“十三五”期間，全球天然氣將進入供應寬松時代,，“競爭”將成為天然氣行業(yè)的主題,，而價格是影響競爭勝敗的核心要素。為了降低生產商和進口商的銷售壓力和虧損風險,、保障供需雙方權益,、維護市場健康發(fā)展，有必要分析當前行業(yè)競爭態(tài)勢,，研究不同氣源類型天然氣的價格體系和價格走勢,。
預測結果表明：隨著國際油價持續(xù)振蕩， LNG 與管道天然氣之間的競價關系將呈現(xiàn)周期性變換,。展望新的市場形勢,，提出了如下建議：①正視經(jīng)濟新常態(tài)下的市場，按照目前國內能源消費比重,，天然氣仍有很大的市場潛力;②正確看待油價長期走勢,，銷售價格低于開發(fā)成本是不可持續(xù)的經(jīng)濟現(xiàn)象 ;③加大市場開發(fā)力度，規(guī)避惡性競爭 ;④完善天然氣價格體系,，實行天然氣差別價格,，避免出現(xiàn)因季節(jié)變化而供需失衡的情況。
結論認為：相對缺乏靈活性的定價機制會給油氣企業(yè)帶來巨大的壓力,，而天然氣產業(yè)屬于民生產業(yè),，穩(wěn)定供應仍是第一要務 ;面對新形勢,，需要政企聯(lián)合，完善天然氣價格體系,、維持供需平衡,，以促進行業(yè)發(fā)展。
在國際經(jīng)濟復蘇乏力的大環(huán)境下,，我國經(jīng)濟處于弱周期低增速運行狀態(tài),。預計“十三五”期間，GDP 增速將維持在 7.0% ～ 7.5%,，高耗能和重化工行業(yè)發(fā)展將會明顯放緩,。在此期間，我國天然氣消費模式將由“供應驅動消費”逐步向“需求拉動消費”轉變,，各資源方爭奪下游市場將成為常態(tài),。
長期以來，我國天然氣供應以管道天然氣為主體,，其占全國天然氣供應市場的 85% 以上,，進口LNG 由于價格高企，一直在東南沿海地區(qū)作為輔助供應,。但是,，從 2014 年開始，隨著國際油價下降,，全球 LNG 資源過剩,，進口 LNG 的價格優(yōu)勢凸顯，表現(xiàn)出強勁的競爭力,。 2014 年 2 月,，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布了《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》，從政策層面為民企參與 LNG 進口打通渠道 [2],。隨后,，中石油陸續(xù)向新奧集團股份有限公司(以下簡稱新奧集團)、廣匯能源股份有限公司等民營企業(yè)及部分外企開放了 LNG 接收站租賃業(yè)務,，新奧集團舟山 LNG 接收站建設也已獲核準,。由于 LNG 進口門檻降低，預計未來將會有更多的民企,、民資涌入 LNG市場,，這將加劇市場競爭，改變上游市場結構,。面對日益復雜的市場,，加強市場競爭態(tài)勢研究，是保障供需雙方權益、維護市場健康發(fā)展的前提,。
1.1 進口 LNG 與國內 LNG 的競爭
2015 年,，國內 LNG 價格一路下滑，據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示,，海上進口 LNG 大量涌入,，直接沖擊了國內LNG 的市場價格體系，國內 LNG 均價由 2015 年初的 5 034 元 /t 降至年末的 3 296 元 /t,，驟跌 34.53%,，LNG 工廠利潤較 2014 年出現(xiàn)明顯下滑，部分 LNG工廠面臨被淘汰的命運,， 2014 年國內 LNG 總產量約 83.4×108 m3，但 2015 年上半年全國 LNG 工廠平均開工率僅為 36.75%,。以中石化青島 LNG 接收站為例,， 2015 年該接收站通過分銷商大量出貨，均價低于 4 000 元 /t,，對山東,、江蘇市場形成明顯沖擊，幾乎取代了全部 LNG 工廠的供應量,。
