LNG产业链成本分析及定价策略
LNG工厂生产成本分析及提质增效措施探讨
一、背景在国家大力推进新型能源开发，倡导绿色发展理念的当下，LNG行业逐渐迎来发展的关键时期，LNG作为优质高效的清洁能源，目前已在交通运输、发电、化工、能源工业等领域得到了广泛的应用。
各种LNG接收码头、LNG工厂相继投产运营，LNG产业也实现了井喷式的发展，导致部分地区特别是沿海地区LNG气源非常充足，在竞争日益激烈的市场环境下，只有有效控制生产成本，减少单耗，才能实现效益最大化。
二、基本情况某LNG工厂，日天然气处理能力30万方/天，LNG气化调峰能力50万方/天，设计LNG产能6.157万吨/年。
主要由过滤、脱酸、脱水、液化、储运、调峰、公用工程等单元组成，如下图1。
其中，脱酸单元采用MDEA醇胺法吸附原料气中的酸气，再通过加热析出酸气达到MDEA的再生；脱水单元采用4A分子筛固体干燥剂脱水法脱水，并在出口设置水露点在线监测；液化单元采用MRC 混合制冷工艺，冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷组成，该工艺能耗低，经济效益优，且投资相对较少，成本优势明显。
图1 某LNG工厂生产工艺简图三、生产成本分析LNG工厂生产成本主要包含①直接原料：原料气；②生产能耗：燃料气、水、电；③物料消耗：冷剂、MDEA、油品等；④检验检测：计量器具、安全附件、特种设备的检验检测；⑤财务费用：折旧、人员费用等。
由于直接原料、财务费用、检验检测费用较为固定，本文不做重点讨论，着重对生产能耗、物料消耗等进行分析。
某工厂天然气日处理能力30万方/天，在其生产负荷达到90%的情况下，每天处理天然气27万方，采用MRC混合制冷工艺，日耗电约12万千瓦·时，冷却水日蒸发量200吨，在生产平稳时，冷剂和MDEA等物料的消耗微小，可不计。
经分析，对于LNG工厂来说，电耗在加工成本中占比最高，按照不同地区不同电价标准，其用电成本在整个加工成本中占比基本维持在50%-80%之间，可见如何高效利用电能，来生产更多LNG，是我们重点关注目标。
lng长协定价公式
lng长协定价公式LNG（液化天然气）是一种清洁、高效的能源，广泛应用于工业和民用领域。
LNG长协定价公式是LNG贸易中的重要工具，用于确定长期供应合同的价格。
本文将对LNG长协定价公式进行介绍和分析。
一、LNG长协定价公式的背景随着LNG市场的发展和LNG供应链的完善，越来越多的企业选择签订长期供应合同来保障稳定的LNG供应。
长期供应合同通常会约定一定的定价机制，以确保供应方和需求方的利益。
LNG长协定价公式就是其中一种常见的定价机制。
二、LNG长协定价公式的要素LNG长协定价公式一般由几个主要要素构成：1. 指标价格：指标价格是LNG长协定价公式的基础，一般选择与LNG市场关联度较高的指标。
常见的指标价格有日本柴油油价指数、欧洲石油产品价格指数等。
2. 指标价格影响系数：指标价格影响系数反映了指标价格对LNG 价格的影响程度。
根据供需关系、市场行情变化等因素，供需双方可以商定指标价格影响系数的具体数值。
3. 成本成分：在LNG长协定价公式中，还可以考虑成本成分，如运输成本、转载损耗等。
根据具体情况，供需双方可以协商确定成本成分的计算方式和相关参数。
三、LNG长协定价公式的案例分析为了更好地理解LNG长协定价公式的应用，我们以某个供需双方签订的LNG长期供应合同为例进行分析。
假设该合同采用以下LNG长协定价公式：LNG价格 = 指标价格 ×指标价格影响系数 + 成本成分其中，指标价格采用日本柴油油价指数，指标价格影响系数为0.8，成本成分为每吨LNG的运输成本。
