气改渐近

21世纪经济报道1月23日讯 原本预期在1月曝光的天然气价格改革方案，截至记者发稿之日，仍未出台。

1月21日，据《北京商报》报道，国家发改委正在研究新的天然气定价机制方案。新的方案提出：分省实行统一门站价，由各省存量气(2009年)气价和增量气(2010年以后新增用量)气价两部分加权平均确定综合门站上限价格。

当晚，国家能源局油气司一位不愿意透露姓名的官员就上述方案回复本报记者，加权平均的方案确实受到中石油的支持。“中石油已初步建立了遍布全国的天然气管网，加权平均法虽然可能使其进口气源蒙受一定损失，但西一线等早期投产管道的气源价格却可以得到大幅提高。对它来说，加权平均法是绝对有益无害的。”

根据上述方案，存量气价是根据各省使用的各油气田的天然气出厂价加管道运价加权平均确定。各油气田出厂价在当前国内气价基础上，将城市燃气和化肥用气价格补提0.40元/立方米后加权平均确定为1.17元/立方米。

增量气价则是根据国产新增气出厂价(1.17元/立方米)和进口气到岸价加权平均形成全国统一出厂价，加管道运价确定。

上述方案还规定，天然气价格的调整将补提后的国产气价(1.17元/立方米)作为油价40美元/桶时对应的基础价格，以后根据国际油价、国内液化石油气、汽油和柴油出厂价变化幅度调整(权重各占25%)。

但是，目前川气东送价格已达1.28元/立方米，若按上述方案最高可能达到1.408元/立方米，川气东送运营方（指中石化）是否愿意接受新的国内天然气出厂基准价格？上述能源局官员反问。

记者了解到，现阶段，各方尚未就具体的方案达成一致意见。不过，2010年伊始，暴雪侵袭华北地区，各地“气荒”进一步加剧，第三次天然气价格改革已经势在必行。

2009年12月14日，国家发改委网站上发布了价格司曹长庆一番关于天然气价格改革的言论。其表示，进口天然气价格达到国产气的两倍，天然气定价矛盾冲突加大，国家正着手研究，拟进一步改革和完善国内天然气价格形成机制。

于是，话题仍回到了价格上。

1月15日，能源专家、中石化勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗接受本报记者采访时指出，“综合各方面情况，天然气涨价已在所难免。”

此前，2009年11月24日，国家发改委已将国内天然气价格改革方案的送审稿上报国务院等待最后审定。

中国城市燃气协会秘书长迟国敬1月20日对媒体透露，该方案春节前不会出台，预计在二季度出台。

1.不可避免的进口

眼前的现实是，与天然气涨价关联的各方压力，在逐渐增加。

2010年1月2日，6.5万吨LNG（液化天然气）通过海运抵达上海洋山港深水码头，预备进入上海天然气管网。6.5万吨LNG相当于9000万立方米天然气，目前中石油日均总供气量也仅为2亿立方米。

1月4日，中石油的官网发布信息称，这是其为增大陕西等西气东输沿线内陆省市供气量而采取的预备措施。该公司会渐次将这9000万立方米天然气输入中海油上海LNG门站，并从西气东输一线（下称西一线）中置换出等量资源供给其他地区。自2009年11月以来，气温骤降，使得国内最大的天然气供应商中石油承担着巨大压力。

2009年12月，迟国敬在接受《国企》杂志采访时指出，大中城市天然气需求量与温度高低成反比，气温每降低一摄氏度，天然气需求量增加3万立方米。

中石油官网透露，该公司预计今冬华北地区用气高峰将达到7100万立方米/日，缺口达800万立方米/日，南方用气缺口也在500万—600万立方米/日。

为了缓解供气压力，中石油选择的是紧急从国际现货市场采购LNG填补供需缺口。

“我国天然气的需求年增速达11%以上，这远远高于8%的产能增长。”张抗指出，而且，由于国内外天然气价差的存在，中石油等油气供应商并没有足够的动力加速天然气的勘探开发与生产。

根据记者了解，受管输能力、中游储气能力等现实条件限制，气源地塔里木油田和长庆油田的天然气资源无法迅速调拨到华北、华东市场，因此供气压力很大。以西一线为例，其设计管输能力为120亿立方米/年，而目前却已达到170亿立方米/年。

更重要的是，气田产能建设是与管输能力等下游输配能力相配套的，骤然增加的下游需求不但给管输带来巨大的压力，更使得上游气田不得不加大井下压力，超负荷生产。张抗说，如超负荷生产，其结果是，“破坏原有的地质结构，对气田的开采寿命是有害的。”

