三問天然氣産業“命門”

　　一場“氣荒”暴露了國內天然氣行業的問題，也再次掀起人們對能源行業壟斷性的大討論。分析人士指出，調峰能力建設的問題只是這個“朝陽行業”背後隱藏問題的冰山一角，天然氣行業上中下游的發展有多處“命門”，如果能在産業發展之初解決好這些問題，將有助於整個産業結構的調整和運行。

　　誰為高價進口氣埋單？

　　近年進口天然氣的價格大大高於國産氣，如何為進口氣定價、推動國內外天然氣價格的接軌，是推動天然氣價格改革的動力之一。經歷了2008年以來的大起大落後，全球天然氣出現過剩局面，現貨價格甚至低於我們簽署的一些長期合同價格，中國可能在一段時期內面臨使用高價進口氣的局面。有分析人士指出，進口天然氣價格不菲，是否應該全部由下游用戶埋單，還值得商討。

　　2008年，中國天然氣佔一次能源消費總量的比例為3.8%。根據能源發展“十一五”規劃提出的目標，這個數字在2010年將達到5.3%。今後10年是中國天然氣市場發展最為迅速的時期，天然氣需求量年均增長量將超過100億立方米。

　　為滿足國內天然氣市場需求，從2006年廣東大鵬液化天然氣（LNG）接收站運營開始，中國開始了大規模進口天然氣的時代。2008年，國內天然氣總産量為775億立方米，進口天然氣44億立方米，約佔天然氣消費總量的5.57%。

　　中國進口天然氣的途徑主要是在沿海建LNG接收站，以及從周邊國家修建陸上天然氣管道。分析人士指出，全球天然氣市場開發的共同特點就是“區域化”和“長協化”，這有別於石油市場的全球一體化趨勢。天然氣區域市場的供需和定價是不盡相同的，並且以長期協議合同供應為主，現貨主要用作調峰。

　　出於對中國天然氣産業發展態勢的積極判斷，近年三大石油公司在天然氣業務上投資巨大，特別是與國外簽署了多項天然氣進口合同。其中，中海油廣東大鵬、福建莆田、上海等三個LNG接收站落實的氣源，因簽約比較早而價格低廉。隨著2007年下半年以來國際天然氣供需偏緊，天然氣價格開始走高，到了油價飆升的2008年，天然氣的長期合同和現貨價格都達到近年的峰值。而這一年中，中石油和中海油都簽署了幾項重要的長協合同。

　　不過，隨著2009年以來國際天然氣市場供需關係的整體變化，天然氣價格大幅回落，人們發現中國的天然氣進口情況陷入尷尬：早先簽署的卡塔爾、高更等氣源價格比現在的國際市場現貨價格都高太多，下游用戶失去履行合同的動力。今年卡塔爾天然氣在南方市場遭到“拒絕”，就是矛盾顯現的開始。

　　國際能源機構（IEA）稱，北美非常規天然氣未曾預料到的蓬勃發展，以及經濟萎縮造成的需求下降，將會造成未來幾年全球天然氣供應的極大過剩。相應地，主要地區間的管線運輸能力會從2007年的600億立方米上升到2012—2015年的將近2000億立方米，産能利用率將從88%下降到不足75%。IEA認為，即將發生的全球天然氣供應過剩將對亞太地區天然氣市場結構和天然氣定價方式産生深遠影響。

　　分析人士稱，這至少表明中國簽署天然氣進口的合同“踏錯了時點”。儘管從中長期看國內天然氣肯定是緊缺的，國際能源價格可能也看漲，但未來幾年中國這個新興市場的價格可能“恰好”是偏高的。

　　一位中石油的相關人士對中國證券報記者無奈地説：“誰能預料到2008年能源産品價格有那樣的走勢，中國天然氣如此緊缺，為了滿足需求必須加快LNG接收站的建設和氣源的落實。誰都想買在低點上，談判都很艱苦，如果今天國際氣價還在上漲，大家還會慶倖當初買得早、買得對。”

　　分析人士指出，石油公司進口天然氣除了出於産業發展的戰略考慮外，還是一種商業行為，既然是商業行為，就沒有只賺不賠的買賣，無論是下游用戶還是石油公司都應該承擔風險。而現在的情況是，石油公司簽下什麼價格，都可以轉移給下游用戶，價格風險更多地由下游用戶來埋單並且沒有議價能力。

　　“石油公司已經承擔了行業發展初期的投資和風險，適當降低價格風險對保護他們的積極性是有好處的。不過，如果把所有的價格風險都轉移給下游用戶，也不利於保護市場，也不公平，畢竟這是個壟斷行業，用戶沒有選擇權。”該人士説，“從另一個角度説，未來國際氣價回升，現在簽的價格又明顯有優勢，石油公司還會獲得更多收益。”

　　民營資本能否參與基建投資？

　　11月以來“氣荒”的出現，主要應歸因于天然氣應急調峰能力的建設不足。但在這背後，折射出全國性天然氣管網和接收站等硬體設施的規劃出了問題。

　　硬體建設投入巨大是能源行業的普遍特點，發展初期的中國天然氣産業更是如此，除了下游城市燃氣業務外，上遊天然氣開發和中游長輸管道建設難覓民營資本的蹤跡，而LNG接收站也由三大石油公司獨立規劃和建設。外資曾有意參股西氣東輸一線，後撤出，現在國內天然氣長輸管線均為三大石油公司建設和運營，地方、民營資本只參與地方性管道建設。

