石油圈我国天然气的进口近十年随着消费的增长快速攀升，2016年天然气进口已占到总体消费的36%，因此进口天然气的成本对我国天然气的整体价格影响很大。2013年起的天然气价格改革，逐步从传统的“成本加成法”过渡到“市场净回值法”，一部分也是由于基于进口气价高于自产气成本，仅基于国产气的成本计算导致进口企业巨额亏损，同时也造成了长期供不应求的缺气局面。 新的定价方式通过替代燃料价格（进口燃料油和LPG）来评估天然气的市场价值，并选择上海作为计价基准点。然而，随着2014年国际油价断崖式下跌，这个定价方式的问题开始凸显出来。 主要原因在于，一方面由于进口燃料油和LPG在国内能源市场的份额逐步缩小，两者相对于天然气的可替代性日益下降，另一方面，虽然国内汽柴油价格因为与国际油价挂钩而与进口燃料油和LPG价格有很强的相关性，价格公式能较好地体现天然气在交通领域的竞争性。然而，随着天然气逐步进入发电和供暖领域，特别是“煤改气”政策的推行，煤炭和天然气的竞争性日益体现，目前的公式难以体现。特别是近一年以来，天然气的门站价没有变化，但煤价持续下跌，导致在这些领域天然气价格优势微弱。那么如果从能源消费结构角度以及推行“煤改气”政策的角度，天然气价格与煤价挂钩在我国是否有可行性呢？要回答这个问题，我们得先后退一步，理解以“油价定气价”的原理和历史。 1 气价与油价挂钩的历史变革 气价与油价挂钩的传统源于欧洲，大多数人都会认为是俄罗斯为了出口天然气发明的策略，然而这个定价方式其实是荷兰人1960年在格罗宁根（Groningen）开采出大量天然气后，为了出口天然气而设计的。在格罗宁根发现之前，欧洲对天然气的使用很少，也没有成熟的定价体系，因此如何在出口时定价就成了问题，由于格罗宁根气田的开采成本很低，仅基于成本加成无法体现出天然气的市场价值，因此荷兰人就发明了将气价与当时主要的竞争能源——石油的价格挂钩，使自己在销售时处于有利地位。 采用替代能源给天然气定价的原理是由于一些用户可以短期在天然气和竞争性能源间较容易地切换，或者在新投资设备（电站/交通工具）时通过比较两者的价格来决定对于使用哪种能源。这种方法定价很多情况是用于具体的购销合同价格约定，如果要对普遍市场定价，由于每个地区天然气的竞争能源不同，需要根据该地区的消费结构，找到不同用途天然气的主要竞争性能源，从而确定不同替代能源在价格中所占的权重，考虑到地区能源结构的变化，通常每三年调整一次权重。 欧洲最常用挂钩的油品有轻油（汽油和轻燃料油）和重油（柴油和重燃料油），然而随着欧洲能源结构的转变，进入2000年后，仅与油价挂钩的定价方式遭到许多争议，特别是在非交通领域，除了少数南欧国家如西班牙和意大利，石油和天然气的替代性已非常有限。 此前，也曾有将气价与其他竞争性能源挂钩的尝试，比如1988年挪威向荷兰的一家发电站出售天然气时，为了使天然气相对于煤炭有竞争性，双方签订的气价就是与煤价挂钩，然而这个价格机制在后续合约的签订中并不受欢迎，很少再被采用。与之类似的定价方式是通过与电价挂钩，保证燃气发电企业的营利性，这在如英国等天然气发电比例较高的国家有一定应用，但也远不如油价广泛（图1）。 图1. 2004年英国、东欧和西欧天然气的定价构成 与油价挂钩的定价模式被惯性地延续下来的主要原因其实与欧洲天然气的市场结构有关。长期以来，欧洲天然气的卖方十分有限，主要来自俄罗斯、挪威、荷兰和阿尔及利亚，随着近几年LNG进口的增加，才出现了如卡塔尔、马来西亚等国的身影，这就导致卖方在价格谈判时有较强的议价权，由于上述国家也是世界主要的石油生产国，相比煤炭、电力等价格，和油价挂钩显然更容易让卖方接受。此外，采用油价的另一个好处是，相比煤炭和电力市场，石油市场是一个流动性更高、透明性更强的市场，对于买方而言，采用油价也能有效避免市场被少数寡头操纵，保证了交易的公平和公正。 更进一步来说，无论采取哪种竞争能源定价，都是天然气市场发展不成熟的缓兵之计，要从根本上解决挂钩油价带来的问题，还应采用气气竞争的市场定价方式，如美国作为世界上天然气交易最活跃的市场，正是采用了气气竞争定价方式。在欧洲的改革过程中，更偏向于一步到位，随着NBP和TTF两大天然气市场流动性的增加，特别在英国、荷兰和西欧，越来越多的天然气合约逐步和定价中心的价格指数挂钩，长期“照付不议”合约也向中短期合约过渡。然而，虽然截至目前欧洲各国已组建了十几个交易中心，大部分市场如南欧、东欧的流动性仍十分有限，下阶段是将继续维持这种“各自为阵却半死不活”的现状，还是“大鱼吃小鱼”，通过定价中心归拢各地的交易量形成规模效应，还待进一步探讨。 