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( 1.中国石油勘探开发研究院；2.国家能源页岩气研发（实验）中心；3.中国石油非常规油气重点实验室）

摘 要：2021年以来，国际原油、天然气等大宗商品价格快速上涨，给境外相关实体企业带来强烈冲击。目前中国天然气价格改革处于转轨时期，天然气定价还没有实现在有效市场中发现均衡价格，两种定价方法双轨并行的风险因素在逐渐累加，主要体现在：一是定价权在外，存在输入性价格波动带来的供给冲击风险；二是缺少做空机制，未形成有效市场，存在天然气价格持续上涨的风险；三是行业特点决定均衡价格可能缺失，造成天然气供应不足的风险；四是行业成本过高，造成需求收缩预期转弱的风险。建议：合理选取产业链节点，发现市场均衡价格；发挥实体经济优势，加快建设亚洲天然气定价中心；鼓励管道气签署长期协议，民生重点用气保供稳价；利用天然气期货市场作为财务避险工具，降低行业成本；天然气行业实体企业应做好技术和人才准备。

关键词：天然气；定价机制；市场化；价格风险；供应成本；风险防范

Price risk analysis and prevention suggestions of natural gas market in China

SHI Jianxun(1. CNPC Research Institute of Petroleum Exploration & Development; 2. National Energy Shale Gas R&D (Experimental) Center; 3. PetroChina Key Laboratory for Unconventional Oil and Gas)

Abstract：Since 2021, the international prices of crude oil, natural gas, and other commodities have risen rapidly, which has brought a strong impact on the relevant foreign entity enterprises. At present, China’s natural gas price reform is in the transition period, and the equilibrium price has not been found in the effective market. The risk factors of the two pricing methods are gradually accumulating, mainly reflected in the following aspects. Firstly, the risk of supply shock was caused by imported price fluctuations due to the absence of pricing power. Secondly, the lack of short selling mechanism and the effective market would bring the risk of sustained rise in natural gas prices. Thirdly, the characteristics of the industry determine that the equilibrium price may be missing, resulting in the risk of insuffcient natural gas supply. Fourthly, high industry costs lead the risk of weakening expectations of demand contraction. It is suggests to reasonably select the nodes of the industrial chain and find the market equilibrium price, give full play to the advantages of the real economy, speed up the construction of the Asian natural gas pricing center, encourage pipeline gas to sign long-term agreements, focus on gas supply stability for people’s livelihood, use the natural gas futures market as a financial risk aversion tool, reduce industry costs, and prepare for technology and talents for physical enterprises in the natural gas industry.

Key words：natural gas; pricing mechanisms; marketization; price risk; supply cost; risk prevention

2021年以来，国际油气价格快速上涨，引起各方关注。纽约WTI原油期货价格由2020年的最低负40.32美元/桶涨至2022年3月7日的最高130.5美元/桶；纽约天然气期货价格由2020年的最低1.52美元/百万英热单位，涨到2021年10月6日的最高6.47美元/百万英热单位。2022年初，哈萨克斯坦多地因液化石油气涨价爆发抗议，俄乌冲突更是给国际天然气市场结构带来很大冲击。天然气作为最清洁的化石能源，关系到国计民生和碳达峰、碳中和目标的实现，其重要性不言而喻。面对国际天然气价格的剧烈波动给境外相关实体企业带来的强烈冲击，有必要分析现阶段中国天然气行业存在哪些与价格有关的风险，同时市场各方应该提前采取哪些应对措施。

1 中国天然气定价机制现状

经过近10年的稳步改革，中国天然气市场化定价取得了显著进展。目前，中国天然气价格实行分级管理，其中，门站价格由政府管理，终端销售价格由地方管理；占消费总量50%左右的天然气价格由市场形成，其余则建立了上浮20%、下浮不限的弹性价格机制（见表1）；推行季节性差价、可中断气价等政策，形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，利用价格杠杆促进削峰填谷，并对承担调峰义务的企业实行价格折让。

