“一带一路”倡议对中国天然气价格形成机制的影响

2023-08-28 06:41魏恒姝
价格月刊 2023年8期
关键词:定价权定价天然气

魏恒姝 马 远

(1.新疆财经大学 经济学院, 新疆乌鲁木齐 830012;2.新疆财经大学 国际经贸学院, 新疆乌鲁木齐 830012)

一、引言

中国作为天然气消费大国,未来对天然气的需求将继续保持快速增长,供需缺口将继续扩大。 自2007 年成为天然气净进口国以来,中国的天然气进口量逐年增加,2018 年成为世界最大天然气进口国,至2021 年天然气进口量已经达到1616 亿立方米。 中国天然气对外依存度长期居高不下, 高达44%,但缺乏对等的国际定价话语权,与原油挂钩的定价方式给中国等亚洲天然气进口国带来了巨大经济成本。相关研究表明,2010—2016 年,天然气价格溢价导致中国GDP 出现较大损失。[1]“亚洲溢价”传导到国内,与国内“双轨制”定价销售模式交织,进一步引发价格倒挂问题, 严重削弱了中国天然气产业的竞争力, 影响了中国能源结构转型和经济社会高质量发展。 因此,建立一个更灵活的定价系统,至少部分反映地区供需平衡, 已成为能源政策改革的重要议题。

二、中国天然气价格形成机制面临的困境

合理的价格形成机制是优化资源配置、 调控生产和消费的前提与保证。 随着境外天然气的大规模输入,国内天然气价格形成机制可谓“腹背受敌”。一方面,外部“亚洲溢价”导致高昂的进口成本,另一方面,内部“双轨制”的销售定价模式导致顺价困难,价格倒挂和交叉补贴问题日益凸显。

(一)亚洲溢价

天然气的生产与消费在地理空间上具有分布不均衡的特点,高昂的输送成本又在一定程度上限制了区域间贸易,致使天然气市场定价体系具有明显的区域性特征,形成了北美、欧洲和亚洲三大天然气市场。 长期以来,因缺乏定价权导致亚洲市场的天然气交易价格普遍高于北美和欧洲市场,称之为“亚洲溢价”。 “亚洲溢价”的本质是天然气出口国对亚洲进口国采取的价格歧视,这种定价机制是从卖方角度设定的,不能有效反映天然气交易市场的供需信息。 自2010 年以来,亚洲国家尤其是中日韩等天然气进口大国长期承担着“亚洲溢价”带来了高昂的进口成本。2010—2020 年,北美、欧洲和亚洲三大市场年度天然气平均价格比是1∶2.2∶3.7, 亚洲的天然气价格始终高于北美和欧洲, 直至2022 年天然气危机爆发后,欧洲的天然气价格才超过亚洲。

(二)价格倒挂

目前,中国天然气产业链的部分环节仍然存在定价“双轨制”特征,价格在从上游向下游传导的过程中, 政府管控与市场定价两种模式相互交织,导致价格传导机制阻塞,成本推动价格上涨压力无处释放,引发了价格倒挂等市场衔接问题。 中国天然气产业链各环节价格机制如图1 所示。

图1 中国天然气产业链各环节价格机制

1.进口成本与门站价格倒挂

近些年来, 中国加快了天然气市场化进程,经过几轮价格机制改革,部分天然气销售价格已不受规定的门站价格管制,受门站价约束的主要是国产陆上天然气和2014 年底投产的进口管道天然气(中亚天然气管道A、B、C 线,中缅管道)。

但目前门站价政府管控与市场化定价“双轨制”问题依然存在,“亚洲溢价”引致的高昂进口成本与门站价格倒挂问题依然严重。 一方面,虽然国内门站价格也与原油价格挂钩,但存在至少半年至一年的严重滞后期, 且缺乏透明的程序和频率信息,无法反映实时市场基本面,导致上游石油企业无法实现及时顺价。 另一方面,由于管网基础设施改革不同步,运营不独立不开放,导致难以区分管网中天然气的真正来源,部分进口气源无法有效利用价格市场化改革政策[2],进口气仍然受到门站价的硬性约束。 此外,石油公司的销售价格一旦高出门站价太多,仍然会被相关部门约谈,能够“高进高出”的只有少量进口LNG 现货就近销售,或者作为合同外气量销售给城燃企业[3],致使其进口成本与各省份的门站价格倒挂现象严重。 天然气价格不畅,会导致价格信号失灵,无法正确反映国内天然气供需关系,严重伤害整个天然气产业链。 以中石油为例,作为中国最大的上游供气企业,2019 年其天然气进口业务亏损高达307.1 亿元。[4]