2 亚洲气价与油价挂钩的困局 亚洲天然气的定价模式与欧洲在很大程度上有相似之处，这也是由于两地都十分依赖天然气进口，市场由卖方主导。日本是亚洲最早和最主要的LNG进口国，现在亚洲LNG进口常用与原油价格挂钩的“S曲线”公式，就是日本最先使用的，主要是为了在油价过低和过高时为买卖双方提供价格缓冲。 然而这种定价方式近年来也产生了许多问题，特别是油价在2010年大幅上涨、以及2011年福岛核事件造成日本对LNG进口需求大幅增加后，亚洲在2012年的LNG进口价格高升至16美金/百万英热，而同期欧洲的天然气价为9美金/百万英热，美国为3美金/百万英热，“亚洲溢价”让日本的发电企业蒙受了巨额损失。 与此同时，日本当初选择将长约与油价挂钩时，石油仍然是天然气的主要替代能源，占总能源消费量的91%，而这个比例却在2014年下降至22%，同期煤炭的消费量为28%。煤炭已经成为了天然气的主要竞争对手，类似的情况也发生在亚洲的其他国家（图2），即油价波动已无法间接反应天然气的市场价值，与油价挂钩的天然气价格也就无法匹配亚洲天然气市场的供给和需求。 图2.亚洲主要国家2014年能源消费比例 3 中国气价转向煤价挂钩的可行性探讨 我国目前天然气定价面临的问题与亚洲主要天然气进口国的情况十分类似。由于大多数我国进口管道气和LNG的合约都在油价高起时签署，斜率系数的选择使得气价变化幅度小于油价，在高油价时部分保护了买方，但随着近两年油价大幅下跌，进口天然气的价格下降幅度却很缓慢；同时为平滑价格波动，六到九个月不等的计价期又使得天然气价格变化远滞后于油价变化。导致管道气销售价格都紧顶最高门站价，难以下浮，而长约下的LNG进口价格高于国际市场的LNG现货，竞争性不足。 要解决上述矛盾，回到文初提到的问题，中国天然气价格与煤价挂钩是否可行？首先需要明确的是，虽然试图用替代能源反应天然气的市场价值，比起由天然气市场直接定价的方式仍有一定差距，但调整挂钩的替代能源却是天然气市场尚未成熟之前的较好过渡解决方式。 其次，还需要理解的是，与煤价挂钩从本质上只是选择挂钩的替代能源品种改变了，但在基本方法上仍没有变化。从严格意义来说，如果要调整挂钩的能源品种，价格指数还应调整为和我国国内汽柴油、LPG等价格挂钩，但由于我国国内的油品价格与国际油价有很强的相关性，以及市场上并未形成权威的国内油品价格，因此挂钩国际公认的油价在现阶段有较强的可操作性。 具体来看，从供给角度，由于进口天然气合约都是基于长期协议，预计在未来的很长一段时间内还是会以和油价挂钩的方式波动，如果门站价格采用煤价挂钩，则会导致天然气进口企业的买入和卖出价格波动的趋势不一致，风险上升。现以下述概念性价格公式来分析上述影响。 假设与油价挂钩时的价格公式如下（此处先不考虑计价期的问题），由于国际油价有很强的相关性，选择布伦特和新加坡燃料油380来代表进口管道气和LNG的混合定价成本，时间参照点选择最末一个数据点的时间（此处为5月15日），P0为最新上海门站价（2.18元/立方米）。 根据2016年天然气发电约占我国天然气消费的17%，假设加入20%权重的煤炭定价： 数据选取了从2013年6月3日至2017年5月15日的国际油价和煤价数据，主要考虑到在这个时间区间内，各类煤炭和油价的走势都有发生，计算结果如下： 图3.挂钩油价和煤价的气价比较 由于煤炭所占权重仅占20%，因此相比于油价，对整体价格的影响还较为有限。但总得来看，与煤价挂钩的价格要低于与油价挂钩的价格，在过去一年间油价维持在50美金附近波动，两种定价方式的价差很小，对于供给方而言上述价格波动风险也相应减少。 从需求角度，与煤价挂钩后影响激励作用最强的是燃气发电企业。然而按照上述分析，煤价对整体价格影响的幅度有限，考虑到目前煤炭和天然气发电在没有政府补贴的条件下相差悬殊（气电成本约是煤炭发电成本的2倍），上述幅度的下调对于长期投资仍不具备足够的吸引力。当然，如果政府希望通过定价鼓励天然气发电则是另一个故事，相比而言，与电价挂钩会比与煤价挂钩的激励作用更强，比如江苏省的天然气发电采用气电价格联动的机制，保证了天然气发电投资的成本回收。 从仅考虑供给方因素，单纯和国际油价挂钩，到为进一步反应天然气的市场价值，通过替代能源同时考虑需求的因素，定价的最终目标都是希望尽可能真实地体现天然气的市场供需情况。而无论是与油挂钩、与煤挂钩，都是下阶段中国推进天然气市场建设直至完全实现市场化过程中的一个阶段，在有效选择过渡期内定价方式的基础上，更应大力发展交易中心的建设，从而大大加速让价格真实反应市场供需的过程。
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