暗战天然气价 石油巨头占而不采博弈上游环节

　　中石油、中石化、中海油一致要求改革天然气定价机制背后，专家认为三巨头将就“占而不采”现象博弈上游环节

　　石油巨头们呼吁天然气涨价，目前已引来阵阵回声。

　　12月12日，国家信息中心经济预测部主任范剑平在2006中国经济形势与展望·泰达

论坛上表示，明年国家在天然气价格政策方面的改革方向将集中于改进天然气价格管理，简化天然气出厂价格分类，建立天然气与可替代能源价格挂钩的机制。

　　在此前11月28至29日召开的“中国天然气国际峰会2005”论坛上，包括中石油、中石化和中海油在内的三大巨头要求改革天然气定价机制。三方理由略有区别，但目标却相当一致：在目前国际天然气价格持续走高的情况下，我国的天然气价格也应该上浮。

　　“不要把下游价格的诉求孤立看待。”社科院经济研究所宏观室韩孟教授表示，“三大巨头终将以此为突破口在天然气上游展开新的交锋。”

　　一位工人正在检查天然气管道。目前，天然气行业占而不采现象较突出。记者薛珺摄

　　记者 高泽阳 王冰凝 北京报道

　　中海油风险：LNG产业链如何落实“照付不议”

　　随着LNG（液化天然气）项目的推进，中海油鼓吹天然气涨价的动机似乎很容易让人理解。

　　“我们决定在2006年4月28日接收来自澳大利亚西北大陆架的第一船LNG（液化天然气）。”中海油总经理吴振芳表示。

　　但按照吴振芳的说法，中海油实现国内首次成功进口LNG的同时，也面临着巨大风险的考验。

　　“LNG最大的风险是什么？是‘照付不议’、管理能力和项目预期的经济性。”吴振芳坦言。

　　所谓“照付不议”，指的是即使天然气使用方用气未达到合同量，仍须按合同量向供气方付款。

　　业内人士解释，进口LNG最容易引起争议之处在于约定数量的天然气运输到进口国之后却使用不完如何处理。国际上一般依靠“照付不议”的惯例提前约定好解决办法。这样做一定程度上对使用方也有好处——能最大限度地保证供应和价格的稳定，从而避免油价波动而引起的气价变动风险。

　　广东LNG项目就是按照天然气供应的国际惯例和规则，与澳大利亚签订了长达25年的“照付不议”合同。

　　“我国地方燃气市场的需求建立起来比较缓慢，初期不可能满足上游‘照付不议’的要求。”国际能源经济协会中国分会委员朱成章此前曾撰文表示。

　　“目前各地区对‘照付不议’的方式还普遍认识不足，而引入LNG往往是政府行为，如果没有政策规定或事前约定，发生纠纷将很难处理。”中国能源网CEO韩晓平认为，在整个产业中确立“照付不议”的惯例，是中海油放心大胆发展LNG项目的前提。

　　“希望国家按照国际惯例，落实‘照付不议’产业链风险传递，在真正意义上实现背对背。”吴振芳反复强调。

　　中海油希望LNG项目落实“照付不议”的背后自然是利益驱动。

　　“尽管天然气业务占公司总销售额的比重还较小，但已被中海油视为战略发展的关键内容。”接近该公司高层的一位人士透露。

　　实际上，中海油已经成为沿海LNG项目建设的主导。

　　今年6月份，国家发改委在青岛召开天然气工作会议，确定全国范围内第一批建设10个LNG项目，分布原则是一省一个。

　　据韩晓平的说法，基本的格局是中海油在长江以南建设五个项目，中石油和中石化在长江以北建设五个。

　　“中海油先后在广东、福建、浙江、上海等地建设和启动了LNG接收站。”吴振芳表示，“从2006年起，中海油每年都将有LNG接收站投产。”

　　“除了在建的广东和福建液化天然气项目之外，中国还将根据国内需求和国际液化天然气市场情况，在东部沿海经济发达地区建设必要的液化天然气项目，有序、适度引进国外天然气资源，以弥补国内供应不足。”国家发改委能源局副局长吴贵辉在11月29日的会上表示。

　　另外，吴振芳还表示：“在资源采办过程中应执行集中采办制度。在开发国内LNG市场方面，应引进竞争机制，建设有能力参与国际竞争的LNG专业公司，走一条专业化、集约化的发展道路。”

