一、中国天然气市场的“冰火两重天”

关于中国天然气市场，先看两个事实。

一方面是，天然气上游企业在进口天然气出现巨亏。据2020年3月26日新浪财经报道，中国石油天然气股份公司2019年销售进口气净亏损人民币307.10亿元。另据2019年6月28日中国石油副总裁、天然气板块负责人凌霄，在北京举行的中国石油天然气销售分公司媒体开放日介绍了公司的天然气业务的经营与发展的情况，其中提到由于国内天然气价格市场化还没有完全完善，而为了保障资源供应，中国石油付出了巨大的代价，由于进口资源成本与门站价格倒挂的情况，从2011年到目前为止，就进口气环节亏损已经超过了2300亿元（图1）。

另一方面是，天然气下游企业主要是燃气企业，却是个个赚的盆满钵满。据不完全统计，54家大型燃气公司，其中39家上市燃气公司（或主营业务中包含燃气业务的公司）和15家非上市燃气公司，涵盖了中国城镇燃气和工商业燃气供应的90%以上，供气量（管道气）的95%以上。39家上市公司中，23家在A股上市，16家港股上市。

表1为23家A股上市公司2019年的业绩情况，合计实现销售收入1228.2亿元，利润52.51亿元，有三家上市公司（金鸿能源、ST中天和派恩股份）亏损巨大，属于不正常，扣除这三家，其他20家公司实现销售收入1176.83亿元，利润98.17亿元，平均销售收入利润率为8.34%。[!--empirenews.page--]

表2为16家港股上市公司2019年业绩情况，合计实现销售收入3911.08亿港元，利润339.05亿港元，只有一家公司——北燃蓝天微亏，其他均为盈利，平均销售收入利润率8.67%。

两个市场扣除A股不正常的三个公司，36家公司2019年合计实现销售收入为4731.67亿元（港币人民币汇率按2019年12月31日中国人民银行公布的中间价0.89578换算），利润401.88亿元。

中石油作为管道天然气的唯一进口商，年亏损307亿，而下游燃气公司仅上市公司盈利达401.88亿元，尚不包括未上市的燃气公司、各地城投公司下面的城市燃气板块等的盈利情况。天然气上游和下游企业的盈利真是“冰火两重天”。

 二、进口管道气为啥会巨额亏损？

（一）我国天然气进口通道

我国天然气进口通过以下四个通道（图2），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）(见表3)，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）。

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（表3）。

中国已投产21座接收站（图3），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）。

 （二）我国目前天然气价格体制

目前我国并行的两种天然气价格机制（表4）：[!--empirenews.page--]

一是基准门站价格机制。该价格机制历经三个发展阶段：第一阶段是将之前实行的天然气“成本加成”定价改为“市场净回值”定价，根据可替代能源价格（燃料油和液化石油气，权重分别为60% 和40%）折算和确定市场中心的天然气价格，然后按天然气市场资源主体流向与管输费用确定各省（区、市）天然气门站价格；第二阶段是将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理；第三阶段是将天然气最高门站价格管理改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。天然气门站价格机制规定，门站价格要随可替代能源价格的变化动态调整并制定了价格调整公式。因此，现行天然气门站价格制度的机理是油价挂钩定价。

二是市场形成价格机制。市场形成价格即供需双方协商定价，为市场调节价。协商定价先是用于页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，后又陆续扩大至液化天然气气源价格、非居民直供用户用气价格、海上气和福建省天然气门站价格。最近，新版《中央定价目录》规定：“海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015 年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成”。

进口管道天然气实行的是基准门站价格机制。

（三）主要消费地区基准门站价较低，利润被大幅度转移给了燃气企业

表5为国家发改委公布基准门站价格，2019年有所降低，主要是因为增值税调低的原因。我国国产天然气主要产地，其天然气门站价格较低，如新疆、内蒙、甘肃、青海、陕西、四川、重庆等，基准门站价格从1030元/千方到1530元/千方不等，新疆门站价1030元/千方为最低。而东部主要发达地区为天然气的主要消费地，其天然气基准门站价就高一些，例如江苏、广东、浙江、上海等四个省份，门站价高于2000元/千方，在2020至2040元/千方之间。

在主要天然气消费地区，终端用户价格与基准门站价格价差非常大，较低的基准门站价，实际上是将上游企业的利润转移给了下游的输配企业。

以湖南省为例（表6），9个城市平均用气价格为3126元/千方，相对于湖南城市基准门站价1820元/千方，平均溢价1306元/千方，平均溢价71.78%。最终用户价与基准门站价的高溢价，燃气企业大赚差价，这也是为什么所有的燃气企业盈利的原因，不是这些燃气企业有多努力（除了搞好地方关系外），而是上游利润的转移。