市場格局變化的關鍵在于價格,。目前進口 LNG到岸價約為 2 500 元 /t，加上 1 000 元 /t 的附加費(包括接收站的倉儲費用,、增值稅費,、 0.3% 的損耗)，總成本約 3 500 元 /t,。而國內 LNG 工廠成本基本都在 3 900 元 /t 以上,。 400元 /t 的價差及接收站運輸距離優(yōu)勢，致使國內 LNG 工廠流失大量東部市場,。
1.2 進口 LNG 與國內管道氣的競爭
隨著 LNG 供給端的爆發(fā)式增長,， LNG 價格持續(xù)走低，大量生產型企業(yè)自建氣站,，自購 LNG,，采用點供的方式解決生產用氣，這種現(xiàn)象在東部沿海一帶較為普遍,。這種現(xiàn)象造成燃氣公司的工商業(yè)客戶資源流失,、銷售氣量下降。目前進口 LNG 供應工商業(yè)的價格介于 2.8 ～ 3.0 元 / m3,，而地方物價局核準的城市燃氣終端價格為 3.4 ～ 3.8 元 / m3,，在進口 LNG與國內管道氣的競爭中， LNG 價格優(yōu)勢明顯。盡管LNG“點供”的穩(wěn)定性難以保障,，同等價格條件下,，用戶更傾向于管道氣，但是進口 LNG 極大地增加了工商用戶與燃氣公司的議價能力,。這也讓許多被政府授予特許經(jīng)營權的燃氣公司認為,，“點供”存在不正當競爭的因素，在燃氣公司特許經(jīng)營區(qū)域范圍內,，LNG氣價應該參照管道燃氣,，通過物價部門進行定價。如果進口 LNG 價格持續(xù)下跌至一定幅度,，在國家放開管道第三方準入的政策下,，進口 LNG 可能通過接收站氣化進入管道，將管道氣與進口 LNG 原有的間接競爭,，轉變成直接競爭,。競爭范圍也將由沿海 300 ～ 500 km 經(jīng)濟半徑以內擴展至更為廣闊的區(qū)域，從而由區(qū)域競爭上升為全面競爭,。
由于經(jīng)濟疲軟,，用氣企業(yè)利潤率降低，對天然氣價格會更加敏感,。因此,，價格將成為不同氣源競爭的首要因素。通過管道氣的銷售價格機制和進口LNG 采購價的價格公式可以發(fā)現(xiàn),，國際油價是決定不同氣源價格走勢的最重要因素,。
2.1 我國管道天然氣門站價定價機制
我國管道天然氣銷售價格由政府管制，定價方法為市場凈回值法,，以上海市場為計價基準點,，建立市場門站價格與替代能源價格掛鉤機制，價格按照略低于等熱值替代能源的原則確定,。替代能源品類選擇燃料油和 LPG,，權重分別為 60% 和 40%。替代能源價格按單位熱值價格加權平均計算,。同時,，為提高競爭優(yōu)勢，天然氣價格按替代能源價格的 90%計算,。上海市場門站價格計算公式為：
P天然氣 = K×(α×P 燃料油×H 天然氣 /H 燃料油 β×PLPG×H天然氣 /HLPG)×(1 R) (1)
式中 P 天然氣表示上海門站價格,，元 / m3 ; K 表示折價系數(shù)，暫定 0.9;α,、 β 分別表示燃料油和 LPG 的權重,，分別取 60% 和 40% ; P 燃料油,、 PLPG 分別表示計價周期內海關統(tǒng)計的進口燃料油和 LPG 價格，元 /kg;H 燃料油,、HLPG,、H 天然氣分別表示燃料油、LPG 和天然氣的凈熱值,，分別取 41.87 MJ/kg,、 50.24 MJ/kg 和 33.5 MJ/ m3 ; R表示天然氣增值稅，目前為 13%,。
其他各省門站價等于上海門站價減去貼水(與上海價差),。影響各省貼水的因素有：運輸成本、經(jīng)濟水平以及是否為天然氣主產區(qū),。我國天然氣門站價格計算公式參考了歐洲的定價方式,，不過調整時間較慢，目前調整周期通常為一年,，最近一次為半年,，未來天然氣定價將如何調整仍待政策指引，直至完全實現(xiàn)市場化,。
2.2 進口 LNG 長貿合同價格公式