　　中石油“阳谋”：天然气产量已占半壁江山

　　一如既往，中石油方面对于天然气涨价的呼吁依然鲜明而简练，但业内人士都清楚，中石油才是天然气涨价最大的推动者，自2000年开始，中石油已经为此呼吁了5年多。

　　“我们希望政府合理调整天然气定价机制，使其价格能够反映其价值，这个机制应使天然气生产、运输、销售和利用各环节均获得合理收益。”

　　在“中国天然气国际峰会2005”上，中国石油天然气股份有限公司天然气管道分公司副总经理汤亚利表示。

　　他认为，我国天然气的定价体系应尽快与国际接轨。预计新一轮买方市场即将形成，我国应及时建立有利于资源节约、反映市场供需状况和资源稀缺程度、灵活有效的天然气价格机制，使天然气价格能够在下游迅速地传递。

　　最新数据显示，2004年全国总计生产天然气407.9亿立方米，同比增长19.5%.其中，中石油占我国天然气生产总量的58.4%；中石化占14.4%；中海油占10%.中石油在天然气行业依然占有绝对领先优势。

　　中石油未来发展一个巨大的增长点是“西气东输”。

　　2002年7月4日，总投资达484.1亿人民币的“西气东输”工程正式开工。在这个工程中，持有50%股权的中石油处于绝对控股地位，中石化仅占5%的股权。据新华社报道，“西气东输”工程已经于2004年12月30日全线正式商业运营。中石油预计2005年供气120亿立方米，可实现盈利。

　　“鉴于中石油在输油管道工程方面的建树，未来俄罗斯以及中亚通往中国的陆上输气管道，也主要将是中石油的囊中之物。”国家某研究机构的一位石油问题专家预言。

　　中石化难题：如何规模化开采天然气

　　尽管三大巨头都表示希望天然气涨价，但中石化是这场“请愿”中最积极的一个。

　　中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部副主任石兴春说：“一方面，由于天然气的价格过低，才形成了巨大的需求市场；另一方面，正是因为低价格，无法调动企业的开采积极性，造成供气不足。”

　　石兴春表示，以中石化在鄂尔多斯大牛地气田为例，国内天然气资源与国外相比比较贫瘠，在鄂尔多斯大牛地气田打了220口井，一口井产量2.2万立方米，受目前气价限制，只动用了1/4的储量。

　　“如果每立方米气价上升1角，就可以再多动用1/ 4的储量。”他说。

　　就在石兴春自爆中石化部分气田产能闲置的同时，中石化石油勘探局李良处长却发出了另一种声音。

　　“目前天然气开发方面存在的‘占而不为’现象亟待解决。”李良认为，目前天然气上游多少存在“不作为”或“为不够”的“长期登占”现象。

　　“看似矛盾的表态背后，中石化意图也表露无遗。”一位业内人士表示。

　　他分析，目前在国内已注册的油气区块中，中石油拥有67%，而中石化只占22%，其余为中海油所有。中石化难以形成天然气开采的规模化效应，必然在盈利与亏损的边际徘徊。而改变这种“命悬一线”的局面的出路有两条，一是对天然气价格“锱铢必较”，另一方面就是拓展开采气田的权利。

　　“因此中石化一方面为节约成本，闲置自己的气田不采，一方面又指责中海油、中石化占而不采，希望伺机而动。”这位专家解释。

　　占而不采的现象的确相当普遍。

　　2003年，国土资源部曾对国内石油天然气（含煤层气）勘查开采进行年检，在提交的875个勘查年检项目中，完成最低勘查投入的项目仅有395个，占实际参检勘查项目的45%；而没有完成最低勘查投入的项目竟高达480个，占实际参检勘查项目的55%.但三大巨头对彼此势力范围的界线依然敏感，即便中石油、中海油占而不采，中石化也不能擅自“越位”。

　　1998年，按照上下游结合的原则，原石油工业部以长城为界，在长城南、北分别组建了中石化、中石油两大集团，而此前1982年便宣告成立的中海油，则主要从事中国近海油气的勘探开发，三方和平共处，互不侵犯。2004年，三巨头曾对内开放了勘探环节，但开采环节依然“割据”。