 （四）进口天然气管输费单价太高，占门站价比例60%以上

进口天然气主干管线的管输费占门站价的比例非常高（表7），以郑州、武汉、长沙、广州和杭州为例，从土库曼斯坦进口天然气，管输费平均占了62.5%。这么高的管输费比例，即使进口商一分钱不挣，也很难买到天然气。只有中石油这样央企，为体现社会责任，才会贴钱去进口天然气。修建跨国管道的主要目的是为了进口天然气，国内主干管线作为国家基础设施，都不应该定价太高，否则，很难买到国外天然气。[!--empirenews.page--]

（五）管道进口天然气价格与原油价格挂钩，进口企业承担油价变化风险

目前我国管道进口天然气采购价格均是与油价挂钩的，中亚管线挂钩新加坡燃料油等油品，中缅管线挂钩国际原油价格。原油价格天天在变化，但是，进口管道天然气销售的门站价格，则在相当时期内是固定的。因此，上游天然气进口企业需要承担油价波动带来天然气进口价格波动的风险。

表8为主要挂钩基准价——日本一揽子原油平均到岸价近几年的变化情况。我国进口天然气的价格一般是跟9个月之前的JCC（日本平均到岸油价）挂钩的，简单理解，今年的进口气价基本上是跟去年的气价挂钩的。2018年进口气价挂钩的是2017年4-12月以及2018年1-3月，这期间平均JCC价格为58.41美元；2019年挂钩的平均JCC价格为72.14美元/桶。由于油价的变化，2019年天然气进口成本相对于2018年提高了23.5%，而国内门站气价没有变化。

（六）进口天然气与油价挂钩系数较高，导致进口价格相对较高

我国天然气进口定价一直是参照日本天然气进口的定价模式，由于国内数据保密，只能拿日本数据进行对比。按等热值天然气进口价格与原油挂钩比例来看，日本进口天然气挂钩系数远高于欧洲进口价格，日本进口的LNG为等热值油价的97%，即使按照日韩价格指数，其挂钩比例仍然达82.4%，而德国价格为等热值原油到岸价的65%，见表9。德国是通过管道进口天然气，2015-2018年平均口岸进口价为5.97美元/百万英热单位即168.73美元/千方，其价格只是日本到岸价的 67.5%。也就是说，中国口岸管道天然气的价格应该比进口LNG价格低32.5%才是合理的价格。例如，2018年日本平均LNG到岸价为10.05美元/百万英热单位（据燃气在线，我国进口LNG价格跟日本进口价格基本相当），按此推算，我国管道天然气中国口岸价格应该为LNG进口价格的67.5%，即为6.78美元/百万英热单位或191.7美元/千方，扣除国外运费64.3美元/千方，土库曼斯坦天然气边境价格为127.4美元/千方，才是合理价格。假设实际为150美元/千方，则贵了22.6美元/千方（155元/千方）。

   

进口天然气是按美元定价的，对进口企业来说，造成两个方面的问题。

（1）谈判进口天然气长期协议时，那时人民币对美元的汇率是6左右，所以，在谈判油价挂钩比例时，测算进口成本时，就会显得较低，而会给予较高的挂钩比例。例如，以郑州作为目标市场：

同样的门站价情况，如果人民币汇率为6元/美元，则可接受的口岸价为204.17美元/千方，减去土库曼边境到中国边境运费64.3美元/千方，可接受的天然气土库曼边境价则为139.87美元/千方。如果按照目前汇率7.1316元/美元，则可接受的中国口岸价为171.77美元/千方，可接受的天然气土库曼边境价则为107.48美元/千方。两者差32.4美元/千方，也就是按现在汇率，当时定价就可能高了32.4美元/千方，一方气高了0.23元。这只是举例说明，并不是实际数据。[!--empirenews.page--]

（2）人民币贬值，造成汇兑损失。2019年12月31日人民币兑美元汇率6.9762，2019年12月31日人民币兑美元汇率6.8632，人民币贬值了1.65%，相当于进口成本增加了1.65%。

综合上述因素，假设土库曼斯坦天然气土-乌边境价格为150美元/千方，测算到郑州、武汉、长沙、广州和杭州的到站成本见表10 。这几个城市的平均到站成本达2450.2元/千方，而平均的门站价格只有1916元/千方，每进口一千方气亏损490.12元。所以，中石油说的亏损数应该是事实。

