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“气荒”当前 川气东送为何卡壳

2010-08-07 20:22:02

消息来源:中国法治 评论
2009-11-24 10:06:48 来源: 21世纪经济报道(广州)  “川气”的高价,让下游城市望而却步。按照国家发改委今年6月下发的通知,“川气”到上海时,由出厂价和管输价构成的门站价为2.12元/立方米,和西气东输一线相比,贵了60%。

全国各地普现“气荒”,但号称中石化“一号工程”的“川气东送”项目,依旧犹抱琵琶半遮面。

这条总投资600多亿元,始于四川达州普光气田,由西向东途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江、上海五省二市,全长2203公里的天然气大动脉,规划输气量120亿立方米/年,供应量与中国陆上第一条天然气长输管道――西气东输一线,大致相当。

显然,若“川气东送”项目能及时“供气”,将极大改善途经地区的天然气供应结构。

“原定10月气就可抵达上海,但因管道需要升压和做各种调试,现在,具体的供气时间还没定。”11月23日,“川气东送”建设工程指挥部副指挥长王春江在接受本报记者电话采访时说。

但阻碍“川气东送”的,并不仅仅是技术因素。

“上海这边,仍在和中石化进行价格谈判。”一位申能集团人士向本报记者透露,到目前为止,就“川气东送”项目,中石化仍未和下游燃气公司签订购销协议。

“川气”的高价,让下游城市望而却步。按照国家发改委今年6月下发的通知,“川气”到上海时,由出厂价和管输价构成的门站价为2.12元/立方米,和西气东输一线相比,贵了60%。

虽然,国家发改委人士上周已明确表态,“今年年内天然气不会涨价”。不过,在一位业内人士看来,川气东送价格政策的出台,事实上已在“使天然气价格向国际市场天然气价格水平靠拢”,而且,“允许供需双方按基准价上下浮动10%”,“这预示着,我国天然气价格改革已经开始酝酿试水”。

中石化方面称,12月,普光气田将向上海供气。而在等待之中,是天然气供应链各环节以及政府主管部门之间的博弈。

供应缺口

“这是黎明前的黑暗。”谈到重庆的供气形势,重庆市经信委主任吴冰称,今冬明春是个难点,但明年下半年、后年上半年开始,形势将会好转。

普光气田从12月开始向重庆送气,是他的希望所在。作为“川气东送”的一期工程,普光气田每年将向重庆供气超过20亿立方米,到2010年,输气量将增加30亿立方米。

此前,重庆一直是中石油西南油气田的主市场。2007年,中石油西南油气田对重庆的天然气供应量为45亿立方米,2008年则为50亿立方米。

不过,据重庆市发展改革委副主任王平介绍,西南油气田公司受老气田综合递减率增高、新气田投产效果不理想等因素影响,产气严重不足。如今,西南油气田已累计欠供重庆天然气近3亿立方米,全市日均用气缺口达100万立方米以上。

第四季度的情形尤为严重。按计划,中石油西南油气田应给重庆市供气1780万立方米/日,而目前的实际供应量仅为1360万立方米/日左右,相差420万立方米/日。

天然气供应紧张,已导致重庆多家工业企业停产待气,一些已建成的项目也无法投产。中化涪陵化工新项目、璧山LNG项目等,都处在建成待气状态。

中石化的下属公司,同样在等待“供气”。

“我们一年需要4亿立方米的天然气,本来上个月就说来气的,但最终推迟了。”10月中旬,中石化旗下子公司、齐鲁达州化肥分公司经理姜家仪对本报记者说。作为川气东送工程的配套项目,该公司位于邻近普光气田的达州天然气能源工业园区。

价格博弈

但在中石化与主要用户谈妥价格之前,姜家仪们仍需继续等待。

国家发改委6月下发的“关于川气东送天然气价格有关问题的通知”显示,天然气出厂基准价格定为每立方米1.28元,供需双方在上下10%的浮动范围内协商确定。全线管道平均运输价格暂定每立方米0.55元,到四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海的管道运输价格,分别为每立方米0.06元、0.16元、0.32元、0.54元、0.65元、0.76元、0.81元和0.84元。

涨价和资源稀缺有关。中国石油和化学工业协会预计,到2010年,我国天然气的需求量将达到1000亿-1100亿立方米,同期的天然气产能只能达900亿-950亿立方米。

而开采成本高,则是中石化主张涨价的一大理由。据称,川气多是高含硫气田,天然气井平均深度在5000-6000米,一口井打下去就是好几千万元,且管道穿越崇山峻岭,山陡路险,技术难度大。

不过,按照这一标准,川气输送到上海后,门站价将为2.12元,而最终零售价将在3.4元/立方米以上,远高于上海目前2.5元/立方米的天然气零售价。目前,上海居民每户每年用气约178.36立方米。川气价格上涨1元,意味着,每户每月多支付14.9元。

