本報記者 詹鈴 徐煒旋 文靜

　　北京 深圳 重慶報道

　　11月18日，重慶。

　　曾經充斥著城區的出租車難覓蹤跡——重慶的兩萬多輛出租車中，相當大的一部分都在排隊加氣。即便這里是中國最大的天然氣產地，但也無法對車輛加氣實行敞開供應。

　　而在武漢、杭州、合肥等多個南方城市，這一幕都在發生。這個冬天如此寒冷，人們正在嘗試重新適應“排隊等待”。

　　在過去很多年間，中國都沒有出現過如此規模的天然氣供應缺口。

　　中石油的官方解釋說，今年中國北部地區遭遇了罕見的大雪和冰凍，由于北方天然氣需求量急劇上升，不得不對長江以南部分城市進行減供。

　　但這似乎并不是問題的全部。事實上，“石油巨頭覬覦市場供應緊張的有利時機獲得更高的市場出清價格”的說法已經在市場中廣為流傳。有業內人士告訴記者，“川氣東送”項目出現停滯，一定程度加劇了此次“氣荒”——而停滯的關鍵因素是因為與下游用戶在購銷協議上談判進展緩慢。

　　值得慶幸的是，積極的一面也在出現。尋找替代氣源的努力已經提上日程，煤層氣、煤制天然氣等投資項目正致力于打破不確定性之幕，氣源供應主體也在走向多元化。

　　博弈加劇“氣荒”

　　11月18日下午，記者在渝中區儲奇門加氣站看到，在細雨中，加氣車輛長隊足有200米。

　　此外，重慶全市有7000輛公交車，其中天然氣公交車(CNG客車)就有6200輛。平時半個小時可加好氣，現在卻要排隊等候兩小時左右，造成許多班次公交車每天往返次數減少，乘客只能在站臺“望眼欲穿”。

　　這樣的窘況不只發生在重慶。

　　日前，武漢市不得不臨時宣布，對所有出租車停止供氣，燒氣出租車改燒油，每臺車由政府每天補貼100元。而杭州則已經關閉了十幾家用氣企業，以保證居民用氣。

　　在中國石油大學教授董秀成看來，“缺氣的根源在于目前天然氣的價格管制。沒有利益的驅動，企業就沒有動力去勘探更多的油氣田。而進口天然氣也是因為價格的矛盾遲遲難以進到國內。”

　　事實上，近段時間以來，國內天然氣巨頭認為目前價格不合理，要求進行天然氣價格體制改革的呼聲已經越來越高。

　　“對于中石化，中石油來說，目前在盡快擴大天然氣供應上并不很積極，這實際上是在與市場博弈。”一位不愿透露姓名的專家說。

　　敢于博弈是因為石油巨頭在簽訂供應協議時有話語權。

　　根據中石化原計劃，“川氣東送”今年9月份就要實現局部通氣，年底全線貫通。然而，到目前為止，中石化仍然未與下游燃氣公司簽訂購銷協議。

　　對此，中石化一位內部人士坦承，“購銷協議的簽訂不是什么問題，最關鍵的一點還是價格問題。如果價格不理順，相關單位發展天然氣的積極性就不會很高。”

　　目前我國城市天然氣價格由出廠價，管輸費和城市管網費三部分組成。根據中石化在今年9月發出的文件，川氣東送天然氣出廠價將定在1.408元/立方米。加上管輸費用，以上海為例，天然氣送到門站的價格將達到2.248元/立方米，最終通過城市管網達到終端用戶的價格將至少3元/立方米。而目前上海的民用天然氣零售價僅為2.5元/立方米。

　　對于這一價格，考慮到居民的反應，江浙滬地區的燃氣公司均表示難以接受。

　　在此情況下，價格談判下一步如何進行，上述中石化人士則很有信心地對記者稱，“估計國家很快就會調整天然氣定價機制，在項目正式投產前，肯定會解決天然氣價格和購銷協議的問題。”

　　在能源專家韓曉平看來，天然氣之所以出現供應短缺，并不僅僅是價格問題。“一個重要的原因是我們勘探開發的主體太單一了，沒有建立起一個多元化的供應渠道。有競爭企業才有降低成本的內在動力，只有一個企業來經營的話，永遠會價格不夠高。”

　　“事實上，在天然氣使用更為廣泛的美國，價格也并不高。”韓曉平說。

　　據了解，目前美國的天然氣價格大概是每百萬英熱5美元左右，折算下來相當于每立方米0.2美元左右。而目前我國南方一些地方天然氣早已經達到三塊多人民幣一個立方米。比如深圳的天然氣價格就已達到3.5元/立方米。