我國進口 LNG 長貿合同價格采用與日本原油清關價格 JCC 掛鉤聯(lián)動的方式，即“ S”曲線價格模型(圖1),。價格公式為：
P = A · JCC B S (2)
式中 P 表示 LNG 進口價格,，美元 /mmBtu( 1 mmBtu ≈ 1 053 MJ，下同); JCC 表示日本進口原油清關價格,，美元 /bbl(1 bbl=0.159 m3) ; A 表示與原油掛鉤系數(shù) ; B表示常量,，美元/mmBtu ; S 表示油價過高或過低時的調整參數(shù)，美元/mmBtu ; A,、 B,、 S 取值由供需雙方談判決定。
“ S”曲線價格模型主要能起到穩(wěn)定 LNG 價格的作用,，當油價大幅走高或下跌時,，降低 LNG 隨之發(fā)生價格驟變的幅度 [5]。例如,，日本電力公司與卡塔爾
天然氣公司簽訂的 LNG 進口合同的價格公式為：
P = 0.148 5 ×JCC 0.086 75 S
上式中,，當 136 美元 /bbl < JCC < 168 美元 /bbl 時，S = ( JCC - 136) ( / 136 - 168);當 95 美元 /bbl < JCC< 136 美元 /bbl 時,，S = 0;當 63 美元 /bbl < JCC < 95美元 /bbl 時,， S =( 95 - JCC) /( 95 - 63)。
通過公式可以發(fā)現(xiàn),， LNG 進口長貿合同價格隨原油價格波動幅度不大,，波動范圍約為 ±35%,。由于價格與 JCC 近 3 ～ 5 個月均價掛鉤聯(lián)動，以移動平均方式緩步漲跌,，所以當國際油價上漲(或下跌)時,，LNG 長貿合同采購價格將滯后 3 ～ 5 個月調整。
2.3 進口 LNG 現(xiàn)貨價格
目前國際上沒有一致認可的“ LNG 現(xiàn)貨”定義,，國際 LNG 進口商組織( GIIGNL)統(tǒng)計的“ LNG現(xiàn)貨”包括在一年以內交付的單船 LNG 交易和四年以內的 LNG 短期合同,。根據(jù) GIIGNL 的統(tǒng)計，全球LNG 短期和現(xiàn)貨貿易量約占 LNG 貿易總量的 25%,。
LNG 現(xiàn)貨貿易雙方通常先簽訂一個主合同( MasterAgreement),，將現(xiàn)貨貿易的各項通用商務條款鎖定，待實際交易發(fā)生時再簽訂一個單船貨物確認函,，以進一步確認所交易 LNG的價格,、數(shù)量、供貨時間,、質量,、裝載港、卸載港,、 LNG船等個性化條款,，主合同和單船確認函一起生效。 LNG現(xiàn)貨價格變化快,，幅度大,，主要受國際油價以及市場供需變化等因素影響。
3不同氣源天然氣價格未來的變化趨勢
3.1 氣源價格與國際油價關聯(lián)分析
2014 年 6 月開始,，國際原油價格持續(xù)走低,，并在低位振蕩，通過統(tǒng)計 2014 年 6 月至 2015 年 6 月期間不同氣源的價格,，可以進一步了解不同氣源價格隨國際油價變動的情況(表 1),。將 3 種氣源價格按照國內計價標準，統(tǒng)一折算成體積計價單位加以對比(圖 2),。
通過圖表中的數(shù)據(jù)進行敏感性分析可以發(fā)現(xiàn)：
① LNG 現(xiàn)貨價格對國際油價反應最為敏感,，變化趨勢與國際油價同步，屬于絕對關聯(lián),，國際油價每上浮或下跌 10%,， LNG 現(xiàn)貨價格隨之變化約 8.2%，同時其受季節(jié)供需影響明顯,，冬季是 LNG 現(xiàn)貨價格高點,。
② LNG 長貿合同價格與國際油價存在部分關聯(lián)，一方面其受國際油價影響的幅度要遠低于現(xiàn)貨,，國際油價每上浮或下跌 10%,， LNG 長貿價格隨之變化約 3.1% ;另一方面,，長貿合同價格與國際油價的聯(lián)動要滯后 3 ～ 5 個月。
