南中国“气荒”真相调查

詹铃 徐炜旋文静   北京 深圳 重庆报道 2009-11-19 00:11:33



11月18日，重庆。

曾经充斥着城区的出租车难觅踪迹——重庆的两万多辆出租车中，相当大的一部分都在排队加气。即便这里是中国最大的天然气产地，但也无法对车辆加气实行敞开供应。

而在武汉、杭州、合肥等多个南方城市，这一幕都在发生。这个冬天如此寒冷，人们正在尝试重新适应“排队等待”。

在过去很多年间，中国都没有出现过如此规模的天然气供应缺口。

中石油的官方解释说，今年中国北部地区遭遇了罕见的大雪和冰冻，由于北方天然气需求量急剧上升，不得不对长江以南部分城市进行减供。

但这似乎并不是问题的全部。事实上，“石油巨头觊觎市场供应紧张的有利时机获得更高的市场出清价格”的说法已经在市场中广为流传。有业内人士告诉记者，“川气东送”项目出现停滞，一定程度加剧了此次“气荒”——而停滞的关键因素是因为与下游用户在购销协议上谈判进展缓慢。

值得庆幸的是，积极的一面也在出现。寻找替代气源的努力已经提上日程，煤层气、煤制天然气等投资项目正致力于打破不确定性之幕，气源供应主体也在走向多元化。

博弈加剧“气荒”

11月18日下午，记者在渝中区储奇门加气站看到，在细雨中，加气车辆长队足有200米。

此外，重庆全市有7000辆公交车，其中天然气公交车（CNG客车）就有6200辆。平时半个小时可加好气，现在却要排队等候两小时左右，造成许多班次公交车每天往返次数减少，乘客只能在站台“望眼欲穿”。

这样的窘况不只发生在重庆。

日前，武汉市不得不临时宣布，对所有出租车停止供气，烧气出租车改烧油，每台车由政府每天补贴100元。而杭州则已经关闭了十几家用气企业，以保证居民用气。

在中国石油大学教授董秀成看来，“缺气的根源在于目前天然气的价格管制。没有利益的驱动，企业就没有动力去勘探更多的油气田。而进口天然气也是因为价格的矛盾迟迟难以进到国内。”

事实上，近段时间以来，国内天然气巨头认为目前价格不合理，要求进行天然气价格体制改革的呼声已经越来越高。

“对于中石化，中石油来说，目前在尽快扩大天然气供应上并不很积极，这实际上是在与市场博弈。”一位不愿透露姓名的专家说。

敢于博弈是因为石油巨头在签订供应协议时有话语权。

根据中石化原计划，“川气东送”今年9月份就要实现局部通气，年底全线贯通。然而，到目前为止，中石化仍然未与下游燃气公司签订购销协议。

对此，中石化一位内部人士坦承，“购销协议的签订不是什么问题，最关键的一点还是价格问题。如果价格不理顺，相关单位发展天然气的积极性就不会很高。

目前我国城市天然气价格由出厂价，管输费和城市管网费三部分组成。根据中石化在今年9月发出的文件，川气东送天然气出厂价将定在1.408元/立方米。加上管输费用，以上海为例，天然气送到门站的价格将达到2.248元/立方米，最终通过城市管网达到终端用户的价格将至少3元/立方米。而目前上海的民用天然气零售价仅为2.5元/立方米。

对于这一价格，考虑到居民的反应，江浙沪地区的燃气公司均表示难以接受。

在此情况下，价格谈判下一步如何进行，上述中石化人士则很有信心地对记者称，“估计国家很快就会调整天然气定价机制，在项目正式投产前，肯定会解决天然气价格和购销协议的问题。”

在能源专家韩晓平看来，天然气之所以出现供应短缺，并不仅仅是价格问题。“一个重要的原因是我们勘探开发的主体太单一了，没有建立起一个多元化的供应渠道。有竞争企业才有降低成本的内在动力，只有一个企业来经营的话，永远会价格不够高。”

“事实上，在天然气使用更为广泛的美国，价格也并不高。”韩晓平说。

据了解，目前美国的天然气价格大概是每百万英热5美元左右，折算下来相当于每立方米0.2美元左右。而目前我国南方一些地方天然气早已经达到三块多人民币一个立方米。比如深圳的天然气价格就已达到3.5元/立方米。