在实际操作中，为了便于计算和协商，供需双方通常会约定一个基准期，以该期的指标价格为依据进行计算。
假设基准期的指标价格为每桶油100美元，每吨LNG的运输成本为10美元。
如果根据基准期计算，指标价格为100美元，运输成本为10美元，则根据LNG长协定价公式，该合同的LNG价格为：LNG价格 = 100美元 × 0.8 + 10美元 = 90美元当基准期的指标价格或运输成本发生变化时，供需双方按照约定的公式进行价格的调整。
LNG生产企业的成本控制研究
LNG生产企业的成本控制研究一、LNG生产企业成本的组成LNG的生产是一个综合的系统工程，包括天然气采集、液化、储运等多个环节，因此其生产成本主要包括以下几个方面：1. 天然气采集成本：天然气是LNG的原料，而天然气的采集成本受到天然气资源的可采性、开采难度和地理位置等因素的影响。
2. 液化设备和工艺成本：LNG的液化过程需要借助专门的设备和工艺，包括液化装置、储罐等，其中设备和工艺的更新换代也需要大量的资金投入。
3. 运输成本：LNG生产完成后需要通过特殊的运输船只进行输送，这涉及到船只的租赁成本、船员工资等。
4. 储存成本：对于LNG来说，储存是一个很重要的环节，因为LNG需要保持在极低的温度下才能保持液态，而这需要大型的储存设施和设备。
5. 销售渠道成本：LNG的销售渠道不仅需要建设销售网络，还需要大量的市场营销和宣传投入。
1. 拓展天然气采集资源：在成本控制方面，LNG生产企业可以通过拓展天然气采集资源来降低原料成本。
这需要企业与天然气开采企业合作，寻找更多的资源，并通过技术手段提高资源开采效率。
2. 优化液化工艺：液化工艺是LNG生产过程中最重要的一环，优化液化工艺可以降低生产能耗，提高液化效率，从而降低生产成本。
企业可以加强技术研发，引进更先进的液化技术和设备。
3. 提高运输效率：运输成本在LNG生产中占据相当大的比重，提高运输效率可以有效降低成本。
企业可以优化运输路线、提高运输船只的装载率，减少运输损耗等方式来降低运输成本。
4. 精细化管理储存：储存成本也是LNG生产的重要一环，通过精细化管理储存设施和设备，可以降低储存能耗，减少损耗，从而降低生产成本。
5. 构建高效的销售渠道：高效的销售渠道可以有效提升销售效率和产品覆盖面，降低市场推广成本，提高产品的市场份额。
1. 技术更新换代的压力：随着科技的不断发展，液化天然气的生产技术也在不断进行更新，企业需要不断投入资金进行技术改造和设备更新，这对企业的资金和技术实力提出了更高的要求。
试论国际LNG价格走势与下游供气成本控制及价格策略
目前 ， 国际 Ｌ Ｇ贸 易仍 以长 期 、照付 不议 的合 同 Ｎ 为主 。期货和现 货 贸易近年 来才逐 渐增 多 。从 历史上 的统 计数据可 以看 到上述 ｓ曲线 定价机 制达 到 了预 期 的保护 买卖双 方 的利益 ，使 Ｌ Ｇ的价格相 对平 稳 ，波 Ｎ 动 范 围小于 石 油 的效 果 。 图 １为 １ ８ ￣２ ０ ９ ４ ０ ４年 日本 进 口 Ｌ Ｇ的到 岸 价及 布 伦 特 原 油平 均 价 格 的变 化 曲 Ｎ 线 。从 图可见 ， Ｌ Ｇ价格 随石油价格 波动 而波动 ：但 Ｎ
公式 。
Ｐ ＝Ａ Ｐ原 ＋Ｂ ｔ ｍ ・ 油 ＋Ｓ （） ３
到 ２０ ０ ３年 为止世 界 Ｌ ＮＧ贸 易的主 要买方 市场 在
１ 、韩 国和 中国 台湾 。 价 格 通 常 以单 位 热 值计 价 ３本 （ ： ＭＭＢ Ｕ） ＮＧ贸 易 价 格 通 常 与 竞争 燃 料 价 美 ￣／ Ｔ ．Ｌ
式 中：
Ｐ 油～ 原 油价 格 ，美 元 ／桶 。 原 在合 同中还 规定 了公式适 用 的油价 范围 ，如 果 油 价超 出此 范 围，则 另行谈判调 整 。 （）直线价 格公式 ２ １８ ９ ６年 以来 ，发 展 了直线价 格 公式 ，Ｌ Ｇ 格 不 Ｎ价
