[转]重构中国天然气进口价格体系

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【摘要】本文通过详细分析中国天然气进口现状和进口价格体系，针对目前进口价格体系中存在的问题，以及中国天然气消费市场的地位，提出了重构中国天然气进口价格体系的具体建议，包括：（1）设立中国天然气价格标杆价——中卫枢纽价格指数Zhongwei Hub；（2）允许国际石油公司或者天然气贸易商在中国国内石油天然气交易中心进行直接交易；（3）要求国内燃气公司、终端用户和“三桶油”必须在国内石油天然气交易中心购买或交易天然气；（4）首先开放现货市场，逐步开展期货贸易；（5）LNG接收站、国内储气库对外开放，允许外企租用或者建设LNG接收站或者储气库，以此作为保税交割库；（6）对现有长协，力争重谈定价机制，谈不成的话，老合同照常执行；（7）增量进口部分，进入国内石油天然气交易中心挂牌交易，或者以净回价作为定价依据签订新的长协，不再签订任何与油价挂钩的长期协议；（8）加大力度完善和建设中东、中亚、中俄油气通道，沿着这些通道建设一批石油、天然气化工产业群，形成西部大开发的龙头产业群。

【Abstract】By analyzing the current situation of China's natural gas imports and the import price system in detail, this paper puts forward some concrete proposals for reconstructing China's natural gas import price system in view of the existing problems in the current import price system and the position of China's natural gas consumption market, including: (1) Set a benchmark price for China's natural gas price - Zhongwei Hub Price; (2) Allow international oil companies or gas traders to trade directly in China's domestic oil and gas trading centers; (3) Require domestic gas companies, end users and state owned oil companies to purchase or trade natural gas in domestic oil and gas trading centers; (4) Open the spot market first and gradually develop futures trading; (5) Allow foreign enterprises to rent or build LNG terminals or underground gas storage as bonded delivery depots; (6) For existing long term contracts, strive to re-negotiate the pricing mechanism, if not, to execute the old contract as usual, (7) For incremental gas imports, it should be traded in the domestic oil and gas trading center, or to sign long-term off-take agreements by net back pricing, no longer sign any long-term agreements linked to oil prices; (8) Intensify efforts to improve and build oil and gas pipelines from the Middle East, Central Asia and Russia to China, and build a number of oil and gas chemical industry groups along these pipeline to form a leading industrial group to satisfy the Chinese state strategy of “New Era Western Development”.

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【关键词】天然气  价格  净回价

【KEYWORDS】NATURAL GAS,  PRICE,  NET BACK PRICE



中国作为世界上第三大天然气消费国和第一大天然气进口国，在国内天然气市场上，却存在一种“两头不落好”的尴尬局面，一方面是国家石油公司以巨额亏损进口天然气来满足国内需要，另一方面却是老百姓及工商企业却忍受着全球最高的天然气价格。为什么会出现这种现象？一是，国内天然气价格机制上存在“切蛋糕”不均的情况，中间商（包括管道和城市燃气企业）赚的盆满钵满，即使在目前这种石油行业上下游全面亏损的情况下，中间商仍然赚大钱；二是，天然气进口价格太高，国外天然气生产商赚大了。作者在《中国天然气市场及价格研究》一文中，已经详细探讨了国内价格和市场问题方面，本文将重点研究天然气进口价格体系问题。

一、中国天然气供应现状
2004 年为全国性天然气市场启动的元年，西气东输一线建成投入商业运营开创了中国大规模使用天然气的时代，十六年来消费量持续攀升，复合增长率达14.5%，远高于其他一次能源。2019年全国天然气消费突破3000亿方，达3079亿方，为全球第三大天然气消费国。




从气源结构上看，2007年之前，基本上是国产气为主。到2019年，国产气比例降至56.4%，进口气比例提升至43.6%。2007-2019年中国天然气消费年增长13%，其中：国产气年增长8.3%，进口天然气年增长33.7%。



二、中国天然气进口价格体系1. 我国天然气进口通道
我国天然气进口通过以下四个通道，陆上通道3个包括：西北通道（管道进口中亚天然气）、东北通道（管道进口俄罗斯天然气）和西南通道（管道进口缅甸天然气），海上通道目前有21个LNG接收终端（进口来自澳大利亚、卡塔尔、美国、马来西亚、印尼等国家的液化天然气）。