从2021年初开始，石油、天然气等国际大宗商品价格出现暴涨，天然气市场化程度较高的欧洲等地出现天然气销售商“跑路”现象[1]，民众生活受到很大影响，按照有效市场均衡价格理论，无法提供及时有效的解决方案。国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）在2019年底成立后，市场反馈出现不同声音，白俊（2020）认为如果现行价格政策不做出适当调整，未来一段时间价格不规范和市场混乱现象可能进一步增加，市场相关方对此要有心理准备。2021年8月，中国部分地区出现拉闸限电现象，能源行业在2021年下半年进入保供稳价阶段，最终较早市场化的煤炭价格走回基准价模式，这与目前没有放开的天然气门站价格管理模式类似。从2021年下半年开始，国家主管部门开始积极推进电力市场化交易，对天然气价格改革着墨较少。

2 现阶段中国天然气价格相关风险分析

北美和欧洲的天然气普遍采用市场化定价方法，特点是价格有较大波动，在给企业带来做大做强机会的同时，也会带来价格波动的风险。目前中国天然气价格改革处在转轨时期，天然气定价还没有实现在有效市场中发现均衡价格，两种定价方法双轨并行的风险因素在逐渐累加，天然气行业需要预判可能存在的风险，并做好风险防范准备。

2.1 定价权在外，存在输入性价格波动带来的供

给冲击风险经过40余年的改革开放，中国已成为高度开放的大型经济体，国内市场与国际市场紧密相连。由于目前中国还没有建立天然气期货市场，天然气定价权缺失，作为天然气进口大国，存在输入性价格波动的风险。

近几年中国天然气供需一直比较平稳，单独从中国供需和货币环境分析，中国天然气价格在近几年应该是平稳的。但是，目前国际天然气的定价权在美国和欧洲，而中国的天然气消费量43%左右需要进口，部分西方国家由于抗疫不力，采取了超发货币的手段来拉动经济，美元、英镑等货币的天量超发造成从2021年开始国际大宗商品价格暴涨。加上中国是高度开放的经济体，目前处于从以外循环为主向以内循环为主的过渡期，境外的涨价压力很快就传导到国内，输入性通胀压力不断加大，天然气作为初级产品给中国宏观经济和实体企业造成很大的供给冲击。

2.2 缺少做空机制，未形成有效市场，存在天然气价格持续上涨的风险

理论上，只有在有效市场中才能发现均衡价格，才能最合理地配置资源，达到帕累托最优状态（即资源分配的一种理想状态）[2]，这是市场化定价的隐含前提。从市场看，民生产品如果在非有效市场中通过非连续交易来定价，很容易走出连续上涨的行情，这是由民生产品特有的价格形成曲线决定的，也是由交易市场的特殊结构决定的。天然气的产业链中自然垄断环节比较多（见图1），需求曲线价格弹性小，供应主体天然就存在涨价冲动，如果不是政府指导定价，而是交给非有效市场通过非连续交易来定价，在缺少做空机制下，大概率会造成天然气价格持续上涨，这在房地产市场化改革中已经得到证实。如果选择市场化定价，只有在供需双方数量都跨过N＞1000的门槛，并在有做空机制的有效市场中，或近似有效市场（期货市场）中形成的价格才能避免持续上涨，这在中国大豆、玉米等粮食价格改革实践中得到证明。

目前，中国天然气的定价机制正处在转轨期，有效市场或近似有效市场（天然气期货市场）还没有建立，没有做空机制，此时如果完全放开天然气终端门站价格，天然气价格极容易被操控，有可能与近期国外天然气价格一样，走出长时间的持续上涨行情。这是因为如果政府放弃价格管制，交给非有效市场通过分散交易来定价，那么只有价格连续上涨才能让产业链中从事生产和服务的各方满意，使整个行业的成本被不断抬高，从长远看对行业发展不利。在非有效市场定价的情况下，市场中的大户容易利用资金优势或货源优势，囤积居奇、空转套利、哄抬价格，造成供应不足，使实体经济受到严重伤害[3]。

