LNG國際環(huán)境分析和我國發(fā)展策略建議

1、 LNG國際環(huán)境分析及我國發(fā)展策略建議2008-2-28 15:08:19 國際燃?xì)饩W(wǎng)網(wǎng)友評論    液化天然氣(LNG)產(chǎn)業(yè)在我國屬于新興行業(yè)。雖然起步較晚，但發(fā)展勢頭強勁。LNG項目已成功投產(chǎn)，LNG項目已落實資源，其他LNG項目也正在緊鑼密鼓地進(jìn)行中。在高油價的影響下，加速天然氣的開發(fā)利用，已成為世界各國共同的選擇，由此造成LNG價格不斷走高，形成了全新的市場格局。在此情況下，中國作為一個發(fā)展中國家，如何發(fā)展LNG產(chǎn)業(yè)受到國外的廣泛關(guān)注。 1 全球LNG供需形勢分析11 LNG供應(yīng)在未來10年將增長180    未來幾年，世界天

2、然氣需求將以每年約31的速度增長，高于26的能源總需求年度增長率，因此將帶動全球LNG產(chǎn)業(yè)的迅速擴。2005年，全球LNG的供應(yīng)量為1.455億t，2006年將增加到1647億t，到2010年和2015年將分別增加到2.787億t和4.108億t，也就是說，2015年LNG的供應(yīng)將比2005年增長180。LNG供應(yīng)的增長將從伊士以東地區(qū)開始，2010年后，伊士以區(qū)的供應(yīng)也將開始大幅度增長，特別是西非地區(qū)的LNG供應(yīng)將迅速擴大(見圖1)。到2015年，伊士以區(qū)的LNG供應(yīng)量將達(dá)到1597億t。圖1 未來伊士以東地區(qū)和伊士以區(qū)的LNG供應(yīng)     分地區(qū)來看

3、，未來幾年中東地區(qū)的LNG供應(yīng)增長將由卡塔爾主導(dǎo)。到2007年，卡塔爾將成為全球最大的LNG出口國，其大部分新增產(chǎn)能主要供應(yīng)美國和歐洲地區(qū)。非洲的LNG供應(yīng)增長主要由尼日利亞、阿爾及利亞等西非和北非國家推動。預(yù)計澳大利亞將成為亞太地區(qū)LNG供應(yīng)增長的主要力量，其他國家還包括印尼和馬來西亞等。12 LNG需求將快速增長并將在大西洋盆地出現(xiàn)大型的LNG市場    全球能源市場的需求增長勢頭強勁，原油價格的走高導(dǎo)致天然氣價格不斷上升，同時天然氣的價格也變得極不穩(wěn)定。盡管天然氣價格走高促進(jìn)了油氣鉆探，但是北美地區(qū)的天然氣產(chǎn)量并未見提高，英國地區(qū)的石油和天然氣產(chǎn)量還呈下降趨

4、勢，因此，北美和歐洲地區(qū)都需要大幅度增加LNG的進(jìn)口量。    預(yù)計歐洲地區(qū)的LNG需求量將從2005年的3750萬t增加到2010年的6910萬t和2015年的8910萬t；美洲地區(qū)的LNG需求量將從2005年的1390萬t增加到2010年的6230萬t和2015年的1184億t：亞洲地區(qū)的LNG需求量將從2005年的9350萬t增加到2010年的1.474億t和2015年的2032億t(見圖2)。隨著2005年2015年歐洲和美國LNG需求量的快速增長，大西洋盆地將形成一個大型的LNG市場。    特別值得指出的是，未來美國在世界

5、LNG消費市場中的份額將急劇增加。從本世紀(jì)初期開始，美國在全球LNG產(chǎn)業(yè)中的市場份額迅速增加。隨著眾多天然氣液化廠和進(jìn)口終端開始運營，未來3年5年這一增長速度將加快。預(yù)計2010年-2015年，美國將超越日本成為全球最大的LNG進(jìn)口國(見圖3)。    但是，也應(yīng)該看到，由于LNG成本的迅速增長，一些LNG工程可能會被擱置或取消，因此，與早些時候的預(yù)測相比，全球LNG的新增供應(yīng)和北美LNG基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)進(jìn)程會減緩，全球LNG供應(yīng)之爭將更加激烈，對亞洲市場的影響也將逐漸加大。這種激烈的競爭很可能引發(fā)LNG價格關(guān)系的變動，并促進(jìn)LNG現(xiàn)貨交易的發(fā)展。 13 日本的天然