其实，从2006 年广东大鹏液化天然气接收站运营开始，中国就开始了大规模进口天然气的时代。2008年，国内天然气总产量为775亿立方米，进口天然气44亿立方米，约占天然气消费总量的5.57%。2009年11月，国内“气荒”导致液化天然气紧急进口。据中国海关公布的数据显示，去年11月进口液化天然气由10月的 433946吨增至588439吨，同比增长近35%。

由此不得不面对的现实是，进口气较国产气成本高出太多。

中石油称，“由于LNG气化后的费用高出西气东输管道目前供应上海市的天然气价格，公司仅此一项就承担了6000万元人民币以上的亏损。”

如何得来6000万元的亏损数字？根据业内通用的公式，每百万英热单位热量大约需耗费天然气28立方米，2009年12月国际LNG现货市场7美元/百万英热单位的价格大约相当于1.7元/立方米。但是，中石油还需将LNG进行气化，每吨LNG可气化天然气1360立方米，气化成本大约600元/吨。以此计算，1月2日中石油进口LNG的最低成本也在2元/立方米以上。

对比西一线上海门站的天然气售价1.5元/立方米，这是中石油宣称“承担6000万元以上亏损”的原因。

对中石油来说，随着西气东输二线（下称西二线）、中缅输气管道、俄气东输等进口气管线的修建、投产，如不实施气改，中石油的“梦魇”才是刚刚开始。

“土库曼斯坦天然气到霍尔果斯口岸价是1.73元/立方米，完税价已达2元/立方米左右，而目前川气东送气源地普光气田的井口价才1.408元/立方米。”张抗说。

进口亏损，却又不能不进口。

1月11日，国土资源部油气中心岳来群博士告诉记者，虽然国内天然气勘探开发起步不久，但由于地质状况等原因，开发难度很大。

“比如内蒙古的苏里格气田，那是世界级大气田。目前这个气田已累计拥有天然气探明加基本探明储量2.2万亿立方米。然而它的资源却是致密气，具有低压、低渗透、低丰度等特点，开采难度和开发成本都较四川盆地等地区高。2005年前这个气田的产量始终未能达到设计产量。”

也因此，近年来国内天然气产量增速始终维持在8%左右，低于11%的消费增速。

也正是中国天然气需求突然大幅增长，打破了原有的国际市场格局。

2005年起国际LNG市场由过去的卖方市场转为买方市场，LNG的价格也扶摇直上：从2003年最低价2美元/百万英热单位飙升至2006年的15美元/百万英热单位；即便是在石油价格暴跌的2009年，国际现货市场LNG价格多数时间仍在5美元/百万英热单位上方波动。

尤其，随着中国—中亚天然气新管道的启动以及上海和福建液化天然气接收站投入运营，海关总署的报告预计，2010年的天然气进口量预计将较2009年有大幅增长。报告还称，中国2010年天然气供需缺口约300亿立方米，2015年天然气供需缺口约400亿立方米。

随着进口气量的增加，进口高气价与国产低气价之间的矛盾日益显现。

2.混乱的气价

根据公开资料，目前我国已建成投产或待投产的天然气管线包括西一线、西二线及其支线，陕京管线及其复线，涩宁兰管道和川气东送管道等多条长输管道，同时还有深圳、福建、上海等多个LNG接收站。

天然气从产出到终端使用要经历产、输、配三个阶段，也就是天然气生产商通过管道输送到城市门站，然后由城市门站配送给终端用户。相对应有出厂价、门站价、终端价三个价格。

具体而言，据张抗介绍，天然气价格组成由出厂价、管输费和地方燃气公司销售成本等构成的，其中出厂价与管输费之和形成城市门站价格。在此基础之上，地方燃气公司再加入自己的销售成本、利润及税金等后构成最终价格。

“其中城市门站价格是影响最终价格高低的决定性因素”。

但是，目前国内对民用天然气进行价格调控，对出厂价、管输费、终端销售价均进行限价，以陕京线为例：陕西地区出厂价0.83元/立方米，到北京的管输费0.45元/立方米，到北京的门站价为1.28元/立方米，北京城市居民用气价格为2.05元/立方米。

然而由于国内各天然气项目启动时间、气源地开采或采购成本等不尽相同，因此各地的天然气出厂价差异也很大。

此外，现阶段，我国天然气出厂价实行政府指导价，由国家发改委制定基准出厂价，具体出厂价格由供需双方在上下10％的范围内协商确定；同时管输价格也实行政府依据输气管线远近不同制定统一的价格。