③國內管道天然氣門站價格同樣與國際油價存在聯(lián)動,，但至少滯后半年到一年的時間,。
3.2 價格格局變化趨勢分析
我國于 2015 年 4 月進行的天然氣門站價格改革，是在 2014 年國際油價 95 美元 /bbl 的條件下制定的,，而目前國際油價為 45 美元 /bbl,，相差約 52%。按照國際貨幣基金組織的預測,，油價會在 2017—2019 年間緩慢回升至 70 ～ 75 美元,。在不考慮政策因素的條件下，依據(jù)價格公式和統(tǒng)計數(shù)據(jù),，測算不同油價條件下 LNG現(xiàn)貨與管道氣之間的比價關系,。
通過對比可以發(fā)現(xiàn)，在同樣的計價基點下,，管道氣價格相對于 LNG 現(xiàn)貨裝車價格更具優(yōu)勢,。根據(jù)氣源價格與國際油價的聯(lián)動關系，可以預見：
①“十三五”初期,，我國新一輪天然氣價改將以55 ～ 65 美元 /bbl 的國際油價為基礎,，大幅降低各省管道氣門站價格，但進口 LNG 價格隨油價同步上漲,。
②在銷售環(huán)節(jié),，管道氣將重新取得競價優(yōu)勢，國內以管道氣為氣源的 LNG 工廠將掀起復工潮,，“點供”工商業(yè)用戶恢復使用管道氣,。同時,，進口 LNG 下游市場受挫,，與國產 LNG 在車用LNG 市場的競爭將會更加激烈。
隨著國際油價的逐步上漲,， LNG 現(xiàn)貨價格將隨之走高,，長貿 LNG 則在 3 ～ 5 個月之后才開始緩慢調價，期間相對于 LNG 現(xiàn)貨享有價格優(yōu)勢,，而管道氣門站價將在近一年的時間內持續(xù)低位運行,，與LNG 拉開價差。如果“十三五”期間國際油價持續(xù)振蕩,，上游氣源市場的競價關系將以半年為周期,，呈現(xiàn)周期性振蕩變化。因此,，無論國際油價如何變化,，與油價掛鉤的進口 LNG在競爭中的價格優(yōu)勢都不會長期持續(xù),。
4.1 正視經(jīng)濟新常態(tài)下的市場
疲軟的經(jīng)濟前景可能會給供氣企業(yè)帶來挑戰(zhàn)，但不太可能阻止由于防治污染帶來的強勁天然氣需求,。由于霧霾問題,，相關部門期待天然氣在能源結構中占到更大份額。目前天然氣在中國一次能源消費結構中占比僅為 6.2%,，還有充足的發(fā)展空間,。潛在基本面驅動天然氣需求，可抵御經(jīng)濟疲軟的影響,。最近兩年,，雖然受到經(jīng)濟放緩以及煤、油價格下滑等因素的影響,，我國天然氣市場發(fā)展的內外部條件發(fā)生了一些變化,，但天然氣消費量逐年增長的趨勢并未改變。
通過公開資料統(tǒng)計,，隨著中華人民共和國國務院《大氣污染防治行動計劃》落實,，中國至少有 10個省市實施了燃煤鍋爐改造計劃，部分城市已出臺相關補貼政策,。如 2014 年底青島市人民政府出臺《青島市加快清潔能源供熱發(fā)展的若干政策》等配套政策,，全面實施清潔能源供熱，以現(xiàn)行非居民管道天然氣銷售價格 4.45 元 /m3(政府定價)為基準,，燃氣鍋爐集中供熱用氣補貼 2.72 元 /m3,。采暖供熱用氣量增加會加劇用氣需求量季節(jié)性峰谷差，致使冬季用氣供需矛盾更加突顯,，“冬季供應緊張,、夏季需求疲軟”將成為我國燃氣市場最突出的特征，給供應保障帶來嚴峻挑戰(zhàn),。
4.2 正確看待油價長期走勢
從經(jīng)濟學理論來說,，低油價不會永遠持續(xù)下去，價格低于成本是不可持續(xù)的經(jīng)濟現(xiàn)象,，現(xiàn)在的油價已經(jīng)跌破上游的邊際成本,，而供求關系是恰恰是由邊際成本而不是總量來決定的。例如頁巖油,、頁巖氣的成本總體就比較高,， 70 美元 /bbl 已經(jīng)是頁巖油、油砂的成本價,。這就使得一些企業(yè)無利可圖,，這些企業(yè)不可能長期依靠提產減虧。
