中國海上天然氣價格管理及定價機制

蘇 倩 紀海燕 萬 方

（中國石油集團海洋工程有限公司工程設計院，北京 100028）

0 引言

中國天然氣產業進入快速發展時期，天然氣市場化改革也在不斷推進。在天然氣定價機制改革進程中，海上天然氣是國內最早市場化開放的氣源之一，目前已被列入國家非管制氣的范圍。隨著海上氣田開發技術的不斷提高，其開發模式不斷更新發展，天然氣產品形態呈現出多樣化的特點，在國內多種天然氣價格機制并存格局的影響下，我國海上氣田產品的定價機制呈現出復雜性的特點。在廣東省率先試點天然氣價格形成機制改革，區域內已形成海陸并舉的供氣格局，是中國天然氣市場最發達、最活躍的地區之一。因此，以廣東省為例分析海上氣田天然氣產品的價格水平，可以為我國海上天然氣的定價提供參考。

1 中國天然氣定價機制及價格管理政策

1.1 天然氣定價原理及方法

目前，國內外普遍采用的天然氣定價方法主要分為壟斷市場定價法和競爭市場定價法［1］。我國長期以來一直采用壟斷型價格管制模式，主要包括成本加成法和市場凈回值法。近年來隨著天然氣定價機制改革的不斷推進，我國天然氣價格體制正逐步向競爭市場定價發展。

1.1.1 壟斷市場定價法

成本加成定價法是以生產成本為基礎加上一定比例的利潤來確定價格的方法，該方法兼顧了天然氣供應企業的成本和利潤，能夠保障企業的基本收益。同時，采用該方法定價的天然氣價格遠低于同熱值下替代能源的價格，將有利于鼓勵用戶增加天然氣使用量，因此在天然氣發展的起步階段，大多數國家會選擇采用成本加成法定價。市場凈回值法是以商品的市場價值和同等當量商品的市場價值作為參考來確定商品上游供應價格的方法。由于采用市場凈回值法可以與天然氣替代能源的市場價格掛鉤，因此按照該方法形成的天然氣門站價格能夠更好地反映天然氣的市場價值，并將天然氣供需情況等市場信號有效地傳遞給消費者和供應商。

1.1.2 競爭市場定價法

競爭市場定價法是由市場供求決定，以供需雙方均衡時的價格作為商品的市場價格。競爭市場定價是天然氣市場進入競爭性階段而形成的。隨著天然氣市場的發展，市場需求逐步擴大、供應商不斷增多、競爭加劇，使得市場壟斷的局面被打破，價格不再主要由壟斷廠商或政府控制，而由市場決定。競爭讓天然氣供應商不斷提高市場競爭力、追求利潤最大化，從而提高效率和降低成本，有助于形成公正合理的市場價格。

1.2 中國天然氣價格管理體制發展進程

1.2.1 改革歷程

中國天然氣出廠價格形成機制逐步由政府管制定價向市場定價過渡。我國對天然氣出廠價的管理主要經歷了完全政府定價階段、價格雙軌制階段和政府指導定價階段3個階段［2-5］：①1982年4月以前，我國天然氣處于完全政府定價階段，天然氣價格實行計劃體制，由國家統一定價；②1982年5月至2005年12月，我國處于天然氣定價的雙軌制時期，即對天然氣實行計劃壟斷性定價和市場定價兩種不同的定價機制，標志著我國天然氣價格從此不再受政府的絕對控制；③2005年12月，國家發展和改革委員會（以下簡稱“國家發改委”）出臺了統一實行政府指導價的天然氣改革政策，我國從此進入天然氣政府指導定價階段，該階段經歷了天然氣定價機制的重大改革，天然氣的定價方法由之前的成本加成法調整為市場凈回值法，并先后理順了非居民和居民用氣價格，我國天然氣價格市場化改革向前邁進關鍵一步［6-7］。政府指導定價時期以來出臺的重要文件及相關政策如表1所示［8］。