三、进口LNG更划算吗？

天然气进入最终用户一般是通过两种方式，最主要的是通过管道运输，第二种是通过将天然气变成液化天然气（LNG）或者压缩天然气（CNG）用槽车运输。中国目前天然气的供应体系，包括国产天然气、管道进口天然气和进口LNG，其体系流程见图5。

 2019年我国天然气消费量为3084.7亿立方米，其中：国产天然气1761.7亿方、占57.1%，进口管道气507亿方、占16.4%，进口LNG 816亿方、占26.5%。从天然气来源看，进口天然气占总消费量的42.9%；从运输方式上看，管道运输73.5%，LNG占26.5%，管道运输是主力。但从进口天然气来看，管道天然气占38.3%，LNG占61.7%。

那为什么进口管道气亏损了307亿，而进口LNG量比管道天然气进口量多得多，却未见亏损呢？

主要原因有以下几个方面。

（一）进口LNG为市场价，而进口管道天然气执行的是基准门站价

据燃气在线数据，2020年5月28日，我国LNG平均到岸价5.965美元/百万英热单位（不含税），相当于不含税价格为2184元/吨，上海交易中心LNG挂牌价3276元/吨（含税），按1400方/吨气化率，折算到每千方天然气的价格为2340元/千方，而此时上海基准门站价（中国最高门站价）为2050元/千方，进口LNG比管道天然气贵290元/千方，而目前是LNG价格最低的时候。

我们再来看看四个月前，2019年12月31日的数据，我国LNG平均到岸价9.062美元/百万英热单位（不含税），相当于不含税价格为3304元/吨，上海交易中心LNG挂牌价4660元/吨（含税），按1400方/吨气化率，折算到每千方天然气的价格为3328.6元/千方，而此时上海基准门站价还是2050元/千方，进口LNG比管道天然气贵1278.6元/千方。

为什么明显进口LNG价格高于管道天然气的门站价格，终端用户不去购买管道天然气而花更高的价格去购买LNG呢？主要原因是管道天然气是按国家计划指标出售的，很多终端用户没有这个指标或者有但不够，只能花高价去购买LNG了。由于进口商进口的LNG是按市场价格挂牌出售，挂牌价含进口成本、终端费用和进口商的利润，所以，LNG进口商不会亏损，由最终用户承担全部价格风险。

（二）我国进口LNG价格并不低

我国进口LNG中长协合同价格主要挂钩日本一揽子原油到岸价格（JCC），其中仅有3个中长协合同采用S曲线定价，其余合同均采用直线定价，且大部分不含重谈条款。澳大利亚LNG直线型中长协挂钩系数为14%，常数为1.2美元/百万英热单位；卡塔尔LNG直线型中长协挂钩系数为17%，常数为0.3美元/百万英热单位。油价为LNG中长协核心变量。由于澳大利亚、卡塔尔的中长协合同占比近70%，这两国LNG中长协价格基本决定了我国LNG中长协价格。表11为按公式测算的LNG离岸价格。按长协价格，我国目前进口的LNG到岸价格应该在350美元/千方即2500元/千方的水平，加上增值税、LNG终端费用和气化费用，平均终端出口接近3000元/千方，目前最贵的门站价格也就是2050元/千方。因此，进口LNG在成本上仍然难以与进口管道气进行竞争。[!--empirenews.page--]

如前一节所述，5月28日我国进口LNG平均到岸价为5.965美元/百万英热单位（不含税），而按公式测算的澳大利亚和卡塔尔LNG离岸价却为10.63-11.75美元/百万英热单位，差别这么大，为什么呢？

主要原因是目前现货价极大地拉低了平均的进口价格，例如5月28日，LNG现货到岸价为1.933美元/百万英热单位。2019年我国进口LNG中，现货贸易占比较高，达34%（见表12）。目前这么低的现货价，主要原因是受COVID-19疫情的印象，全球尤其是中国天然气消费减少，必然导致进口量减少，一方面长协进口只能按最低量进口如合同规定的80-90%（合同不违约量），二是现货进口量也响应减少。由于需求大幅度萎缩，为避免压库，现货LNG只能赔本买卖了（有点像当时美国WTI期货价一下子跌到-37美元/桶）。LNG液化成本为2.5美元/百万英热单位，LNG船运费0.5-0.7美元/百万英热单位，送到的成本就得3-3.2美元/百万英热单位，现在现货到岸价不到2美元，也就是说，即使天然气开采上游和管道一分钱不挣，销售LNG就得亏损1-1.2美元/百万英热单位。这种情况不会持续下去的，一旦疫情过去，现货的价格就会恢复正常。

