“十三五”期间，全球天然气将进入供应宽松时代，“竞争”将成为天然气行业的主题，而价格是影响竞争胜败的核心要素。为了降低生产商和进口商的销售压力和亏损风险、保障供需双方权益、维护市场健康发展，有必要分析当前行业竞争态势，研究不同气源类型天然气的价格体系和价格走势。
预测结果表明 ：随着国际油价持续振荡， LNG 与管道天然气之间的竞价关系将呈现周期性变换。展望新的市场形势，提出了如下建议：①正视经济新常态下的市场，按照目前国内能源消费比重，天然气仍有很大的市场潜力；②正确看待油价长期走势，销售价格低于开发成本是不可持续的经济现象 ；③加大市场开发力度，规避恶性竞争 ；④完善天然气价格体系，实行天然气差别价格，避免出现因季节变化而供需失衡的情况。
结论认为 ：相对缺乏灵活性的定价机制会给油气企业带来巨大的压力，而天然气产业属于民生产业，稳定供应仍是第一要务 ；面对新形势，需要政企联合，完善天然气价格体系、维持供需平衡，以促进行业发展。
关键词：中国 天然气市场 供应量 需求量 国际贸易 进口 LNG 行业竞争 价格体系 天然气价格改革
在国际经济复苏乏力的大环境下，我国经济处于弱周期低增速运行状态。预计“十三五”期间，GDP 增速将维持在 7.0% ～ 7.5%，高耗能和重化工行业发展将会明显放缓。在此期间，我国天然气消费模式将由“供应驱动消费”逐步向“需求拉动消费”转变，各资源方争夺下游市场将成为常态。
长期以来，我国天然气供应以管道天然气为主体，其占全国天然气供应市场的 85% 以上，进口LNG 由于价格高企，一直在东南沿海地区作为辅助供应。但是，从 2014 年开始，随着国际油价下降，全球 LNG 资源过剩，进口 LNG 的价格优势凸显，表现出强劲的竞争力。 2014 年 2 月，国家发展和改革委员会发布了《天然气基础设施建设与运营管理办法》，从政策层面为民企参与 LNG 进口打通渠道 [2]。随后，中石油陆续向新奥集团股份有限公司（以下简称新奥集团）、广汇能源股份有限公司等民营企业及部分外企开放了 LNG 接收站租赁业务，新奥集团舟山 LNG 接收站建设也已获核准。由于 LNG 进口门槛降低，预计未来将会有更多的民企、民资涌入 LNG市场，这将加剧市场竞争，改变上游市场结构。面对日益复杂的市场，加强市场竞争态势研究，是保障供需双方权益、维护市场健康发展的前提。
1当前天然气市场的竞争态势
1.1 进口 LNG 与国内 LNG 的竞争
2015 年，国内 LNG 价格一路下滑，据监测数据显示，海上进口 LNG 大量涌入，直接冲击了国内LNG 的市场价格体系，国内 LNG 均价由 2015 年初的 5 034 元 /t 降至年末的 3 296 元 /t，骤跌 34.53%，LNG 工厂利润较 2014 年出现明显下滑，部分 LNG工厂面临被淘汰的命运， 2014 年国内 LNG 总产量约 83.4×108 m3，但 2015 年上半年全国 LNG 工厂平均开工率仅为 36.75%。以中石化青岛 LNG 接收站为例， 2015 年该接收站通过分销商大量出货，均价低于 4 000 元 /t，对山东、江苏市场形成明显冲击，几乎取代了全部 LNG 工厂的供应量。
市场格局变化的关键在于价格。目前进口 LNG到岸价约为 2 500 元 /t，加上 1 000 元 /t 的附加费（包括接收站的仓储费用、增值税费、 0.3% 的损耗），总成本约 3 500 元 /t。而国内 LNG 工厂成本基本都在 3 900 元 /t 以上。 400元 /t 的价差及接收站运输距离优势，致使国内 LNG 工厂流失大量东部市场。
1.2 进口 LNG 与国内管道气的竞争