比如，2001年动工兴建、2004年初投入运营的西一线，最初其出厂价仅0.48元/立方米，经过多年运营，目前出厂价仍在0.7元/立方米下方。2007年动工兴建、目前尚未投入运营的川气东送管道，出厂价却已达1.408元/立方米。主要气源来自土库曼斯坦的西二线，其天然气不含税的入境价格就已达到1.73元/立方米，完税入境价格可能达到2元/立方米左右。

不同的成本价格使得目前国内城市门站价格施行“一线一价”——不同气源拥有不同的城市门站价格，最终由地方燃气公司负责制定一个燃气零售价。

以上海为例，目前当地天然气零售价格为2.5元/立方米，但西一线上海门站价尚不足1.5元/立方米；已公布的川气东送管线上海门站价却达2.24元/立方米左右；一旦西二线投产，其上海门站将可能达到3元/立方米左右。

“这些气源通过不同的入口，共同注入本市天然气管网，我们不可能给消费者提供眼花缭乱的价格明细，因此只能在报市政府相关部门核准后，给终端消费者一个经过加权平均后的燃气销售价格。” 申能股份(行情 股吧)投资部一位负责人说，目前该公司只能保持微利，并独自承担所有的价格波动风险。

“现在都时兴召开价格听证会，但很多消费者代表并不接受不同气源推高了价格的说法。很头疼。”

不过，该人士拒绝透露公司如何加权平均计算最终燃气零售价。

洛阳是西二线的供气城市，自2008年以来，负责当地燃气供应的洛阳新奥燃气公司就一直在严密关注国内天然气价格改革的动向。

据该公司副总经理周西敏告诉本报记者，城市燃气公司属于 公用事业(行情 股吧)单位，不可能有暴利存在，但由于近几年燃气价格波动剧烈，因此公司已经承受了很大的经营压力。

“原来我们主要供应LPG（液化石油气）和CNG（压缩天然气），其价格从最初的3000元/吨左右，最高飙升至7000元/吨。只要有一单采购的时点、价格不对，公司就可能亏损。现在西二线入境价格较西一线河南门站价1.16元/立方米还高出那么多，我们该怎么办？”

因此周西敏主张，在河南省内适当抬高西一线价格，以便为西二线价格的下调留出一定的空间，“但天然气协议都是照付不议的，2004年即已运营的西一线要涨价，又能涨多少呢？中央至今没有出台气价改革的方案，哪怕是原则性的东西。这让承受价格波动压力最大的地方燃气公司的决策制定十分被动。”

周西敏们更担忧的是，全球石油业界都认为目前国际市场天然气价格处于底位，看涨趋势明显。“随着国际经济形势的转暖，未来国际市场天然气价格肯定比现在高。”2009年12月20日道达尔全球CEO马哲睿已经如此断语。

如果马哲睿的预言成真，则意味着我国后续建设的所有天然气项目，包括西气东输三线、四线、俄气东输及规划中的十余座LNG基站，都可能遭遇更高的价格“勒索”，除非它们不再依赖国际市场的供应。

更何况，三大石油公司在天然气进口合同中，确实一度踩错了点。

三大石油公司在天然气业务上与国外签署了多项天然气进口合同。其中，中国海油广东大鹏、福建莆田、上海等３个液化天然气接收站落实的气源，因签约比较早而价格低廉。2007年下半年开始，国际天然气供需偏紧，天然气价格开始走高。2008年油价陡然升涨，天然气的长期合同和现货价格都达到近年的峰值。这一年中，中石油和中国海油都签署了几项重要的长协合同。

但是，2009年天然气价格忽然大幅回落，中国的天然气进口陷入尴尬：早先签署的卡塔尔、澳大利亚高更等气源价格比现在的国际市场现货价格都高太多，下游用户失去履行合同的动力。去年卡塔尔天然气在南方市场遭到拒绝，就是矛盾显现的开始。

而且，气源成本提高后，上游的资源供应企业势必通过地方燃气公司将其转嫁给终端消费者，地方燃气公司必然又要遭遇消费者代表的质疑，“我们最后的利润空间可能只有0.2元/立方米。”周西敏说。

3.定价的争议

天然气定价的争议自2003年始。

国内天然气市场也正于2003年启动，西一线工程是国内首个长输天然气管道项目。自项目立项之始，其经济性就曾被各方广泛质疑，毕竟当时国内天然气用户稀少，市场也对天然气销售中特有的“照付不议”协议模式颇有微词。

最终，西一线气源井口价定在0.48元/立方米，从新疆至上海的长输管道费0.84元/立方米，上海城市门站价格达到1.32元/立方米。当时，这个价格并未全面被市场接受。