陆上通道：中国已经建成的天然气进口管线包括中亚管线A/B/C三条线、中俄东线、中缅管线，已建成的管线长度为12996公里，建成的管输能力为1050亿方。计划建设的中亚管线D线和中俄管线西线，将增加天然气管输能力600亿方。未来管线天然气进口能力1650亿方。



海上通道：中国已投产21座接收站，共计接卸能力已达9035万吨/年（1265亿方/年），其中有5座接收站属于非三桶油主导（新奥、广汇、深燃、九丰、申能），接受能力为875万吨、占9.7%。计划新建或者扩建8座LNG接收站，粗略统计这些新增的接卸能力就达到2355万吨/年，全部投运后中国LNG接收站接卸能力超亿吨，达到11390万吨/年（合1595亿方/年）。



2. 不同通道天然气进口情况
陆上通道进口情况：近年来，管道天然气主要从土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和俄罗斯，由于中俄天然气管线2019年底才开通，进口量还较少。管道天然气进口量约为全部天然气进口量的1/3。



海上通道进口量：LNG主要从澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚等国家进口，澳大利亚进口占46%.。LNG进口量约为全部天然气进口量的2/3。



3. 进口天然气的价格机制



4. 进口管道天然气价格
进口管道气价格挂钩机制上，中亚土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦三国进口管道气协约价格与新加坡燃料油等成品油价格挂钩联动；缅甸管道气价格与日本原油鸡尾酒价格JCC为代表的国际原油价格挂钩联动（挂钩原油导致缅甸比中亚三国气价高）；俄罗斯管道气预计和对欧洲出口的计价方式一致，与国际原油挂钩。

2019年整体平均1.82元/方（口岸税前价格）：

——土库曼斯坦1.81元/方；

——乌兹别克斯坦1.63元/方；

——哈萨克斯坦单价分别为1.48元/方；

——缅甸为2.60元/方；

——中俄东线为1.43元/方。



5. 进口LNG价格
我国进口LNG以中长期合同为主，2018年中长期合同LNG进口量占全国LNG进口总量的比例为67%左右；进口LNG长协价主要挂钩日本进口原油及粗制油综合价格指数JCC。

LNG现货价格主要由供需关系决定，与油价无直接相关性；进口LNG现货供需宽松下价格持续走低。预计未来两到三年内产能过剩、供需宽松仍将持续，价格长期承压；2020年在疫情影响下，亚洲天然气需求进一步下挫，目前中国LNG到岸价低至2 美元/百万英热单位左右，预计未来两到三年内产能过剩、供需宽松仍将持续，现货价格长期承压。

2019年LNG整体平均2.41元/方（到岸税前价）：

——卡塔尔为12.1美元/百万英热单位或者2.84元/方；

——澳大利亚为10.2美元/百万英热单位或者2.39元/方；

——印尼为10.0美元/百万英热单位或者2.36元/方；

——马来西亚8.4美元/百万英热单位或者1.98元/方。



6. 2019年进口天然气成本阶梯对比
全国门站价格平均为1.68元/方，2019年全国天然气平均进口价格为2.19元/方，其中：LNG整体平均为2.41元/方，主要进口国卡塔尔和澳大利亚分别为2.84和2.39元/方；管道天然气平均1.82元/方，主要进口中亚管道气平均为1.74元/方。



7. 进口天然气到消费市场门站价格更高（1）进口中亚管道气
2019年进口中亚管道天然气在霍尔果斯口岸的税后价格为1.9元/方，经西气东输二线或三线才能到达中部或东部市场，到门站平均成本为2.65元/方。