Ｐ — ＬＧ 价格 ，美分 ／ Ｍ Ｔ ； ｔ ｍ Ｎ Ｍ Ｂ Ｕ Ｐ原 油一 日本 进 口原油平均 到岸价 ，美元 ／桶 ； Ａ 一 系数 ，同直线公 式； Ｂ 一 常数 ，由谈 判确 定 ； Ｓ一 当油价过 高或过低 时 的曲线部分 。 适用 的油价 范 围和 油价 超 出范 围时的谈 判调整 模 式不变 。这一价 格 曲线能有 效保 护合 同各方 免受油 价 高幅 震荡 带来 的影 响 。按 照此 公 式 ， 当油价 过 低 时 ， Ｌ Ｇ价格 高于 直线 公式价 格 ，保 护卖 方 的利益 ；当油 Ｎ 价过 高时 ，Ｌ Ｇ价格 低 于直线 公 式价 格 ，保护 买方 利 Ｎ
2024年液化天然气(LNG)市场策略
2024年液化天然气(LNG)市场策略1. 引言液化天然气（LNG）是一种清洁、高效的能源，逐渐成为全球能源市场的重要组成部分。
在当前全球能源转型的大背景下，LNG市场的竞争日益激烈。
本文将从市场策略的角度探讨如何在LNG市场中取得竞争优势，进一步推动行业发展。
2. 定位目标市场LNG市场的潜在客户群广泛，我们需要确定目标市场以便更好地制定市场策略。
根据市场需求和潜力，我们可以将目标市场划分为以下几个方面：2.1 地理市场根据地理位置的不同，我们可以将目标市场划分为亚洲、欧洲、北美等主要消费地区。
各个地区的能源需求、政策环境和竞争情况各不相同，我们需根据实际情况制定相应的市场策略。
2.2 行业市场除了地理维度，我们还应关注行业市场的差异。
LNG可以广泛应用于天然气发电、工业生产和交通运输等多个领域。
在制定市场策略时，我们需重点关注不同行业的需求和潜力，以实现更精准的推广和销售。
3. 竞争分析了解市场竞争对手并对其进行准确分析，是制定有效市场策略的关键。
对于LNG 市场，我们可以从以下几个方面进行竞争分析：3.1 供应端竞争在LNG市场中，供应端的竞争非常激烈。
大型国际能源公司、国有能源企业以及一些新兴的私营企业都在争相进入LNG领域。
我们需了解各竞争对手的供应能力、产品质量、配送网络等关键要素，并根据市场需求确定自身的竞争优势。
3.2 政策环境竞争政府政策对LNG市场的发展起到重要影响。
在不同国家和地区，对于天然气行业的政策支持度各不相同。
我们需及时对政策环境变化进行跟踪和分析，以便灵活调整市场策略，抢占政策红利。
3.3 市场定价竞争在LNG市场中，价格是影响购买决策的重要因素之一。
我们需密切关注市场价格的波动和趋势，与其他竞争对手保持灵活的定价策略，以在竞争中保持竞争力。
4. 市场推广策略为了在LNG市场中取得竞争优势，我们需要制定切实可行的市场推广策略。
以下是几点推广策略的建议：4.1 品牌建设建立强大的品牌形象是赢得客户信任和忠诚度的关键。
LNG产业链成本分析及定价策略
LNG产业链成本分析及定价策略一、LNG产业链各环节成本分析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%。
万吨级的专用船，1995年的造价为亿美元，到2003年已降到亿～亿美元。
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的运输费大约是美元/百万英热单位，相当于元/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。
LNG生产企业的成本控制研究
LNG生产企业的成本控制研究一、LNG生产企业的成本构成LNG生产企业的成本主要包括生产成本、运输成本和销售成本。
