“十二五”及今后較長時期，我國引進海外天然氣的規模將逐步擴大。但由于進口氣與國產氣定價方法的不同，目前兩種價格差異平均在一倍以上，不僅造成引進企業虧損，而且進口氣市場銷售困難。本文認為，解決問題的關鍵是建立我國天然氣出廠價與替代能源掛鉤的機制，使之與進口氣定價方法相一致，讓市場決定天然氣的價值，讓天然氣在國內市場的價值指導進口氣定價。

一、我國目前進口氣與國產氣價格水平比較(一)我國進口氣規模將持續擴大
1、引進管道氣根據國家規劃，我國引進管道氣有三個方向：一是西北通道的中亞國家包括土庫曼斯坦、哈薩克斯坦和烏茲別克斯坦，也包括俄羅斯的西西伯利亞的天然氣(西線)；二是東北通道，主要是俄羅斯東西伯利亞、薩哈林地區天然氣(東線)；三是緬甸氣。目前，中亞-中國天然氣管道A線已于去年底通氣，今年9月，中緬油氣管道工程中國境內段在云南安寧市草鋪鎮開工建設。

綜合分析認為，2015年，中國進口管道氣可達600億方左右，2020年可達1400億方的規模。

2、引進LNG中國進口LNG的主要來源是澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞和印度尼西亞。截至2010年底，除我國已經建成投產的3個LNG接收站項目外，已獲國家核準并在建設中的項目有7個，即中海油浙江寧波LNG、中海油珠海金灣LNG、中海油粵東揭陽LNG，中石油江蘇如東LNG、中石油遼寧大連LNG、中石化山東青島LNG和東莞九豐LNG項目。

按照目前LNG接收站建設進展和國家規劃，2015年中國引進LNG可達1700萬噸(相當于230億方)，2020年規模在3700萬噸左右(相當于500億方)。

這樣，2020年左右，我國天然氣進口量可達近2000億方，天然氣消費對外依存度可能接近50%。

(二)目前進口氣價格平均在國產氣一倍以上受國際環境影響，我國引進海外天然氣資源價格也與原油或燃料油價格掛鉤。在當前國際油價維持較高價位的情況下，我國引進天然氣價格(進口到岸價)與國產氣價格(出廠價)差異很大，總體來看差距在一倍以上(圖1)。如我國引進中亞天然氣在新疆霍爾果斯入境，完稅價今年3季度在2.0元/方以上，而我國新疆油氣田國產氣出廠價即使考慮6月1日的價格調整也僅為1.04元/方。按目前的國際油價初步估計，進口俄羅斯天然氣價格在2.2元/方以上，而進口緬甸天然氣不低于2.5元/方，東南沿海進口LNG平均水平在1.9元/方以上)。

(三)進口氣價格高于國產氣引發的問題目前，國家發改委對我國實際進口海外氣銷售采取如下辦法：進口LNG可以由供需雙方談判確定銷售價格；進口中亞管道氣價格“暫按國產天然氣供同類用戶價格執行”。

LNG銷售價格雖然靈活，但由于價格遠高于國內天然氣出廠價，市場開發遇到了一定的困難，這在去年已經投入商業運營的上海和福建LNG接收站表現的十分明顯。另外，根據國際油價變動定期調整價格使下游企業難以承受，甚至嚴重虧損。如接受廣東大鵬液化天然氣有限公司(以下簡稱“大鵬公司”)供應LNG的深圳南山熱電股份有限公司(以下簡稱“深南電”)中報顯示，公司在獲得廣東省政府補貼1.39億元后，今年上半年虧損額仍高達4.42億元。關鍵問題是進口LNG落地價格過高。根據相關數據，大鵬公司7月份供應深南電價格已達15美元/百萬英熱單位左右，每度電的LNG成本已接近0.8元/立方米，但上網電價僅0.745元/千瓦時，虧損是必然的。

我國今年進口中亞氣規模不大，這也是國家發改委要求“暫按國產天然氣供同類用戶價格執行”的主要原因。但即使這樣，如果按2010年中亞氣進口量約50億立方米，霍爾果斯口岸價2.0元/方，國內銷售價按西氣東輸氣價測算，全年也虧損約60億元。

另外，與進口LNG遇到的問題一樣，如果進口氣高來高走，相比進口LNG資源配置和市場銷售將更為困難。

因為沿海地區經濟發達，高端用戶多，而進口管道氣銷售主要市場在中西部地區，經濟發展水平與沿海相比差距較大。此外，也有建議采取國產氣與進口氣綜合作價的方式，雖有利于銷售，但需要國家逐年上調國產氣價格，政府面臨很大的調價壓力。