（三）LNG产业链的本性决定其成本要远高于管道天然气

LNG是液化天然气的英文缩写，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。是无色、无味、无腐蚀性、无毒的一种清洁能源。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点。LNG的出现就是为了解决天然气长距离尤其是跨洋运输的问题，LNG产业链是一条贯穿天然气产业全过程的资金庞大，技术密集的完整链系。由陆地或海上油田开采的天然气在液化工厂经过预处理后进行液化，生产的LNG按照贸易合同，通过船运或槽车运输到LNG接收站储存，再气化，经由管网送到用户。具体来看，整个LNG产业链主要包括上、中、下游三个环节。典型的LNG产业链见图6。

图6  LNG全产业链

产业链上游。上游主要包括勘探、开发、净化、分离、液化等几个环节。其中，液化是LNG产业链上游中的关键环节。液化的主要作用是持续不断地把原料气液化成为LNG产品，其主要步骤有：首先是预处理，即从原料气中脱除气田生产环节没有去掉的杂质，如水、二氧化碳、硫、硫醇等。其次是去除NGL（天然气凝液），以达到液化需要处理的LNG规格和技术要求。最后是液化，即用深冷制冷剂将原料气冷却并冷凝到-162℃，使其成为液态产品。

产业链中游。中游主要包括LNG的储存和装载、运输，接收站（包括储罐和再气化设施）和供气主干管网的建设等环节。其中，储存是指LNG液体产品被储存在达到或接近大气压的保温储罐中，最常见的储罐类型有单容储罐、双容储罐、全容储罐等。LNG储罐是终端站中的关键设备，其绝热性及密封性的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度，即LNG的损耗速度和使用率。运输是指通过汽车槽车或LNG运输船，将LNG运送到终端站。接收站是连接LNG最终市场用户的关键环节。在接收站，LNG产品通过码头从运输船上卸下、储存，然后再气化后变成普通管道气输送给发电厂或通过当地分销网络作为燃料气输送到最终用户。[!--empirenews.page--]

产业链下游。下游环节即最终市场用户，包括联合循环电站、城市燃气公司、工业炉用户、工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站、天然气作为汽车燃料的加气站用户、以及作为化工原料的用户等，以及进一步向下延伸的LNG卫星站、加气站、LNG加注站及冷能利用等与LNG 相关的所有产业。

天然气管道输送与其LNG液化船运比较。以输送300亿立方米/年的天然气为例，如从中亚到中国消费中心建设6000公里管道投资约120亿美元。而建设相同规模天然气液化厂（2000万吨LNG/年）的投资则需200亿美元以上；需要容量为12.5万立方米的LNG船约20艘，一艘12.5万立方米的LNG船造价在2亿美元以上，总的造船费约40亿美元；建设一个2000万吨的LNG接收终端需要投资350亿元（50亿美元）。也就是说，同样把300亿立方米的天然气送到中国消费中心，管道投资为120亿美元，而LNG则总共需要290亿美元，也就是LNG的投资比管道要高出142%，同时液化和再气化的操作费比管道要高的多。

为什么我国这么多企业热衷于修建LNG终端？主要原因是，管道进口天然气受国家基准门价的约束，加上国内外管输费较高，进口企业亏损，而LNG进口天然气是按市场价格的，进口商直接按进口到岸价加上终端费和利润挂单销售，进口商不亏还有盈利。谁亏了？最终用户拿到的价格太高。

四、我国现行天然气管理体系存在的问题

（一）天然气从开采到最终用户，中间环节“蛋糕”切得不公

我国经过近些年的改革，天然气最终用户价格已经较高，而且基本上都能接受。由中石油进口管道天然气亏损而引发的问题，不是天然气价格太低，而是天然气从产地经长输管线到地方门站，再配气输送到最终用户，存在“蛋糕”切得不公的问题。以土库曼斯坦天然气管道和新疆国产气运送到湖南为例，各环节费用如下：

各环节费用分配比例见图7。各项费用分配比例很不合理，对进口气而言，支线及配气成本占比最高达41.8%，国内管输费占25.9%，国外管输费占14.7%，其实这三项都是中间费用，加起来占了82.4%，显然目前这种中间费用太高是不合理的。而反算回去的天然气边境价格只占14.1%，相当于61.6美元/千方，这个价格肯定是不合理的，生产商不可能以这么低的价格出售天然气。对国产天然气，中间环节费用占了67.7%，而上游企业将天然气送到长输管线泵站口，才获得32.3%的收入。要知道，天然气从勘探、开发、处理到集输的成本很高，还面临勘探开采风险，例如找不到气，找到气但品位差，等等。

