，增加产量，同时也将产生新的价格竞争。但由于LNG 终端市场的发展停滞，不断增产的LNG 容易引发恶性竞争，不利于产业发展，急需开拓新市场，找到新渠道。”郭宗华如是说。