1. 生产成本：生产成本是LNG生产企业的主要成本之一，包括天然气采购成本、液化成本、储存成本、再气化成本等。
天然气采购成本是影响生产成本的关键因素之一，其变动会直接影响到LNG生产企业的盈利水平。
2. 运输成本：LNG生产企业需要将生产好的LNG运输到目的地，这就需要考虑到运输成本。
运输成本包括LNG装载、船运、卸货等环节的成本，其中船运费用是最大的一部分，其变动也会直接影响到企业的盈利。
3. 销售成本：销售成本是LNG生产企业的最终环节，包括销售港口的租金、销售费用、保险费用等。
这些成本的增加也会直接影响到企业的盈利。
针对LNG生产企业的成本构成，可以采取以下控制方法来降低成本、提高盈利。
1. 优化采购方式：LNG生产企业可以选择合理的天然气采购方式，比如与供应商签订长期合同、进行价格谈判等，以获得更低的采购成本。
企业还可以选择LNG生产成本更低的地区进行生产，以降低液化成本和储存成本。
2. 提高生产效率：LNG生产企业可以通过技术创新、设备升级等方式来提高生产效率，减少生产成本，如采用更节能环保的生产技术，提高设备利用率等。
3. 优化运输方式：LNG生产企业可以选择更经济高效的运输方式，比如选择更大容量的LNG船舶，优化航线等。
企业还可以选择合理的目的地港口，以减少销售成本。
4. 控制管理费用：LNG生产企业可以通过控制管理费用，如减少不必要的开支、提高人力资源利用率等来降低销售成本。
5. 降低风险的控制：在LNG生产企业运营过程中，要重视风险的控制，如采取合理的保险措施、加强安全生产管理等，以降低经营风险。
LNG生产企业成本控制虽然可以通过上述方法来实现，但也面临一些挑战。
1. 成本不确定性：LNG生产企业的成本受多种因素影响，如原材料价格波动、运输成本波动、政策法规变化等，这些因素的不确定性会给成本控制带来挑战。
LNG市场分析和价格预测
批注 [MS1]: 截止 2008 年 10 月统计， 批注 [MS2]: 删除
批注 [MS3]: 在 2010 年至少 达到 180 台钻机，
批注 [MS4]: 100.7 批注 [MS5]: 18126
第4页
元/吨（用户结算价），折合 4.60 元/ Nm3。液态甲烷出厂价暂定为 2.0 元/ Nm（3 2700 元/吨）。到货价扣除出厂价后的价差为运费和供气设备投资方的收益。
广泛。目标市场预测统计见表 1.7-1。
市场预测统计表
表 1.7-1
单位：×104Nm3/d
市场名称
钻井 客车
容量
55 30
第一年
第二年
第三年
市场占 市场份额
有率%
市场占 有率%
市场份额
市场占 有率%
市场份额
60
33
90
50
9050206 Nhomakorabea40
12
60
18
第3页
工业及民
100
15
15
30
30
60
60
供气的稳定性。
⑤ 作为冷源用于生产速冻食品，以及塑料、橡胶的低温粉碎等。
1.1.4 目标市场分析和价格预测
新疆地区是我国天然气的主要产区，拥有丰富的天然气资源。目前，除了西
气东输及用于民用燃料和工业原料外，在 CNG 汽车应用领域由于天然气占有价
格低、热值高、节能环保的优势，各大中城市得到了迅猛的发展，但由于受容重
长途客运车和大功率的柴油客车应用天然气成为了可能，填补了新疆中长途天然
气汽车应用领域的空白。同时，由于 LNG 是液态燃料，便于运输和储存，价格
低又环保，国内外代柴油技术日益成熟，对大用量的钻井作业中的柴油机和柴油
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LNG产业链成本分析及定价策略一、LNG产业链各环节成本分析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。