1. LNG産業チェーンの各リンクのコスト構成

LNG（天然ガス）プロジェクトの天然ガス供給コストは、主にガス抽出コスト、浄化コスト、輸送コスト、受入・再気化で構成されている。リソースの状況に応じて、異なる距離、広い範囲でコストの変化の割合。

1）国際市場におけるLNGの抽出・精製と液状化のコストとFOB価格の関係

国際市場におけるLNGガス処理プラントの価格は、長期契約価格であろうと現物価格であろうと、LNGのFOB価格（FOB価格）である。 FOB価格は、天然ガスの搾取費用、液状化コストの浄化、資源国の税金および会社の利益で構成されています。 1993年から2003年の10年間で、ガス生産コストは分野によって大きく異なります。技術の開発により、天然ガスの浄化と液化のコストは35％〜50％削減されました。しかし、LNGのFOB価格は、国際原油価格と同じであり、国際的な地政学、経済貿易関係、気候変動に伴い変化する。 LNGの精製・液化コストは比較的安定しており、開発者の利益とガス生産者の税収です。

2）LNGの輸送コスト

LNGの輸送コストには、主にLNG船の減価償却費、燃料費、管理費、人件費が含まれています。 LNG貿易の発展に伴い、LNGの輸送コストは40％減少した。 1995年に2億8,000万ドルの特別な船舶は2003年までに5億〜1億6000万ドルに削減されました。LNGタンカー航海の設計は、運転中に重大な欠陥のない船舶、40年航海LNG運搬船の減価償却費は常に減少している。 2003年には、輸入LNGの運送費は、チャーターされた船積み契約の形で約0.6 USD /英国熱量単位、0.16元/ m3に相当した。減価償却費、燃料費および管理費の割合はおよそ3〜4％です（2〜3）：（3〜4）。この比率は、造船費、輸送距離、燃料価格の変動によって明らかに異なります。しかし、LNGの燃料費が高くなることは輸送コストに大きな影響を与えないことは確かである。

3）受信局のコストと蒸発と伝送

LNG受入基地のコストと気化とパイプの損失には、受入基地とパイプライン設備の減価償却費、再蒸発コスト、労務管理費が主なものです。年間100万トンのLNGプロジェクトラインへの総投資額は、数十億元に上ります。減価償却費は、20年間で0.04〜0.08元/ m3に相当する。気化と輸送のエネルギーコスト、管理経費、財政支出は、蒸発計画や会社の経営管理レベルなどの要因と密接に関連しています。従来の海水/再加熱用のボイラーを使用して加熱気化スキームを燃料にすると、この2つの料金は約0.3元/立方メートル以上になります。

2. 冷熱を利用して気化のコストを削減

LNGは気化過程で約860〜830kJ / kgの冷熱を放出することができる。これらの冷たいエネルギーを利用すれば、多くの電力を節約できます。 LNGは幅広く使用できますが、受信ステーション近くのユーザー市場によって制限される可能性があります。具体的な利用計画と利用効率は異なり、経済的利益は異なる。 150℃以下の低温からLNGの室温まで、彼の寒さの価値は同等の電気価格によって計算された約420元/トンです。寒さが十分に利用できるならば、0.3元/ m3の経済的利益が得られ、LNGの蒸発コストを相殺することができる。冷たいエネルギーの利用率がわずか50％であっても、蒸発コストを削減することの経済的利益は相当です。

3. 湿った空気源の冷たい量を使用して、下流のガス供給のコストを削減する 。

LNG中のエチレン、プロパン、ブタンおよび他の重質炭化水素（C2 +軽炭化水素）のサイズによれば、LNGは水分と乾燥ガスに分けることができ、C2 +軽質炭化水素の含有量は10％以上であり、水分とみなすことができる。 LNGの熱量は乾燥ガスよりも高い。天然ガス産業の発展には、C2 +軽質炭化水素を水分から分離する熱調整の非常に経済的かつ効果的な方法である、均一な熱標準の確立が必要である。同時に、軽質炭化水素は非常に高品質の化学原料であり、高付加価値化学製品を生産することができます。したがって、C2 +軽質炭化水素を単離するためのLNG冷量の使用は、LNGの発熱量を調整してパイプラインガスの発熱量と一致させるだけでなく、エチレンを生産するための原料などのナフサ再構成エチレン産業のコストを削減し、その後、かなりの経済的利益をもたらす。近年のサウジアラビアのC4とC4の価格差によると、C2 +軽質炭化水素の含有量が15％の場合、分離施設の投資と運営費を除いて純利益は約150元になる。下流の空気供給コストを0.09〜0.10元/ m3に下げることができます。 C2 +含有量が高いほど、利益は大きくなる。軽質炭化水素を水分から分離することで、LNGプロジェクトの下流ガス供給コストを大幅に削減できることがわかります。

4. タンカー燃料として揮発性LNGを使用して輸送コストを削減する

低温での液化後の天然ガスは大気圧より625倍低く、タンク内の液体の温度は一般に-162℃です。低温断熱技術により、LNG輸送中の液体の揮発は非常に小さい。タンクがLNGエンジンによって動力供給される場合、揮発性LNGはタンク燃料として使用することができる。現在、100kmあたりのLNG輸送の燃料費は約0.03元/立方メートルである。

例として百万英国単位の4ドルのLNG FOB価格、1597元/トン、1.16元/立方メートルの変換価格の後の8のドル為替レートに加えて、輸送コスト0.16元/立方メートル、投資管理、減価償却費LIPプロジェクト会社の利益は0.11元/ m3、下流ゲートステーションの供給価格は1.78元/ m3である。オフショア後の下流リンクのコストは0.62元/ m3増加する。現在の国家は、LNGプロジェクト、輸入資機材、関税免除、付加価値税（VAT）、LNG輸入関税、さらには2年間の3年間の免除2年間企業所得税の半分）は所得税によって行われるため、費用は税額に含まれません。このように、ダウンストリームリンクのコストは35％です。 LNGのFOB価格が英国の百万単位当たり6ドルになると、ドルは依然として8.0、つまり1.747元/ m3になります。下流のリンクのコストが0.62元/ m3で変化しない場合、ゲートの価格は2.37元/ m3、すなわち約33％となり、FOB価格の増加よりもはるかに小さい。しかし、下流のリンクのコストの割合は26％に減少しました。

上記のLNGの下流成分のコスト分析によると、1）LNGのFOB価格の上昇、すなわち0.016元/ m3の増加によって出荷コストが増加すること、それは変わらないままである。 2）蒸発コストを正から負に変えることができ、0.10元/ m3の冷却効率を達成することは困難ではない。このようにして、LNGの下流部分のコストを0.084元/ m3から0.536元/ m3、ゲート価格を2.286元/ m3まで削減することができる。下位の各リンクのコストは、ゲートの価格の23％です。 LNG冷却対策をさらに進めることができれば、両者のC2 +軽炭化水素を分離することができ、下流ガス供給コストをさらに削減することができる。

以上の分析から、1）LNGの下流部分のコストは比較的安定しており、FOB価格の上昇とともに増加しないため、ゲート価格の上昇はFOB価格の上昇よりも低い。 2）LNGの冷熱を利用して、湿ったガス源LNGに含まれる軽質炭化水素を分離することができ、LNGの下流部分のコストをさらに削減することができる。