我国天然气价格偏低 引发市场“综合征”

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我国天然气价格偏低 引发市场“综合征”

"天然气产品配置和定价机制存在问题；天然气消费产业落后，在中国能源结构中比重仅4%左右。"因此，"应引入市场机制，营造公平竞争的市场环境"。两会期间，民革中央副主席、四川省人大常委会副主任钮小明等全国人大代表在议案中对我国天然气的发展状况提出了建议。
有关预测显示，未来10年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源，特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。但中国石油天然气与管道分公司有关人士在此前公开场合表示，由发展历史和状况所决定，目前我国天然气供需之间的确存在着尚需解决的矛盾。
那么我国天然气产业发展中的矛盾与脉门在哪里？如何采取措施以保证天然气产业健康发展？

资源虽丰富，勘探开发难度大

根据资料，我国已探明天然气储量达2.6万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量可达7万亿至10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。但我国天然气资源与国外产气大国又有很大差别，我国天然气资源主要分布在环境恶劣的西部，埋藏深，储量丰度低，勘探开发难度大，对勘探开发技术要求较高，比国外产气国的勘探开发成本高得多。根据西南石油大学张淑英教授的介绍，俄罗斯大气田储量上万亿立方米，单井日产量上百万立方米，其国内井口气价按人民币折算为每立方米0.09元，十分低廉。而我国大气田少，以中小型气田为主，单井产量低，许多气田已进入中后开采期，在四川的老气田井口成本已接近每立方米0.7元。
此外，我国天然气气田规模小，缺少特大型气田；天然气资源探明程度较低，特别是资源丰富的西部气区和近海气区可采储量的探明率更低。这些缺陷在资源供应上给市场供需平衡造成了难以解决的矛盾。

分布不平衡，基础设施成瓶颈

天然气资源分布的不平衡，使生产与消费区域分离。我国天然气资源60%以上分布于经济落后的中西部地区，远离工商业发达、能源需求旺盛的沿海消费区，还有20%左右的天然气资源分布于近海大陆架。西部气区距东部经济发达区，最远的轮南至上海4000公里，最近的忠县到武汉695公里，靖边至北京853公里，涩北至兰州953公里。天然气生产区域与消费区域的空间错位，使天然气基础设施建设成为制约我国天然气市场开发和天然气工业发展的瓶颈。其直接后果就是天然气资源地周围地区个别天然气利用项目发展过热，导致天然气需求增长过快，不能对宝贵的清洁资源进行最为科学的利用，同时限制了下游消费市场的合理发展。从整体看，我国天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。

价格仍偏低，引发市场"综合征"

造成天然气资源地周围地区个别天然气利用项目发展过热的局面，还有另一个重要因素，就是气价偏低。国家发改委的数据显示，目前国内原油、天然气及发电用煤之间的比价为1:0.24:0.17，而国际市场约为1:0.6:0.20。国内天然气价明显偏低。中国石油勘探开发研究院研究员李文阳认为，多年来国内在天然气价格制定、合同履行、天然气分配和市场开放等方面都存在很多问题。国家发改委针对这种情况，从2005年12月26日起启动对天然气出厂价格形成机制的改革。此前，我国天然气价格主要由政府制定，有着浓重的计划经济色彩。价格受到行政控制，没有反映经济成本，价格传递误导了价格信号。使天然气需求的市场调节机制失灵，加剧了供应紧张。

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我国天然气价格上涨乃大势所趋

　　国内天然气价明显偏低，国家计划将每年天然气价格上浮5%～8%，直到大致与国际价格水平接轨。天然气涨价使相关上游企业获益，而下游企业成本压力明显加大。

　　由于地缘政治、资源国加紧资源控制等因素影响，2006年全球垄断性天然气市场价格上涨迅猛。在欧洲地区，俄罗斯分别提高了对乌克兰、摩尔多瓦、白俄罗斯、亚美尼亚、格鲁吉亚和波兰的天然气出口价格，幅度从20%到300%以上，由此引起了多起与有关国家的天然气价格之争。　　

　　中油网消息：我国现行天然气价格偏低，而近几年石油、液化气、煤炭等能源价格均呈上涨势头，天然气价格明显低于其它可替代能源的价格。通常1吨原油与1000立方米天然气的价格水平大致相当。以每桶50美元计算，1吨原油约需350美元(1吨=7.3桶)，折合成人民币约2800元。

　　而以目前北京天然气零售价1.9元/立方米计算，1000立方米约需1900元。这意味着国内外价差至少达900元。而这还只是零售价，出厂价的价差无疑更大。国家发改委网站上的资料显示，当前中国石油与天然气价格之比为1∶0.24，国际市场为1∶0.6。而据报道，国家发改委很早之前就已计划在3-5年内，以每年5%-8%的幅度不断上调天然气价格，逐步与国际天然气的价格大致接轨。