　　“說到底，天然氣并不缺，缺的是市場不夠多元化。”韓曉平說，“與其花大價錢去國外買，為什么不讓更多的企業參與國內天然氣的勘探開發呢？如果建立起競爭體系，買方市場多元化，價格就不會成為天然氣供應短缺的原因。”

　　以美國為例，在開放的競爭環境下，過去4年間，美國天然氣開采量飆升，增長了58%。特別是新鉆井技術的應用更是使天然氣公司可以從頁巖中開采大量天然氣，由此導致天然氣資源激增，由于供應充足，今年冬天美國天然氣價格處于8年來歷史最低的價位。

　　此外，相對于歐美等國天然氣生產商和管道公司分開經營的狀況，中國的情況是，生產者往往與管道公司的身份重疊，真正的競爭很難引入。而管輸價在最終的天然氣價格中占到相當重要的比例。

　　“中國的天然氣行業目前還只處于起步階段，需要建設大量的管道及相關基礎設施，僅靠少數幾家企業的資金和力量遠不足夠，我們可以吸引更多的投資來從事管道和相關設施建設，從而引入競爭，降低管輸價格。” 韓曉平說。

　　不過，韓曉平也不得不承認，現在我們面臨的一個大問題是，由于我國天然氣開采不足和引入競爭等問題短期內無法解決，從而不得不從海外高價買氣，如果說國內天然氣價格不適當上漲的話，供方和需方的矛盾將會加大。

　　不透明的成本

　　事實上，對于近段時間業內熱議的天然氣價格改革，最重要的推手就是“進口氣價倒逼”。

　　“我們希望國家盡快出臺理順目前天然氣價格的政策，否則西氣東輸二線開通后，市場就會出現老用戶使用價格比較低廉的天然氣，新用戶完全按國際價格用氣的局面，我們很難以管理。”中石油勘探與生產分公司副總經理馬新華說。

　　2007年7月，中石油與土庫曼斯坦方面簽訂了中土天然氣購銷協議和土庫曼阿姆河右岸天然氣產品分成合同。根據協議，在未來30年內，土庫曼斯坦將通過規劃實施的中亞天然氣管道，向中國每年出口300億立方米的天然氣。今年6月，雙方再次宣布將進一步加大天然氣進口量。

　　馬新華表示，“氣源來自土庫曼斯坦西氣東輸二線工程明年開始向國內輸氣，到中國境內首站霍爾果斯站，氣價可能在2元以上，輸到中國中部地區的門站價格在2.5元左右，是目前寧夏長慶天然氣價格的兩倍以上。”

　　然而，對于中石油所稱來自土庫曼斯坦的“西氣東輸”二線成本價格將高于一線一倍的說法，業內一些人士卻并不完全認同。

　　“從土庫曼斯坦方面進口的天然氣與中石油自己開采的天然氣相比，出廠價的價格差異并不很大，多出的費用主要在管網費上，但這部分的成本究竟為多少，應該如何分攤，對消費者來說根本不透明。”一位業內人士說，“每年呼吁的天然氣漲價的理由都只有一個，即‘成本上漲驅動’，但目前國內天然氣產業鏈中包括出廠成本、管道運輸成本、城市輸送成本在內的各環節的利潤率水平究竟處在一個什么樣的水平？消費者不得而知。”

　　此前有消息稱，天然氣價改具體方案最快可能于今年年底出爐。關于價改方案，可能采取成本加權平均的定價辦法，推進“混合定價”機制，預計出廠價大約會上漲兩至三成。

　　“改革不等于漲價。”中國社科院財政貿易經濟研究所價格室主任溫桂芳指出，目前“成本+利潤”的定價機制再加上公用事業領域壟斷的現狀，使得公用事業企業提出定調價要求時，往往從部門、行業的利益出發，向政府提出過分或不合理的要求，甚至采取多報成本支出的辦法來達到提高價格的目的。“所謂政府定價往往演變成企業與政府價格主管部門之間的討價還價，結果是成本漲多少，價格就提多少。”

　　事實上，不僅是天然氣。自10月份以來，新一輪能源資源產品價格上漲浪潮已經拉開了序幕。

　　“如果公共能源資源集體大幅漲價，將可能在更大程度上推動國內通貨膨脹。這是中央高層非常關注的問題。”國家發改委價格司一位人士對記者說，“目前天然氣價格改革的方案確實是在討論，但國家還沒有決定如何實施。”