2.城燃企业销售价格倒挂

在下游城市燃气终端销售环节, 城市燃气价格分为非居民用气价格和居民用气价格,均受地方政府监管,非居民用气价格和居民用气价格“双轨制”特征比较明显,导致城燃企业销售价格倒挂,天然气进口价格上涨带来的成本负担只能由城燃企业自行承担。

随着天然气价格形成机制市场化改革的不断深入,城燃供气的改革方向逐渐由调整具体价格水平向建立健全上下游价格联动机制转变。 但由于国内天然气居民用气价格改革涉及民生问题,政府对改革的推动与实施持谨慎态度,部分政策无法完全落实,导致城燃企业收益两极分化,居民用气和非居民用气“交叉补贴”问题凸显。 实践中,上游供气企业按居民用气和非居民用气的加权平均价格与城燃企业进行结算,但由于非居民用气价格明显高于居民用气价格,上游供气企业为保障自身收益,会在与城燃企业签订的合同中划定居民用气比例,造成了城燃企业收益两极分化现象。 一方面,目前中国非居民用气终端售价和门站价之间价差较大,工商业用户占比较高的城燃公司利润必然丰厚。 另一方面,对于居民用户占比较高的城燃公司,其与上游供气企业签订的合同中居民用气量无法满足实际需求,但又不能向居民停止供气,进而不得不通过采购合同外高价气来满足民生需求, 导致这类城燃企业出现亏损,甚至需要用非居民用气的利润来补贴居民用气亏损。

为解决中国天然气定价机制扭曲问题,有效推动天然气价格市场化改革,完善终端销售价格和采购成本联动机制成为必然选择。 但由于涉及终端市场价格支付能力等民生问题,顺价存在困难。 如何平稳渡过改革期、减缓改革期的阵痛,成为当下重要的研究课题。 笔者认为,合理的天然气价格形成机制应该体现中国自身的供需情况,建立反映国内供需关系的价格信号, 而不是一味单向传导式地“以外定内”进行顺价。 为同时保障生产者和消费者福利,采取措施提升定价权博弈能力、降低天然气进口成本将是一个重要抓手。

三、定价权博弈与定价机制改革

天然气具有有限性、不可再生性及分布不均衡性等特征,在促进天然气跨区域合作的同时,也会引发一系列地缘经济、地缘政治效应[5],导致天然气进出口价格并不完全取决于市场供需,在很大程度上是天然气进出口双方相互影响、相互制约的政治博弈结果。

从北美和欧洲天然气定价机制市场化进程的经验看,技术创新和定价权博弈能力成为决定天然气价格的关键因素或向市场化定价转变的先决条件。 美国页岩气革命的成功推翻了资源稀缺假设,使美国从天然气进口国转变为出口国,在实现自身天然气市场定价的同时,加强了液化天然气的区域流动性, 进而导致欧洲天然气市场实现供给多元化,降低了天然气供给国利用天然气贸易作为地缘政治工具的效用,增强了欧洲天然气定价权博弈能力,天然气供给国不得不做出妥协,进而接受油气挂钩和交易中心定价同时存在的混合定价机制,由供需关系决定价格开始在欧洲市场发挥作用。 事实上,天然气定价权的变化在很大程度上正是源于这种世界天然气市场结构的变化。[6]此时,出口国和进口国基于市场环境的谈判能力将发挥重要作用。[7]

美国页岩气革命成功是长期技术攻关、 政策调控及资源保护和开发效益博弈等多重因素叠加的结果[8],虽然对中国推动页岩气发展具有重要启示,但囿于地质、技术、环境、配套设施等诸多因素限制,中国在短期内难以复制其成功经验,中国天然气对外依存度仍将居高不下。 鉴于这种情况,欧洲天然气定价权博弈或将成为中国降低天然气进口溢价的重要经验借鉴。 这种定价权博弈的最终目标不只是追求降低天然气绝对进口价格,更重要的是争取价格谈判中的话语权,通过与天然气供给国定价权博弈,制定更加灵活合理的定价机制,并在亚洲天然气交易中心逐步成熟后,进一步将双边谈判结果转变为由市场供需关系决定的市场价格。

四、“一带一路”倡议提升定价权博弈能力的契机来源

2013 年,中国政府提出“一带一路”倡议。 “一带一路”沿线国家的天然气储量丰富,截至2021 年底,其探明的储量约占到全球天然气总储量的76.6%。目前,“一带一路”能源合作伙伴关系成员国数量已达到33 个,中国80%以上的天然气进口来自“一带一路”沿线国家。[9]得益于中国与“一带一路”沿线国家能源合作的深入推进,全球天然气供需体系逐步扩大,中国在天然气市场中的地位显著提升,这有利于中国在国际天然气博弈中获得更多话语权。