2.3 行业特点决定均衡价格可能缺失，造成天然气供应不足的风险

以前中国天然气价格采用政府指导价模式时，上游企业经常反映天然气销售价格过低，导致天然气业务亏损经营，供给不可持续，这也是当初进行天然气定价模式改革、走向市场化定价的原因。但是，天然气行业的特点决定其需求价格弹性曲线与供给价格曲线均存在上部弹性较小、下部弹性较大的特征，作为民生产品，天然气有可能出现均衡价格缺失的现象。在市场化环境下，天然气价格既有可能大幅上涨，也有可能大幅下跌，在行业中的每个企业都有权决定是否继续生产或提供服务。如果由于天然气交易市场无法发现均衡价格，出现气价低于生产成本的情况，就会造成很多油气生产企业的天然气业务出现亏损，打击生产企业的积极性，企业有可能减少天然气供给甚至断供。例如，2020

年美国期货市场前所未有地出现负油价，同期天然气价格也在低位徘徊，造成美国生产页岩气的中小企业出现了大规模的倒闭潮。

陆上管道天然气合约交割时间长，远期及期货特征明显，如果天然气交易市场无法发现均衡价格，出现气源价格过高的情况，会给处于产业链中间的销售商带来供给冲击。销售商面向终端用户的销售价是有一定期限的长期协议，涨价要经过听证等程序，无法很快地调价销售，现金流压力巨大，可能会导致销售商经营困难，无法继续提供服务。例如，2021年英国天然气期货价格暴涨，很多天然气销售商无法转嫁成本压力，最终申请破产，停止继续为终端客户提供服务。

2.4 行业成本过高，造成需求收缩预期转弱的风险

2020年9月，中国正式确立碳达峰、碳中和目标，标志着中国进入能源变革时代。能源变革时代的主要特点是在消费终端各种能源相互竞争，竞争的方向是更低碳、更绿色、更低价，替代品的增多，会使天然气的需求价格曲线弹性变大。如果天然气行业整体成本过高，在消费终端会出现需求收缩、预期转弱的风险。在有替代能源的情况下，如果天然气终端销售价格连续上涨，最终需求会逐渐减少，行业失去规模优势，行业成本会变得更高，终端销售价格会进一步上涨，由此进入恶性循环，最终结果是整个行业由于失去竞争力而退出市场。

2020年，中国天然气消费量为3280亿立方米，增量约为220亿立方米，比上年增长6.9%，占一次能源消费总量的8.4%[4]。在2020年中国终端能源消费结构中，煤炭约占56.8%，石油约占18.9%，水电约占8.8%[5]，天然气约占8.4%，风电约占3%，核电约占2.38%，太阳能发电约占1.69%，天然气所占比例由长期居第3位滑落到第4位。2030年中国风电和太阳能光伏发电的装机容量要达到12亿千瓦以上[6]，与目前火电装机容量12.45亿千瓦相近。面对快速增长的太阳能发电、风电、水电新增装机能力，天然气未来在能源市场中的竞争压力将会变大，预计在2030年天然气在中国终端能源消费中的占比可能滑落到第6位，被太阳能发电和风电赶超。

根据最新数据，太阳能发电和风电在中国西部地区的上网电价已经接近火电，且有进一步下降的趋势，2021年太阳能上网电价最低达到0.15元/千瓦时[7]，太阳能发电新增装机单位成本普遍可控制在0.2元/千瓦时左右，“十四五”期间风力发电上网价格有进一步降低到0.1元/千瓦时的可能[8]。对应最新价格，按照消费终端等热值换算，不计算后续跨省管输、省内管输以及城市配气等费用与电网输送费用的差距，天然气出厂价（入网价）只有降低到约0.6元/立方米才有可能参与公平竞争。

面对太阳能、风电、水电的快速增长，天然气全行业只有一起降低成本，保障价格传导到销售终端，产生竞争优势，才是生存之道，才会对天然气行业整体发展有利。短时间的高价格、局部的高利润以及价格大起大落对天然气行业整体发展十分不利，只会给其他竞争能源的发展提供机遇。

3 天然气价格风险防范建议

3.1 合理选取产业链节点，发现市场均衡价格，加快走向市场化定价

市场化定价带来的好处大于风险[9]，较早市场化的国家和行业也为防范市场化价格波动风险提供了成熟的经验，中国天然气产业应该加快走向市场化定价，快速越过价格双轨制时期。