如果按国家规定的门站基准价销售，平均每方气亏损0.73元，这也是中石油进口天然气每年亏损300亿元左右的主要原因。

如果直接销售给市场，销售给居民用气部分基本上还是亏损的；非居民用气，郑州和长沙都是亏损的。
（2）进口LNG
2019年进口LNG到达沿海接收站的平均到岸税后价为2.63元/方，需要经过气化进入省级管网才能到达用户。由于目前没有沿海省份向内陆省份反输的管道，LNG如果要送到内陆用户，必须先装上LNG槽车，在通过陆路运送到客户，一般来说装车费用需要300元/吨，运费一般是0.65-0.8元/吨.公里。这样，LNG运到内地，除非是调峰，运输费用太高，不经济。进口LNG不受基准城市门站价约束，直接可以销售给地方燃气公司或者用户，一般需要承担高压配气费和抵押配气费，到达用户后，成本已经非常高，只有非居民用户才能接受。



三、现行进口价格体系存在的问题1. 日本天然气定价模式产生“亚洲溢价”

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四、为什么要重构中国天然气进口价格体系？1. 中国不仅是消费大国也是生产大国
中国跟日本不一样。日本作为岛国，是全球第六大消费国，但本身不生产天然气，完全通过进口，而进口天然气只能通过LNG方式。而中国，不仅是世界上第三大消费国，同时还是第六大生产国。2019年中国天然气消费量3067亿立方米、增长9.4%，同期产量1761.7亿立方米、增长10%，天然气进口1332.53亿立方米、增长6.9%。



2. 中国及周边国家拥有丰富的天然气资源
中国也是天然气资源非常丰富的国家之一，已发现天然气可采储量6.07万亿立方米，全球排名第七。世界上天然气储量排前十位的国家中的前四位包括俄罗斯、伊朗、卡塔尔和土库曼斯坦跟中国陆路相连，其拥有的天然气储量占全球天然气储量的58.4%，均可以通过天然气管线将天然气输入到中国，完全可以满足中国未来发展对天然气的需要。



3. 中国已经是世界上第一大天然气进口国
中国2018年成为全球第一大天然气进口国，全年进口天然气1213.4亿方，其中LNG734.5亿方、占总进口量的60.5%，管道天然气478.9亿方、占39.5%，占全球天然气进口量的9.8%。



2019年总进口量是1323亿方，其中管道天然气507亿方、占37.2%，LNG进口816亿方、占62.8%，年进口量增长6.9%。

从全球天然气进口结构上来看，2018年全球天然气总贸易量为12363.7亿立方米，其中管道天然气贸易量为8054亿、占65.1%，LNG贸易量为4309.7亿方、占34.9%，管道天然气贸易是主流。

中国天然气进口结构正好跟全球的天然气结构相反，全球约2/3为管道气进口，中国约2/3为LNG进口。这与我国制定天然气进口战略时，照搬日本模式有很大关系。

4. 消费市场正在由被动式向主动式转换
“页岩气技术革命”，使得从美国南部到加拿大都确认到了丰富的储量，而且低成本开采技术让这一地区天然气的供应量转瞬之间扩大。这带来了天然气供应市场与消费市场的两极分化；美国已是全球第一大天然气生产国，其产量的大幅上升直接导致市场供应充分；页岩气的大发展不仅促使原本出口到美国的LNG转向其他市场，美国自身也将成为天然气出口国，并通过LNG的形式向东亚国家出口。

欧洲北海地区的天然气生产也为欧盟国家提供了大量的本土供应，为其在与俄罗斯的谈判中提供了议价筹码。

天然气市场“亚洲溢价”折射出亚洲天然气进口国在以前国际天然气供应短缺，以及日韩单纯依赖LNG进口，导致在国际天然气定价权中缺乏话语权。

中国必须抓住机会，重构进口天然气价格机制：

（1）中国是世界上第三大很快将成为第二大天然气消费国；

（2）中国地处中亚和东北亚之间，是连接中东、中亚和东北亚消费市场的唯一陆上通道，区位优势将为中国建立东亚天然气交易枢纽贡献一大有利因素；

（3）中国是东亚唯一具有自产气（超过50%）、管道气进口和LNG进口的天然气消费大国；

（4）中国是目前东亚天然气消费大国中唯一具有管道气进口的国家，即具有中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道。这使得来自境外的天然气，有可能在中国的沿海港口通过LNG的形式再出口至日本和韩国，将中国变成真正意义上的东北亚天然气枢纽。

