我國引進海外天然氣資源存在的問題及應對措施*

宋秋銀

(中國勞動關系學院)

0 引 言

目前，天然氣在中國能源結構中的占比大概為4%。而國際水平為24%左右；OECD國家的天然氣占比更高。到2025年，世界天然氣消費量將增加到4.28×1012m3，增長68%，年均增長率為2.2%，是一次性能源消費中增長最快的品種。天然氣消費將超過煤炭成為世界第二大能源。其中工業化國家、東歐、獨聯體和發展中國家的天然氣消費年平均增長率分別為1.8%、2.1%和2.9%。其中，中國達6.9%，印度達4.8%，增長勢頭極其強勁[1]。

中國既是能源生產大國，同時又是能源消費大國，但能源生產量的增長始終低于國內能源消費量的增長，因此中國的能源短缺量將越來越大，能源的可持續發展是政府關注的重點，能源戰略與國家利益和國家安全緊密相聯[2]。

為保證天然氣供應的經濟性和安全性，必須充分利用國內、國外的兩種資源、兩個市場，我國引進海外天然氣資源已成為必然趨勢。

1 引進海外天然氣的主要途徑

在中國天然氣剩余儲量中，低品儲量占到了80%以上[3]；而從全球性天然氣資源供銷量分布看，中國具有得天獨厚的資源環繞型結構特征，即：北接中亞-俄羅斯、西鄰中東、南望太平洋諸多天然氣出口國。因此，如何合理利用海外天然氣資源、合理規劃和保護自有資源成為當前十分重要的戰略研究內容。

中國引進海外天然氣主要通過三種方式來實現：①參與海外上游區塊的勘探開發，可為我國海外天然氣的引進提供最有力的氣源保障；②參與跨國天然氣管線建設，是海外引進天然氣中，最具有不確定性風險的類型，但一旦簽訂合同則具有長期穩定供氣的優勢；③引進LNG合同氣這是海外引進天然氣中，相對比較直接和簡單的形式。

1.1 參與海外天然氣資源勘探開發現狀

目前，歐債危機擔憂持續不減，伊朗問題不斷升溫，使2012年世界石油需求面臨下滑；但同時世界經濟在漸漸好轉。在2011年11月18日，國際能源署(IEA)新任署長范德胡芬(Maria van der Hoeven)在北京發布的2011年度《世界能源展望》中特別提出，世界天然氣迎來了黃金時代，無論是需求方還是供應方都向好發展。在新政策情景中，未來對天然氣的需求量幾乎達到了對煤炭需求量的水平，預計天然氣的全球貿易會翻番，增量中超過三分之一來自中國。其他觀察家和專家們的預測也基本一致。實際上，我國三大石油公司也積極開拓海外天然氣資源的勘探開發市場。截至2010年，中石油的海外業務已經擴展到世界29個國家，運作90個油氣投資項目，天然氣生產能力60億立方米/年；中石化國際的35個海外天然氣勘探開發投資主要集中在沙特、伊朗和薩哈林海域。目前，這些勘探開發區塊還有待突破；中海油目前已經開展的9個海外業務中有5個項目與天然氣有關。

1.2 引進管道天然氣

中國的北部和西部與兩大世界級天然氣產區(中亞-俄羅斯、中東)相鄰，陸地相連，具有得天獨厚的潛在資源陸橋供給優勢。

根據國家能源安全戰略需要，先后設立了中俄、中亞、中緬三個管線項目，其中，中俄天然氣管線的動議始于1995年，科維科金氣田到目前因價格和政治均勢原因一直未果；中亞管線動議始于1996年，其國內部分也叫西氣東輸二線工程，于2008年2月開工建設，2011年6月投入運行，年供氣能力120×108m3；中緬管線動議始于2004年，2010年開始施工建設，目前已經進入工程施工的收尾階段，預計今年(2012年)6月份完工，并開始輸氣，但是天然氣資源問題將是該氣管線最大的瓶頸。中俄、中緬管線實際上代表了當前跨國管線天然氣存在的三種主要風險：資源、價格及政治均勢。

從伊朗通過管線獲得天然氣資源的可行性依然存在。這部分資源的競爭對于平抑俄羅斯管線天然氣價格和提升中國的市場價值具有重要作用。

1.3 LNG引進現狀與前景

液化天然氣使天然氣可以運送到更遠的、管道不易到達的地區和國家，天然氣貿易流更加廣泛，使用領域也從發電、民用擴大到交通領域[4]。

中國東南沿海漫長的海岸線和眾多的港口為LNG的接收提供了十分有利的條件。從地緣優勢和安全結構上看，太平洋天然氣產區將成為我國LNG的主要供給區，中東LNG也將占有一定比例[5]。

中石油自2005年以來一直在不斷加大LNG項目開發力度，在亞太和中東地區進行頻繁的業務拓展，2006年底在伊朗項目上獲得突破。2008年11月和2009年8月，中石油分別與澳大利亞高更項目的荷蘭殼牌和埃克森美孚簽署協議，在20年內每年向中國供應，液化氣共計325×104t。2011年1月份，中石油認購澳大利亞液化天然氣公司19.9%的股份,成為該公司最大股東。