1. 国内主干管输费太高

按国家关于主干管网核定管输运输价格的规定，准许收益率按管道负荷率不低于75%、税后全投资收益率8%的原则确定。中亚进口天然气全部由西气东输管线（二线和三线），但到中卫后，有些也经过原来西气东输一线的西区东输公司输配气。表13资料来源于中石油网站管网信息公开部分。

 由该表可以看出，2018年西气东输管线总共实现净利润179.2亿元，总资产回报率为11.07%，净资产回报率为12.14%。这个总资产回报率比国家规定的8%要高3.07%，超出国家规定收益率38.4%。为什么会产生这么高的盈利率，就是管输费用定的太高。由于当时西气东输管道属于中石油，管道挣钱而进口天然气亏钱，属于“肉烂在自己的锅里”，对中石油影响不大。但现在管线划给了国家管网公司，对中石油而言，不调整管输费，亏损就被彻底坐实。 [!--empirenews.page--]

2. 国外跨国管道管输费更高

从霍尔果斯到湖南门站距离为4606.8公里，运费811元/千方，单位管输费为176元/千方.千公里，而中亚管线为35美元/千方.千公里（249.6元/千方.千公里），比国内单价高出73.6元/千方.千公里，高出比例41.8%。国外投资及运行费用比国内稍高些，但一般都在20-30%之内。所以，在国内管输费偏高，管输企业盈利偏高的情况下，国外段盈利更高，因缺乏数据，无法量化证明。由于国外段管道是中石油和所经过国家相关企业合资建设的，收这么高的管输费，中石油也只能分到利润的一半。为了有利于买到合适价格的天然气，建议国家有关部门促使中石油和合作伙伴降低管输费。

3. 省内支线管输费和配气费尤其高

支线及配气费按照“准许成本+合理收益”的原则确定，准许收益率按税后全投资收益率7%的原则确定。实际上，省内配气费超过价格的40%，在湖南达41.8%。估计目前国内支线及配气的投资收益率远超7%。从39家上市公司统计表明，A股22家上市燃气公司平均销售收入利润率为8.34%，港股16家上市燃气公司则为8.67%，平均8.5%。天然气作为大宗商品，销售收入利润率8.5%是非常高的，手头没统计上这些上市公司的投资额，无法具体计算投资收益率。但这么高的销售利润率的情况下，投资收益率一定非常高。这39家上市公司只是分配高配气价格的一部分受益人，要知道全国一共有3000多家城燃企业，其他绝大多数是未上市的企业，盈利情况不清楚，但听说是都是有些地方政府和私人公司的摇钱树之一。

在配气费用中，省内支线单位管输费非常高，表14为湖南省各支线距离及管输费情况。湖南共建有三条支线管道（长沙-常德、湘潭-衡阳、湘潭-娄底-邵阳）总计552.2公里，平均单位管输费用为2113.4元/千方.千公里，为西气东输管线至长沙单位管输费用176元/千方.千公里的12倍。支线管道每公里造价为干线管网造价1/4至1/6，但由于这种管道的管数量小，所以分摊到每方数量上的成本是要高一些，但为主干管线费用的12倍，这种支线定价太疯狂！

 扣除支线管输费后，到个支线城市门站价格与官方定价仍然有很大的差价，仍以湖南省为例，见表15。平均城市门站的配气价差为1102元/千方，平均54.46%。正是配气的高溢价，2019年A股和香港上市的39家燃气公司的利润高达401.88亿元，为同期中石油利润456.77亿元的88%，而这些公司经营的天然气气源大多数来自中石油，相当于这些公司利用中石油的气源又赚出了一个中石油。

（二）参照日韩制定天然气进口政策和价格挂钩方式需要改变

1. 日本只是一个天然气消费大国，而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（表16）。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。[!--empirenews.page--]

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LNG 734.5亿方、占总进口量的60.5%，管道天然气478.9亿方、占39.5%，见表18，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。前面已经分析过原因，另外，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. 天然气进口按日本的价格公式导致价格太高