表1 中國天然氣政府指導定價階段改革文件梳理表

1.2.2 最新政策

2020年3月，國家發改委發布了最新《中央定價目錄》［9］，該文件將天然氣門站價格從定價目錄中移除，規定了具備競爭條件省份天然氣的門站價格由市場形成。新版目錄中明確了非管制氣和管制氣的范圍，分別對兩類天然氣的價格形成機制提出了指導性意見：①非管制氣包括海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、福建省用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣以及2015年以后投產的進口管道天然氣，均實行市場調節價格；②管制氣包括其他國產陸上天然氣和2014年底前投產的進口管道天然氣，其價格按照“基準門站價格＋浮動幅度”的方法確定，由國家發改委定期公布基準價格［10-11］。

1.2.3 海上天然氣定價政策

我國海上氣田勘探開發工作起步較晚，直至1992年國內第一座海上氣田順利投產，海上氣才逐步進入天然氣定價機制改革的浪潮之中。由于早期國產海上天然氣氣源在國內天然氣供應中的占比非常小，同時海上氣經采出后通過海底管道進入陸上管網混合輸送并一起銷售，因此海上天然氣同樣經歷了從雙軌制定價到政府指導定價的過程。2011年，國家開始將國產海上天然氣氣源價格逐步放開［12］，首先是允許混合輸送但單獨銷售的氣源價格市場化；隨后進一步放寬了限制，規定無論是否混合輸送，供需雙方只要可區分氣源單獨簽訂購銷和運輸合同，氣源價格由市場形成［13］。2020年3月在新版《中央定價目錄》中，海上氣被明確列為非管制氣，實行市場調節價。海上天然氣經歷了從雙軌制定價到政府指導定價再到完全開放市場化的過程，雖然起步較晚，但在價格改革進程中是最快開放市場化的氣源之一。

2 海上天然氣定價機制研究

2.1 中國海上氣田的分布及發展

目前，我國已勘探開發的海上氣田主要分布于渤海灣、東海、南海海域。早期的海上氣田勘探開發工作主要集中在技術難度相對較低的淺水海域：①1992年我國自營開發建設的第一座海上氣田——渤海灣海域錦州20-2凝析氣田投產［14］；②1996年南海海域的崖城13-1氣田投產，這是南海西部海域第一個發現和對外合作開發的高產大氣田［15］；③1999年在我國東海海域平湖和春曉氣田也相繼投產［16］。進入21世紀以來，我國海上開發技術不斷成熟，開發海域也逐步由淺水區域向更深的海域發展：①2006年7月我國通過對外合作在南海北部深水區域成功鉆探了水深1 480 m的勘探井，拉開了我國深水區域油氣勘探的序幕；②2014年我國第一個大型深水氣田——荔灣3-1氣田正式投產，隨后流花34-2和流花29-1氣田也相繼投產；③2018年底我國首個深水自營大氣田——南海陵水17-2氣田正式進入開發建設階段，標志著我國深水勘探技術向世界先進水平更進一步［17］。

2.2 海上氣田的開發模式及產品形態

按照是否依托陸上終端，海上氣田的開發模式分為半海半陸式和全海式。半海半陸式開發模式是依托海底管道將采出的天然氣輸送至陸上終端，經處理后的天然氣外輸至城市管網供應至各城市用戶，產品形式為氣態天然氣，貿易特點為管道輸送。目前我國已投產的氣田均采用的是半海半陸的開發模式。而全海式是一種較為新型的氣田開發模式，在該模式下天然氣的生產處理、儲存和外輸均在海上完成。在全海式開發模式下，采出的天然氣依托FLNG／FCNG進行處理和儲存，天然氣產品的形態隨儲存形式發生了改變，FLNG將處理后的天然氣液化并低溫儲存，產品形態為LNG，而FCNG技術是將天然氣在常溫下壓縮，以高壓氣體的形式儲存，產品形態為CNG，全海式開發模式的貿易特點是以船運為主。不同海上氣田開發模式下天然氣產品的特點如表2所示。