　　长期偏低的气价，不利于促进天然气资源节约和提高天然气利用效率；相反，却刺激了市场对天然气的过度需求，造成了供应紧张。有关方面一开始认为有西气东输作保证，国内天然气供应应该十分充足，却对天然气需求量的巨大增长估计不足。例如2006年上海全市天然气需求量为29亿立方米，合同可供量仅22亿立方米。

　　2006年9月，上海市物价局已组织召开了“燃气价格形成机制和调价方案”听证会，上海拟建立燃气价格与上游资源价格涨跌同向联动机制。中国原本计划到2010年，天然气占能源比重达到8%～10%。但由于缺口相当大，只能不断增加进口。国家发改委的报告显示，到2010年，我国天然气需求量将达到1000亿立方米。而2005年同期国内产出可销售的液化天然气(LNG)只有500亿立方米。数据显示，到2020年我国天然气的需求缺口将达到800亿立方米，巨大的缺口给了供气方涨价的底气。

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发 改委议天然气价改步骤：先商品化再市场化

去年引发全国媒体暴炒的发改委成都会商成品油定价机制一事最终为中国油改定下了基调。时隔半年之后，国家发改委再度赴成都举办研讨会，这次的主题则指向了天然气价格。在业内看来，此举有可能成为今年天然气价格改革的风向标和前奏。

价改重点

解决不同气源造成价格巨大落差问题

记者近日从一位与会的行业人士处独家获悉，发改委上月25日到30日再次召集全国各省的地方发改委、物价局、中石油、中石化、燃气集团、燃气协会等相关单位齐聚成都，举行“天然气价格改革研讨会”。

据这位行业人士透露，此次研讨会内容涉及天然气市场形势分析、国外天然气定价经验介绍、国内燃气价格改革思路研讨、燃气企业事故分析等。之前受发改委委托进行天然气价格改革调研的一支专家评审团及其他一些行业人士在此次会议上就天然气价改的最新设想进行研讨。

该人士告诉记者，此次会议透出的一个重要改革设想是管网与气源分离。根据这一思路，国家应当逐步让上游和终端领域市场化，只对管网实施垄断经营。

也有专家在会上提出，今后天然气价格应充分考虑不同气源的因素，通过政策调节目前不同气源价格差距过大所带来的定价问题。

随着国内天然气气源的多元化，不同气源间已形成巨大的价格落差，如西气东输和海上气田的气价就相对便宜，从国外购买的LNG则成本较高，两者价差高达一倍。这三种气源到达管网后的价格不统一将引发定价困扰：卖得高没有竞争力，价格低了有些气源就会亏本。

“如果采取管网与气源分离，今后即便上游气源的价格不同，中央和地方政府仍可通过税收等手段调节管网进价。例如，对进口的LNG就可少征甚至不征增值税。如此，政府既可保证企业开发销售天然气的积极性，又可充分掌控这一战略资源的运行。”该人士说。另一位也参加了此次会议的政府官员则向记者透露，这次会议还重点介绍了管线输配费价格的现状。作为天然气终端价格的一个重要组成部分，输配费价格一旦调整将直接影响下游气价。“目前看来，输配费价格未来肯定要涨，但怎么涨、何时涨都还没有定。”

“对中国天然气价格改革而言，当前最大的制约就在于单一管网、单一气源。如果能放开气源，当然就可引入市场竞争，但前提就是管网和气源必须分离。”中国石油大学工商管理学院副院长董秀成在接受记者采访时说。

据他透露，很多发达国家都是采取专门成立一家管网公司的做法来独立运作天然气输送。中国也可以借鉴这一做法，同时也应加强管网建设，改变管网不发达的短腿。

价改步骤

　　先商品化再市场化

值得注意的是，专家评审团此次还向大会递交了一份《中国管道天然气配气价格研究》报告，其内容包括管道配气现状、配气价格形成基础、配气价格管理体制、价格构成等。报告对上游井口价、中游管输价、门站价等价格形成机制分别予以阐述。

不仅如此，在此次研讨会上还透出一个重要信息：今后国内天然气价格改革的方向是先商品化、后市场化，最终目标要与原油价格接轨。“所谓商品化就是把天然气视作商品，这是解决国内外天然气价格倒挂等问题的重要手段。”上述行业人士说。

“天然气本来就是商品，只不过一直受到高度计划的约束。而商品化的提法其实是为了规避市场化的概念。由于天然气价格一步到位市场化基本不可能，所以就采取两部走的策略。但要实现真正的商品化也有一个漫长的过程。”董秀成对记者说。

