苏 倩 纪海燕 万 方

（中国石油集团海洋工程有限公司工程设计院，北京 100028）

0 引言

中国天然气产业进入快速发展时期，天然气市场化改革也在不断推进。在天然气定价机制改革进程中，海上天然气是国内最早市场化开放的气源之一，目前已被列入国家非管制气的范围。随着海上气田开发技术的不断提高，其开发模式不断更新发展，天然气产品形态呈现出多样化的特点，在国内多种天然气价格机制并存格局的影响下，我国海上气田产品的定价机制呈现出复杂性的特点。在广东省率先试点天然气价格形成机制改革，区域内已形成海陆并举的供气格局，是中国天然气市场最发达、最活跃的地区之一。因此，以广东省为例分析海上气田天然气产品的价格水平，可以为我国海上天然气的定价提供参考。

1 中国天然气定价机制及价格管理政策

1.1 天然气定价原理及方法

目前，国内外普遍采用的天然气定价方法主要分为垄断市场定价法和竞争市场定价法［1］。我国长期以来一直采用垄断型价格管制模式，主要包括成本加成法和市场净回值法。近年来随着天然气定价机制改革的不断推进，我国天然气价格体制正逐步向竞争市场定价发展。

1.1.1 垄断市场定价法

成本加成定价法是以生产成本为基础加上一定比例的利润来确定价格的方法，该方法兼顾了天然气供应企业的成本和利润，能够保障企业的基本收益。同时，采用该方法定价的天然气价格远低于同热值下替代能源的价格，将有利于鼓励用户增加天然气使用量，因此在天然气发展的起步阶段，大多数国家会选择采用成本加成法定价。市场净回值法是以商品的市场价值和同等当量商品的市场价值作为参考来确定商品上游供应价格的方法。由于采用市场净回值法可以与天然气替代能源的市场价格挂钩，因此按照该方法形成的天然气门站价格能够更好地反映天然气的市场价值，并将天然气供需情况等市场信号有效地传递给消费者和供应商。

1.1.2 竞争市场定价法

竞争市场定价法是由市场供求决定，以供需双方均衡时的价格作为商品的市场价格。竞争市场定价是天然气市场进入竞争性阶段而形成的。随着天然气市场的发展，市场需求逐步扩大、供应商不断增多、竞争加剧，使得市场垄断的局面被打破，价格不再主要由垄断厂商或政府控制，而由市场决定。竞争让天然气供应商不断提高市场竞争力、追求利润最大化，从而提高效率和降低成本，有助于形成公正合理的市场价格。

1.2 中国天然气价格管理体制发展进程

1.2.1 改革历程

中国天然气出厂价格形成机制逐步由政府管制定价向市场定价过渡。我国对天然气出厂价的管理主要经历了完全政府定价阶段、价格双轨制阶段和政府指导定价阶段3个阶段［2-5］：①1982年4月以前，我国天然气处于完全政府定价阶段，天然气价格实行计划体制，由国家统一定价；②1982年5月至2005年12月，我国处于天然气定价的双轨制时期，即对天然气实行计划垄断性定价和市场定价两种不同的定价机制，标志着我国天然气价格从此不再受政府的绝对控制；③2005年12月，国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）出台了统一实行政府指导价的天然气改革政策，我国从此进入天然气政府指导定价阶段，该阶段经历了天然气定价机制的重大改革，天然气的定价方法由之前的成本加成法调整为市场净回值法，并先后理顺了非居民和居民用气价格，我国天然气价格市场化改革向前迈进关键一步［6-7］。政府指导定价时期以来出台的重要文件及相关政策如表1所示［8］。