“说到底，天然气并不缺，缺的是市场不够多元化。”韩晓平说，“与其花大价钱去国外买，为什么不让更多的企业参与国内天然气的勘探开发呢？如果建立起竞争体系，买方市场多元化，价格就不会成为天然气供应短缺的原因。”

以美国为例，在开放的竞争环境下，过去4年间，美国天然气开采量飙升，增长了58％。特别是新钻井技术的应用更是使天然气公司可以从页岩中开采大量天然气，由此导致天然气资源激增，由于供应充足，今年冬天美国天然气价格处于8年来历史最低的价位。

此外，相对于欧美等国天然气生产商和管道公司分开经营的状况，中国的情况是，生产者往往与管道公司的身份重叠，真正的竞争很难引入。而管输价在最终的天然气价格中占到相当重要的比例。

“中国的天然气行业目前还只处于起步阶段，需要建设大量的管道及相关基础设施，仅靠少数几家企业的资金和力量远不足够，我们可以吸引更多的投资来从事管道和相关设施建设，从而引入竞争，降低管输价格。” 韩晓平说。

不过，韩晓平也不得不承认，现在我们面临的一个大问题是，由于我国天然气开采不足和引入竞争等问题短期内无法解决，从而不得不从海外高价买气，如果说国内天然气价格不适当上涨的话，供方和需方的矛盾将会加大。

不透明的成本

事实上，对于近段时间业内热议的天然气价格改革，最重要的推手就是“进口气价倒逼”。

“我们希望国家尽快出台理顺目前天然气价格的政策，否则西气东输二线开通后，市场就会出现老用户使用价格比较低廉的天然气，新用户完全按国际价格用气的局面，我们很难以管理。”中石油勘探与生产分公司副总经理马新华说。

2007年7月，中石油与土库曼斯坦方面签订了中土天然气购销协议和土库曼阿姆河右岸天然气产品分成合同。根据协议，在未来30年内，土库曼斯坦将通过规划实施的中亚天然气管道，向中国每年出口300亿立方米的天然气。今年6月，双方再次宣布将进一步加大天然气进口量。

马新华表示，“气源来自土库曼斯坦西气东输二线工程明年开始向国内输气，到中国境内首站霍尔果斯站，气价可能在2元以上，输到中国中部地区的门站价格在2.5元左右，是目前宁夏长庆天然气价格的两倍以上。”

然而，对于中石油所称来自土库曼斯坦的“西气东输”二线成本价格将高于一线一倍的说法，业内一些人士却并不完全认同。

“从土库曼斯坦方面进口的天然气与中石油自己开采的天然气相比，出厂价的价格差异并不很大，多出的费用主要在管网费上，但这部分的成本究竟为多少，应该如何分摊，对消费者来说根本不透明。”一位业内人士说，“每年呼吁的天然气涨价的理由都只有一个，即‘成本上涨驱动’，但目前国内天然气产业链中包括出厂成本、管道运输成本、城市输送成本在内的各环节的利润率水平究竟处在一个什么样的水平？消费者不得而知。”

此前有消息称，天然气价改具体方案最快可能于今年年底出炉。关于价改方案，可能采取成本加权平均的定价办法，推进“混合定价”机制，预计出厂价大约会上涨两至三成。

“改革不等于涨价。”中国社科院财政贸易经济研究所价格室主任温桂芳指出，目前“成本+利润”的定价机制再加上公用事业领域垄断的现状，使得公用事业企业提出定调价要求时，往往从部门、行业的利益出发，向政府提出过分或不合理的要求，甚至采取多报成本支出的办法来达到提高价格的目的。“所谓政府定价往往演变成企业与政府价格主管部门之间的讨价还价，结果是成本涨多少，价格就提多少。”

事实上，不仅是天然气。自10月份以来，新一轮能源资源产品价格上涨浪潮已经拉开了序幕。

“如果公共能源资源集体大幅涨价，将可能在更大程度上推动国内通货膨胀。这是中央高层非常关注的问题。”国家发改委价格司一位人士对记者说，“目前天然气价格改革的方案确实是在讨论，但国家还没有决定如何实施。”