　　尋找替代氣源

　　巨大的天然氣供應缺口，給各方資本尋求替代品以動力。

　　“從開發技術和可開采量來看，煤層氣是天然氣當前最現實的補充氣源。”11月18日，國內最大煤層氣開發主體、中聯煤層氣開發公司執行董事法人孫茂遠在接受本報采訪時表示。

　　近期中聯煤層氣及早前與中聯煤層氣“分家”的中石油在山西沁水地區均有煤層氣項目竣工投產。孫茂遠告訴本報，該公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示范工程——潘河先導性試驗項目已竣工，只因大雪推遲了慶典時間。

　　而位于同一地區的中石油項目已于11月16日正式竣工投產，這也是國內首個整裝煤層氣田大規模商業化運營項目。據介紹，該氣田生產的部分煤層氣將進入西氣東輸主管網和來自西部的天然氣混合后，輸送到經濟發達的長三角地區。

　　中石油股份公司副總裁胡文瑞表示，山西沁水煤層氣田實現商業運營后，煤層氣將作為補充氣源，在一定程度上緩解國內天然氣供應的緊張形勢。

　　隨著新項目的陸續投產，煤層氣對天然氣的補充作用也將逐步提升。孫茂遠預測，2010年全國煤層氣產量可達到80億-90億立方米，而2015年目標是300億立方米，較常規天然氣的比例將逐步提高。

　　據統計，2008年，我國天然氣使用量為720億立方米，并預計在2015年將超過千億立方米。如果煤層氣屆時能達到量產300億立方米，其對天然氣的補充作用將超過20%。

　　但煤層氣開發也受制于多層瓶頸，首先是管道建設的滯后。據中國天然氣發展戰略研究會主任助理郭藝介紹，到目前為止國內最長的煤層氣管道只有35公里，而全國總長度也還不到100公里，且各生產企業之間沒有相聯，導致煤層氣市場更多極限在產地周邊低端用戶。

　　而孫茂遠告訴記者，目前開發的煤層氣有三個流向：附近居民就地消化、轉變成LNG(液化氣)、通過西氣東輸管網向東部運輸。

　　由于LNG罐裝后是通過公路或鐵路運輸，也會受制天氣影響。“近期大雪就導致山西LNG無法運出的情況，影響消費地用氣。”孫茂遠告訴本報，而取道西氣東輸管道又得收取較為昂貴的加壓費，使成本大幅提升。

　　相比于天然氣，煤層氣開采難度更大，開采成本較高。盡管國家對煤層氣已陸續出臺了投資補助、財政補貼、稅收優惠、發電上網等10多項扶持措施，但目前仍很難讓企業做到“有利可圖”。

　　據了解，盡管國家對煤層氣的價格政策跟天然氣固定定價有所區別，生產企業可與用戶直接商談價格，但目前煤層氣交易基本與天然氣同價，同樣面臨著價格偏低，企業贏利困難的問題。

　　孫茂遠指出，目前各投資主體加大對煤層氣的投資，看好的是未來的市場，包括天然氣價格改革帶來的贏利預期增加。他希望國家建立煤層氣產業發展基金，從石油特別收益金和煤炭資源稅等項目中提取，用于煤層氣風險勘探和重大建設項目。

　　另外，煤層氣大規模開采還需解決與煤礦礦權重疊的問題，而且目前煤層氣僅在礦法配套法規附則目錄中被列為獨立礦種，而未能名正言順地將其與石油天然氣并列。孫茂遠希望能在法律法規方面得到國家支持。

　　與煤層氣類似，頁巖氣也可代替天然氣，但在我國仍處起步階段。今年8月，國土資源部油氣資源戰略研究中心在重慶市綦江縣啟動了全國首個頁巖氣資源勘查項目。張大偉表示，此舉標志著我國正式開始新型能源頁巖氣資源的勘探開發。

　　在尋找天然氣替代資源的同時，通過能源之間的轉化也能間接實現天然氣來源的多元化，特別是煤制天然氣近年來就受到了各路資本的追捧。包括產煤地政府、煤炭企業、石化企業，甚至電力企業也加入其中。

　　近日，中電投位于新疆的兩大煤制天然氣項目——中電投新能察布查爾和中電投霍城2個60億立方米煤制天然氣項目同時開工建設，總投資額超過500億元。

　　業內專家告訴本報，與投資煤層氣相似，參與煤制天然氣投資的能源企業看中的是天然氣未來巨大的市場需求，且目前天然氣價格改革箭在弦上，不管最終采用哪種方案，必將推高氣價使煤制天然氣項目預期收益大大增加。

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