5. 中国天然气价格具有较强的竞争力（1）出口中国，上游生产商均能取得较高净回价
对上游生产商来说，通过LNG或者管道出口，只是天然气的运输方式不同，其主要关注的是净回价：

——管道气：净回价=消费市场门站价格-进口税-从交气点至消费门站的管道运输费

——LNG：净回价=消费市场门站价格-进口税-LNG接收站费用-船运费-液化费

目前美国的Henry Hub价格基本反映的是上游生产商想要获得的净回价，近几年Henry Hub平均价格为2.79美元/百万英热单位。

经测算，按照中国目前的门站基准价，反推生产商净回价接近或者高于Henry Hub平均价，说明中国目前实施的门站基准价格是基本合理的，按门站基准价反推上游交气点的价格是可以接受的：

——LNG气源价格为2.41美元/百万英热单位；

——土库曼斯坦管道气2.74美元/百万英热单位；

——乌兹别克斯坦管道气3.26美元/百万英热单位；

——哈萨克斯坦管道气3.6美元/百万英热单位。
（2）进口LNG净回价
进口LNG的消费市场主要在沿海各省，假设跟管道气一样，LNG接收站出口价格按照发改委公布的门站基准价定价，扣除接收站费用（含气化费）和进口增值税，全国沿海省份平均到岸价相当于5.61美元/百万英热单位，上游气源端净回价为2.41美元/百万英热单位，接近美国Henry Hub平均价2.76美元/百万英热单位。说明，即使按发改委公布的基准门站价销售，上游气源获得的净回价应该是能够取得较好的经济效益的。



（3）进口管道气净回价


管道进口的天然气主要消费区在西气东输二线和三线经过的省市（不含西部的国产气区），假设进口气按各省门站基准价销售，扣除国内管输费、进口增值税和国外管输费，中亚天然气霍尔果斯口岸价（不含税）平均为160.9美元/千方，以此测算，土库曼斯坦气在土-乌边境交气价格为2.74美元/百万英热单位，乌兹别克气在乌-哈边境交气价格为3.26美元，哈萨克斯坦在奇姆肯特交气价格为3.6美元，均接近或高于美国Henry Hub的平均价2.76美元/百万英热单位。



五、如何建立新的进口价格体系？1. 建立中国的天然气消费中心标杆价格
建议设立中卫枢纽价格指数Zhongwei Hub。

位于宁夏回族自治区中卫市常乐镇枣林村的西气东输中卫压气站，不仅是我国最大的天然气枢纽场站，也是亚洲最大的天然气枢纽场站。西气东输一/二/三线、中贵线、西二线中靖联络线和西三线中靖联络线等多条输气支干线在此交汇，各管线间可相互分输转供，形成联络枢纽。中卫压气站是联通我国西部至东部、南部至北部输气通道的重要枢纽场站。每天向下游输送天然气超过2.2亿立方米。

目前，中卫压气站站内主要有四个工艺区，集西一线、西二线、西三线、中贵线四条干线于一体，实现了“四进五出”的输气功能。其中，西一线年设计输气能力170亿立方米/年，西二线设计输气能力300亿立方米/年，西三线设计输气能力300亿立方米/年，中贵线计输气能力100亿立方米/年。在这里，可以将国内气源、中亚气源和中缅气源进行调配。从中卫压气站输送出的天然气东至上海，北到北京、天津，南达广东、香港，覆盖全国160多个城市、3000多个大中型企业，近4亿人口从中受益。

中卫枢纽的天然气周转量和地理位置，适合作为中国的天然气标杆价——中卫枢纽价格指数，英文名Zhongwei Hub （简写ZWH）。
2. 建立全国性天然气交易市场
我国目前由两个石油天然气交易中心——上海石油天然气交易中心和重庆石油天然气交易中心，根据两个交易中心所在的位置，对两个交易所进行分工：

——上海交易中心：重点是海上过来的原油及LNG的交易，石油、天然气期货以及其衍生品交易（跟上海金融中心的地位相对应）；

——重庆交易中心：以管道原油、天然气现货交易为主，推出相应的现货价格指数，同时开展近期和中期期货交易，逐步扩展成为中亚、中东地区的天然气交易价格指数中心。

天然气交易以人民币定价，可以以任何国际上可以接受的货币结算。

允许国际石油公司或者天然气贸易商在中国国内石油天然气交易中心进行直接交易，同时要求国内燃气公司、终端用户和“三桶油”必须在国内石油天然气交易中心购买或交易天然气。