表2 不同海上氣田開發模式下的天然氣產品特點表

2.3 海上天然氣定價機制的復雜性

由于海上氣田的開發模式不一，天然氣產品的交易形態呈現出多樣化的特點，導致我國海上氣田開發項目存在定價形式多樣和定價機制復雜的問題。

采用半海半陸模式開發的氣田氣經過海底管道輸送至陸上終端，再通過城市管網銷售至各城市用戶。雖然原則上非管制氣的價格不受國家管控，但由于天然氣市場尚未形成完全市場化，非管制氣的價格并不完全由供求關系決定。在海氣陸上終端與城市管網連通的省份，天然氣銷售價格在一定程度上會受到管制氣天然氣門站價格的影響。采用全海式開發模式的氣田氣還會受到LNG國際貿易的影響。我國海上氣源除了來自于海上氣田氣，還有更大一部分來自于LNG接收站接卸的進口LNG，2019年全國LNG進口量占天然氣總供應量的27%。進口LNG屬于非管制氣范圍，其定價機制較為復雜，通常是按照貿易雙方簽訂的商務合同來確定天然氣到岸價。在國際上根據區域市場的不同特點，亞洲、美洲、歐洲等地區市場的定價方式各不相同，呈現出區域性多樣化的特點。由此看來，采用不同開發模式的氣田，其天然氣價格產品存在多樣性，定價機制也存在較大差異，因此，海上天然氣定價機制存在一定的復雜性。

3 廣東省海上天然氣定價機制實證研究

廣東省已形成海陸并舉的供應格局，是國內天然氣市場最活躍的省份之一。近年來，廣東省相繼投產了多個深水氣田，同時依托東南沿海省份的天然地理優勢，LNG接收站建設迅速發展，陸上天然氣管道也基本形成了“多張網”并存的格局。因此選取廣東省為研究對象分析海上天然氣不同產品形態的價格機制，為我國海上天然氣定價提供參考。

3.1 廣東省天然氣價格定價機制

從供給方面看，廣東省天然氣供應主要來源于海上天然氣、西氣東輸二線長輸管道天然氣以及LNG接收站接卸的進口LNG。根據2020年3月國家發改委發布的新版《中央定價目錄》，廣東省海上天然氣、進口LNG均被列為非管制氣的范圍，而西氣東輸二線管道天然氣被列為管制氣的范圍。目前，廣東省納入政府價格管理的氣源約占全省天然氣消費量的38%。

3.1.1 管制氣

西氣東輸二線管道天然氣門站價格按照“基準門站價格+浮動幅度”的定價方法確定，根據國家發改委發布的文件《關于調整天然氣基準門站價格的通知（發改價格〔2019〕562號）》，廣東省天然氣含稅基準門站價格為2.04元／m3，浮動幅度為可以上浮20%、下浮幅度不限。

由于廣東省遠離氣源生產地，處于天然氣長輸管道的末端，因此按照“市場凈回值法”計算，廣東省天然氣門站價格在全國處于較高水平。根據2016年11月國家發改委在福建省試點天然氣門站價格市場化改革的政策，對于同處于西氣東輸二線管道末端的廣東省，具有一定的參考意義。

3.1.2 非管制氣

1）海上天然氣。目前，廣東省海上氣田（包括番禺／惠州氣田、荔灣氣田）采出的天然氣通過珠海—中山天然氣海底管道輸送至珠海橫琴和高欄港海氣接收站統一進行外輸銷售。銷售價格遵從市場原則，由供需雙方協商定價。由于廣東省海上氣田氣是通過省管網進行外輸銷售，而省管網又與西氣東輸二線長輸管道廣州末站相連，因此管制氣定價在一定程度上制約了海上氣田氣的市場化定價。據統計，目前廣東省海上天然氣含稅銷售價格為2.0元／m3，當前的價格在一定程度上遵循西氣東輸二線管道天然氣門站價格走勢。

