我国进口气与国产气的价格差异及定价方法改革的思考

“十二五”及今后较长时期，我国引进海外天然气的规模将逐步扩大。但由于进口气与国产气定价方法的不同，目前两种价格差异平均在一倍以上，不仅造成引进企业亏损，而且进口气市场销售困难。本文认为，解决问题的关键是建立我国天然气出厂价与替代能源挂钩的机制，使之与进口气定价方法相一致，让市场决定天然气的价值，让天然气在国内市场的价值指导进口气定价。

一、我国目前进口气与国产气价格水平比较(一)我国进口气规模将持续扩大
1、引进管道气根据国家规划，我国引进管道气有三个方向：一是西北通道的中亚国家包括土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦，也包括俄罗斯的西西伯利亚的天然气(西线)；二是东北通道，主要是俄罗斯东西伯利亚、萨哈林地区天然气(东线)；三是缅甸气。目前，中亚-中国天然气管道A线已于去年底通气，今年9月，中缅油气管道工程中国境内段在云南安宁市草铺镇开工建设。

综合分析认为，2015年，中国进口管道气可达600亿方左右，2020年可达1400亿方的规模。

2、引进LNG中国进口LNG的主要来源是澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚。截至2010年底，除我国已经建成投产的3个LNG接收站项目外，已获国家核准并在建设中的项目有7个，即中海油浙江宁波LNG、中海油珠海金湾LNG、中海油粤东揭阳LNG，中石油江苏如东LNG、中石油辽宁大连LNG、中石化山东青岛LNG和东莞九丰LNG项目。

按照目前LNG接收站建设进展和国家规划，2015年中国引进LNG可达1700万吨(相当于230亿方)，2020年规模在3700万吨左右(相当于500亿方)。

这样，2020年左右，我国天然气进口量可达近2000亿方，天然气消费对外依存度可能接近50%。

(二)目前进口气价格平均在国产气一倍以上受国际环境影响，我国引进海外天然气资源价格也与原油或燃料油价格挂钩。在当前国际油价维持较高价位的情况下，我国引进天然气价格(进口到岸价)与国产气价格(出厂价)差异很大，总体来看差距在一倍以上(图1)。如我国引进中亚天然气在新疆霍尔果斯入境，完税价今年3季度在2.0元/方以上，而我国新疆油气田国产气出厂价即使考虑6月1日的价格调整也仅为1.04元/方。按目前的国际油价初步估计，进口俄罗斯天然气价格在2.2元/方以上，而进口缅甸天然气不低于2.5元/方，东南沿海进口LNG平均水平在1.9元/方以上)。

(三)进口气价格高于国产气引发的问题目前，国家发改委对我国实际进口海外气销售采取如下办法：进口LNG可以由供需双方谈判确定销售价格；进口中亚管道气价格“暂按国产天然气供同类用户价格执行”。

LNG销售价格虽然灵活，但由于价格远高于国内天然气出厂价，市场开发遇到了一定的困难，这在去年已经投入商业运营的上海和福建LNG接收站表现的十分明显。另外，根据国际油价变动定期调整价格使下游企业难以承受，甚至严重亏损。如接受广东大鹏液化天然气有限公司(以下简称“大鹏公司”)供应LNG的深圳南山热电股份有限公司(以下简称“深南电”)中报显示，公司在获得广东省政府补贴1.39亿元后，今年上半年亏损额仍高达4.42亿元。关键问题是进口LNG落地价格过高。根据相关数据，大鹏公司7月份供应深南电价格已达15美元/百万英热单位左右，每度电的LNG成本已接近0.8元/立方米，但上网电价仅0.745元/千瓦时，亏损是必然的。

我国今年进口中亚气规模不大，这也是国家发改委要求“暂按国产天然气供同类用户价格执行”的主要原因。但即使这样，如果按2010年中亚气进口量约50亿立方米，霍尔果斯口岸价2.0元/方，国内销售价按西气东输气价测算，全年也亏损约60亿元。

另外，与进口LNG遇到的问题一样，如果进口气高来高走，相比进口LNG资源配置和市场销售将更为困难。

因为沿海地区经济发达，高端用户多，而进口管道气销售主要市场在中西部地区，经济发展水平与沿海相比差距较大。此外，也有建议采取国产气与进口气综合作价的方式，虽有利于销售，但需要国家逐年上调国产气价格，政府面临很大的调价压力。

