我国引进海外天然气资源存在的问题及应对措施*

2012-02-15宋秋银

天然气勘探与开发 2012年3期

宋秋银

(中国劳动关系学院)

0 引言

目前，天然气在中国能源结构中的占比大概为4%。而国际水平为24%左右；OECD国家的天然气占比更高。到2025年，世界天然气消费量将增加到4.28×1012m3，增长68%，年均增长率为2.2%，是一次性能源消费中增长最快的品种。天然气消费将超过煤炭成为世界第二大能源。其中工业化国家、东欧、独联体和发展中国家的天然气消费年平均增长率分别为1.8%、2.1%和2.9%。其中，中国达6.9%，印度达4.8%，增长势头极其强劲[1]。

中国既是能源生产大国，同时又是能源消费大国，但能源生产量的增长始终低于国内能源消费量的增长，因此中国的能源短缺量将越来越大，能源的可持续发展是政府关注的重点，能源战略与国家利益和国家安全紧密相联[2]。

为保证天然气供应的经济性和安全性，必须充分利用国内、国外的两种资源、两个市场，我国引进海外天然气资源已成为必然趋势。

1 引进海外天然气的主要途径

在中国天然气剩余储量中，低品储量占到了80%以上[3]；而从全球性天然气资源供销量分布看，中国具有得天独厚的资源环绕型结构特征，即：北接中亚-俄罗斯、西邻中东、南望太平洋诸多天然气出口国。因此，如何合理利用海外天然气资源、合理规划和保护自有资源成为当前十分重要的战略研究内容。

中国引进海外天然气主要通过三种方式来实现：①参与海外上游区块的勘探开发，可为我国海外天然气的引进提供最有力的气源保障；②参与跨国天然气管线建设，是海外引进天然气中，最具有不确定性风险的类型，但一旦签订合同则具有长期稳定供气的优势；③引进LNG合同气这是海外引进天然气中，相对比较直接和简单的形式。

1.1 参与海外天然气资源勘探开发现状

目前，欧债危机担忧持续不减，伊朗问题不断升温，使2012年世界石油需求面临下滑；但同时世界经济在渐渐好转。在2011年11月18日，国际能源署(IEA)新任署长范德胡芬(Maria van der Hoeven)在北京发布的2011年度《世界能源展望》中特别提出，世界天然气迎来了黄金时代，无论是需求方还是供应方都向好发展。在新政策情景中，未来对天然气的需求量几乎达到了对煤炭需求量的水平，预计天然气的全球贸易会翻番，增量中超过三分之一来自中国。其他观察家和专家们的预测也基本一致。实际上，我国三大石油公司也积极开拓海外天然气资源的勘探开发市场。截至2010年，中石油的海外业务已经扩展到世界29个国家，运作90个油气投资项目，天然气生产能力60亿立方米/年；中石化国际的35个海外天然气勘探开发投资主要集中在沙特、伊朗和萨哈林海域。目前，这些勘探开发区块还有待突破；中海油目前已经开展的9个海外业务中有5个项目与天然气有关。

1.2 引进管道天然气

中国的北部和西部与两大世界级天然气产区(中亚-俄罗斯、中东)相邻，陆地相连，具有得天独厚的潜在资源陆桥供给优势。

根据国家能源安全战略需要，先后设立了中俄、中亚、中缅三个管线项目，其中，中俄天然气管线的动议始于1995年，科维科金气田到目前因价格和政治均势原因一直未果；中亚管线动议始于1996年，其国内部分也叫西气东输二线工程，于2008年2月开工建设，2011年6月投入运行，年供气能力120×108m3；中缅管线动议始于2004年，2010年开始施工建设，目前已经进入工程施工的收尾阶段，预计今年(2012年)6月份完工，并开始输气，但是天然气资源问题将是该气管线最大的瓶颈。中俄、中缅管线实际上代表了当前跨国管线天然气存在的三种主要风险：资源、价格及政治均势。

从伊朗通过管线获得天然气资源的可行性依然存在。这部分资源的竞争对于平抑俄罗斯管线天然气价格和提升中国的市场价值具有重要作用。

1.3 LNG引进现状与前景

液化天然气使天然气可以运送到更远的、管道不易到达的地区和国家，天然气贸易流更加广泛，使用领域也从发电、民用扩大到交通领域[4]。

中国东南沿海漫长的海岸线和众多的港口为LNG的接收提供了十分有利的条件。从地缘优势和安全结构上看，太平洋天然气产区将成为我国LNG的主要供给区，中东LNG也将占有一定比例[5]。