4.3 加大市場開發(fā)力度,，避免惡性競爭
在競爭面前,，無論是三大油企還是逐步躋身上游的民企,，都必須正視一點，即“十三五”期間,，天然氣行業(yè)的共同任務是實現(xiàn) 2020 年天然氣在一次能源消費中占比 10% 這一重要目標 [14],，提高增量應該與相關部門聯(lián)動，結合下游天然氣利用政策和進出口稅費政策,，大力推進“氣代油”“氣代煤”和天然氣發(fā)電項目,，努力擴大天然氣與替代能源的比價優(yōu)勢，使天然氣加速替代燃料油,、水煤氣等相對低效能源,，促進天然氣產業(yè)鏈健康升級。
同時,，相關部門對于進口 LNG 也要加強管控,，鼓勵民營企業(yè)參與 LNG 進口的同時，避免社會資本蜂擁而上追逐價格洼地,，致使夏季 LNG 現(xiàn)貨低價時供應過剩,，冬季 LNG 價高時市場無人供應的局面，打亂天然氣市場價格體系,，造成惡性競爭,，影響行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。 LNG 現(xiàn)貨進口操作的首要前提是加強國內外市場的研究工作,，加強能源協(xié)調供應能力建設,，不斷提高自主控制能源對外依存度的能力，規(guī)避運營風險,。
4.4 完善天然氣價格體系,，實行天然氣差別價格
現(xiàn)行天然氣價格結構和水平設計的出發(fā)點是用戶的承受能力，不能反映天然氣供需特點及其經(jīng)濟規(guī)律,。例如,，無儲氣庫費，影響地下儲氣庫的投資和建設 ;價格形式單一,，未真實反映不同用戶的用氣特征和需求 ;無差別價格,，不能調節(jié)天然氣需求的峰谷差,。實際交易價格固定,，不能刺激生產，也不能刺激需求,。無差別價格與企業(yè)的成本不相匹配,，會造成行業(yè)存在季節(jié)性投機行為，是導致惡性競爭的條件之一,，可能嚴重影響我國天然氣供應安全,。
鑒于我國天然氣供應存在巨大的季節(jié)性峰谷差,，天然氣差別價格可從實行季節(jié)差價或峰谷價入手，在冬季用氣高峰期采取略高于平谷期價格,，利用價格杠桿調節(jié)需求,。同時，對用氣高峰期配合調峰壓減或暫停用氣的用戶實行可中斷氣價,，降低其用氣價格,。根據(jù)市場供需情況和用戶的需求量、用氣特性及不同的用氣季節(jié)或時間區(qū)間調整價格,，可以達到優(yōu)化資源配置,、平衡供需的目的。
1)隨著“十三五”期間國際油價逐漸企穩(wěn),，管道天然氣作為我國城市燃氣供應的主導力量,，相較于其他氣源存在相對穩(wěn)定的價格優(yōu)勢。在油價持續(xù)振蕩的過程中,，進口 LNG與管道氣之間競價關系還將周期性變換,。
2)管道氣氣源構成是多元化的，包括國產氣,、進口氣,、煤制氣等，部分資源購進價格倒掛嚴重,，而向下游銷售的門站價格由政府統(tǒng)一制定,，如果市場持續(xù)低位振蕩，加之承受內外部競爭的沖擊,，國有油企將遭遇巨大困境和嚴重虧損,，特別是峰谷差 3 ︰1 的冬季保供任務更令其雪上加霜。
3)天然氣產業(yè)屬于民生產業(yè),，穩(wěn)定供應仍是第一要務,，應對新形勢，需要政企聯(lián)合,，加強研究,，掌握 LNG現(xiàn)貨貿易的特點，認清國際國內兩個市場的發(fā)展規(guī)律,，完善天然氣價格體系,，實行天然氣差別價格，合理規(guī)劃資源,，保障供應,。避免出現(xiàn)夏季國際低價 LNG資源瘋狂涌入市場，冬季市場供應匱乏、供應保障后勁不足的局面,。合理利用政策,，保障供需雙方利益，促進行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展,，實現(xiàn)2020 年天然氣在一次能源消費結構中占比 10%這一目標,。
來源：國際燃氣網(wǎng)
