三问天然气产业“命门”

　　一场“气荒”暴露了国内天然气行业的问题，也再次掀起人们对能源行业垄断性的大讨论。分析人士指出，调峰能力建设的问题只是这个“朝阳行业”背后隐藏问题的冰山一角，天然气行业上中下游的发展有多处“命门”，如果能在产业发展之初解决好这些问题，将有助于整个产业结构的调整和运行。

　　谁为高价进口气埋单？

　　近年进口天然气的价格大大高于国产气，如何为进口气定价、推动国内外天然气价格的接轨，是推动天然气价格改革的动力之一。经历了2008年以来的大起大落后，全球天然气出现过剩局面，现货价格甚至低于我们签署的一些长期合同价格，中国可能在一段时期内面临使用高价进口气的局面。有分析人士指出，进口天然气价格不菲，是否应该全部由下游用户埋单，还值得商讨。

　　2008年，中国天然气占一次能源消费总量的比例为3.8%。根据能源发展“十一五”规划提出的目标，这个数字在2010年将达到5.3%。今后10年是中国天然气市场发展最为迅速的时期，天然气需求量年均增长量将超过100亿立方米。

　　为满足国内天然气市场需求，从2006年广东大鹏液化天然气（LNG）接收站运营开始，中国开始了大规模进口天然气的时代。2008年，国内天然气总产量为775亿立方米，进口天然气44亿立方米，约占天然气消费总量的5.57%。

　　中国进口天然气的途径主要是在沿海建LNG接收站，以及从周边国家修建陆上天然气管道。分析人士指出，全球天然气市场开发的共同特点就是“区域化”和“长协化”，这有别于石油市场的全球一体化趋势。天然气区域市场的供需和定价是不尽相同的，并且以长期协议合同供应为主，现货主要用作调峰。

　　出于对中国天然气产业发展态势的积极判断，近年三大石油公司在天然气业务上投资巨大，特别是与国外签署了多项天然气进口合同。其中，中海油广东大鹏、福建莆田、上海等三个LNG接收站落实的气源，因签约比较早而价格低廉。随着2007年下半年以来国际天然气供需偏紧，天然气价格开始走高，到了油价飙升的2008年，天然气的长期合同和现货价格都达到近年的峰值。而这一年中，中石油和中海油都签署了几项重要的长协合同。

　　不过，随着2009年以来国际天然气市场供需关系的整体变化，天然气价格大幅回落，人们发现中国的天然气进口情况陷入尴尬：早先签署的卡塔尔、高更等气源价格比现在的国际市场现货价格都高太多，下游用户失去履行合同的动力。今年卡塔尔天然气在南方市场遭到“拒绝”，就是矛盾显现的开始。

　　国际能源机构（IEA）称，北美非常规天然气未曾预料到的蓬勃发展，以及经济萎缩造成的需求下降，将会造成未来几年全球天然气供应的极大过剩。相应地，主要地区间的管线运输能力会从2007年的600亿立方米上升到2012—2015年的将近2000亿立方米，产能利用率将从88%下降到不足75%。IEA认为，即将发生的全球天然气供应过剩将对亚太地区天然气市场结构和天然气定价方式产生深远影响。

　　分析人士称，这至少表明中国签署天然气进口的合同“踏错了时点”。尽管从中长期看国内天然气肯定是紧缺的，国际能源价格可能也看涨，但未来几年中国这个新兴市场的价格可能“恰好”是偏高的。

　　一位中石油的相关人士对中国证券报记者无奈地说：“谁能预料到2008年能源产品价格有那样的走势，中国天然气如此紧缺，为了满足需求必须加快LNG接收站的建设和气源的落实。谁都想买在低点上，谈判都很艰苦，如果今天国际气价还在上涨，大家还会庆幸当初买得早、买得对。”

　　分析人士指出，石油公司进口天然气除了出于产业发展的战略考虑外，还是一种商业行为，既然是商业行为，就没有只赚不赔的买卖，无论是下游用户还是石油公司都应该承担风险。而现在的情况是，石油公司签下什么价格，都可以转移给下游用户，价格风险更多地由下游用户来埋单并且没有议价能力。

　　“石油公司已经承担了行业发展初期的投资和风险，适当降低价格风险对保护他们的积极性是有好处的。不过，如果把所有的价格风险都转移给下游用户，也不利于保护市场，也不公平，毕竟这是个垄断行业，用户没有选择权。”该人士说，“从另一个角度说，未来国际气价回升，现在签的价格又明显有优势，石油公司还会获得更多收益。”

　　民营资本能否参与基建投资？

　　11月以来“气荒”的出现，主要应归因于天然气应急调峰能力的建设不足。但在这背后，折射出全国性天然气管网和接收站等硬件设施的规划出了问题。

　　硬件建设投入巨大是能源行业的普遍特点，发展初期的中国天然气产业更是如此，除了下游城市燃气业务外，上游天然气开发和中游长输管道建设难觅民营资本的踪迹，而LNG接收站也由三大石油公司独立规划和建设。外资曾有意参股西气东输一线，后撤出，现在国内天然气长输管线均为三大石油公司建设和运营，地方、民营资本只参与地方性管道建设。