中石油自2005年以来一直在不断加大LNG项目开发力度，在亚太和中东地区进行频繁的业务拓展，2006年底在伊朗项目上获得突破。2008年11月和2009年8月，中石油分别与澳大利亚高更项目的荷兰壳牌和埃克森美孚签署协议，在20年内每年向中国供应，液化气共计325×104t。2011年1月份，中石油认购澳大利亚液化天然气公司19.9%的股份,成为该公司最大股东。

早在2002年底,中海油向BP收购了印尼东固LNG项目相当于12.5%的权益。东固LNG项目的合作伙伴已签订一项为期25年的LNG供应合同，自2007年起每年将向中国福建的LNG接收站项目供应液化天然气。2003年5月，中海油收购了澳大利亚西北大陆架天然气项目的上游资产及储量，将于2006年开始为广东LNG接收站供应来自NWS天然气项目的液化天然气。2006年11月，中海油与马来西亚石油签署协议，马来西亚将从2009年起的25年内，持续向中国上海供应液化天然气。2010年3月份，中海油与英国天然气集团公司签署合同，购买其在澳大利亚项目的LNG,每年360×104t，为期20年。

2 引进海外天然气资源存在的主要问题

2.1 国内天然气气价过低是引进海外天然气资源的最大障碍

目前全球天然气市场已经基本形成，北美、欧洲、太平洋三大市场的天然气价格和定价方式逐渐趋同；而中国国内市场在2011年的BTU价格仅为国际气价的46%。由于国际、国内天然气市场不接轨，过大的价格差异导致我国在全球天然气市场的竞争力急剧减弱，并将直接限制对国外优质天然气资源的利用。例如中亚气在新疆的到岸价约2.2元/立方米；目前广东天然气销售价格最高，其门站销售价格也仅为2.74元/立方米，而全国其他地区，天然气门站价格仍维持在1.8元/立方米-2.3元/立方米。2011年中石油进口中亚气155×108m3，亏损额就达200亿元。

2.2 引进海外天然气具有高风险，我国油气战略规划不确定性明显增加

由于目前全球政治经济格局尚在微妙的变格之中，世界天然气工业正处在急剧调整和快速发展阶段，因此在全球均势格局和天然气价格走势没有完全明朗以前，政治经济竞争与均势较量导致以跨国天然气管线为主的引进项目面临很多变数，这种变数进一步增加了我国油气战略中长期规划的不确定性[6]。首先，不同的天然气引进项目类型具有不同的风险特征。其次，跨国天然气管线建设无论对于资源国或消费国都是国家的重大战略行为，跨国天然气管线建设就有来自于政治和资源等非市场化竞争的风险。所以，我国目前正在论证的天然气管线项目都面临很多变数。尽管LNG市场已经实现全球化和大区市场格局，我国在世界主要LNG产区(中东、俄罗斯)的大单合同依然具有较强的国际政治敏感性[5]，随时都可能因为大国力量的介入而难以实现或终止。

2.3 跨国管线业务政治化倾向，运做过程中应针对不同类型辨证实施

气源储量落实的跨国管线因具有技术上的可行性，一般视为实业管线，消费国可以通过商业(外交协助)手段实现，如中-土管线；而天然气储量不落实的跨国管线则主要服务于国家间的外交斡旋，具有较强的政治色彩，利用这类管线并通过外交手段(油公司协助)，来使国家(政治)利益最大化。合理区分跨国管线类型辨证施治，在当前复杂的国际形势下尤为重要。

2.4 海外引进天然气对市场和调峰要求比国内更为苛刻

由于国际政治、经济、资源结构的复杂性，即使已签约也面临很大变数。典型如俄罗斯在乌克兰供气问题上的行为、管线过境争议、自然灾害、国家间战争等，均可能导致供气中断或减少。为了确保国家能源安全，需要做好充分、详实的市场准备及调峰规划。