6、氣消費將不斷增長，LNG進(jìn)口量將持續(xù)上升    (1)日本的天然氣需求持續(xù)增長    日本的能源需求量在過去20年里穩(wěn)步增長，而天然氣消費的增長速度高于能源總消費的增長(見表1)。由于日本政府鼓勵天然氣的消費，未來日本的天然氣消費量會持續(xù)增長。天然氣消費的增長，帶動了日本LNG進(jìn)口量的增長。進(jìn)口LNG是日本天然氣的主要來源，日本是全球LNG的主要進(jìn)口國之一，其LNG進(jìn)口量持續(xù)上升。2004年，日本共進(jìn)口LNG 6000萬t左右，預(yù)計2010年的進(jìn)口量將達(dá)到6500萬t左右，2015年將達(dá)到7300萬t左右。日本主要從印尼、澳大利亞、馬

7、來西亞、緬甸、卡塔爾等國家進(jìn)口LNG。保障LNG供應(yīng)成為日本政府的主要任務(wù)之一。    日本的LNG進(jìn)口價格主要為長期合同價格，早期采用固定價格?，F(xiàn)在為了減少原油價格對LNG的影響，日本的LNG進(jìn)口主要采用S曲線。從上世紀(jì)80年代到2003年，日本的LNG進(jìn)口價一直在2美元MBTU-25美元MBTU。長期合同價格使日本獲得了很好的收益。自近年LNG價格上漲后，日本的LNG進(jìn)口價一直比美國和歐洲的低，并沒有過分受到油價的影響，實現(xiàn)了進(jìn)口商和供應(yīng)商之間的互利。(2)城市燃?xì)馐翘烊粴庠谌毡镜闹饕猛局蝗毡镜奶烊粴庵饕糜诎l(fā)電和城市燃?xì)?見圖4)。日本城市燃?xì)獾墓艿揽傞L

8、度為215萬km。該國2004年的城市燃?xì)怃N售量為301億m3，預(yù)計2010年、2020年、2030年將分別達(dá)到361億m3、415億m3、455億m3?？梢钥闯?，年均增速在不斷下降。圖4 日本的液化天然氣需求資料來源：日本電氣工程師學(xué)會（2006）                           表1 日本的能源消費結(jié)構(gòu) 

9、 單位：萬t油當(dāng)量過去值 預(yù)測值 年度平均增長率，%1980年 2002年 2010年 2020年 2030年1980 2002年 2002 2010年 2010 2020年 2020 2030年 分類 需求量 比 例，%需求煮 比 例，%需求量 比 例，%需求量 比 例，%需求量 比 例，%總計 21 60010034 50010037 20010039 10010039 8001002.20.90.50.2工業(yè) 11 4005314 2004114 7003915 20039157005391.00.50.30.3民用 2 600124 90014 5 400155 60014700143

10、.01.00.50.1商業(yè) 2 100106 000176 800187 700208 000205.01.71.30.3交通 5 500259 4002710 3002810 4002710 400272.51.10.2-0.1煤炭 2 200102 20062 10062 10052 10050-0.2-02-0.1石油14 1006521 1006122 5006022 9005922 300561.90.80.2-0.3天然氣 1 00052 40073 10083 60094 000104.23.01.61.0電力4 400208 500259 1002510 1002611 000

11、283O0.91.10.2新能源 等 3001300130013001 0.10.20.8資料來源：亞太能源研究中心（2006）。   （3）日本的天然氣市場化進(jìn)程    日本的天然氣市場自由化經(jīng)歷了不斷發(fā)展的過程。    1995年天然氣年需求量在200萬m3以上的消費者可自主選擇供氣公司，并可自主商議價格；1999年，上述年需求量減少至100萬m3，同時城市燃?xì)夤彩聵I(yè)公司要求提供第三方準(zhǔn)入；2004年，年需求量減少至50萬m3；2007年將減少至10萬m3。    通過天然氣市場

12、的自由化，日本的燃?xì)夤镜玫秸瞎緮?shù)量也在減少。東京燃?xì)狻⒋筅嫒細(xì)?、東邦燃?xì)獾葞准胰細(xì)夤緸槿毡局饕腖NG進(jìn)口商，它們占了日本LNG進(jìn)口量的75，其余的進(jìn)口量為幾家供電公司和242家燃?xì)馀渌蜕趟鶕碛小Ｈ細(xì)夤竞腿細(xì)馀渌蜕趟M(jìn)口的天然氣主要供應(yīng)工業(yè)、居民和商業(yè)用戶。2 中國LNG發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)21 中國LNG發(fā)展現(xiàn)狀    隨著覆蓋全國的天然氣管網(wǎng)框架的逐步形成，我國天然氣需求快速增長，并帶動了相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。“十五”末我國天然氣產(chǎn)量已達(dá)到600億m3-700億m3，商品率達(dá)到78以上；天然氣銷售由以油田周邊為主向以跨地區(qū)供應(yīng)為主轉(zhuǎn)變，到2005年底，跨區(qū)