随着 LNG 供给端的爆发式增长， LNG 价格持续走低，大量生产型企业自建气站，自购 LNG，采用点供的方式解决生产用气，这种现象在东部沿海一带较为普遍。这种现象造成燃气公司的工商业客户资源流失、销售气量下降。目前进口 LNG 供应工商业的价格介于 2.8 ～ 3.0 元 / m3，而地方物价局核准的城市燃气终端价格为 3.4 ～ 3.8 元 / m3，在进口 LNG与国内管道气的竞争中， LNG 价格优势明显。尽管LNG“点供”的稳定性难以保障，同等价格条件下，用户更倾向于管道气，但是进口 LNG 极大地增加了工商用户与燃气公司的议价能力。这也让许多被政府授予特许经营权的燃气公司认为，“点供”存在不正当竞争的因素，在燃气公司特许经营区域范围内，LNG气价应该参照管道燃气，通过物价部门进行定价。如果进口 LNG 价格持续下跌至一定幅度，在国家放开管道第三方准入的政策下，进口 LNG 可能通过接收站气化进入管道，将管道气与进口 LNG 原有的间接竞争，转变成直接竞争。竞争范围也将由沿海 300 ～ 500 km 经济半径以内扩展至更为广阔的区域，从而由区域竞争上升为全面竞争。
2主要竞争气源的价格构成
由于经济疲软，用气企业利润率降低，对天然气价格会更加敏感。因此，价格将成为不同气源竞争的首要因素。通过管道气的销售价格机制和进口LNG 采购价的价格公式可以发现，国际油价是决定不同气源价格走势的最重要因素。2.1 我国管道天然气门站价定价机制
我国管道天然气销售价格由政府管制，定价方法为市场净回值法，以上海市场为计价基准点，建立市场门站价格与替代能源价格挂钩机制，价格按照略低于等热值替代能源的原则确定。替代能源品类选择燃料油和 LPG，权重分别为 60% 和 40%。替代能源价格按单位热值价格加权平均计算。同时，为提高竞争优势，天然气价格按替代能源价格的 90% 计算。上海市场门站价格计算公式为 ：
P天然气 = K×(α×P 燃料油×H 天然气 /H 燃料油 +β×PLPG×H天然气 /HLPG)×(1+R) (1)
式中 P 天然气表示上海门站价格，元 / m3 ； K 表示折价系数，暂定 0.9；α、 β 分别表示燃料油和 LPG 的权重，分别取 60% 和 40% ； P 燃料油、 PLPG 分别表示计价周期内海关统计的进口燃料油和 LPG 价格，元 /kg；H 燃料油、HLPG、H 天然气分别表示燃料油、LPG 和天然气的净热值，分别取 41.87 MJ/kg、 50.24 MJ/kg 和 33.5 MJ/ m3 ； R表示天然气增值税，目前为 13%。
其他各省门站价等于上海门站价减去贴水（与上海价差）。影响各省贴水的因素有 ：运输成本、经济水平以及是否为天然气主产区。我国天然气门站价格计算公式参考了欧洲的定价方式，不过调整时间较慢，目前调整周期通常为一年，最近一次为半年，未来天然气定价将如何调整仍待政策指引，直至完全实现市场化。
2.2 进口 LNG 长贸合同价格公式
我国进口 LNG 长贸合同价格采用与日本原油清关价格 JCC 挂钩联动的方式，即“ S”曲线价格模型（图1）。价格公式为 ：
P = A · JCC + B + S (2)
式中 P 表示 LNG 进口价格，美元 /mmBtu（ 1 mmBtu ≈ 1 053 MJ，下同）； JCC 表示日本进口原油清关价格，美元 /bbl(1 bbl= 0.159 m3) ； A 表示与原油挂钩系数 ； B 表示常量，美元 /mmBtu ； S 表示油价过高或过低时的调整参数，美元 /mmBtu ； A、 B、 S 取值由供需双方谈判决定。
“ S”曲线价格模型主要能起到稳定 LNG 价格的作用，当油价大幅走高或下跌时，降低 LNG 随之发生价格骤变的幅度 [5]。例如，日本电力公司与卡塔尔
天然气公司签订的 LNG 进口合同的价格公式为 ：
P = 0.148 5 × JCC + 0.086 75 + S
上式中，当 136 美元 /bbl ＜ JCC ＜ 168 美元 /bbl 时，S = （ JCC － 136） （ / 136 － 168）；当 95 美元 /bbl ＜ JCC＜ 136 美元 /bbl 时，S = 0；当 63 美元 /bbl ＜ JCC ＜ 95美元 /bbl 时， S =（ 95 － JCC） /（ 95 － 63）。
通过公式可以发现， LNG 进口长贸合同价格随原油价格波动幅度不大，波动范围约为 ±35%。由于价格与 JCC 近 3 ～ 5 个月均价挂钩联动，以移动平均方式缓步涨跌，所以当国际油价上涨（或下跌）时，LNG 长贸合同采购价格将滞后 3 ～ 5 个月调整。