2.5 海外天然气资源竞争面临巨额资金投入及高沉没成本压力

海外油气勘探是国家进行国际资源竞争的重要战略手段。未来天然气资源的发现机会主要出现在深海、复杂山前带、极地等高成本、高风险领域，以及中东和俄罗斯等世界级政治敏感区[6]。这些地区探井成本一般需千万或近亿美元，而气田开发建设成本一般在数十亿美元以上。如果没有国家作为油公司强大的政治后盾，没有国家经济上的扶持与鼓励，油公司将可能面临巨额风险资金沉没的压力，从而放弃参与海外天然气勘探项目。

3 建议采取的应对措施

3.1 加快中国国内天然气市场培育与价格体制改革，实现国际接轨

合理进行中国天然气工业及在全球天然气市场的定位，一切战略的制订首先在于战略定位。

中国天然气工业发展阶段定位：尚处于从传统石油工业脱离，形成独立天然气产业的过渡期。在这个时期，最重要的是要完成分地区、有试点的消费市场培育、价格与国际逐步接轨、勘探开发全球化；中国天然气工业在全球市场的定位：目前还是相对封闭的本土计划经济模式。由于引进海外资源超前于国内市场改革，因而面临两种市场矛盾和国际市场激烈竞争的巨大冲击，到了不得不变的关键决策时期。

由于引进海外天然气的三种形式都采用国际化合同模式和价格标准，因此一旦按照国际价格引进的天然气进入本土市场，最首要的问题就是价格。LNG方面，除了中海油在2002年签约的1210万吨/年具有特殊优惠价格外，其余均为当前国际价格(接近原油BTU价)，这部分资源在2009年前后陆续进入我国市场。管线气方面，土库曼到中国的管线天然气已经在2009年底进入中国市场。中亚天然气管道作为我国首条陆上引进境外天然气资源的战略管道，此前A/B线已相继建成投运，目前输气能力达170亿立方米/年，2012年6月将升至300亿立方米/年。该管道已连续安全平稳运行732天，累计向中国输气超过195亿立方米，占中国同期天然气进口总量的50%以上。

加快统一价格，通过差异税收及补贴逐步过渡。充分吸收国外经验，在短时间(2～3年)内使国内天然气价格与国际接轨，形成统一定价机制，以满足海外资源竞争需要。

采用差异性税收、地区及行业性补贴方式维持国内消费市场的稳定，逐步引导消费市场向更加国际化方向发展。如加收环保税、增加燃气发电补贴促进电厂用气等。要通过政府反复试点、调整、修正，使国内市场平稳过渡。

必须先试点，后滚动，再普及。中国天然气生产体系与消费市场不同于世界任何其他大多数国家，必须针对中国自身问题，以试点方式首先发现和暴露问题，找到解决问题的途径、减小向洁净能源转型阶段的社会振荡。根据地区性能源结构特征，将油气和煤资源贫乏地区、富油气-贫煤地区、富煤-贫油气地区，以及风能和水力丰富地区区别对待。分析天然气价格接轨的影响和应对措施。

3.2 根据引进海外资源风险特征，制度化跟踪和修订国家能源战略规划

海外引进天然气资源具有比石油更大的不确定性，这种不确定性主要来自天然气工业的规模经济，以及跨国管线天然气的范围经济特点，是国际业务的普遍特点。从全球主要资源国、消费国和大油公司战略研究方式看，应对海外不确定性风险的有效途径就是制度化跟踪和逐年修订国家能源战略规划[7]。

3.3 国家给予政策鼓励和有效扶持，激励油公司挑战前缘领域，拓展资源空间

确定国家层面海外攻关内容，设立政府级风险投资和技术攻关基金。中国油公司已经基本渡过进入关，未来发展关键是尽快培育核心竞争力。主要攻关领域包括深海、极地、冷海(天然气)勘探，边远丛林区资源勘探，大型“三高”气田开发，海上LNG等。由于这些攻关领域直接关系国家能源安全，而风险上接近或超过油公司风险承受能力，因此，建议国家设立风险投资和技术攻关基金，鼓励企业积极挑战高风险前缘领域。

在气价接轨之前，分类设定油公司海外天然气项目的内部收益率(IRR)标准；对于因为气价原因达不到IRR标准的项目，由国家通过财税补贴达到IRR标准[8]。