即使是中石化旗下企业,亦将面临巨大成本压力。

23日,中石化集团四川维尼纶厂一位人士告诉记者,该厂每年需要的9亿立方米天然气,“以前,一半左右靠中石油供应”,“现在好了,普光气田很快就要供气”。

不过,“用普光的川气,除13%的税后,每立方米比用中石油的气贵了2毛钱,一年多增加1亿多元的成本。”这位人士给记者算了笔账:用中石油的气,终端价为“出厂价1.275元+管输费0.047元=1.322元”;而用川气,终端价为“出厂价1.28元+上浮10%+管输费0.16元=1.568元”。

“我们天然气能源化工园区里的企业,大多还没有和中石化签订协议。”11月23日,达州市物价局价格管理科吴科长在电话里对本报记者称。

“我们希望,川气的出厂价相比基准价下浮10%!”在接受记者采访时,达州市天然气能源化工基地建设指挥部副指挥长徐小邦说。他的理由是,中石化在达州48平方公里的土地上开采天然气,基础设施和环境遭到破坏,应该启动资源补偿机制。

改革猜想

“对于天然气价格改革,目前发改委正在讨论的方案有好几种,最终会采用哪个,暂时还不好说,估计很可能是几种方案综合起来考虑。”

一位曾参与发改委组织的天然气调研活动的专家称,目前,天然气价格改革需要解决的问题至少有三方面:一是,协调不同来源的天然气价格差异;二是,区分不同用途天然气的价格;三是,平衡上游和下游的利益。

据本报记者了解,目前正在提交讨论的天然气价格改革方案,主要有“加权平均法”、“一气一价”、“区域定价”、“挂钩原油等可替代能源”和“上下游联动”等几种模式。

而对于天然气产业链的各个环节来说,不同的角色则有着不同的利益诉求。

“一气一价”,也就是说对于不同气源采取不同价格,这是操作起来最方便的模式,但“不公平性”也非常明显。

目前,随着我国输气管道的大规模建设和中亚输气管道、缅甸输气管道和东部沿海LNG资源的引进,多气源、多管线联合供气的格局已逐步形成。“未来如果同一城市,不同的用户使用的天然气价格差异很大,将我们来说不仅销售困难,而且将带来很大的管理难度。”中石油勘探与生产分公司副总经理马新华说。

而中石油、中石化等上游巨头,目前主要倾向的是“加权平均定价”。具体操作办法是,门站销售价格根据不同来源进口气价格和国产气出厂价格、来气点到基准点的管输费和进气量加权平均确定。目前,陕京输气管道就是采取这样的定价模式。

加权平均的优点是与国际价格对接挂钩,但多气源管道联网后很难区分用户使用的气源和管道运输路径,操作起来较为复杂,而且无法照顾到不同地区对于价格的承受能力。

而“区域定价”则是采用政府指导天然气定价,气价与输送距离相挂钩的模式。这种方式也是世界上许多国家通行的做法。

“但是,在这种定价模式下,西部的天然气价,会明显低于中部和东部,东部一些化工企业有可能会借此时机迁往西部,这样会带来一系列社会问题和生态环境危机。再加上,管输费由发改委按照管道项目成本收益核定,将会使政府和企业在管输成本上出现信息不对称。”申银万国化工分析师俞春梅认为。

而“挂钩原油等可替代能源”是指,天然气出厂基准价按照等量热值与原油挂钩,一段时间内(如一个季度)根据国际原油价格变化由国家发改委调整一次。不过,如果我国天然气价格挂钩原油,势必随着原油价格波动而变化。这一波动往往是剧烈的,不利于稳定价格。

处于产业链最末端的城市燃气公司,则最希望确立“上下游价格联动机制”。

“目前,燃气终端的价格基本上是固定的,要调整价格需要非常长时间的申报和听证等程序,但目前天然气价格,特别是进口价格的波动非常大,对于燃气公司来说,很难控制经营风险。”深圳燃气公司一位人士说,“对于天然气定价机制调整,我们希望,能给燃气公司一定范围的自主权,根据上游的情况来调节下游价格。比如,淡季适当下调价格,旺季适当上调价格。”

“此次价格改革,可能对天然气整个产业链利润构成会产生一定变动。”俞春梅认为,在整个天然气工业中,上游勘探开发的投资风险最大,中游管道运输次之,下游城市配送的投资风险最小,因此,国外的天然气工业投资回报均以上游最大,中游次之,下游最低,但我国目前的情况则正好相反。以西气东输一线为例,上游开采、中游管输、下游分销利润占比分别为28%、28%、44%,城市管网利润占比最高,几乎为长输管网1.5倍。

“天然气作为公用事业,其价格改革要考虑到方方面面的因素,因此,整个改革不会一步到位,很可能会像成品油定价机制那样,采取相对折中的方案,循序渐进。目前,国家除了要平衡上中下游各部门及企业的利益之外,对于通货膨胀因素非常重视,天然气价格改革的推出将慎之又慎。”上述专家认为。 (本文来源:21世纪经济报道 作者:文静 詹玲) 胡彦

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