2.3 进口 LNG 现货价格
目前国际上没有一致认可的“ LNG 现货”定义，国际 LNG 进口商组织（ GIIGNL）统计的“ LNG现货”包括在一年以内交付的单船 LNG 交易和四年以内的 LNG 短期合同。根据 GIIGNL 的统计，全球LNG 短期和现货贸易量约占 LNG 贸易总量的 25%。
LNG 现货贸易双方通常先签订一个主合同（ Master Agreement），将现货贸易的各项通用商务条款锁定，待实际交易发生时再签订一个单船货物确认函，以进一步确认所交易 LNG 的价格、数量、供货时间、质量、装载港、卸载港、 LNG 船等个性化条款，主合同和单船确认函一起生效。 LNG 现货价格变化快，幅度大，主要受国际油价以及市场供需变化等因素影响。
3不同气源天然气价格未来的变化趋势
3.1 气源价格与国际油价关联分析
2014 年 6 月开始，国际原油价格持续走低，并在低位振荡，通过统计 2014 年 6 月至 2015 年 6 月期间不同气源的价格，可以进一步了解不同气源价格随国际油价变动的情况（表 1）。将 3 种气源价格按照国内计价标准，统一折算成体积计价单位加以对比（图 2）。
通过图表中的数据进行敏感性分析可以发现 ：
① LNG 现货价格对国际油价反应最为敏感，变化趋势与国际油价同步，属于绝对关联，国际油价每上浮或下跌 10%， LNG 现货价格随之变化约 8.2%，同时其受季节供需影响明显，冬季是 LNG 现货价格高点。
② LNG 长贸合同价格与国际油价存在部分关联，一方面其受国际油价影响的幅度要远低于现货，国际油价每上浮或下跌 10%， LNG 长贸价格随之变化约 3.1% ；另一方面，长贸合同价格与国际油价的联动要滞后 3 ～ 5 个月。
③国内管道天然气门站价格同样与国际油价存在联动，但至少滞后半年到一年的时间。
3.2 价格格局变化趋势分析
我国于 2015 年 4 月进行的天然气门站价格改革，是在 2014 年国际油价 95 美元 /bbl 的条件下制定的，而目前国际油价为 45 美元 /bbl，相差约 52%。按照国际货币基金组织的预测，油价会在 2017—2019 年间缓慢回升至 70 ～ 75 美元 [9]。在不考虑政策因素的条件下，依据价格公式和统计数据，测算不同油价条件下 LNG 现货与管道气之间的比价关系（表 2）。
通过对比可以发现，在同样的计价基点下，管道气价格相对于 LNG 现货装车价格更具优势。根据气源价格与国际油价的联动关系，可以预见 ：
①“十三五”初期，我国新一轮天然气价改将以55 ～ 65 美元 /bbl 的国际油价为基础，大幅降低各省管道气门站价格，但进口 LNG 价格随油价同步上涨。
②在销售环节，管道气将重新取得竞价优势，国内以管道气为气源的 LNG 工厂将掀起复工潮，“点供”工商业用户恢复使用管道气。同时，进口 LNG 下游市场受挫，与国产 LNG 在车用 LNG 市场的竞争将会更加激烈。
随着国际油价的逐步上涨， LNG 现货价格将随之走高，长贸 LNG 则在 3 ～ 5 个月之后才开始缓慢调价，期间相对于 LNG 现货享有价格优势，而管道气门站价将在近一年的时间内持续低位运行，与LNG 拉开价差。如果“十三五”期间国际油价持续振荡，上游气源市场的竞价关系将以半年为周期，呈现周期性振荡变化。因此，无论国际油价如何变化，与油价挂钩的进口 LNG 在竞争中的价格优势都不会长期持续。
4市场前景及应对策略
4.1 正视经济新常态下的市场
疲软的经济前景可能会给供气企业带来挑战，但不太可能阻止由于防治污染带来的强劲天然气需求。由于雾霾问题，相关部门期待天然气在能源结构中占到更大份额。目前天然气在中国一次能源消费结构中占比仅为 6.2%，还有充足的发展空间。潜在基本面驱动天然气需求，可抵御经济疲软的影响。最近两年，虽然受到经济放缓以及煤、油价格下滑等因素的影响，我国天然气市场发展的内外部条件发生了一些变化，但天然气消费量逐年增长的趋势并未改变。