一直以来，有观点认为，只有中国的陆上天然气管网系统完全达到欧美“一张网”的程度，并且在陆上管网内部节点都能够形成“X+X”的多方市场竞争格局，才能推出天然气期货，这也是业内部分专家反对天然气采用市场化定价方法的主要理由。目前，中国天然气现货市场已经基本具备采用市场化定价的条件，主要问题是如何合理选取产业链节点发现均衡价格。这方面不应完全照搬欧美的天然气现货市场模

式，可以结合中国的市场环境和天然气行业特点，探索天然气市场化定价的中国模式。

从图1可见，在陆上管道气的链条中很难形成多市场主体竞争的格局，在国家管网集团与省内管输公司之间的门站、省内管输公司和城市配气公司之间的门站以及城市配气公司与终端用户之间，无论选取哪个节点，都面临自然垄断的管道运输问题，很难形成“X+X”的多方市场竞争格局。目前只有在液化天然气（LNG）和国家主干管网的联接点有可能形成“X+X”的市场竞争格局，由买方负责境内的管输，卖方只负责将LNG运至国家管网集团的LNG接收站交割即可。如果一味地等待现货市场完全达到欧美的程度，会延误中国天然气价格改革时机，累积风险，更何况欧美的天然气市场化定价模式也不是完美无缺的，并不是没有弱点。

现阶段，要发现中国天然气市场均衡价格，可加快推出LNG期货，通过LNG期货市场发现连续的LNG均衡价格，作为签署天然气长期协议的参考价格。目前，中国推出LNG期货的条件已经基本具备，国家管网集团在天津、深圳、海南等地都有LNG接收站，已经向第三方公平开放，能够形成“X+X”的竞争格局，可以将上述LNG接收站作为LNG期货的交割地点。

3.2发挥实体经济优势，加快建设亚洲天然气定价中心

作为天然气进口大国，为了抵御境外输入性价格风险，中国应该加快推出LNG（或天然气）期货，建设亚洲天然气定价中心，将中国实体经济方面的优势转化为国际金融影响力、人民币影响力，争取天然气定价权，保护实体经济的平稳发展，在国际天然气市场发出中国声音。

要实现建设亚洲天然气定价中心这一目标，在基础设施方面，需要在沿海港口建设一座LNG接收、加工、储存三用站，并与国家管网集团的主管道相联，既可以在LNG汽化后输入国家管网集团的主管道内输，也可以将国家管网集团主管道的天然气液化后上船外运，还可以储存部分LNG供管网调峰使用。届时，陆上管道气与LNG彻底贯通，中国将成为联接欧亚天然气的枢纽，可以将中国境内庞大的市场规模优势转化为国际金融影响力，掌握天然气定价权，稳定国际天然气市场，降低输入性通货膨胀的影响。

3.3鼓励管道气签署长期协议，民生重点用气保供稳价

为了应对前文所述由于天然气均衡价格缺失可能出现的天然气供应不足的风险，在国家管网集团的两端气价放开后，可以发挥中国的制度优势，鼓励进入管网的主体气源以长期供气协议为主，长期协议气源占管网运量的80%左右，作为天然气市场价格的定盘星，稳定中国天然气市场。在终端的民生及重点用气领域，主管部门要引导规范上游供气方与终端销售企业签署长期协议，延长销售企业对终端民生用气、重点用气单位的调价周期，严格调价听证程序，抑制自然垄断企业的涨价冲动。同时鼓励LNG进口，在财税金融政策上扶持LNG进口和运输企业，简化审批手续，降低LNG进口企业和运输企业门槛，扩大LNG进口企业数量。

3.4利用天然气期货市场作为财务避险工具，降低行业成本

天然气期货市场不但能发挥定价功能，还能发挥财务避险工具的作用。随着中国对外开放程度的不断提高，中国相关企业不可能长期生存在政府定价、价格长期稳定不变的环境下。为了避免出现欧洲部分天然气销售商因为无法应对极端供给冲击而“跑路”的现象，天然气产业链中的实体企业需要主动适应市场化环境，学会在市场价格波动环境下生存的技能，利用天然气期货市场作为财务避险工具，锁定成本或利润，应对供给冲击，这在较早就完成市场化定价改革的其他行业已是很常规的操作。如果欧洲的天然气销售商都会利用天然气期货