1.多元化进口来源

供应来源多样化是提高能源安全、 提高与供应商议价能力并最终确保天然气价格竞争力的关键所在。 长期以来,中国天然气对海上运输通道严重依赖,运输方式单一,存在极大的地缘政治风险。 随着中国与“一带一路”沿线国家能源合作的深入发展,中国建成了与中亚、俄罗斯、缅甸合作的西北、东北和西南三大天然气管道进口通道,再加上原来的东南海上天然气进口通道,已经形成了多元化天然气供给体系。

(1)进口方式多元化。 中国是亚洲天然气市场中唯一一个拥有国内天然气生产、与主要天然气出口国有管道连接的LNG 进口国,管道气和液化气供给方式的竞争,必然对中国天然气进口议价能力产生影响,主要体现在以下两个方面。 一方面LNG 弱化了管道天然气供给国的垄断性定价权。 由于修建天然气管道成本高昂, 供给路线难以轻易改变,管道天然气出口国通常通过长期合约、与油价挂钩和“目的地条款”、共建管道基础设施等方式来保障自身利益,并与进口国进行利益捆绑,因此管道天然气出口国一般具有垄断性定价权。但随着LNG 运输技术的不断创新,LNG 国际贸易快速发展, 加剧了天然气市场中供给方式的竞争性,推动天然气从区域性资源变为流动性越来越强的全球性商品[10],管道天然气出口国的垄断性定价权被逐渐弱化。 另一方面,管道天然气进口增强了中国进口LNG 的价格敏感性。 必须注意到澳大利亚是中国目前最大的LNG 供应国, 由于中澳贸易摩擦,LNG 的贸易量和成本具有很大的不确定性,重新谈判价格条款将非常困难。 由“一带一路”倡议推动的管道天然气扩张有效提升了中国管道天然气进口水平,其价格一般低于LNG 进口价格,这有利于增强中国进口天然气的价格敏感性。

(2)进口渠道多元化。 自2013 年中国政府提出“一带一路”倡议以来,国有石油企业积极推动实施“‘一带一路’天然气互联互通计划”(BRNGIP),并积极寻求俄罗斯、缅甸和中亚国家(哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦和土库曼斯坦)的长期管道供应。 此外,国有石油企业在与澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚和俄罗斯签署长期协议的同时,在LNG 现货市场积极进行采购,进口渠道呈现多元化特征。

通过与“一带一路”沿线国家合作建设跨界天然气通道,中国拓宽了资源配置的区域范围,天然气进口集聚程度逐渐降低, 供应链弹性显著增强。2010—2021 年,中国天然气供应商数量从2 家增加到30 家, 与此同时, 对最大供应商的依赖程度由51%显著下降至27%。 供给来源的竞争弱化了单一供应商的控制能力,进口国的天然气需求有望向市场化方向转变,传统垄断性天然气生产国运用贸易杠杆施加影响变得越来越困难。[6]

2.增强市场灵活性

根据自身所处的市场地位及面临的风险敞口,中国除了可以按不同比例匹配管道天然气和LNG进口数量,还可以从时间层面,通过不同期限合约之间的协同效应来灵活应对天然气供应过程中可能出现的各种情景。

LNG 国际贸易不同期限协议组合的底层逻辑是定价模式竞争。进口LNG 按照签订合同期限的长短可以分为长约LNG、 中短期LNG 和现货LNG。2017 年前,中国的LNG 进口主要是长期合同,无论供需如何波动, 中国买家必须在15~25 年时间内进口固定数量的液化天然气。 大多数长期液化天然气合同都包括“照付不议”“目的地条款”和“合同期限”等限制性条款,忽略了进口国的需求弹性,但为了摊销初始项目投资和确保项目融资,这种不灵活的安排是必要的。 2017 年后,随着中国与“一带一路”沿线国家能源合作的深入发展,中国增加了短期和现货LNG 进口, 其在全部LNG 进口量中的占比从2009 年的12.6%升至2021 年的46.5%。在市场供气紧张的情况下,增加短期和现货LNG 进口将带来高昂的成本,但现货采购增加了进口国的选择,增加了市场的流动性。 随着市场供应过剩,现货购买所提供的流动性使中国能够通过谈判来降低其价格。但必须再次强调的是,我们所追求的并不只是绝对价格下降,更重要的是提升议价能力。 长约LNG 进口在保障能源安全的同时,还可以避免天然气短期价格波动带来的负面影响。 短期合约数量增加可以加大不同区域市场间的价格联动,进而削弱长约供给国传统定价权的垄断地位,加速推进中国从长期合约下与原油挂钩的定价机制转向反映供需变化的竞争性市场定价机制,两者有机组合将有利于提升中国的议价能力。