正如前述，日本是无油无气的国家，但又是消费大国，全部靠进口。当年在设计进口价格时，是按日本一揽子原油到岸价挂钩的。鉴于日本签署LNG贸易较早，当时全球LNG生产装置少、造价也高，因此，给予的挂钩比例就很高，比同样是需要进口的欧洲，价格要高出44.3%，即使按后来的日韩指数价格，也要高出22.6%。而我国基本上也是参照日本模式的，在2010年前后，签订LNG进口合同来了个“大跃进”，而且多数合同是不含重谈条款。目前情况跟十年前大不相同，现有LNG生产能力很大，加上在建和计划上马的LNG项目，必将导致LNG供应能力剩余，应该设法对现有合同重谈条款，降低LNG购买成本。

 （三）缺少对天然气管道及配气渠道的价格监管和反垄断审查

天然气主干管网、支线管网和城市燃气管网，具有非常强的自然垄断性，国家对这个行业的盈利性有限制，但价格由各级发改委制定，价格反垄断审查也是发改委。所以，导致目前管道、配气这个天然气的中间环节，费用占天然气最终用户价格的80%以上，上游资源企业不挣钱，下游企业大发其财，这是非常不合理的。

1. 天然气管道及配气项目投资风险小、收益稳定

天然气管道或者城市燃气系统就像高速公路一样，人们每天在用而且必用，但高速公路可能每天的过车数目不确定，而天然气是连续并稳定通过管道的，所以，一条管线跟一台印钞机一样，天天数钱。

中国的天然气管线和配气设施是需要特许经营权的，因为特许经营的垄断，所以政府制定了盈利标准并定期公布价格。国外一些市场经济国家，不需要特许经营权，完全市场化，只是如果你的盈利率太高，马上就有人在你旁边再修一条和你竞争，价格立即就会降下来。

国家规定管道行业，全投资准许收益率按管道负荷率不低于75%、税后全投资收益率8%的原则确定；配气行业，全投资准许收益率按税后全投资收益率7%的原则确定。这个收益率是低还是高了？先看一下：

假设自有资本为20%（即4倍杠杆），债务资金来源分别为银行贷款、中国外汇储备和中国十年期国债，全部上浮20%，可以计算出管道和配气投资者（自有资本）的投资盈利率（税后），见表19。由此可见，国家规定8%或7%的全部投资税后盈利率，投资者的税后盈利率最低都有10%以上，最高可达22.15%。[!--empirenews.page--]

2. 各级发改委制定并发布管输价格，价格垄断被披上合法的外衣

国家既然对管道和配气有严格的投资回报要求，而管输费和配气价格又是各级发改委又制定和公布，那为什么企业还能获得远高于国家规定的投资回报率呢？

这是因为制定基准回报率和价格时，通常是假定负荷率是75%，如果出现：

（1） 实际运行时，负荷率达到100%，这时候，超出规定负荷率75%部分，所收取的费用就成为了超额利润，这部分收入已经没有成本，成本都在75%负荷中承担了；

（2） 企业在上报项目建设计划时，在投资额和运输能力上打下埋伏，导致计算出来的管输费奇高。

而发改委或者价格监督部门没有详细对项目实际的投资、负荷率、实际运力进行审查，必然导致企业获得超额利润。而且，由于价格是发改委制定并发布的，一切都是合理合法的。

3. 人们习惯了垄断，从未想过对垄断企业提请反垄断审查

管道和配气系统具有很强的垄断性，所以，国家出台其全部投资盈利率的规定。直接用户和最终用户有一种从众心理，觉得大家都交就是合理的，例如很多燃气企业对燃气用户收取开户费，这就是典型的不合理收费，凭什么燃气费中已经含了管输费及配气费，还要交什么开户费？我国反垄断审查的路还长，需要由行政审查变为法院审查，用户可以申请审查，它自己去举证。

（四）目前管输费直接按距离乘以单位费用的方法不利于远距离用户

我国目前所有的管线都是按每方气单价乘以公里数直接计算到卸气点的管输费，表20为跨省管道运输价格。

我们选取与进口中亚天然气有关的管线运费，西一线西段和西二线西段0.1416元/千方.公里，西三线全段0.1202元/千方.公里，西一线东段和西二线东段0.2386元/千方.公里，中亚天然气管线A/B/C线3.5美元/千方.百公里（0.2496元//千方.公里），对比俄气（Gazrpom）北溪2号管线（从俄罗斯东北部沿海乌斯季-卢加地区穿越波罗的海到达德国北部格赖夫斯瓦尔德，年输量550亿方）管输费公式为18$+1.4*公里数/100，见图8。同样是跨境管线，中亚管道的取费比北溪2号管线要贵得多，例如中亚管线到从土-乌边境到中国的霍尔果斯，全长1837公里，管输费64.3美元/千方，如果按俄气管输费公式，则管输费为43.764.3美元/千方，每千方气20.58美元，降低32%，这样有利于进口天然气。在国内管道中，西一线东段和西二线东段定价太高。按俄气价格公式，特别有利于长输管线，这也是为什么俄罗斯那么多输管线到欧洲距离都超过6000公里，一方面保证了天然气出口，另一方面管道公司获得长期回报。