记者从此次会议的一份纪要中看到，燃气价格商品化改革的主要内容包括：“理顺价格收费，使之桥归桥、路归路；完善价格机制、确保各类差价的合理；实行两部制价格”等。其中，两部制价格就是分“容量费”和“计量费”两部分计价，所谓“容量费”，就是固定资本的补偿，包括固定器制补偿、初期建设费用等；而“计量费”是包括管道的维护费用、人员工资、利润等。此举可使用户公平负担管道运输天然气的费用。在管道运输总费用不变的情况下，用气均衡的用户可比用气不均衡的用户少支出管道运输费用。

“当然，由于国内天然气市场总体上仍处高度垄断，天然气价格改革无论在方案制定还是推行上都存在不小的难度。但相比之下，理顺成品油定价机制的难度可能更大。”上述行业人士对记者说。

价改往事

　　天然气价改路漫漫

2005年末，国家发改委公布了近期天然气出厂价格形成机制改革的目标：将进一步规范价格管理；逐步提高价格水平，理顺与可替代能源的价格关系；建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制。

发改委有关负责人当时曾表示，现行天然气价格形成机制不完善，天然气价格与其他能源比价不合理。改革天然气出厂价格形成机制，是为了理顺天然气价格，促进节约用气，优化用气结构，促进天然气工业的持续健康发展，保证国内天然气市场供应。

但上述改革目标迟迟未能推进，导致国内天然气价格与国际倒挂日趋严重，国家推动节能目标的实现则步履维艰。

去年下半年，国内石油三巨头向国家发改委上书吁请天然气涨价。此后，发改委相关调研组奔赴全国各地，针对天然气价格进行调研，各省则纷纷召开天然气调价方案听证会。

去年10月，发改委主任马凯在资源价格改革研讨会上表示，国内天然气价格明显偏低，要逐步提高天然气价格，完善天然气价格形成机制，理顺天然气价格与可替代能源的价格关系，建立与可替代能源价格挂钩调整的机制。今年4月份，国务院总理温家宝在全国节能减排工作电视电话会议上说，中国将适时推进天然气、水、热力等资源性产品价格改革方案。

4月1日，北京市宣布民用天然气每立方米上涨0.15元，上涨幅度近7.9%，同时表示今后将建立天然气上下游价格联动机制。

对此，中国城市燃气学会顾问李猷佳告诉记者，天然气涨价的成本不应当都由民用用户来承受。从发达国家经验看，民用天然气涨价都有一个警戒线，一旦突破这个警戒线，用户就会用电力来代替天然气，到时对天然气行业反而得不偿失。

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专家表示液化天然气和石油气前景看好

国家发改委能源所研究员宋武成表示，中国未来若干年液化天然气（LNG）和液化石油气（LPG）前景看好，而LPG将是中国长期短缺的能源产品。
　　宋武成在参加上周六召开的上海石油石化经济论坛时指出，中国天然气消费需求快速增长。根据有关研究资料表明，未来20年中国天然气消费需求将达到2275.4亿立方米/年－2965.4亿立方米/年，国内产量约为1200亿立方米每年，缺口约为1075.4亿立方米/年－1761.4亿立方米/年，从俄罗斯和中亚地区通过长输管道进口的天然气约为600亿－700亿立方米/年，其余部分需要进口液化天然气（LNG），因此，中国未来若干年LNG发展前景看好。

　　据介绍，中国目前已经规划和正在实施的LNG进口接收站项目有三个，包括珠江三角洲地区进口LNG项目、长江三角洲LNG项目和福建进口LNG项目。中海油是国内最大的进口LNG项目建设者和投资者，到目前为止，中海油在沿海在建、立项或者待批的LNG进口项目已经有10个。据不完全统计，中国沿海地区在2015年以前拟建设LNG进口接收项目总规模接近7000万吨/年，不过大部分项目都没有实质性进展。宋武成认为，这只能表明市场对LNG的需求增长强劲。

　　中国生产液化石油气（LPG）约有95％以上来自炼油加工企业，只有少量产自油气田，其主要成分是丙烷和丁烷。进入上世纪90年代以后，中国LPG消费的年均增长幅度为14.9％，但由于石油资源的制约，同期国内LPG的产量远不能满足消费要求，因此国内LPG缺口日益扩大。根据发展现状和趋势估计，中国LPG需求量2010年约为2500万－3000万吨，2020年约4000万－5000万吨，宋武成表示，LPG将是中国长期短缺的能源产品，市场前景十分看好。