　　“占而不采源于缺乏油气领域的退出机制，长期不作为的一方应该让出区块，允许其他企业开发。”李良认为。

　　他建议，以矿法为准绳，规范所有石油天然气勘探开发活动。一是扼制地毯式区块登记；二是严格执行区块退出机制，以此解决“占而不为”、“占多为少”、“不作为长期登占”的局面。

　　对于海上天然气，中石化也不再准备“望洋兴叹”。

　　“石油工业部为了加强海上勘探开采成立海洋石油总公司，把海洋石油开发授权给该公司，造成陆海分割，分区而治，以及占地不为。”

　　李良认为，目前的格局多少有些画地为牢或分区而治的意味，不利于天然气行业的发展。

　　“应该探讨有利于加强海域天然气资源开发利用的行政管理模式，鼓励中国石油、中国石化和外国石油公司参加海域天然气勘探开发活动。”李良表示。

　　但即使海上油气开采权放开，中石化或中石油也未必能够“下海”，因为海上油气开采技术牢牢地掌握在中海油手中。

　　“没有深海钻井技术，中石油、中石化这两个旱鸭子只能眼馋。”此前，中海油科技发展部一位人士曾不无得意地向记者表示。

　　事实证明，虽然2004年4月，国务院常务会议上确定了勘探环节对内相互开放的重大改革方向，三大石油巨头的竞技正式延伸到海上油气田开采领域。但中石油的“下海”行动还仅仅限于在近海项目的试水。

　　“在中海油是竞争对手的情况下，中石油、中石化要想下海必须借助国外企业的技术。”韩孟表示。

　　而石油业对外合作专营权成为了难以逾越的政策门槛。

　　所谓石油业对外合作专营权，指国家授予某企业在一定区域内对外合作进行石油勘探、开发、生产和销售的专营权。例如陆上的对外合作专营权分属中石油、中石化，而中海油则把持着我国海上油气勘探、开发、生产和销售的对外合作专营权。

　　绕开合作专营权很费周折。例如中石化2004年前开发东海油田时，不得不采取的模式是，通过旗下的新星石油与中海油合作，再与外国石油公司合作。

　　“这种曲线下海的方式显然施展不开手脚。”一位业内人士评价道。

　　“目前石油合作法规双轨制不利于鼓励天然气领域中外合作，应该合并陆上、海上石油合作条例。”李良强调。

　　“产量魔术”背后：天文数字般收益与规则制订

　　“下一步在鄂尔多斯大牛地气田的开发，气价8毛钱的话开发就会处于亏损，目前的8毛3刚刚有效益，如果涨到9毛钱，可以再动用1千亿储量，如果涨到一元钱，可以建成80亿- 100亿的生产能力。”11月28日的会下，石兴春给记者算了一笔账。

　　“天然气涨价的趋势毋庸置疑，但企业与政府的沟通方式值得思考。”韩孟教授指出，作为企业有对保持自身高效财务运营的追求，政府应该考虑到企业合理诉求。“但作为行政手段扶持发展起来的石油巨头更应该把社会利益放在第一位。”韩孟补充并强调。

　　10月下旬，西安、重庆、成都、郑州等地相继出现“气荒”苗头后，11月末，三大巨头开始呼吁改革天然气定价机制。

　　“不可否认，这种时机下的呼声更容易影响决策者思维，但趁虚而入之嫌实际上会损害大型公司的形象，这其实也正是近年来，石油巨头屡遭非议的重要原因。”韩孟认为，作为垄断性行业的大型国有企业，既然是正当的权益诉求，就应当以身作则，通过合适的时机、合适的方式传达自己的呼声。

　　但某部委研究机构的一位研究员另有看法。

　　他的简单计算结果显示，以2004年全国总计生产天然气407.9亿立方米为基数，天然气价格上升1角，就会至少增加40亿元的收益。

　　而国务院发展研究中心日前发布的“中国产业景气报告”预测，到2020年，我国天然气需求将超过2000亿立方米。据此计算，即使仅仅是“微调”，也将给石油巨头们带来天文数字般的收益。

　　“正因此，他们才期待政府制订天然气上游的游戏规则；也正因此，他们才占而不采静候利多时机，甚至主动出击与政府讨价还价。”他说。

　　来源:新京报选稿:见习编辑黄振瑛