 五、结论与建议

中国天然气探明储量居全球第七、产量第六、消费第三、进口第一，成为世界天然气行业的主角之一，“三桶油”为中国天然气的发展做出了不可磨灭的贡献，天然气市场的参与者也不同程度为中国天然气事业的发展做出了贡献。发展过程中，不断碰到新的问题和困难，也在不断通过创新和改革来解决。国家石油天然气管网集团有限公司（“国家管网公司”）成立和成功运转，以及天然气基准门站价从2020 年国家发展和改革委员会（以下简称发改委）发布新版《中央定价目录》移出（自2020 年5 月1 日起施行），我国天然气的市场格局和价格体系将会面临重大的调整与深刻的变化。[!--empirenews.page--]

（一）现行天然气价格体系，对上游企业不公

天然气从上游井口（或者国外进口）经中间环节（长输管道和省级支线及配气系统），最终送达最终用户。在现行的价格体系，如果是进口管道天然气，中间环节费用占最终用户价格的82.4%；如果是国产天然气，中间环节的费用占67.7%。显然，这对上游企业或者进口商是不利的，将大块的利润切给了管道企业和燃气企业，以至于这些企业利润巨高，而管道天然气进口商巨额亏损。必须对中间环节费用进行重新分配，降低费用，使得行业参与方，均能获得一定的投资回报，而不是提高给最终用户的价格。

1. 建议将全投资投资收益率改成投资者收益率为8%和7%

由于长输管线和配气设施，是公用设施，其投资收益率不应太高，但风险较低，收益也稳定，很多喜好低风险的投资者，是愿意投资的。目前国家规定是全投资收益部为8%和7%，投资者通过提高杠杆率，例如20%的资本金，即使银行贷款为基准利率上调20%，投资者的税后收益率将分别为14.36%和10.36%，投资者的收益太高。因此，应该定义为投资者收益率为8%或7%。

2. 价格监管部门要对管道和配气设施项目的投资者收益率进行年度审查

审查收益率时，一定要结合项目实际投资、实际负荷（不是理论负荷，再来个75%）和运营成本，要将本年度欠收或者多收的，计入下年度费用增加或者减少。这种审查，每年例行一次，并将复核的结果和详细依据予以公开（垄断企业必须接受公众监督）。

3. 开发适合长输管线的金融产品，降低管线的融资成本

长输管线就像印钞机，每天都在产生现金回报。如果开发出类似CMBS（商业地产抵押贷款支持证券，CommercialMortgage-backed Securities，CMBS）或者REITs（房地产投资信托基金，Real Estate InvestmentTrusts，REITs）的金融产品，投资回报5-6%，在国内公开发售，用于国内长输管线投资，肯定会受到很多投资者青睐。对跨国天然气管线，开发一种外币金融产品保证回报率5%左右（远高于目前美国十年期国债利率0.662%），国家外管局卖出200亿美元美国国债（现在持有上万亿，卖掉200亿没有太大影响）转而购买这种产品，我们就可以建成伊朗-巴基斯坦-中国的油气通道，我们将每年进口石油、LNG支付给油轮和LNG船的费用，去支付从伊朗到中国的管输费，自己的钱自己挣，还把我们的安全通道给建设了，何乐而不为呢？

4. 改进目前的长输管线管输费的计算方法

目前运费计算公式为：

建议改变为：

式中：系数1——为一个常数，

          系数2——相当于单位管输费，但比直接的单位管输费要小

改成这样后，短距离输送时，每千方气的管输费要比目前要高些，但长距离的，就要低得多。长输管线的目的是为了将天然气买到远距离用户，只有较低的运费，卖气才能有竞争力，无论是最终用户还是上游用户，都是希望运费越低越好。

5. 允许大用户直接与上游用户签订供气协议

现在一些工商业企业（如陶瓷、玻璃、特种钢的），这些企业的成本敏感性较高，通过地方配气系统，拿到的天然气价格太高，为降低成本，应该允许其直接与上游企业签订供气协议，单独修建管道或者通过LNG进行点供。

（二） 建立中国天然气标杆价

从今年5月1日起，基准城市门站价被移出《中央定价目录》。为避免出现价格混战，希望给予一段时间予以过渡，建立中国的类似于美国Henrry Hub、英国Heren NBP、荷兰DA Heren等的天然气标杆价。[!--empirenews.page--]