寻找替代气源

巨大的天然气供应缺口，给各方资本寻求替代品以动力。

“从开发技术和可开采量来看，煤层气是天然气当前最现实的补充气源。”11月18日，国内最大煤层气开发主体、中联煤层气开发公司执行董事法人孙茂远在接受本报采访时表示。

近期中联煤层气及早前与中联煤层气“分家”的中石油在山西沁水地区均有煤层气项目竣工投产。孙茂远告诉本报，该公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目已竣工，只因大雪推迟了庆典时间。

而位于同一地区的中石油项目已于11月16日正式竣工投产，这也是国内首个整装煤层气田大规模商业化运营项目。据介绍，该气田生产的部分煤层气将进入西气东输主管网和来自西部的天然气混合后，输送到经济发达的长三角地区。

中石油股份公司副总裁胡文瑞表示，山西沁水煤层气田实现商业运营后，煤层气将作为补充气源，在一定程度上缓解国内天然气供应的紧张形势。

随着新项目的陆续投产，煤层气对天然气的补充作用也将逐步提升。孙茂远预测，2010年全国煤层气产量可达到80亿-90亿立方米，而2015年目标是300亿立方米，较常规天然气的比例将逐步提高。

据统计，2008年，我国天然气使用量为720亿立方米，并预计在2015年将超过千亿立方米。如果煤层气届时能达到量产300亿立方米，其对天然气的补充作用将超过20%。

但煤层气开发也受制于多层瓶颈，首先是管道建设的滞后。据中国天然气发展战略研究会主任助理郭艺介绍，到目前为止国内最长的煤层气管道只有35公里，而全国总长度也还不到100公里，且各生产企业之间没有相联，导致煤层气市场更多极限在产地周边低端用户。

而孙茂远告诉记者，目前开发的煤层气有三个流向：附近居民就地消化、转变成LNG（液化气）、通过西气东输管网向东部运输。

由于LNG罐装后是通过公路或铁路运输，也会受制天气影响。“近期大雪就导致山西LNG无法运出的情况，影响消费地用气。”孙茂远告诉本报，而取道西气东输管道又得收取较为昂贵的加压费，使成本大幅提升。

相比于天然气，煤层气开采难度更大，开采成本较高。尽管国家对煤层气已陆续出台了投资补助、财政补贴、税收优惠、发电上网等10多项扶持措施，但目前仍很难让企业做到“有利可图”。

据了解，尽管国家对煤层气的价格政策跟天然气固定定价有所区别，生产企业可与用户直接商谈价格，但目前煤层气交易基本与天然气同价，同样面临着价格偏低，企业赢利困难的问题。

孙茂远指出，目前各投资主体加大对煤层气的投资，看好的是未来的市场，包括天然气价格改革带来的赢利预期增加。他希望国家建立煤层气产业发展基金，从石油特别收益金和煤炭资源税等项目中提取，用于煤层气风险勘探和重大建设项目。

另外，煤层气大规模开采还需解决与煤矿矿权重叠的问题，而且目前煤层气仅在矿法配套法规附则目录中被列为独立矿种，而未能名正言顺地将其与石油天然气并列。孙茂远希望能在法律法规方面得到国家支持。

与煤层气类似，页岩气也可代替天然气，但在我国仍处起步阶段。今年8月，国土资源部油气资源战略研究中心在重庆市綦江县启动了全国首个页岩气资源勘查项目。张大伟表示，此举标志着我国正式开始新型能源页岩气资源的勘探开发。

在寻找天然气替代资源的同时，通过能源之间的转化也能间接实现天然气来源的多元化，特别是煤制天然气近年来就受到了各路资本的追捧。包括产煤地政府、煤炭企业、石化企业，甚至电力企业也加入其中。

近日，中电投位于新疆的两大煤制天然气项目——中电投新能察布查尔和中电投霍城2个60亿立方米煤制天然气项目同时开工建设，总投资额超过500亿元。

业内专家告诉本报，与投资煤层气相似，参与煤制天然气投资的能源企业看中的是天然气未来巨大的市场需求，且目前天然气价格改革箭在弦上，不管最终采用哪种方案，必将推高气价使煤制天然气项目预期收益大大增加。【21世纪网】本文网址：http://www.21cbh.com/HTML/2009-11-19/154469_5.html詹铃 徐炜旋文静   北京 深圳 重庆报道 2009-11-19 00:11:33