早在2002年底,中海油向BP收購了印尼東固LNG項目相當于12.5%的權益。東固LNG項目的合作伙伴已簽訂一項為期25年的LNG供應合同，自2007年起每年將向中國福建的LNG接收站項目供應液化天然氣。2003年5月，中海油收購了澳大利亞西北大陸架天然氣項目的上游資產及儲量，將于2006年開始為廣東LNG接收站供應來自NWS天然氣項目的液化天然氣。2006年11月，中海油與馬來西亞石油簽署協議，馬來西亞將從2009年起的25年內，持續向中國上海供應液化天然氣。2010年3月份，中海油與英國天然氣集團公司簽署合同，購買其在澳大利亞項目的LNG,每年360×104t，為期20年。

2 引進海外天然氣資源存在的主要問題

2.1 國內天然氣氣價過低是引進海外天然氣資源的最大障礙

目前全球天然氣市場已經基本形成，北美、歐洲、太平洋三大市場的天然氣價格和定價方式逐漸趨同；而中國國內市場在2011年的BTU價格僅為國際氣價的46%。由于國際、國內天然氣市場不接軌，過大的價格差異導致我國在全球天然氣市場的競爭力急劇減弱，并將直接限制對國外優質天然氣資源的利用。例如中亞氣在新疆的到岸價約2.2元/立方米；目前廣東天然氣銷售價格最高，其門站銷售價格也僅為2.74元/立方米，而全國其他地區，天然氣門站價格仍維持在1.8元/立方米-2.3元/立方米。2011年中石油進口中亞氣155×108m3，虧損額就達200億元。

2.2 引進海外天然氣具有高風險，我國油氣戰略規劃不確定性明顯增加

由于目前全球政治經濟格局尚在微妙的變格之中，世界天然氣工業正處在急劇調整和快速發展階段，因此在全球均勢格局和天然氣價格走勢沒有完全明朗以前，政治經濟競爭與均勢較量導致以跨國天然氣管線為主的引進項目面臨很多變數，這種變數進一步增加了我國油氣戰略中長期規劃的不確定性[6]。首先，不同的天然氣引進項目類型具有不同的風險特征。其次，跨國天然氣管線建設無論對于資源國或消費國都是國家的重大戰略行為，跨國天然氣管線建設就有來自于政治和資源等非市場化競爭的風險。所以，我國目前正在論證的天然氣管線項目都面臨很多變數。盡管LNG市場已經實現全球化和大區市場格局，我國在世界主要LNG產區(中東、俄羅斯)的大單合同依然具有較強的國際政治敏感性[5]，隨時都可能因為大國力量的介入而難以實現或終止。

2.3 跨國管線業務政治化傾向，運做過程中應針對不同類型辨證實施

氣源儲量落實的跨國管線因具有技術上的可行性，一般視為實業管線，消費國可以通過商業(外交協助)手段實現，如中-土管線；而天然氣儲量不落實的跨國管線則主要服務于國家間的外交斡旋，具有較強的政治色彩，利用這類管線并通過外交手段(油公司協助)，來使國家(政治)利益最大化。合理區分跨國管線類型辨證施治，在當前復雜的國際形勢下尤為重要。

2.4 海外引進天然氣對市場和調峰要求比國內更為苛刻

由于國際政治、經濟、資源結構的復雜性，即使已簽約也面臨很大變數。典型如俄羅斯在烏克蘭供氣問題上的行為、管線過境爭議、自然災害、國家間戰爭等，均可能導致供氣中斷或減少。為了確保國家能源安全，需要做好充分、詳實的市場準備及調峰規劃。

2.5 海外天然氣資源競爭面臨巨額資金投入及高沉沒成本壓力

海外油氣勘探是國家進行國際資源競爭的重要戰略手段。未來天然氣資源的發現機會主要出現在深海、復雜山前帶、極地等高成本、高風險領域，以及中東和俄羅斯等世界級政治敏感區[6]。這些地區探井成本一般需千萬或近億美元，而氣田開發建設成本一般在數十億美元以上。如果沒有國家作為油公司強大的政治后盾，沒有國家經濟上的扶持與鼓勵，油公司將可能面臨巨額風險資金沉沒的壓力，從而放棄參與海外天然氣勘探項目。

3 建議采取的應對措施

3.1 加快中國國內天然氣市場培育與價格體制改革，實現國際接軌

合理進行中國天然氣工業及在全球天然氣市場的定位，一切戰略的制訂首先在于戰略定位。

中國天然氣工業發展階段定位：尚處于從傳統石油工業脫離，形成獨立天然氣產業的過渡期。在這個時期，最重要的是要完成分地區、有試點的消費市場培育、價格與國際逐步接軌、勘探開發全球化；中國天然氣工業在全球市場的定位：目前還是相對封閉的本土計劃經濟模式。由于引進海外資源超前于國內市場改革，因而面臨兩種市場矛盾和國際市場激烈競爭的巨大沖擊，到了不得不變的關鍵決策時期。