通过公开资料统计，随着中华人民共和国国务院《大气污染防治行动计划》落实，中国至少有 10个省市实施了燃煤锅炉改造计划，部分城市已出台相关补贴政策。如 2014 年底青岛市人民政府出台《青岛市加快清洁能源供热发展的若干政策》等配套政策，全面实施清洁能源供热，以现行非居民管道天然气销售价格 4.45 元 /m3（政府定价）为基准，燃气锅炉集中供热用气补贴 2.72 元 /m3。采暖供热用气量增加会加剧用气需求量季节性峰谷差，致使冬季用气供需矛盾更加突显，“冬季供应紧张、夏季需求疲软”将成为我国燃气市场最突出的特征，给供应保障带来严峻挑战。
4.2 正确看待油价长期走势
从经济学理论来说，低油价不会永远持续下去，价格低于成本是不可持续的经济现象，现在的油价已经跌破上游的边际成本，而供求关系是恰恰是由边际成本而不是总量来决定的。例如页岩油、页岩气的成本总体就比较高， 70 美元 /bbl 已经是页岩油、油砂的成本价。这就使得一些企业无利可图，这些企业不可能长期依靠提产减亏。
4.3 加大市场开发力度， 避免恶性竞争
在竞争面前，无论是三大油企还是逐步跻身上游的民企，都必须正视一点，即“十三五”期间，天然气行业的共同任务是实现 2020 年天然气在一次能源消费中占比 10% 这一重要目标 [14]，提高增量应该与相关部门联动，结合下游天然气利用政策和进出口税费政策，大力推进“气代油”“气代煤”和天然气发电项目，努力扩大天然气与替代能源的比价优势，使天然气加速替代燃料油、水煤气等相对低效能源，促进天然气产业链健康升级。
同时，相关部门对于进口 LNG 也要加强管控，鼓励民营企业参与 LNG 进口的同时，避免社会资本蜂拥而上追逐价格洼地，致使夏季 LNG 现货低价时供应过剩，冬季 LNG 价高时市场无人供应的局面，打乱天然气市场价格体系，造成恶性竞争，影响行业的可持续发展。 LNG 现货进口操作的首要前提是加强国内外市场的研究工作，加强能源协调供应能力建设，不断提高自主控制能源对外依存度的能力，规避运营风险。
4.4 完善天然气价格体系， 实行天然气差别价格
现行天然气价格结构和水平设计的出发点是用户的承受能力，不能反映天然气供需特点及其经济规律。例如，无储气库费，影响地下储气库的投资和建设 ；价格形式单一，未真实反映不同用户的用气特征和需求 ；无差别价格，不能调节天然气需求的峰谷差。实际交易价格固定，不能刺激生产，也不能刺激需求。无差别价格与企业的成本不相匹配，会造成行业存在季节性投机行为，是导致恶性竞争的条件之一，可能严重影响我国天然气供应安全。
鉴于我国天然气供应存在巨大的季节性峰谷差，天然气差别价格可从实行季节差价或峰谷价入手，在冬季用气高峰期采取略高于平谷期价格，利用价格杠杆调节需求。同时，对用气高峰期配合调峰压减或暂停用气的用户实行可中断气价，降低其用气价格。根据市场供需情况和用户的需求量、用气特性及不同的用气季节或时间区间调整价格，可以达到优化资源配置、平衡供需的目的。
5结论
1）随着“十三五”期间国际油价逐渐企稳，管道天然气作为我国城市燃气供应的主导力量，相较于其他气源存在相对稳定的价格优势。在油价持续振荡的过程中，进口 LNG 与管道气之间竞价关系还将周期性变换。
2）管道气气源构成是多元化的，包括国产气、进口气、煤制气等，部分资源购进价格倒挂严重，而向下游销售的门站价格由政府统一制定，如果市场持续低位振荡，加之承受内外部竞争的冲击，国有油企将遭遇巨大困境和严重亏损，特别是峰谷差 3 ︰1 的冬季保供任务更令其雪上加霜。
3）天然气产业属于民生产业，稳定供应仍是第一要务，应对新形势，需要政企联合，加强研究，掌握 LNG 现货贸易的特点，认清国际国内两个市场的发展规律，完善天然气价格体系，实行天然气差别价格，合理规划资源，保障供应。避免出现夏季国际低价 LNG 资源疯狂涌入市场，冬季市场供应匮乏、供应保障后劲不足的局面。合理利用政策，保障供需双方利益，促进行业的可持续发展，实现 2020 年天然气在一次能源消费结构中占比 10% 这一目标。 来源：界面新闻