1. 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. 指定所有经过中卫枢纽的天然气全部使用中卫枢纽价格指数

从中卫枢纽外输的天然气均为同一价格即中卫枢纽价格指数，到各省市门站的价格，则为中卫枢纽价格指数+中卫至该省市门站管输费，由这个门站价代替目前使用的基准门站价格，所以，目前的体系不需要任何改变。

对不经过中卫的天然气，参照经该城市到另外一个中卫天然气能够到达的城市，计算差价，例如：哈尔滨门站价的确定，可以使用中俄管线中国段从哈尔滨到北京，中卫枢纽气也能到北京，两者进行运费差价补偿：

哈尔滨门站价=中为枢纽价格指数+中卫至北京管输费-减哈尔滨至北京管输费

3.  指定重庆石油天然气交易中心作为中卫枢纽价格指数发布机构

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

（三）加大力度建设中东、中亚、中俄油气通道

日前，中央印发了《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。

（四）推进进口天然气价格逐步采用净回价定价方式

实行中卫枢纽价格指数后，就有了中国的市场价格基准，我国作为第一大天然气进口国（也包括石油），完全有能力实施净回价方式（Net Back Pricing）进口石油和天然气:[!--empirenews.page--]

这样做的好处：

一是，让国际出口商可以直接享受中国的市场价格，所有信息都是公开透明的，出口商可以直接参与中国市场的天然气交易，甚至可以通过期货交易，来锁定价格的不确定性。

二是，实际上是人民币定价，但支付可以是离岸人民币或者是任何出口商认可的货币。通过大宗商品的人民币定价，才能真正实现人民币国际化。同时，也可以规避进口商的汇兑损失。

只有交易足够大，人民币定价才有可能。所以，必须加大陆上管道天然气进口量，净回价定价才有可能，这与前一条加大中东、中亚、中俄油气通道建设是一脉相承的。

（五）从大局出发，放缓LNG建设并协调LNG和储气库的建设

“新时代西部大开发”、“一带一路”、人民币国际化是国家大局，为保证这个大局的实施，需要加大从中东、中亚和俄罗斯油气资源最丰富的地区通过管道进口石油和天然气，在这种背景下，必须放缓海上进口。尤其是，目前LNG终端已经建成加上在建设的，能力已经尝过1.2亿吨（1700亿方）了。所以，一方面不能再建设新的LNG终端和签订LNG购买长协；另一方面，将部分LNG终端尤其是国家管网公司拥有的十个LNG终端，部分作为调峰用。在用气高峰期，反输调峰。因此，需要全面协调LNG终端和储气库的建设，避免重复投资、重复建设。

综上所述，目前天然气价格体系中，中间段成本占比太高，对天然气上游企业不公，需要将国家规定的管道和配气设施建设的全投资投资收益率8%和7%，调整为投资者收益率为8%和7%；价格监管部门要对管道和配气设施项目的投资者收益率进行年度审查；开发适合长输管线的金融产品，降低管线的融资成本；改进目前的长输管线管输费的计算方法，以降低末端用户的管输价格；允许大用户直接与上游用户签订供气协议。为了建立更适合新时代的天然气管理体系，需要设立中国天然气价格标杆价——中卫枢纽价格指数Zhongwei Hub；指定所有经过中卫枢纽的天然气全部使用中卫枢纽价格指数；指定重庆石油天然气交易中心作为中卫枢纽价格指数发布机构；加大力度建设中东、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；推进进口天然气价格采用净回价定价方式，以大宗商品的人民币定价，逐步实现人民币国际化。“新时代西部大开发”、“一带一路”、人民币国际化是国家大局，为保证这个大局的实施，需要更多地从中东、中亚和俄罗斯油气资源最丰富的地区通过管道进口石油和天然气，必须放缓海上进口，现有部分LNG终端调整为调峰装置，全面协调LNG终端和储气库的建设，避免重复投资、重复建设。

【后记】本文是作者作为石油系统老兵，对天然气价格和管理体系，提出自己的一些想法或者建议，所有数据都来自网络或者公开资料，如有任何冒犯，请一笑了之。

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来源：欧菜

作者简介：黄瑜，西南石油学院钻井工程学士、油藏工程硕士，清华大学高级工商管理硕士EMBA，高级工程师，教授级高级经济师。曾任中国石油天然气勘探开发公司总经济师，现任百勤油服（香港上市公司HK002178）行政总裁，华泰国际能源开发有限公司总经理。