11月18日，重庆。

曾经充斥着城区的出租车难觅踪迹——重庆的两万多辆出租车中，相当大的一部分都在排队加气。即便这里是中国最大的天然气产地，但也无法对车辆加气实行敞开供应。

而在武汉、杭州、合肥等多个南方城市，这一幕都在发生。这个冬天如此寒冷，人们正在尝试重新适应“排队等待”。

在过去很多年间，中国都没有出现过如此规模的天然气供应缺口。

中石油的官方解释说，今年中国北部地区遭遇了罕见的大雪和冰冻，由于北方天然气需求量急剧上升，不得不对长江以南部分城市进行减供。

但这似乎并不是问题的全部。事实上，“石油巨头觊觎市场供应紧张的有利时机获得更高的市场出清价格”的说法已经在市场中广为流传。有业内人士告诉记者，“川气东送”项目出现停滞，一定程度加剧了此次“气荒”——而停滞的关键因素是因为与下游用户在购销协议上谈判进展缓慢。

值得庆幸的是，积极的一面也在出现。寻找替代气源的努力已经提上日程，煤层气、煤制天然气等投资项目正致力于打破不确定性之幕，气源供应主体也在走向多元化。

博弈加剧“气荒”

11月18日下午，记者在渝中区储奇门加气站看到，在细雨中，加气车辆长队足有200米。

此外，重庆全市有7000辆公交车，其中天然气公交车（CNG客车）就有6200辆。平时半个小时可加好气，现在却要排队等候两小时左右，造成许多班次公交车每天往返次数减少，乘客只能在站台“望眼欲穿”。

这样的窘况不只发生在重庆。

日前，武汉市不得不临时宣布，对所有出租车停止供气，烧气出租车改烧油，每台车由政府每天补贴100元。而杭州则已经关闭了十几家用气企业，以保证居民用气。

在中国石油大学教授董秀成看来，“缺气的根源在于目前天然气的价格管制。没有利益的驱动，企业就没有动力去勘探更多的油气田。而进口天然气也是因为价格的矛盾迟迟难以进到国内。”

事实上，近段时间以来，国内天然气巨头认为目前价格不合理，要求进行天然气价格体制改革的呼声已经越来越高。

“对于中石化，中石油来说，目前在尽快扩大天然气供应上并不很积极，这实际上是在与市场博弈。”一位不愿透露姓名的专家说。

敢于博弈是因为石油巨头在签订供应协议时有话语权。

根据中石化原计划，“川气东送”今年9月份就要实现局部通气，年底全线贯通。然而，到目前为止，中石化仍然未与下游燃气公司签订购销协议。

对此，中石化一位内部人士坦承，“购销协议的签订不是什么问题，最关键的一点还是价格问题。如果价格不理顺，相关单位发展天然气的积极性就不会很高。

目前我国城市天然气价格由出厂价，管输费和城市管网费三部分组成。根据中石化在今年9月发出的文件，川气东送天然气出厂价将定在1.408元/立方米。加上管输费用，以上海为例，天然气送到门站的价格将达到2.248元/立方米，最终通过城市管网达到终端用户的价格将至少3元/立方米。而目前上海的民用天然气零售价仅为2.5元/立方米。

对于这一价格，考虑到居民的反应，江浙沪地区的燃气公司均表示难以接受。

在此情况下，价格谈判下一步如何进行，上述中石化人士则很有信心地对记者称，“估计国家很快就会调整天然气定价机制，在项目正式投产前，肯定会解决天然气价格和购销协议的问题。”

在能源专家韩晓平看来，天然气之所以出现供应短缺，并不仅仅是价格问题。“一个重要的原因是我们勘探开发的主体太单一了，没有建立起一个多元化的供应渠道。有竞争企业才有降低成本的内在动力，只有一个企业来经营的话，永远会价格不够高。”

“事实上，在天然气使用更为广泛的美国，价格也并不高。”韩晓平说。

据了解，目前美国的天然气价格大概是每百万英热5美元左右，折算下来相当于每立方米0.2美元左右。而目前我国南方一些地方天然气早已经达到三块多人民币一个立方米。比如深圳的天然气价格就已达到3.5元/立方米。