13、供應(yīng)比例已達(dá)到34；我國天然氣的消費結(jié)構(gòu)也發(fā)生了較大變化。“十五”期間，城市燃?xì)獗壤鹉晟仙ぴ嫌脷獗壤鹉晗陆?；進(jìn)口LNG項目迅速鋪開小型天然氣液化廠和衛(wèi)星汽化站異軍突起。    (1)進(jìn)口LNG項目    進(jìn)口LNG是我國未來的重點LNG氣源之一。從目前的進(jìn)展來看，作為進(jìn)口LNG試點項目的大鵬接收站已投產(chǎn)；、項目正在建設(shè)中；、項目正待核準(zhǔn)；某、某、粵東、等項目已完成選址、預(yù)可研等不同程度的前期工作。    （2)LNG衛(wèi)星站    從2001年10月燃?xì)夤鹃_啟LN

14、G在國城市燃?xì)庑袠I(yè)獨立應(yīng)用的先河至今，我國已建成LNG衛(wèi)星站100多座，大多數(shù)分布在華東和華南沿海發(fā)達(dá)城市。如今擁有LNG衛(wèi)星站的城市達(dá)數(shù)十個用氣企業(yè)百家總體市場能力已達(dá)到500萬m3/d以上。    (3)LNG生產(chǎn)與運輸    我國已建成6家LNG生產(chǎn)廠，分別位于、某鄯善吐哈油田、福山油田、犍為縣、江陰和某潿洲島。由于工廠分布較散，生產(chǎn)的LNG都通過槽車運輸?shù)较M市場。目前我國的LNG槽車運輸能力已發(fā)展到總裝載量2 000萬m3，總車輛700余輛，正常運輸?shù)能囕v有600多輛，單車有效容積已從最初的29m3發(fā)展到51m3。 

15、;   (4)煤層氣液化    由于天然氣氣源受限，LNG工廠紛紛尋求煤層氣等其他氣源，從而促進(jìn)了煤層氣的開發(fā)。    我國煤層氣最新探明儲量為367萬億m3，與陸上常規(guī)天然氣儲量相當(dāng)。煤層氣的液化已在、蒙等產(chǎn)煤省份開始推進(jìn)。    中華煤氣于2006年10月與無煙煤礦業(yè)集團(tuán)簽訂了合資合同，發(fā)展煤層氣液化項目，總投資4億元人民幣中華煤氣占股70，合資期限為30年。根據(jù)規(guī)劃，項目一期工程將年產(chǎn)液化煤層氣1億m3，計劃于2008年年中投產(chǎn)，二期工程的規(guī)模與一期相同。  

16、  中國盛聯(lián)投資集團(tuán)也準(zhǔn)備在市一期投資4億元人民幣用于煤層氣液化。該集團(tuán)已簽署協(xié)議計劃在沁水和陽城建設(shè)加工規(guī)模為40萬m3/d60萬m3/d的煤層氣液化廠。    此外，和還有其他煤層氣液化項目正在運作中。22 中國發(fā)展LNG所面臨的挑戰(zhàn)    國際LNG市場已呈現(xiàn)賣方市場態(tài)勢特征。亞太地區(qū)在2011年前可上線的新項目有限，供應(yīng)難以滿足需求；LNG長期合同價格與原油價格掛鉤的系勢明顯上升，計價曲線趨直。    (1)氣源供應(yīng)緊可供選擇的資源短缺    全球目前在建的

17、LNG項目產(chǎn)能大約在11億左右但以亞太地區(qū)本區(qū)市場為目標(biāo)的在建項目屈指可數(shù)且大多數(shù)都已落實買家。    受美國和歐洲天然氣需求交替急增的推動2005年全球LNG貿(mào)易量達(dá)到1435億t，比2004年增長88，增幅超過2004年的54和以往15年的年均增幅76，但仍沒有滿足市場的需求。    受全球高油價和歐美高氣價的引導(dǎo)，LNG資源西流。2010年全球的LNG生產(chǎn)能力將比2005年年均遞增135，但可供亞太地區(qū)的供應(yīng)量僅年均遞增4。在LNG生產(chǎn)大國印度尼西亞，不僅阿倫LNG廠減產(chǎn)，產(chǎn)能最大的邦坦LNG工廠也要減產(chǎn)或轉(zhuǎn)產(chǎn)，這將導(dǎo)致亞太地區(qū)