由于引進海外天然氣的三種形式都采用國際化合同模式和價格標準，因此一旦按照國際價格引進的天然氣進入本土市場，最首要的問題就是價格。LNG方面，除了中海油在2002年簽約的1210萬噸/年具有特殊優惠價格外，其余均為當前國際價格(接近原油BTU價)，這部分資源在2009年前后陸續進入我國市場。管線氣方面，土庫曼到中國的管線天然氣已經在2009年底進入中國市場。中亞天然氣管道作為我國首條陸上引進境外天然氣資源的戰略管道，此前A/B線已相繼建成投運，目前輸氣能力達170億立方米/年，2012年6月將升至300億立方米/年。該管道已連續安全平穩運行732天，累計向中國輸氣超過195億立方米，占中國同期天然氣進口總量的50%以上。

加快統一價格，通過差異稅收及補貼逐步過渡。充分吸收國外經驗，在短時間(2～3年)內使國內天然氣價格與國際接軌，形成統一定價機制，以滿足海外資源競爭需要。

采用差異性稅收、地區及行業性補貼方式維持國內消費市場的穩定，逐步引導消費市場向更加國際化方向發展。如加收環保稅、增加燃氣發電補貼促進電廠用氣等。要通過政府反復試點、調整、修正，使國內市場平穩過渡。

必須先試點，后滾動，再普及。中國天然氣生產體系與消費市場不同于世界任何其他大多數國家，必須針對中國自身問題，以試點方式首先發現和暴露問題，找到解決問題的途徑、減小向潔凈能源轉型階段的社會振蕩。根據地區性能源結構特征，將油氣和煤資源貧乏地區、富油氣-貧煤地區、富煤-貧油氣地區，以及風能和水力豐富地區區別對待。分析天然氣價格接軌的影響和應對措施。

3.2 根據引進海外資源風險特征，制度化跟蹤和修訂國家能源戰略規劃

海外引進天然氣資源具有比石油更大的不確定性，這種不確定性主要來自天然氣工業的規模經濟，以及跨國管線天然氣的范圍經濟特點，是國際業務的普遍特點。從全球主要資源國、消費國和大油公司戰略研究方式看，應對海外不確定性風險的有效途徑就是制度化跟蹤和逐年修訂國家能源戰略規劃[7]。

3.3 國家給予政策鼓勵和有效扶持，激勵油公司挑戰前緣領域，拓展資源空間

確定國家層面海外攻關內容，設立政府級風險投資和技術攻關基金。中國油公司已經基本渡過進入關，未來發展關鍵是盡快培育核心競爭力。主要攻關領域包括深海、極地、冷海(天然氣)勘探，邊遠叢林區資源勘探，大型“三高”氣田開發，海上LNG等。由于這些攻關領域直接關系國家能源安全，而風險上接近或超過油公司風險承受能力，因此，建議國家設立風險投資和技術攻關基金，鼓勵企業積極挑戰高風險前緣領域。

在氣價接軌之前，分類設定油公司海外天然氣項目的內部收益率(IRR)標準；對于因為氣價原因達不到IRR標準的項目，由國家通過財稅補貼達到IRR標準[8]。

3.4 國內、國外兩種資源優化配置，合理解決調峰和儲備問題

海外天然氣資源不僅是國內資源的有效補充，同時也是對國內資源的保護，因此在空間和時間上科學配置兩種資源需要發揮政府的重要調節職能。

建議：

(1)管線天然氣：將跨國管線附近的國內氣田部分作為戰略儲備，在海外天然氣資源引進正常情況下限產，在出現風險時放開，效果上類似儲氣庫。

(2)LNG引進：大公司到國外拿大單，鼓勵民營企業到國外拿小合同現貨LNG，由地方分銷公司統一運營和協調，解決LNG調峰和儲備問題。

1 BP.BP Statistical Review of World Energy June 2007[R].http://www.bp.com/statisticalreview，2007.

2 世界能源署.世界能源展望2007[R].http://www.eia.gov，2007.

3 趙文智，汪澤成，王紅軍，等.近年來我國發現大中型氣田的地質特點與21世紀天然氣勘探前景[J].天然氣地球科學，2005，16(6):687-692.

4 邵士軍.國際LNG合同條款新變化[J].國際石油經濟，2004，12:46-50.

5 童曉光.跨國油氣勘探開發國際研討會論文集[M].北京:石油工業出版社，2006，39-43.

6 童曉光.21世紀初中國跨國油氣勘探開發戰略研究[M].北京:石油工業出版社，2003，9-11.

7 江澤民.對中國能源問題的思考[J].上海交通大學學報，2008，42(3):345-359.

8 楊雪雁.論中國石油國際經營環境與策略[M].北京:石油工業出版社，2005，69-81.