“说到底，天然气并不缺，缺的是市场不够多元化。”韩晓平说，“与其花大价钱去国外买，为什么不让更多的企业参与国内天然气的勘探开发呢？如果建立起竞争体系，买方市场多元化，价格就不会成为天然气供应短缺的原因。”

以美国为例，在开放的竞争环境下，过去4年间，美国天然气开采量飙升，增长了58％。特别是新钻井技术的应用更是使天然气公司可以从页岩中开采大量天然气，由此导致天然气资源激增，由于供应充足，今年冬天美国天然气价格处于8年来历史最低的价位。

此外，相对于欧美等国天然气生产商和管道公司分开经营的状况，中国的情况是，生产者往往与管道公司的身份重叠，真正的竞争很难引入。而管输价在最终的天然气价格中占到相当重要的比例。

“中国的天然气行业目前还只处于起步阶段，需要建设大量的管道及相关基础设施，仅靠少数几家企业的资金和力量远不足够，我们可以吸引更多的投资来从事管道和相关设施建设，从而引入竞争，降低管输价格。” 韩晓平说。

不过，韩晓平也不得不承认，现在我们面临的一个大问题是，由于我国天然气开采不足和引入竞争等问题短期内无法解决，从而不得不从海外高价买气，如果说国内天然气价格不适当上涨的话，供方和需方的矛盾将会加大。

不透明的成本

事实上，对于近段时间业内热议的天然气价格改革，最重要的推手就是“进口气价倒逼”。

“我们希望国家尽快出台理顺目前天然气价格的政策，否则西气东输二线开通后，市场就会出现老用户使用价格比较低廉的天然气，新用户完全按国际价格用气的局面，我们很难以管理。”中石油勘探与生产分公司副总经理马新华说。

2007年7月，中石油与土库曼斯坦方面签订了中土天然气购销协议和土库曼阿姆河右岸天然气产品分成合同。根据协议，在未来30年内，土库曼斯坦将通过规划实施的中亚天然气管道，向中国每年出口300亿立方米的天然气。今年6月，双方再次宣布将进一步加大天然气进口量。

马新华表示，“气源来自土库曼斯坦西气东输二线工程明年开始向国内输气，到中国境内首站霍尔果斯站，气价可能在2元以上，输到中国中部地区的门站价格在2.5元左右，是目前宁夏长庆天然气价格的两倍以上。”

然而，对于中石油所称来自土库曼斯坦的“西气东输”二线成本价格将高于一线一倍的说法，业内一些人士却并不完全认同。

“从土库曼斯坦方面进口的天然气与中石油自己开采的天然气相比，出厂价的价格差异并不很大，多出的费用主要在管网费上，但这部分的成本究竟为多少，应该如何分摊，对消费者来说根本不透明。”一位业内人士说，“每年呼吁的天然气涨价的理由都只有一个，即‘成本上涨驱动’，但目前国内天然气产业链中包括出厂成本、管道运输成本、城市输送成本在内的各环节的利润率水平究竟处在一个什么样的水平？消费者不得而知。”

此前有消息称，天然气价改具体方案最快可能于今年年底出炉。关于价改方案，可能采取成本加权平均的定价办法，推进“混合定价”机制，预计出厂价大约会上涨两至三成。

“改革不等于涨价。”中国社科院财政贸易经济研究所价格室主任温桂芳指出，目前“成本+利润”的定价机制再加上公用事业领域垄断的现状，使得公用事业企业提出定调价要求时，往往从部门、行业的利益出发，向政府提出过分或不合理的要求，甚至采取多报成本支出的办法来达到提高价格的目的。“所谓政府定价往往演变成企业与政府价格主管部门之间的讨价还价，结果是成本涨多少，价格就提多少。”

事实上，不仅是天然气。自10月份以来，新一轮能源资源产品价格上涨浪潮已经拉开了序幕。

“如果公共能源资源集体大幅涨价，将可能在更大程度上推动国内通货膨胀。这是中央高层非常关注的问题。”国家发改委价格司一位人士对记者说，“目前天然气价格改革的方案确实是在讨论，但国家还没有决定如何实施。”