18、的LNG供應(yīng)不足。有關(guān)資料顯示，2003年，天然氣在印尼能源消費結(jié)構(gòu)中所占的比例為265，到2025年這一比例將上升到300。未來發(fā)電需求將占印尼天然氣需求的60-65，為滿足這一潛在的需求，未來10年印尼天然氣的國銷售將增加1501)2)2。2014年后，印尼仍需要新的氣源才能滿足國需求。為此，印尼不得不削減LNG的出口。因此，預(yù)計在未來幾年，LNG的長期合同供應(yīng)仍將維持短缺狀態(tài)，價格可能居高不下。    最近一段時間以來，由于各種原因，擬供應(yīng)亞洲區(qū)的幾個主要的LNG項目可能會延期投產(chǎn)。比如，定于2010年投產(chǎn)的澳大利亞高更項目由于受環(huán)保方面的質(zhì)疑和投資超預(yù)算的

19、影響，其投產(chǎn)目標(biāo)可能會落空；薩哈林2號項目的環(huán)保爭議也給該項目的推進(jìn)帶來了不確定性；澳大利亞普拉脫(Pluto)項目由于資源預(yù)留爭議等問題，動搖了項目啟動的資源基礎(chǔ)，目前談判仍在進(jìn)行。這三個項目的延誤，無疑是給本地區(qū)的LNG供應(yīng)雪上加霜。    與此同時市場對LNG需求卻很旺盛。日本在2010年前后到期的合同量很大，在印尼減少續(xù)簽合同量、壓縮出口的形勢下，日本續(xù)簽、新簽了2 000萬t LNG合同：與此同時，國也簽訂了500萬t600萬t合同印度也在為自己的接收站四處尋找資源，因此造成了一個LNG項目有多個用戶在爭奪的局面。    來

20、自歐美和東亞的合力競爭，造成全球特別是亞太地區(qū)在2010年左右的合同資源緊，可供選擇的資源短缺。    (2)氣價大幅上揚，現(xiàn)貨和期貨價格劇烈波動    2005年底至2006年初，在冬季取暖需求和國際油價大幅上揚的推動下，美歐市場天然氣現(xiàn)貨價格驟升，美國Henry Hub天然氣現(xiàn)貨價格曾高達(dá)152美元MBtu，英國NBP天然氣現(xiàn)貨價格曾高達(dá)174美元MBtu。進(jìn)入2006年9月，美歐天然氣現(xiàn)貨和期貨價格出現(xiàn)了明顯的下跌，9月14日Henry Hub 30天交割的期貨在兩年首次跌人5美元MBtu以大約一周之后，現(xiàn)貨價也跌入5美元MBt

21、u9月底達(dá)到366美元MBtu。進(jìn)入11月份，隨著取暖季的到來，Henry Hub 30天交割的期貨又恢復(fù)到71美元MBtu上下的水平，NBP價格在85美元MBtu的水平。    在原油價格居高難下、供應(yīng)緊和現(xiàn)貨貿(mào)易價格高企的刺激下，LNG供應(yīng)商對長期合同價格的期望值不斷抬升。在油價為60美元桶時，卡塔爾、澳大利亞同用戶新簽的LNG合同價格己超過6美元MBtu，至攀升至11美元MBtu。與馬來西亞達(dá)成LNG合同，標(biāo)志著中國接受了賣方市場的現(xiàn)實今后中國將同其他國際用戶在相同的條件下競爭。    由于長期合同條款向賣方傾斜，項目獲得的封頂

22、氣價已逐步為此后合同的“S”曲線價格公式替代，有的賣方甚至獲得了直線計價條款(按照這種計價方式進(jìn)口LNG價格可高于進(jìn)口原油的平均到岸價)，這是新一輪強勢賣方市場的表現(xiàn)。所以，目前亞太地區(qū)LNG的價格形勢十分嚴(yán)峻。    (3)LNG的運輸價格也有較大幅度上升    全球現(xiàn)有LNG運輸船約210艘，已定造的LNG運輸船約有150艘。LNG運輸比原油運輸價格更高，需要更經(jīng)濟的規(guī)模。一艘運輸量在135萬m3的LNG船，其運輸成本要占總成本的35，而原油的運輸成本一般只占全部成本的10。自上世紀(jì)90年代末開始，由于供應(yīng)和需求的快速增長，刺激了