二、國際油價長期走高、中期LNG供應趨緊預示進口氣價格下降的可能性不大(一)進口LNG由于歷史上日本進口LNG的影響，東亞國家進口LNG主要與原油掛鉤，我國也不例外。

日本進口LNG定價公式：P(LNG)＝A×JCC＋B式中：P(LNG)為LNG價格，美元／百萬英熱單位；A為系數；JCC為日本進口原油綜合價格，美元／桶；B為常數。

我國向澳大利亞與印度尼西亞訂購2007年以后供應的LNG價格公式：Pc=acX+bc式中：Pc=某月LNG售價；ac=常數；X=某一期間進口原油價格；bc=常數。

因此，未來國際油價變動將決定我國進口LNG價格的增減，而多方面預測證明，未來全球油價仍然具有較大的上升空間，也預示我國進口LNG價格有走高的趨勢。如劍橋能源協會近期(CERA)根據新的全球經濟、溫室氣體政策趨勢分析認為：在全球貿易、投資擴張的情景下，油價必然上升(基準情景)；如果出現衰退，短期內油價下降，但長期依然上升(低增長情景)；高增長情景下油價短期快速上升，促使電動汽車經濟性增加，但也只能導致油價長期下降(圖2)。

我院也通過隨機模型和市場供需模型兩種不同的方法對2020年的油價進行了預測，認為國際石油價格長期超過150美元/桶，或長期低于70美元/桶的可能性都比較小，2020年前國際油價最大可能波動區間為70-130美元/桶。考慮到目前油價維持在85美元/桶的水平，未來增長的幅度不可小視。

從未來中期全球LNG供需趨勢看，供應短缺的局面已經初露端倪。雖然2010年和2011年的全球LNG供應前景樂觀，主要原因是2009年新投產了總計產能為4400萬噸∕年的8條生產線，2010－2011年間，全球還將新增總計產能為3600萬噸∕年的6條液化生產線，但2012-2015年前全球投產的液化項目明顯不足。即使現在通過最終投資決策(FID)，也不可能有效滿足未來長期亞洲、歐洲和美洲進口擴大的需求(圖3)。LNG價格自身有上升動力。

(二)進口中亞俄羅斯管道氣該地區國家管道氣原主要出口歐洲，并采用與油品掛鉤的方式確定天然氣的市場價值。主要掛鉤油品是鹿特丹低硫重質燃料油（含硫量0.1%）和粗柴油（含硫量0.2%），并通過市場凈回值法確定進口管道氣的邊境價格。我國進口該地區天然氣價格掛鉤形式一致，唯掛鉤油品不同。

根據前述對油價走勢的判斷，寄希望于油價下跌促使進口氣下降的設想不太現實；其次，通過對定價公式的調整降低未來進口氣價雖然辦法很多，如降低基準價，增加固定常數，或者重新選擇掛鉤能源等，但要爭取對方的認可談判難度很大；第三，俄羅斯承諾以出口歐洲價格進口中亞國家天然氣，以及俄羅斯有計劃提高國內氣價使之與出口歐洲氣價格接軌將進一步提升該地區國家管道氣出口價格水平。2010年4月，俄羅斯天然氣股份公司(Gazprom)向政府提交了2015年前國內氣價完全與出口歐洲價格接軌的建議。

根據建議，Gazprom按歐洲價格的凈回值，2011年給予國內用戶40％的折扣，2012年為30％，2013年為10％，2015年完全與歐洲價格接軌。

此外，西歐地區長期規劃仍然以中亞俄羅斯天然氣為主要進口來源也將加劇該地區的資源競爭，我國引進資源在重視其它因素的基礎必須考慮價格武器。

三、建立與替代能源價格掛鉤的定價機制是平抑兩種氣價差異目前較為現實的選擇我國天然氣需求2020年可達3000億方左右，2030年可達4000億方左右，潛力巨大。在國產天然氣不能滿足需求的情況，進口氣規模必然擴大。但如果不能處理兩種氣價的巨大差異可能最終不利于我國有效利用海外天然氣資源。