寻找替代气源

巨大的天然气供应缺口，给各方资本寻求替代品以动力。

“从开发技术和可开采量来看，煤层气是天然气当前最现实的补充气源。”11月18日，国内最大煤层气开发主体、中联煤层气开发公司执行董事法人孙茂远在接受本报采访时表示。

近期中联煤层气及早前与中联煤层气“分家”的中石油在山西沁水地区均有煤层气项目竣工投产。孙茂远告诉本报，该公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目已竣工，只因大雪推迟了庆典时间。

而位于同一地区的中石油项目已于11月16日正式竣工投产，这也是国内首个整装煤层气田大规模商业化运营项目。据介绍，该气田生产的部分煤层气将进入西气东输主管网和来自西部的天然气混合后，输送到经济发达的长三角地区。

中石油股份公司副总裁胡文瑞表示，山西沁水煤层气田实现商业运营后，煤层气将作为补充气源，在一定程度上缓解国内天然气供应的紧张形势。

随着新项目的陆续投产，煤层气对天然气的补充作用也将逐步提升。孙茂远预测，2010年全国煤层气产量可达到80亿-90亿立方米，而2015年目标是300亿立方米，较常规天然气的比例将逐步提高。

据统计，2008年，我国天然气使用量为720亿立方米，并预计在2015年将超过千亿立方米。如果煤层气届时能达到量产300亿立方米，其对天然气的补充作用将超过20%。

但煤层气开发也受制于多层瓶颈，首先是管道建设的滞后。据中国天然气发展战略研究会主任助理郭艺介绍，到目前为止国内最长的煤层气管道只有35公里，而全国总长度也还不到100公里，且各生产企业之间没有相联，导致煤层气市场更多极限在产地周边低端用户。

而孙茂远告诉记者，目前开发的煤层气有三个流向：附近居民就地消化、转变成LNG（液化气）、通过西气东输管网向东部运输。

由于LNG罐装后是通过公路或铁路运输，也会受制天气影响。“近期大雪就导致山西LNG无法运出的情况，影响消费地用气。”孙茂远告诉本报，而取道西气东输管道又得收取较为昂贵的加压费，使成本大幅提升。

相比于天然气，煤层气开采难度更大，开采成本较高。尽管国家对煤层气已陆续出台了投资补助、财政补贴、税收优惠、发电上网等10多项扶持措施，但目前仍很难让企业做到“有利可图”。

据了解，尽管国家对煤层气的价格政策跟天然气固定定价有所区别，生产企业可与用户直接商谈价格，但目前煤层气交易基本与天然气同价，同样面临着价格偏低，企业赢利困难的问题。

孙茂远指出，目前各投资主体加大对煤层气的投资，看好的是未来的市场，包括天然气价格改革带来的赢利预期增加。他希望国家建立煤层气产业发展基金，从石油特别收益金和煤炭资源税等项目中提取，用于煤层气风险勘探和重大建设项目。

另外，煤层气大规模开采还需解决与煤矿矿权重叠的问题，而且目前煤层气仅在矿法配套法规附则目录中被列为独立矿种，而未能名正言顺地将其与石油天然气并列。孙茂远希望能在法律法规方面得到国家支持。

与煤层气类似，页岩气也可代替天然气，但在我国仍处起步阶段。今年8月，国土资源部油气资源战略研究中心在重庆市綦江县启动了全国首个页岩气资源勘查项目。张大伟表示，此举标志着我国正式开始新型能源页岩气资源的勘探开发。

在寻找天然气替代资源的同时，通过能源之间的转化也能间接实现天然气来源的多元化，特别是煤制天然气近年来就受到了各路资本的追捧。包括产煤地政府、煤炭企业、石化企业，甚至电力企业也加入其中。

近日，中电投位于新疆的两大煤制天然气项目——中电投新能察布查尔和中电投霍城2个60亿立方米煤制天然气项目同时开工建设，总投资额超过500亿元。

业内专家告诉本报，与投资煤层气相似，参与煤制天然气投资的能源企业看中的是天然气未来巨大的市场需求，且目前天然气价格改革箭在弦上，不管最终采用哪种方案，必将推高气价使煤制天然气项目预期收益大大增加。【21世纪网】本文网址：http://www.21cbh.com/HTML/2009-11-19/154469_5.html