二、国际油价长期走高、中期LNG供应趋紧预示进口气价格下降的可能性不大(一)进口LNG由于历史上日本进口LNG的影响，东亚国家进口LNG主要与原油挂钩，我国也不例外。

日本进口LNG定价公式：P(LNG)＝A×JCC＋B式中：P(LNG)为LNG价格，美元／百万英热单位；A为系数；JCC为日本进口原油综合价格，美元／桶；B为常数。

我国向澳大利亚与印度尼西亚订购2007年以后供应的LNG价格公式：Pc=acX+bc式中：Pc=某月LNG售价；ac=常数；X=某一期间进口原油价格；bc=常数。

因此，未来国际油价变动将决定我国进口LNG价格的增减，而多方面预测证明，未来全球油价仍然具有较大的上升空间，也预示我国进口LNG价格有走高的趋势。如剑桥能源协会近期(CERA)根据新的全球经济、温室气体政策趋势分析认为：在全球贸易、投资扩张的情景下，油价必然上升(基准情景)；如果出现衰退，短期内油价下降，但长期依然上升(低增长情景)；高增长情景下油价短期快速上升，促使电动汽车经济性增加，但也只能导致油价长期下降(图2)。

我院也通过随机模型和市场供需模型两种不同的方法对2020年的油价进行了预测，认为国际石油价格长期超过150美元/桶，或长期低于70美元/桶的可能性都比较小，2020年前国际油价最大可能波动区间为70-130美元/桶。考虑到目前油价维持在85美元/桶的水平，未来增长的幅度不可小视。

从未来中期全球LNG供需趋势看，供应短缺的局面已经初露端倪。虽然2010年和2011年的全球LNG供应前景乐观，主要原因是2009年新投产了总计产能为4400万吨∕年的8条生产线，2010－2011年间，全球还将新增总计产能为3600万吨∕年的6条液化生产线，但2012-2015年前全球投产的液化项目明显不足。即使现在通过最终投资决策(FID)，也不可能有效满足未来长期亚洲、欧洲和美洲进口扩大的需求(图3)。LNG价格自身有上升动力。

(二)进口中亚俄罗斯管道气该地区国家管道气原主要出口欧洲，并采用与油品挂钩的方式确定天然气的市场价值。主要挂钩油品是鹿特丹低硫重质燃料油（含硫量0.1%）和粗柴油（含硫量0.2%），并通过市场净回值法确定进口管道气的边境价格。我国进口该地区天然气价格挂钩形式一致，唯挂钩油品不同。

根据前述对油价走势的判断，寄希望于油价下跌促使进口气下降的设想不太现实；其次，通过对定价公式的调整降低未来进口气价虽然办法很多，如降低基准价，增加固定常数，或者重新选择挂钩能源等，但要争取对方的认可谈判难度很大；第三，俄罗斯承诺以出口欧洲价格进口中亚国家天然气，以及俄罗斯有计划提高国内气价使之与出口欧洲气价格接轨将进一步提升该地区国家管道气出口价格水平。2010年4月，俄罗斯天然气股份公司(Gazprom)向政府提交了2015年前国内气价完全与出口欧洲价格接轨的建议。

根据建议，Gazprom按欧洲价格的净回值，2011年给予国内用户40％的折扣，2012年为30％，2013年为10％，2015年完全与欧洲价格接轨。

此外，西欧地区长期规划仍然以中亚俄罗斯天然气为主要进口来源也将加剧该地区的资源竞争，我国引进资源在重视其它因素的基础必须考虑价格武器。

三、建立与替代能源价格挂钩的定价机制是平抑两种气价差异目前较为现实的选择我国天然气需求2020年可达3000亿方左右，2030年可达4000亿方左右，潜力巨大。在国产天然气不能满足需求的情况，进口气规模必然扩大。但如果不能处理两种气价的巨大差异可能最终不利于我国有效利用海外天然气资源。