首先开放现货市场，逐步开展期货贸易。

LNG接收站、国内储气库对外开放，允许外企租用或者建设LNG接收站或者储气库，以此作为保税交割库。
3. 完善和建设中东、中亚、中俄油气通道
根据中央《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》，要落实“新时代西部大开发”和“一带一路”战略，需要重构西部产业布局，一是建设通道，二是建设龙头产业。

通道建设分国内和跨国通道建设，而“新时代一带一路”和“丝绸之路”是跨国通道建设。跨国通道除了铁路、公路或者高速公路和航空以外，还有一个很重要的是石油和天然气管道。中国目前已经建成三条原油管道（中哈、中俄和中缅）、五条天然气管线（中亚管线A/B/C、中俄东线、中缅），已经批准并即将建设的两条天然气管线即中亚D线和中俄西线，形成了7000万吨管道原油、1050亿方管道天然气进口能力。未来可以建设从伊朗等中东国家经巴基斯坦的瓜达尔到新疆喀什的油气管道，比如说1亿吨原油和1000亿方天然气。使得从“丝绸之路”原油管道进口能力达到1.7亿吨、天然气进口能力达到2000亿方，加上西部地区所生产的原油、天然气，总的原油达2.5亿吨、天然气3000亿方以上，如果沿着西部的油气进口通道，分别布点，建设一批石油、天然气化工产业群，将东部这种产业陆续转移到西部，将形成西部的龙头产业群，极大改善我国产业结构和产业布局。尤其是在目前中美关系恶化的情况下，中国向西发展是最佳选择，石油天然气产业群将是至关重要的。
4. 新的长协必须以净回价作为定价依据
对现有长协，力争重谈定价机制，谈不成的话，老合同照常执行。

增量进口部分，进入国内石油天然气交易中心挂牌交易，或者以净回价作为定价依据签订新的长协，不再签订任何与油价挂钩的长期协议。

以边境净回价方式（Net Back Pricing）作为资源方出口定价依据：

出口国边境交气价格     = 中卫枢纽价格指数

                                        (-)中国进口口岸至中卫管输费

                                        (-)中国进口进口关税及增值税

                                        (-)中国进口代理商费用

                                        (-)出口国边境至中国进口口岸管输费及过境费

                                        (-)出口代理商费用

                                        (-)出口国出口关税（如果有）
六、 结论
中国是世界上第三大即将第二大天然气消费国；中国地处中亚和东北亚之间，是连接中东、中亚和东北亚消费市场的唯一陆上通道；中国是东亚唯一具有自产气（超过50%）、管道气进口和LNG进口的天然气消费大国；中国是目前东亚天然气消费大国中唯一具有管道气进口的国家，即具有中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道；国际天然气消费市场正在由被动式向主动式转换。

基于上述有利因素，现在是重构我国天然气价格体系的最佳时机，重构内容包括：

（1）设立中国天然气价格标杆价——中卫枢纽价格指数Zhongwei Hub；

（2）允许国际石油公司或者天然气贸易商在中国国内石油天然气交易中心进行直接交易；

（3）要求国内燃气公司、终端用户和“三桶油”必须在国内石油天然气交易中心购买或交易天然气；

（4）首先开放现货市场，逐步开展期货贸易；

（5）LNG接收站、国内储气库对外开放，允许外企租用或者建设LNG接收站或者储气库，以此作为保税交割库；

（6）对现有长协，力争重谈定价机制，谈不成的话，老合同照常执行；

（7）增量进口部分，进入国内石油天然气交易中心挂牌交易，或者以净回价作为定价依据签订新的长协，不再签订任何与油价挂钩的长期协议；

（8）加大力度完善和建设中东、中亚、中俄油气通道，沿着这些通道建设一批石油、天然气化工产业群，形成西部大开发的龙头产业群。

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本文转自公众瓯菜（steve_yuhuang）