表1 中国天然气政府指导定价阶段改革文件梳理表

1.2.2 最新政策

2020年3月，国家发改委发布了最新《中央定价目录》［9］，该文件将天然气门站价格从定价目录中移除，规定了具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成。新版目录中明确了非管制气和管制气的范围，分别对两类天然气的价格形成机制提出了指导性意见：①非管制气包括海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、福建省用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气以及2015年以后投产的进口管道天然气，均实行市场调节价格；②管制气包括其他国产陆上天然气和2014年底前投产的进口管道天然气，其价格按照“基准门站价格＋浮动幅度”的方法确定，由国家发改委定期公布基准价格［10-11］。

1.2.3 海上天然气定价政策

我国海上气田勘探开发工作起步较晚，直至1992年国内第一座海上气田顺利投产，海上气才逐步进入天然气定价机制改革的浪潮之中。由于早期国产海上天然气气源在国内天然气供应中的占比非常小，同时海上气经采出后通过海底管道进入陆上管网混合输送并一起销售，因此海上天然气同样经历了从双轨制定价到政府指导定价的过程。2011年，国家开始将国产海上天然气气源价格逐步放开［12］，首先是允许混合输送但单独销售的气源价格市场化；随后进一步放宽了限制，规定无论是否混合输送，供需双方只要可区分气源单独签订购销和运输合同，气源价格由市场形成［13］。2020年3月在新版《中央定价目录》中，海上气被明确列为非管制气，实行市场调节价。海上天然气经历了从双轨制定价到政府指导定价再到完全开放市场化的过程，虽然起步较晚，但在价格改革进程中是最快开放市场化的气源之一。

2 海上天然气定价机制研究

2.1 中国海上气田的分布及发展

目前，我国已勘探开发的海上气田主要分布于渤海湾、东海、南海海域。早期的海上气田勘探开发工作主要集中在技术难度相对较低的浅水海域：①1992年我国自营开发建设的第一座海上气田——渤海湾海域锦州20-2凝析气田投产［14］；②1996年南海海域的崖城13-1气田投产，这是南海西部海域第一个发现和对外合作开发的高产大气田［15］；③1999年在我国东海海域平湖和春晓气田也相继投产［16］。进入21世纪以来，我国海上开发技术不断成熟，开发海域也逐步由浅水区域向更深的海域发展：①2006年7月我国通过对外合作在南海北部深水区域成功钻探了水深1 480 m的勘探井，拉开了我国深水区域油气勘探的序幕；②2014年我国第一个大型深水气田——荔湾3-1气田正式投产，随后流花34-2和流花29-1气田也相继投产；③2018年底我国首个深水自营大气田——南海陵水17-2气田正式进入开发建设阶段，标志着我国深水勘探技术向世界先进水平更进一步［17］。

2.2 海上气田的开发模式及产品形态

按照是否依托陆上终端，海上气田的开发模式分为半海半陆式和全海式。半海半陆式开发模式是依托海底管道将采出的天然气输送至陆上终端，经处理后的天然气外输至城市管网供应至各城市用户，产品形式为气态天然气，贸易特点为管道输送。目前我国已投产的气田均采用的是半海半陆的开发模式。而全海式是一种较为新型的气田开发模式，在该模式下天然气的生产处理、储存和外输均在海上完成。在全海式开发模式下，采出的天然气依托FLNG／FCNG进行处理和储存，天然气产品的形态随储存形式发生了改变，FLNG将处理后的天然气液化并低温储存，产品形态为LNG，而FCNG技术是将天然气在常温下压缩，以高压气体的形式储存，产品形态为CNG，全海式开发模式的贸易特点是以船运为主。不同海上气田开发模式下天然气产品的特点如表2所示。