市场作为避险工具，进行套期保值，也不会出现被动断供现象。

在有效市场中进行市场化定价，存在做空机制，能够发现均衡价格，可以抑制民生产品在各产业链环节的天然涨价冲动，能在产业链价格传导上整体降低行业成本；企业在市场化的环境中生存，通过激烈的市场竞争，优胜劣汰，不断促进企业提高效率，也能从整体上降低行业成本；市场化会带来价格波动风险，也能给相关企业带来丰厚的收益，相关企业可以利用期货、期权等金融市场工具，在市场中获取投资收益，锁定利润，规避财务风险，从整体上降低行业成本。

3.5 天然气行业实体企业应做好技术和人才方面的准备

为了规避天然气行业价格转轨、价格波动、供给冲击等风险，相关企业应该做好技术和人才准备。项目投资决策阶段更适合采用宏观对冲投资分析方法，结合行业研究，自上而下选择投资标的，结合宏观经济周期、货币政策、外汇走势、大类资产轮动等因素，在期货、现货、股票、债券、货币、外汇等市场开展跨期、跨境、跨品种的双向或多维对冲投资操作。

在项目完成投资之后，要基于微观财务数据建立全周期市场风险管理体系。在市场化环境下，天然气产业链相关项目的投资不再是一劳永逸，而是需要在生产运营期随时跟踪微观财务数据，采用宏观对冲方法，在期货市场进行套期保值等风险对冲操作，以避免现金流断裂，规避财务风险。

在经济新周期，要避免简单照抄照搬国外经验的做法，应立足中国市场，建立适合中国特色的宏观对冲投资方法体系。天然气行业相关企业应培养建立一支了解企业文化特征、熟悉中国市场特点、践行新时代中国特色社会主义经济思想以及能够驾驭宏观对冲投资策略的投资研究团队，开展持续性的专业化研究，随时跟踪市场变化，不断调整投资模型，规避市场风险，获取稳定的投资收益。天然气产业链的市场价格形成机制有其独有的特点。中国天然气价格改革历经10余年还未完全实现在有效市场中发现均衡价格的目标，期间可能会出现一些市场风险，应该加快价格改革进度，尽快推出LNG期货，发现市场均衡价格，给行业内的实体企业提供避险工具；同时建设亚洲天然气定价中心，稳定天然气市场，防范输入型通胀，服务国民经济。

参考文献：

[1] 陶凤, 赵天舒. 多个天然气供应商退出市场 英国上百万家庭受影响[EB/OL]. 北京商报网, 2021-9-23. https://www.bbtnews.com.cn/2021/0923/412990.shtml.

[2] 曼昆. 经济学原理：微观经济学分册[M]. 北京: 北京大学出版社, 2012.

[3] 中国银保监会印发《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》[EB/OL]. (2021-10-08). http://www.gov.cn/xinwen/2021-10/08/content_5641275.htm.

[4] 国家能源局. 中国天然气发展报告（2021）[R/OL]. (2021-8-21). http://www.nea.gov.cn/2021-08/21/c_1310139334.htm.

[5] 王雪辰. 中国能源大数据报告（2021年）——电力篇[R/OL]. (2021-06-23). https://power.in-en.com/html/power-2389855.shtml.

[6] 习近平在气候雄心峰会上发表重要讲话[EB/OL]. (2020-12-12). http://www.xinhuanet.com/politics/leaders/2020-12/12/c_1126853599.htm.

[7] 中国光伏最低电价！国家电投开出0.1476元/千瓦时[EB/OL]. (2021-06-18). https://power.in-en.com/html/power-2389332.shtml.

[8] 风电伙伴行动计划发布 2025年陆上风电成本最低降至0.1元/度[EB/OL]. (2021-10-17). https://finance.eastmoney.com/a/202110172142837547.html.

[9] 史建勋, 王红岩, 董大忠, 等. 中国页岩气产业发展的特点与经验[J]. 油气与新能源, 2022, 34 (01): 25-30+35.

收稿日期：2022-04-24

改回日期：2022-05-18

编 辑：夏丽洪编

 审：张一驰