(一)我國天然氣行業發展要求改革現行的定價方法從世界天然氣行業發展的經驗看，市場發展初期天然氣出廠價一般采用成本加成法，我國目前也是這種方法，符合我國目前天然氣工業上游競爭主體較少、企業實施產運銷一體化組織結構的現實。但這種方法的缺點是及時調整價格困難。第二種方法是供需決定價格，這要求上游企業數目較多，同時、管網運行，競爭充分，我國顯然目前不具備這樣的條件。第三種就是市場凈回值法，也叫市場回推法，其基本原理是以天然氣的市場價值為基礎確定上游供氣價格，而天然氣的市場價值按照競爭性替代能源的熱當量價格確定，最終用戶價格按市場價值確定。這種方法的優點是有利于生產商之間開展競爭，降低成本，提高效率。

市場信號能夠及時地傳遞到生產商，有利于鼓勵生產商開發新儲量，擴大市場供應。

顯然，在成本加成法目前實施導致兩種氣價差異較大，競爭定價實施條件尚不具備的前提下，市場回推法成了唯一的選擇。西歐地區上個世紀70年代以來進口中亞俄羅斯天然氣就采取此方法，30多年來運行良好，目前正在向完全競爭的市場過渡。我國如果能夠實施這種方法還可能有其它兩項益處：一是減輕輿論對政府和油氣企業的提價壓力；二是為進口氣談判提供明確的價格指標，并將市場壓力向出口國政府或企業傳遞；三是兩種氣雖然掛鉤替代能源不同，但調價機制一致，而且像油品、煤炭等價格國際化程度較高，能夠較大程度降低兩種氣價的差異。

(二)以市場價值為基礎通過回推先確定門站價、再確定各主要油氣田出廠價的基本原理和效果首先要選擇天然氣主要消費市場和多氣源匯集點作為市場中心；其次是建立市場中心價格與燃料油價格變化掛鉤的公式作為國內天然氣定價和調價的核心；然后根據氣流反向回推，形成各省的門站價格和各氣田出廠價格。上下游氣價結算以門站價格為基礎。

具體來看，市場中心的定價公式表述如下：各省門站價格為市場中心門站價減去各省間管輸費，而各氣田出廠價等于各省門站價格減去當地管輸費。

本文選擇了東南沿海城市作為市場中心，并按上述方法測算了部分油氣田的出廠價，結果是國產氣價格有所上升，而進口氣價下降(表1)，確實有利于減少兩種氣的價格差異。需要說明的是，實施該方法的主要目的不是為單一提高國產氣出廠價水平，關鍵是建立天然氣與可替代能源掛鉤并隨其價格變動而變動的機制，使將來的價格調整依據充分；同時，這樣的機制也為用戶發展用氣項目提供明確的價格信號，有利于天然氣真正流向高端用戶，促進我國天然氣利用結構的優化。

(三)市場回推實施可能遇到的問題及解決方法市場回推方案在理論上是可行的，西歐國家天然氣市場的實踐也已經充分證明。但考慮到我國各地經濟發展水平不同，市場機制還有待健全的問題，實際效果還可能受到以下因素的制約：一是市場中心可替代燃料的選擇，這在上游供應企業和下游用戶之間爭議很大，而且調價公式的權重也有較大的分歧。另外，市場中心的選擇有關方面的意見也不統一，需要政府協調；二是出口國企業和政府顯然不會接受我們的調低進口價格的建議，即使國內省市面對再次的提價也必然會抵觸，方案短期實施的難度很大。解決的方法是初期可以降低掛鉤能源的比重，制定計劃定期調整。

三是該定價方法與成本加成法一樣都不能適應多氣源聯網的需要。隨著國內輸氣管道的大規模建設，橫跨東西、縱貫南北的全國天然氣運輸網絡基本形成，并逐步形成多氣源(國產氣、進口管道氣、進口LNG)、多管線聯合供氣的格局。市場中心選擇不同，管線路徑選擇不同，則氣源回推價格不同。解決的方法之一是根據全國天然氣管道聯網情況，在不同氣源及不同管道的聯網點或聯接點，根據每條管道在氣源地(來氣點)的天然氣出廠價(基準價)、氣源地(來氣點)到管網聯接點的管輸費和進氣量，計算出該點的天然氣加權平均價，作為天然氣在該點的基準價。

采用同樣方法，可以算出下一個天然氣進氣點或與另一輸氣管道聯網(接)點的天然氣基準價。

總之，必須盡快解決兩種氣價的差異問題，因為它直接影響我國未來引進海外氣的規模和速度。根據有關資料，目前像印度、巴西這些新興天然氣消費國也遇到了同樣的問題，我們正在研究借鑒。期待與同仁們商榷。