2）進口LNG。廣東省LNG接收站的氣源均為進口氣源，已建成深圳大鵬、珠海金灣、粵東、東莞九豐等LNG接收站。2006年6月，中國海油廣東大鵬液化天然氣有限公司與澳大利亞西北大陸架天然氣項目簽訂了25年長期“照付不議”的銷售合同，其中規定了LNG基準氣源價格公式為P＝［（0.052 5×JCC＋1.535）×匯率／1.055 1］×（1＋0.3%），由于該公式設定了日本原油價格指數（JCC）價格25美元／bbl封頂的條件，因此廣東大鵬進口的澳大利亞氣源為歷史最低價格。根據廣東省發展和改革委員會公布的《關于核定廣東大鵬液化天然氣有限公司第十四合同年門站銷售價格的通知》（粵發改價格〔2019〕330號），廣東大鵬進口的LNG含稅基準落地價核定為23.33元／GJ，平均門站含稅參考價為1.40元／m3。2008年6月，中國海油與卡塔爾石油公司簽署了LNG購銷協議，自2009年9月起，卡塔爾石油公司相繼向深圳大鵬LNG接收站和粵東LNG接收站供應LNG。卡塔爾氣源價格同樣與JCC掛鉤，但由于沒有價格封頂條款的限制，其基準落地價格高于澳大利亞氣源價格。當JCC價格在60～80美元／bbl的區間變動時，卡塔爾氣源銷售給用戶的含稅價格為3.26～4.20元／m3。根據廣東省規劃，中國石油揭陽LNG、深圳LNG接收站項目建設已陸續啟動，未來廣東省還將接收中國石油進口LNG資源。目前，中國石油已簽署的進口LNG貿易合同包括卡塔爾燃氣第四期項目、澳大利亞高庚項目（殼牌份額）、澳大利亞高庚項目（美孚份額）。當國際油價在60～80美元／bbl的區間變動時，中國石油長貿合同氣源銷售給用戶的含稅價格為2.68～3.80元／m3。

3.2 廣東省海上氣田不同產品形式的定價策略

截至目前，廣東省已投產的海上氣田均采用半海半陸的開發模式，當前定價基本是以西氣東輸二線管道氣價格為標桿參照制定。由于廣東省天然氣門站處于西氣東輸二線長輸管道的末端，價格水平較高，參考在福建省試點的改革政策，未來幾年采用半海半陸開發模式下的天然氣價格進一步放開的可能性較大。

隨著我國海上開發技術的不斷發展，開發領域不斷向深水海域推進，海上氣田開發會逐步向全海式的開發模式過渡。在全海式開發模式下，依托FCNG處理和儲存的CNG，最終產品交易形態為氣態天然氣，產品定價理論上參照半海半陸式開發模式下的定價機制執行，當前參考含稅銷售價格為2.0元／m3。依托FLNG處理和儲存的LNG，從產品形態和交易模式來看，產品定價機制與廣東省進口LNG的定價機制近似，產品價格參照進口LNG商務合同確定的到岸價格執行。就廣東省進口LNG市場來看，廣東大鵬簽訂的澳大利亞天然氣銷售合同為歷史最低價格，市場競爭力最強但不具有參考價值，當前參考到岸價依據近幾年簽訂的購銷協議含稅價格為3.0～4.0元／m3。

4 結論

1）中國天然氣出廠價格形成機制逐步由政府管制定價向市場定價過渡。海上天然氣雖然起步較晚，但在天然氣價格改革的浪潮中是市場化進程最快的氣源之一。在最新版《中央定價目錄》中，海上氣被列入非管制氣的范圍，實行市場調節價。

2）海上氣田的開發模式包括半海半陸式和全海式。半海半陸式依托海底管道將采出的天然氣輸送至陸上，產品形態為氣態天然氣，貿易特點為管道輸送；全海式依托FLNG／FCNG將采出的天然氣處理并儲存，FLNG處理模式下的天然氣產品形態為LNG，FCNG處理模式下的天然氣產品形態為CNG。貿易特點均為船邊交易（FOB）或到岸交易（CIF）。

3）受海上氣田開發模式和多種價格體制并軌存在的影響，海上天然氣的價格存在定價機制復雜性的特點。在半海半陸開發模式下，天然氣產品在一定程度上遵循西氣東輸二線管道天然氣門站價格走勢；在全海式開發模式下，CNG產品參照半海半陸開發模式下的定價機制執行，LNG產品價格參照進口LNG商務合同確定的到岸價格執行。

4）廣東省作為試點省份率先開展天然氣價格形成機制改革，建立了相對充分的市場化價格機制，目前已呈現出“海陸并舉、多源互補、三足分立”的市場格局，從競爭條件上來看已走在我國的最前端。廣東省天然氣產業發展具有典型的代表性，對我國其他沿海省份天然氣定價具有重要的參考意義。