23、LNG產(chǎn)業(yè)的復(fù)，LNG的運輸價格也較以前上升了50。3 中國發(fā)展LNG應(yīng)注意的問題    面對國際國天然氣和LNG市場的發(fā)展趨勢，從戰(zhàn)略上來講，我國必須進(jìn)口LNG，而且必須積極抓緊進(jìn)口；在戰(zhàn)術(shù)上則必須講究策略，冷靜有序、穩(wěn)扎穩(wěn)打，按實踐證明是完全正確的程序辦事。作為買家，我國LNG進(jìn)口企業(yè)需要有更多的耐心和智慧，在LNG貿(mào)易的博弈中，盡可能獲得對自己有利的條件。31 市場開拓是項目的基礎(chǔ)    我國沿海特別是東南沿海經(jīng)濟發(fā)達(dá)、價格承受能力強的地區(qū)，應(yīng)該是LNG的目標(biāo)市場，對LNG項目規(guī)模和進(jìn)度的確定應(yīng)該堅持幾個原則。 

24、60;  一是堅持替代能源有經(jīng)濟性的市場定位原則，即LNG只替代單位等熱值價格比自身高的LPG、油制品、電、人工煤氣，以及禁燃煤地區(qū)的煤。    二是大力開發(fā)居民、工商業(yè)團(tuán)體用戶(包括集中空調(diào)和熱、電、冷聯(lián)產(chǎn)用戶)、特定的大工業(yè)用戶、LNG汽車、G汽車等，適當(dāng)配置調(diào)峰燃?xì)怆姀S的用氣。    三是采用謹(jǐn)慎的市場開發(fā)策略。新市場的開發(fā)要經(jīng)過普查一分類初選。優(yōu)選斗意向書和框架協(xié)議的程序。    四是在輸氣管線沒有覆蓋的地區(qū)積極開拓槽車輸送加衛(wèi)星站汽化的市場，大力擴展LNG的供氣圍。即使在管線覆蓋的地區(qū)

25、，也可以考慮采用衛(wèi)星站作為時調(diào)峰和管輸盲區(qū)供氣的手段。對市場競爭力最不確定的電廠用戶要對其承受能力、上網(wǎng)電價、用氣比例、實行差別氣價的可能性和經(jīng)濟性等作詳細(xì)分析。    五是以有承受力和有經(jīng)濟性的用戶用量作為市場容量，以確定LNG項目的規(guī)模、采購量和建設(shè)時間。32 LNG引進(jìn)項目要有序展開    引進(jìn)LNG資源落實是先決條件。目前，我國等待核準(zhǔn)和排隊啟動的LNG項目有十多個，相當(dāng)于將在國際市場上增加3 000萬t4 000萬t的采購量(約占目前全球總交易量的四分之一)，這是明顯不適當(dāng)?shù)摹Ｎ覀儽仨毟鶕?jù)資源落實條件，分清項目的輕重緩急，有

26、序?qū)嵤?。同時，工程的進(jìn)度必須與資源提供的進(jìn)度以及市場開發(fā)的進(jìn)度吻合。33 應(yīng)以國際價格積極參與競爭    既然要積極引進(jìn)LNG，就必須面對目前高氣價的現(xiàn)實，量力而行。同時應(yīng)該看到，LNG購買價只要是原油等熱值價格的折扣價，就具有競爭力。因此，資源采購的重點不僅是一定油價下的氣價，而更重要的是天然氣價與原油價的折扣率，在LNG的價格談判中要爭這個折扣率。目前LNG賣方給出的折扣率越來越小，這將增加交易的風(fēng)險。34 對采購環(huán)境改善的機會要積極利用    2010年前的LNG資源已基本無望，可能有的供應(yīng)資源是在2010年以后。對于俄羅斯、中

27、東和澳大利亞等可能性較大的供應(yīng)地，應(yīng)有針對性地做工作。同時還應(yīng)看到，鑒于以下情況，亞太地區(qū)的LNG用戶還是有可能改善采購環(huán)境的。    一是國際油價、氣價近期都持續(xù)下降。    二是北美和歐洲地區(qū)管道氣項目已有所突破。例如北美地區(qū)的Mackenzie管線，日輸氣量為04億m3，合LNG 1050萬t/a；阿拉斯加管線，日輸氣量為16億m3，合LNG 4500萬t/a；歐洲地區(qū)挪威到英國的Ormen Lange管線，日輸氣量為056億m3，合LNG 1500萬t/a；俄羅斯到西歐的北歐管線，日輸氣量為127億m3，合LNG 3400萬t