表2 不同海上气田开发模式下的天然气产品特点表

2.3 海上天然气定价机制的复杂性

由于海上气田的开发模式不一，天然气产品的交易形态呈现出多样化的特点，导致我国海上气田开发项目存在定价形式多样和定价机制复杂的问题。

采用半海半陆模式开发的气田气经过海底管道输送至陆上终端，再通过城市管网销售至各城市用户。虽然原则上非管制气的价格不受国家管控，但由于天然气市场尚未形成完全市场化，非管制气的价格并不完全由供求关系决定。在海气陆上终端与城市管网连通的省份，天然气销售价格在一定程度上会受到管制气天然气门站价格的影响。采用全海式开发模式的气田气还会受到LNG国际贸易的影响。我国海上气源除了来自于海上气田气，还有更大一部分来自于LNG接收站接卸的进口LNG，2019年全国LNG进口量占天然气总供应量的27%。进口LNG属于非管制气范围，其定价机制较为复杂，通常是按照贸易双方签订的商务合同来确定天然气到岸价。在国际上根据区域市场的不同特点，亚洲、美洲、欧洲等地区市场的定价方式各不相同，呈现出区域性多样化的特点。由此看来，采用不同开发模式的气田，其天然气价格产品存在多样性，定价机制也存在较大差异，因此，海上天然气定价机制存在一定的复杂性。

3 广东省海上天然气定价机制实证研究

广东省已形成海陆并举的供应格局，是国内天然气市场最活跃的省份之一。近年来，广东省相继投产了多个深水气田，同时依托东南沿海省份的天然地理优势，LNG接收站建设迅速发展，陆上天然气管道也基本形成了“多张网”并存的格局。因此选取广东省为研究对象分析海上天然气不同产品形态的价格机制，为我国海上天然气定价提供参考。

3.1 广东省天然气价格定价机制

从供给方面看，广东省天然气供应主要来源于海上天然气、西气东输二线长输管道天然气以及LNG接收站接卸的进口LNG。根据2020年3月国家发改委发布的新版《中央定价目录》，广东省海上天然气、进口LNG均被列为非管制气的范围，而西气东输二线管道天然气被列为管制气的范围。目前，广东省纳入政府价格管理的气源约占全省天然气消费量的38%。

3.1.1 管制气

西气东输二线管道天然气门站价格按照“基准门站价格+浮动幅度”的定价方法确定，根据国家发改委发布的文件《关于调整天然气基准门站价格的通知（发改价格〔2019〕562号）》，广东省天然气含税基准门站价格为2.04元／m3，浮动幅度为可以上浮20%、下浮幅度不限。

由于广东省远离气源生产地，处于天然气长输管道的末端，因此按照“市场净回值法”计算，广东省天然气门站价格在全国处于较高水平。根据2016年11月国家发改委在福建省试点天然气门站价格市场化改革的政策，对于同处于西气东输二线管道末端的广东省，具有一定的参考意义。

3.1.2 非管制气

1）海上天然气。目前，广东省海上气田（包括番禺／惠州气田、荔湾气田）采出的天然气通过珠海—中山天然气海底管道输送至珠海横琴和高栏港海气接收站统一进行外输销售。销售价格遵从市场原则，由供需双方协商定价。由于广东省海上气田气是通过省管网进行外输销售，而省管网又与西气东输二线长输管道广州末站相连，因此管制气定价在一定程度上制约了海上气田气的市场化定价。据统计，目前广东省海上天然气含税销售价格为2.0元／m3，当前的价格在一定程度上遵循西气东输二线管道天然气门站价格走势。