(一)我国天然气行业发展要求改革现行的定价方法从世界天然气行业发展的经验看，市场发展初期天然气出厂价一般采用成本加成法，我国目前也是这种方法，符合我国目前天然气工业上游竞争主体较少、企业实施产运销一体化组织结构的现实。但这种方法的缺点是及时调整价格困难。第二种方法是供需决定价格，这要求上游企业数目较多，同时、管网运行，竞争充分，我国显然目前不具备这样的条件。第三种就是市场净回值法，也叫市场回推法，其基本原理是以天然气的市场价值为基础确定上游供气价格，而天然气的市场价值按照竞争性替代能源的热当量价格确定，最终用户价格按市场价值确定。这种方法的优点是有利于生产商之间开展竞争，降低成本，提高效率。

市场信号能够及时地传递到生产商，有利于鼓励生产商开发新储量，扩大市场供应。

显然，在成本加成法目前实施导致两种气价差异较大，竞争定价实施条件尚不具备的前提下，市场回推法成了唯一的选择。西欧地区上个世纪70年代以来进口中亚俄罗斯天然气就采取此方法，30多年来运行良好，目前正在向完全竞争的市场过渡。我国如果能够实施这种方法还可能有其它两项益处：一是减轻舆论对政府和油气企业的提价压力；二是为进口气谈判提供明确的价格指标，并将市场压力向出口国政府或企业传递；三是两种气虽然挂钩替代能源不同，但调价机制一致，而且像油品、煤炭等价格国际化程度较高，能够较大程度降低两种气价的差异。

(二)以市场价值为基础通过回推先确定门站价、再确定各主要油气田出厂价的基本原理和效果首先要选择天然气主要消费市场和多气源汇集点作为市场中心；其次是建立市场中心价格与燃料油价格变化挂钩的公式作为国内天然气定价和调价的核心；然后根据气流反向回推，形成各省的门站价格和各气田出厂价格。上下游气价结算以门站价格为基础。

具体来看，市场中心的定价公式表述如下：各省门站价格为市场中心门站价减去各省间管输费，而各气田出厂价等于各省门站价格减去当地管输费。

本文选择了东南沿海城市作为市场中心，并按上述方法测算了部分油气田的出厂价，结果是国产气价格有所上升，而进口气价下降(表1)，确实有利于减少两种气的价格差异。需要说明的是，实施该方法的主要目的不是为单一提高国产气出厂价水平，关键是建立天然气与可替代能源挂钩并随其价格变动而变动的机制，使将来的价格调整依据充分；同时，这样的机制也为用户发展用气项目提供明确的价格信号，有利于天然气真正流向高端用户，促进我国天然气利用结构的优化。

(三)市场回推实施可能遇到的问题及解决方法市场回推方案在理论上是可行的，西欧国家天然气市场的实践也已经充分证明。但考虑到我国各地经济发展水平不同，市场机制还有待健全的问题，实际效果还可能受到以下因素的制约：一是市场中心可替代燃料的选择，这在上游供应企业和下游用户之间争议很大，而且调价公式的权重也有较大的分歧。另外，市场中心的选择有关方面的意见也不统一，需要政府协调；二是出口国企业和政府显然不会接受我们的调低进口价格的建议，即使国内省市面对再次的提价也必然会抵触，方案短期实施的难度很大。解决的方法是初期可以降低挂钩能源的比重，制定计划定期调整。

三是该定价方法与成本加成法一样都不能适应多气源联网的需要。随着国内输气管道的大规模建设，横跨东西、纵贯南北的全国天然气运输网络基本形成，并逐步形成多气源(国产气、进口管道气、进口LNG)、多管线联合供气的格局。市场中心选择不同，管线路径选择不同，则气源回推价格不同。解决的方法之一是根据全国天然气管道联网情况，在不同气源及不同管道的联网点或联接点，根据每条管道在气源地(来气点)的天然气出厂价(基准价)、气源地(来气点)到管网联接点的管输费和进气量，计算出该点的天然气加权平均价，作为天然气在该点的基准价。

采用同样方法，可以算出下一个天然气进气点或与另一输气管道联网(接)点的天然气基准价。

总之，必须尽快解决两种气价的差异问题，因为它直接影响我国未来引进海外气的规模和速度。根据有关资料，目前像印度、巴西这些新兴天然气消费国也遇到了同样的问题，我们正在研究借鉴。期待与同仁们商榷。