3.天然气海外投资

相较于发达国家, 中国能源企业在拓展海外市场方面起步较晚,“一带一路”建设为中国能源企业进行海外投资奠定了坚实基础,使中国能源企业在投资领域和投资方式上都有了长足进步。 在投资领域方面,过去中国与沿线国家的能源合作主要是中游输送和下游销售,随着“一带一路”建设的推进,沿线国家逐步加大了对中国的开放程度,合作的目标从局限于进出口额的等量化指标,逐步延伸到上游勘探开发、 工程技术装备和运输等价值链升级、基础设施互联互通更为多元的领域。 在投资方式方面,最初的天然气投资方式以绿地投资为主,即通过在沿线国家建立贸易代表处和贸易公司的形式进行对外投资,随着中国与“一带一路”沿线国家能源合作的深化,投标、并购、收购等投资方式普遍出现。一批批重要合作协议和重点合作项目相继落地,“一带一路” 已然成为中国进行跨国天然气贸易的重要保障。 根据中国全球投资跟踪数据库数据,中国企业天然气对外投资额占能源对外投资总额的比重由2010 年的8.84%升至2021 年的28.68%。

中国对天然气项目和上游企业进行海外投资,强化了与沿线天然气产出国政府、能源公司的合作关系,有助于建立双边关系,实现双赢。 一方面,海外投资有利于中国增加天然气供应,保障国内天然气供应安全。 另一方面,充足的投资权益有利于加大中国的定价权谈判筹码,提高中国在天然气进口方面的议价能力。 海外投资影响中国天然气议价能力的逻辑主要体现在以下几方面。 (1)通过海外投资能够实现在全球范围配置资源,进而完善天然气产业链,提升产业主导权。 (2)通过海外投资,可以在减少天然气直接进口的同时,将外部定价转化为由企业内部进行的权益资源协商定价。 (3)通过海外投资可以及时获取有关天然气市场供需和未来价格走势的相关信息, 进而充分发挥主观能动性,采取针对性策略,获得更大定价权。[11]

4.买方合作

买方合作符合亚洲天然气主要进口国的共同利益。 “亚洲溢价”不仅仅影响中国,亚洲其他主要天然气进口国尤其是东北亚天然气进口国同样深受“亚洲溢价”影响。根据BP 数据,2021 年全球天然气进口最多的国家为中国、日本和韩国,三国LNG全年总到港量占到全球的52.2%, 且日本、 韩国的LNG 进口来源与中国非常相似。 亚洲地区存在突出的地缘政治矛盾,要想形成像北美和欧洲一样的统一天然气市场目前还存在诸多障碍,但在推进天然气价格形成机制改革方面存在共同需求和共同利益。 因此,中日韩三国应积极加强天然气互惠合作,以利益共同体联合购买的方式,探索联合议价机制。

“一带一路”建设为中日韩三国互惠合作带来新机遇。 中国政府提出“一带一路”倡议旨在通过互联互通让更多的国家和地区有机会参与全球化,践行共商共建共享理念。 中日韩三国完全可以通过“一带一路”建设,共同推动亚洲国家天然气生产、运输、消费互联互通,进而释放买方合作的巨大潜力。 一方面可以为亚洲国家和地区加强能源安全合作提供机会,不断降低区域内部竞争成本,避免多头竞价形成“能源安全溢价”,另一方面可以通过建立沟通协调机制,联合参与海外项目和合同谈判,充分发挥需求杠杆作用,提高亚洲地区整体的天然气进口议价能力。

四、总结和展望

为解决国内天然气价格机制严重扭曲的问题,应在对内深化天然气市场化改革的同时,对外努力提升天然气定价权博弈能力。 中国作为全球最大的天然气进口国,目前还未能充分发挥需求杠杆职能。面对全球天然气市场结构的巨大改变,中国如何跻身其中把握机会使天然气定价机制向有利于自身的方向转变需要重点关注。 随着“一带一路”建设的深入推进,中国与沿线国家的能源合作不断加深,应抓住机遇,从多元化进口来源、增强市场灵活性、加大海外投资和推动买方合作等方面,努力提升中国天然气定价权博弈能力,切实保障国内天然气产业链和经济社会健康发展。

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