　　分析人士指出，三大公司独立发展和规划管道和接收站，有利于提高积极性、各自发展自己的区域市场，不过，带来的问题也是显而易见的：首先，各自为战可能导致重复建设或者考虑不全面，规避建设中投资过大而回报相对较低的环节，比如储气库的建设成为短板；其次，天然气毕竟不是三大公司最重要的经济支柱，三大公司会根据自身当年主营业务的业绩、现金流等情况调整对天然气业务的投资、控制开发进度；第三，三大公司对上游和中游的过度垄断，可能对原本放开的下游城市燃气市场造成压力。

　　特别突出的表现是，三大石油公司在沿海已经规划了十几个LNG接收站，北至大连，南至海南，几乎沿海各省市无一例外，仅在广东就有5个项目已建、在建或规划中。三大公司独立规划，独立海外找气，独立为气源寻找下游用户、建设相关管网，一些地区出现重叠。例如中石化2003年就开始在山东省布局天然气管网，而今年9月中石油又开始布局山东天然气管网，另外，中海油还将渤海一些油田的产气输往烟台、威海等城市。

　　长输管道建设方面，截至2008年底，中石油拥有和运营的天然气管道总里程达24037公里，占全国的80%以上。但在加紧管道建设的同时，却忽视了储气库的建设。一位中石油人士说：“以往我们一直认为南方地区对供暖需求不大，调峰需求较弱，因此忽视了储气库建设，现在情况变了。”这表明，管道规划和建设同样有风险。

　　一位管道规划方面的专家对中国证券报记者表示：“最理想的状态是由国家统一规划全国性天然气管网和接收站，然后按照轻重缓急实施项目招标，三大公司包括地方、民营资本甚至外资都可以进来，只要设置好门槛、监管好，肯定会加快管网建设的进度，各自为战肯定会产生规划混乱的问题。”而输气网络的建设进展，直接影响到天然气下游市场需求的增长。

　　如何抑制气头化工扩张冲动？

　　尽管2007年《天然气利用政策》和近年的政策导向已经很明确，不鼓励天然气化工的发展，但地方政府在天然气主产区扩大天然气化工的冲动却依然存在，政策引导似乎并不那么有效。

　　《天然气利用政策》明确规定，鼓励优先发展城市燃气，限制化工用气，禁止以天然气为原料生产甲醇；禁止在大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电站；禁止以大、中型气田所产天然气为原料建设LNG项目。政策还通过提高工业气价抑制工业用气的需求，降低天然气在化工、工业燃料和发电领域的消费比重，促进能源的综合清洁化利用。

　　这个导向已经使天然气化工产业明显收缩，多数气头化工企业寻求转型发展煤化工。四川省政府今年10月出台了《四川省石化产业调整和振兴行动计划（2009-2011年）》，明确提出将以天然气化工和石油化工为龙头，投入资金约825亿元实施项目137个，建设全国最大的天然气化工产业基地。而内蒙古乌审旗则利用苏里格整装气田的资源优势，力争在“十一五”末建成产值超过100亿元的中国西部最大的天然气化工基地。

　　分析人士指出，国家抑制天然气化工是出于对能源产业利用和天然气紧缺的综合考虑，而对于地方政府来说，将天然气外输并不会带来很多的收益，而就近发展化工产业却能为当地贡献盈利、解决就业、拉动GDP，产生实实在在的效益，因此这种冲动难以遏制。

　　“有的新项目连气源都没有着落就敢开工建设，真不知建成后如果拿不到气怎么办。”一位中石油的相关人士为此表示担忧。

　　这并非杞人忧天。中国证券报记者获悉，川渝两地6大化肥企业及38家中小化肥企业大都进行了扩能改造，用气能力增加了25%，同时，各地还招商引资新建合成氨项目。2009年正在建设的有建峰厂45万吨/年合成氨、中化涪陵化工新建20万吨/年合成氨、达州新建30万吨/年合成氨等项目，这些项目大多未落实气源，一旦建成将给供气企业带来压力，如果供气不足影响运行负荷，经济性将大打折扣。

　　因为气量供应不足，今年上半年不少气头化工企业已经因“缺气”而短时间停产。云天化停产近1个月，泸天化也停产检修约2个月，赤天化停产长达74天。

　　分析人士指出，解决这个问题最有效的办法是价格。“如果化工用气的价格不再有优惠，天然气化工成本提高后无利可图，自然会有效遏制新增产能，收缩天然气化肥产业。”他说，“天然气在中国太珍贵了，用气结构必须调整过来。”（记者 张楠）

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