“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、維護市場健康發展，有必要分析當前行業競爭態勢，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 ：隨著國際油價持續振蕩， LNG 與管道天然氣之間的競價關系將呈現周期性變換。展望新的市場形勢，提出了如下建議：①正視經濟新常態下的市場，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，銷售價格低于開發成本是不可持續的經濟現象 ；③加大市場開發力度，規避惡性競爭 ；④完善天然氣價格體系，實行天然氣差別價格，避免出現因季節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帶來巨大的壓力，而天然氣產業屬于民生產業，穩定供應仍是第一要務 ；面對新形勢，需要政企聯合，完善天然氣價格體系、維持供需平衡，以促進行業發展。

關鍵詞：中國 天然氣市場 供應量 需求量 國際貿易 進口 LNG 行業競爭 價格體系 天然氣價格改革

在國際經濟復蘇乏力的大環境下，我國經濟處于弱周期低增速運行狀態。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發展將會明顯放緩。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。

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 的價格優勢凸顯，表現出強勁的競爭力。 2014 年 2 月，國家發展和改革委員會發布了《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及部分外企開放了 LNG 接收站租賃業務，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，加強市場競爭態勢研究，是保障供需雙方權益、維護市場健康發展的前提。

1當前天然氣市場的競爭態勢

1.1 進口 LNG 與國內 LNG 的競爭

2015 年，國內 LNG 價格一路下滑，據監測數據顯示，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 供給端的爆發式增長， LNG 價格持續走低，大量生產型企業自建氣站，自購 LNG，采用點供的方式解決生產用氣，這種現象在東部沿海一帶較為普遍。這種現象造成燃氣公司的工商業客戶資源流失、銷售氣量下降。目前進口 LNG 供應工商業的價格介于 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 價格優勢明顯。盡管LNG“點供”的穩定性難以保障，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，在燃氣公司特許經營區域范圍內，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 經濟半徑以內擴展至更為廣闊的區域，從而由區域競爭上升為全面競爭。

2主要競爭氣源的價格構成

由于經濟疲軟，用氣企業利潤率降低，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現，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，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、經濟水平以及是否為天然氣主產區。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 ； B 表示常量，美元 /mmBtu ； S 表示油價過高或過低時的調整參數，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定 LNG 價格的作用，當油價大幅走高或下跌時，降低 LNG 隨之發生價格驟變的幅度 [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）。

通過公式可以發現， 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 現貨價格

目前國際上沒有一致認可的“ LNG 現貨”定義，國際 LNG 進口商組織（ GIIGNL）統計的“ LNG現貨”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 GIIGNL 的統計，全球LNG 短期和現貨貿易量約占 LNG 貿易總量的 25%。

LNG 現貨貿易雙方通常先簽訂一個主合同（ Master Agreement），將現貨貿易的各項通用商務條款鎖定，待實際交易發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分析

2014 年 6 月開始，國際原油價格持續走低，并在低位振蕩，通過統計 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，統一折算成體積計價單位加以對比（圖 2）。

通過圖表中的數據進行敏感性分析可以發現 ：

① LNG 現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，國際油價每上浮或下跌 10%， LNG 現貨價格隨之變化約 8.2%，同時其受季節供需影響明顯，冬季是 LNG 現貨價格高點。

② LNG 長貿合同價格與國際油價存在部分關聯，一方面其受國際油價影響的幅度要遠低于現貨，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 [9]。在不考慮政策因素的條件下，依據價格公式和統計數據，測算不同油價條件下 LNG 現貨與管道氣之間的比價關系（表 2）。

通過對比可以發現，在同樣的計價基點下，管道氣價格相對于 LNG 現貨裝車價格更具優勢。根據氣源價格與國際油價的聯動關系，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在銷售環節，管道氣將重新取得競價優勢，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 現貨享有價格優勢，而管道氣門站價將在近一年的時間內持續低位運行，與LNG 拉開價差。如果“十三五”期間國際油價持續振蕩，上游氣源市場的競價關系將以半年為周期，呈現周期性振蕩變化。因此，無論國際油價如何變化，與油價掛鉤的進口 LNG 在競爭中的價格優勢都不會長期持續。

4市場前景及應對策略

4.1　正視經濟新常態下的市場

疲軟的經濟前景可能會給供氣企業帶來挑戰，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%，還有充足的發展空間。潛在基本面驅動天然氣需求，可抵御經濟疲軟的影響。最近兩年，雖然受到經濟放緩以及煤、油價格下滑等因素的影響，我國天然氣市場發展的內外部條件發生了一些變化，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展的若干政策》等配套政策，全面實施清潔能源供熱，以現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。

4.2　正確看待油價長期走勢

從經濟學理論來說，低油價不會永遠持續下去，價格低于成本是不可持續的經濟現象，現在的油價已經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 已經是頁巖油、油砂的成本價。這就使得一些企業無利可圖，這些企業不可能長期依靠提產減虧。

4.3　加大市場開發力度， 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，天然氣行業的共同任務是實現 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”和天然氣發電項目，努力擴大天然氣與替代能源的比價優勢，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，影響行業的可持續發展。 LNG 現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

現行天然氣價格結構和水平設計的出發點是用戶的承受能力，不能反映天然氣供需特點及其經濟規律。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。無差別價格與企業的成本不相匹配，會造成行業存在季節性投機行為，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性峰谷差，天然氣差別價格可從實行季節差價或峰谷價入手，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或時間區間調整價格，可以達到優化資源配置、平衡供需的目的。

5結論

1）隨著“十三五”期間國際油價逐漸企穩，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定的價格優勢。在油價持續振蕩的過程中，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一制定，如果市場持續低位振蕩，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）天然氣產業屬于民生產業，穩定供應仍是第一要務，應對新形勢，需要政企聯合，加強研究，掌握 LNG 現貨貿易的特點，認清國際國內兩個市場的發展規律，完善天然氣價格體系，實行天然氣差別價格，合理規劃資源，保障供應。避免出現夏季國際低價 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，促進行業的可持續發展，實現 2020 年天然氣在一次能源消費結構中占比 10% 這一目標。  來源：界面新聞