2）进口LNG。广东省LNG接收站的气源均为进口气源，已建成深圳大鹏、珠海金湾、粤东、东莞九丰等LNG接收站。2006年6月，中国海油广东大鹏液化天然气有限公司与澳大利亚西北大陆架天然气项目签订了25年长期“照付不议”的销售合同，其中规定了LNG基准气源价格公式为P＝［（0.052 5×JCC＋1.535）×汇率／1.055 1］×（1＋0.3%），由于该公式设定了日本原油价格指数（JCC）价格25美元／bbl封顶的条件，因此广东大鹏进口的澳大利亚气源为历史最低价格。根据广东省发展和改革委员会公布的《关于核定广东大鹏液化天然气有限公司第十四合同年门站销售价格的通知》（粤发改价格〔2019〕330号），广东大鹏进口的LNG含税基准落地价核定为23.33元／GJ，平均门站含税参考价为1.40元／m3。2008年6月，中国海油与卡塔尔石油公司签署了LNG购销协议，自2009年9月起，卡塔尔石油公司相继向深圳大鹏LNG接收站和粤东LNG接收站供应LNG。卡塔尔气源价格同样与JCC挂钩，但由于没有价格封顶条款的限制，其基准落地价格高于澳大利亚气源价格。当JCC价格在60～80美元／bbl的区间变动时，卡塔尔气源销售给用户的含税价格为3.26～4.20元／m3。根据广东省规划，中国石油揭阳LNG、深圳LNG接收站项目建设已陆续启动，未来广东省还将接收中国石油进口LNG资源。目前，中国石油已签署的进口LNG贸易合同包括卡塔尔燃气第四期项目、澳大利亚高庚项目（壳牌份额）、澳大利亚高庚项目（美孚份额）。当国际油价在60～80美元／bbl的区间变动时，中国石油长贸合同气源销售给用户的含税价格为2.68～3.80元／m3。

3.2 广东省海上气田不同产品形式的定价策略

截至目前，广东省已投产的海上气田均采用半海半陆的开发模式，当前定价基本是以西气东输二线管道气价格为标杆参照制定。由于广东省天然气门站处于西气东输二线长输管道的末端，价格水平较高，参考在福建省试点的改革政策，未来几年采用半海半陆开发模式下的天然气价格进一步放开的可能性较大。

随着我国海上开发技术的不断发展，开发领域不断向深水海域推进，海上气田开发会逐步向全海式的开发模式过渡。在全海式开发模式下，依托FCNG处理和储存的CNG，最终产品交易形态为气态天然气，产品定价理论上参照半海半陆式开发模式下的定价机制执行，当前参考含税销售价格为2.0元／m3。依托FLNG处理和储存的LNG，从产品形态和交易模式来看，产品定价机制与广东省进口LNG的定价机制近似，产品价格参照进口LNG商务合同确定的到岸价格执行。就广东省进口LNG市场来看，广东大鹏签订的澳大利亚天然气销售合同为历史最低价格，市场竞争力最强但不具有参考价值，当前参考到岸价依据近几年签订的购销协议含税价格为3.0～4.0元／m3。

4 结论

1）中国天然气出厂价格形成机制逐步由政府管制定价向市场定价过渡。海上天然气虽然起步较晚，但在天然气价格改革的浪潮中是市场化进程最快的气源之一。在最新版《中央定价目录》中，海上气被列入非管制气的范围，实行市场调节价。

2）海上气田的开发模式包括半海半陆式和全海式。半海半陆式依托海底管道将采出的天然气输送至陆上，产品形态为气态天然气，贸易特点为管道输送；全海式依托FLNG／FCNG将采出的天然气处理并储存，FLNG处理模式下的天然气产品形态为LNG，FCNG处理模式下的天然气产品形态为CNG。贸易特点均为船边交易（FOB）或到岸交易（CIF）。

3）受海上气田开发模式和多种价格体制并轨存在的影响，海上天然气的价格存在定价机制复杂性的特点。在半海半陆开发模式下，天然气产品在一定程度上遵循西气东输二线管道天然气门站价格走势；在全海式开发模式下，CNG产品参照半海半陆开发模式下的定价机制执行，LNG产品价格参照进口LNG商务合同确定的到岸价格执行。

4）广东省作为试点省份率先开展天然气价格形成机制改革，建立了相对充分的市场化价格机制，目前已呈现出“海陆并举、多源互补、三足分立”的市场格局，从竞争条件上来看已走在我国的最前端。广东省天然气产业发展具有典型的代表性，对我国其他沿海省份天然气定价具有重要的参考意义。