　　分析人士指出，三大公司獨立發展和規劃管道和接收站，有利於提高積極性、各自發展自己的區域市場，不過，帶來的問題也是顯而易見的：首先，各自為戰可能導致重復建設或者考慮不全面，規避建設中投資過大而回報相對較低的環節，比如儲氣庫的建設成為短板；其次，天然氣畢竟不是三大公司最重要的經濟支柱，三大公司會根據自身當年主營業務的業績、現金流等情況調整對天然氣業務的投資、控制開發進度；第三，三大公司對上遊和中游的過度壟斷，可能對原本放開的下游城市燃氣市場造成壓力。

　　特別突出的表現是，三大石油公司在沿海已經規劃了十幾個LNG接收站，北至大連，南至海南，幾乎沿海各省市無一例外，僅在廣東就有5個項目已建、在建或規劃中。三大公司獨立規劃，獨立海外找氣，獨立為氣源尋找下游用戶、建設相關管網，一些地區出現重疊。例如中石化2003年就開始在山東省佈局天然氣管網，而今年9月中石油又開始佈局山東天然氣管網，另外，中海油還將渤海一些油田的産氣輸往煙臺、威海等城市。

　　長輸管道建設方面，截至2008年底，中石油擁有和運營的天然氣管道總里程達24037公里，佔全國的80%以上。但在加緊管道建設的同時，卻忽視了儲氣庫的建設。一位中石油人士説：“以往我們一直認為南方地區對供暖需求不大，調峰需求較弱，因此忽視了儲氣庫建設，現在情況變了。”這表明，管道規劃和建設同樣有風險。

　　一位管道規劃方面的專家對中國證券報記者表示：“最理想的狀態是由國家統一規劃全國性天然氣管網和接收站，然後按照輕重緩急實施項目招標，三大公司包括地方、民營資本甚至外資都可以進來，只要設置好門檻、監管好，肯定會加快管網建設的進度，各自為戰肯定會産生規劃混亂的問題。”而輸氣網絡的建設進展，直接影響到天然氣下游市場需求的增長。

　　如何抑制氣頭化工擴張衝動？

　　儘管2007年《天然氣利用政策》和近年的政策導向已經很明確，不鼓勵天然氣化工的發展，但地方政府在天然氣主産區擴大天然氣化工的衝動卻依然存在，政策引導似乎並不那麼有效。

　　《天然氣利用政策》明確規定，鼓勵優先發展城市燃氣，限制化工用氣，禁止以天然氣為原料生産甲醇；禁止在大型煤炭基地所在地區建設基荷燃氣發電站；禁止以大、中型氣田所産天然氣為原料建設LNG項目。政策還通過提高工業氣價抑制工業用氣的需求，降低天然氣在化工、工業燃料和發電領域的消費比重，促進能源的綜合清潔化利用。

　　這個導向已經使天然氣化工産業明顯收縮，多數氣頭化工企業尋求轉型發展煤化工。四川省政府今年10月出臺了《四川省石化産業調整和振興行動計劃（2009-2011年）》，明確提出將以天然氣化工和石油化工為龍頭，投入資金約825億元實施項目137個，建設全國最大的天然氣化工産業基地。而內蒙古烏審旗則利用蘇裏格整裝氣田的資源優勢，力爭在“十一五”末建成産值超過100億元的中國西部最大的天然氣化工基地。

　　分析人士指出，國家抑制天然氣化工是出於對能源産業利用和天然氣緊缺的綜合考慮，而對於地方政府來説，將天然氣外輸並不會帶來很多的收益，而就近發展化工産業卻能為當地貢獻盈利、解決就業、拉動GDP，産生實實在在的效益，因此這種衝動難以遏制。

　　“有的新項目連氣源都沒有著落就敢開工建設，真不知建成後如果拿不到氣怎麼辦。”一位中石油的相關人士為此表示擔憂。

　　這並非杞人憂天。中國證券報記者獲悉，川渝兩地6大化肥企業及38家中小化肥企業大都進行了擴能改造，用氣能力增加了25%，同時，各地還招商引資新建合成氨項目。2009年正在建設的有建峰廠45萬噸/年合成氨、中化涪陵化工新建20萬噸/年合成氨、達州新建30萬噸/年合成氨等項目，這些項目大多未落實氣源，一旦建成將給供氣企業帶來壓力，如果供氣不足影響運行負荷，經濟性將大打折扣。

　　因為氣量供應不足，今年上半年不少氣頭化工企業已經因“缺氣”而短時間停産。雲天化停産近1個月，瀘天化也停産檢修約2個月，赤天化停産長達74天。

　　分析人士指出，解決這個問題最有效的辦法是價格。“如果化工用氣的價格不再有優惠，天然氣化工成本提高後無利可圖，自然會有效遏制新增産能，收縮天然氣化肥産業。”他説，“天然氣在中國太珍貴了，用氣結構必須調整過來。”（記者 張楠）

責編：王玉飛