2003年10月，西一线气源抵达上海时，全线正式签约的用气合同只有一单，其用气量仅占西一线设计能力120亿立方米/年的2%。时任扬子石化－巴斯夫公司总裁布铭邦认为，西一线价格应为0.5元／立方米，只有这样该公司才有动力改用天然气。

随着2004年后国际油价的飙升，作为替代能源的天然气开始渐渐为市场所接受，到当年下半年，西一线已实现达产。

有了上述成功案例，中石油、中石化和中海油三大石油央企纷纷加大对管输天然气和LNG项目的建设力度，所有投产项目都按“一线一价”模式独立运作。

根据易贸资讯提供的数据，2008年我国天然气消费量已达794亿立方米，而2009年国内消费量可能已达到890亿立方米左右。消费量如此巨大，若辅以12%的收益率，不难理解石油企业们投资天然气项目的热情。

陕天然气（002267.SZ）是一家专营天然气管道输送的上市公司，旗下拥有靖西一线、咸阳-宝鸡、西安-渭南及靖西二线等多条天然气管道。2008年该公司总经理郝晓晨在新股发行网上交流会上曾透露管输天然气项目的利润空间，“天然气管道项目的利润率，行业惯例可以达到12%以上”。

然而当高价进口气输入量不断增加时，石油企业们开始担忧利润率。

张抗指出，目前国际气价虽处于低价区，但随着欧美需求的增长，国际市场上对天然气，包括LNG资源的争夺将逐渐加剧。在土库曼斯坦，俄罗斯、欧盟等国企业都已成为我国石油企业的强劲对手。

“从历史渊源上看，我国优势并不明显；从价格方面看，我们更比不了欧盟；如果国内气价与国际价格相比过低，将会造成未来气源难以为继。”

事实上，几年前LNG基站建设纷纷缓建，其背后隐藏的正是对高价进口气可能侵蚀管输项目稳定收益的担忧。现在各界要求改革气价机制，也出于的同样理由——西二线及众多LNG项目都将在2012年前后投产。

为了解决国际高气价与国内低气价之间的矛盾，2009年，国家发改委等中央政府机关开始拟定天然气价格改革办法，并设定了多套方案。其中支持度较高的确实是加权平均法。

所谓加权平均法，是指将国产气和进口气按其在总消费量中所占比重不同，对其价格进行折中，上调早期低价气源的价格，以补偿高价气源价格下调造成的损失。两种天然气加权平均后，由国家发改委确定各地城市门站价格。

不过，中石化等市场后来者更倾向于“一线一价”的定价方式。

本应在2009年度投产的川气东送管道至今未能投产。此事被解读为，中石化正在观望等待新的燃气定价机制出台，尚未与地方燃气公司议定价格。但1月5日，中石化新闻发言人黄文生接受本报记者采访时予以否认。

黄文生表示，“2009年川气东送价格就已经由国家发改委确定了，我们与下游企业的协议也早签了，只是下游市场需求旺盛，我们无力满足。”

他指出，目前川气东送设计能力只有120亿立方米，远远满足不了下游市场的需求，四川地方政府希望能将所有资源都留在当地。但是“我认为定价机制的设定要尊重成本现实，在兼顾老百姓接受能力的情况下，也要保障企业的合理利润，否则企业没法干”。

“我们会积极配合政府有关部门的方案制订，但没有提出过具体的思路。”黄文生说。

对此，岳来群指出，“调价应考虑到中石油并非单纯意义上的企业，它们还承担了保障国家能源安全的义务，因此不能简单地将国内外气价进行类比或加权。”

他进一步指出，目前国内油气开采领域处于三大石油央企高度垄断之下，国内气开采成本是完全不透明的，“低价”是国内石油公司比照国际价格提出的，并非是市场竞争后形成的。“进口气的高价是国际市场买卖双方博弈后形成的，单纯依靠国内市场是无力扭转这种局面的，因此我建议对进口气实施价格补贴。”

在岳来群看来，只有充分考虑国产气的特殊情况，并对进口气价实施补贴，才能制定出合适的中国气价形成机制。

不过，岳来群等人也不赞成再对开发国内资源进行新的财政或税收补贴，而建议打破三大石油央企对资源开采的高度垄断，鼓励更多资本介入上游资源开发。“江浙有很多民资在国内没有投资方向，不得不赴海外冒险，但国内致密气、煤层气的开发却投资不足。为什么不让民资介入呢？只有多投资主体，才能形成真正的市场竞争。”