28、/a。此外，來自荷蘭和比利時的兩條年輸氣量約150億m3的天然氣管線也將于2007年晚些時候投產(chǎn)，屆時，英國乃至歐洲市場的天然氣價格會相應(yīng)走低。    三是若干重量級的LNG項目正順利推動。這些LNG項目包括：澳大利亞的Browse、Scarborough等項目(產(chǎn)能約為2 500萬t)，伊朗的南帕斯、波斯等項目(產(chǎn)能約為3 000萬t)，尼日利亞的LNG 6、7、8號線(產(chǎn)能約為2 000萬t)、OK項目(產(chǎn)能約為1 000萬t)、Brass項目(產(chǎn)能約為l 000萬t)，安哥拉的項目(產(chǎn)能約為500萬t)等。以上項目的順利開展會拉動氣價下滑，促使原運往大西洋的

29、LNG回流到亞太地區(qū)。    在LNG的采購方式上中國要接受的雙邊談判慎重參與賣方的招標(biāo)。中國的LNG合同要以長期合同為主，以期貨和現(xiàn)貨為輔，以后者來平衡市場的峰谷需求：也可以利用國際LNG市場的淡季低價買進(jìn)。以降低總的進(jìn)氣價格。35 針對不同的下游用戶實行不同的定價策略    (1)聯(lián)合循環(huán)電站用戶    此類用戶的特點是直接由LNG接收站供氣，用氣規(guī)模大而穩(wěn)定，在LNG項目初期，承擔(dān)著保證到岸的LNG能按照“照付不議”合同條款穩(wěn)定消費的重要作用。但是此類用戶主要用LNG替代低價的煤炭發(fā)電和水電，競爭力

30、不強，對LNG的價格承受能力較低，因此，應(yīng)當(dāng)使其享受盡可能的低價，以LNG接收站保本為底線。    但是，目前中國天然氣與煤的等熱值比價已經(jīng)超過了24的臨界值，天然氣發(fā)電不可能大規(guī)模發(fā)展，只能在LNG項目啟動初期占下游用戶的較大比例，發(fā)揮市場先驅(qū)的作用，并以做調(diào)峰電站為主。隨著LNG下游市場的逐漸開拓，發(fā)電用氣的比例將逐步縮小，這也是全球發(fā)展趨勢。以日本為例，日本是一個天然氣消費大國，該國未來將優(yōu)化核能的使用，減少天然氣發(fā)電。到2010年，日本核能發(fā)電所占的比例將從2004年的30增長到37，2030年將達(dá)到41，LNG發(fā)電所占比例將從2004年的29減少到201

31、0年的26、2020年的25。    (2)城市民(商)用燃?xì)庥脩?#160;   這類用戶有以下特點：一是分布較為分散，要求天然氣輸送管道逐級降壓、調(diào)配，因此，燃?xì)夤镜耐顿Y折舊和管理財務(wù)成本較高；二是資源利用效率很低：三是在沒有管網(wǎng)的城市，天然氣主要替代LPG，消費量相對較小，占經(jīng)營成本的比例較小，價格承受能力較強：四是消費總量有限，不可能成為市場開拓的主力。這些特點決定了這類用戶的用氣價格宜較高，也決定了這類用戶應(yīng)當(dāng)是項目早期的主要市場之一和投資回收的主要來源。    但是，城市民用天然氣定價必須考慮居民中貧困人口的負(fù)擔(dān)能力。可以采用按量累計計價的方法：保證最低生活需要的燃?xì)鈨r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。在國外，對民用天然氣的管理也是比較嚴(yán)格的。例如，日本的民用天然氣以零售價格為主，由政府控制，政府每月對天然氣的零售價格進(jìn)行一次核查。    (3)規(guī)?；某鞘?，工業(yè)園區(qū)分布式能源系統(tǒng)用戶    就這類用戶而言，供氣成本低，能源利用效率高，是LNG項目的最大市場。通過擴大這個市場，可盡快提高LNG的消費量，降低“照付不議”合同條款對買方的風(fēng)險。因此，對這類用戶應(yīng)當(dāng)實行“薄利多銷”的原則，