一、国际市场剧变和LNG项目面临的困境
    进入本世纪以来，中国由于调整能源结构、发展清洁能源的需要，大力引进LNG；10来个LNG接受站项目陆续规划。前任美联储主席格林斯潘向总统建议建设 40个LNG接受站以弥补国内日益增长的对清洁能源的需求。在国际市场上掀起了采购热潮。直到2005年初，国际LNG仍然是买方市场。但是到2005年春夏，这种局面开始变化。LNG价格在国际石油价格高涨的推动下一路攀升，离岸价从不到$3/MMbtu一直升到$6/MMbtu。油价上涨进一步刺激了美国对天然气的需求；加上北海天然气的逐年减产，欧洲市场急于开发新的LNG货源。致使原来单一的以东亚地区日本、韩国、中国台湾占75%的国际LNG市场，变成了与美国/欧洲LNG市场并行的格局。加上日本、韩国等在1985年开始签定的20年、25年照付不议合同，开始到期，急于在2005年到 2010年间签定接替老合同的新合同。这几个因素促成了国际LNG由买方市场向卖方市场的转化。
    当LNG的离岸价从$3/MMbtu攀升到$6/MMbtu以上时，中国LNG项目下游天然气与煤的等热值比价达到了2.5到3，超过了国际通常认可的2.4的临界值；天然气联合循环发电的成本，也超过了电网公司所能提供的上网电价。广东、福建进口LNG以发电为70-80%下游市场的规划，就面临者极大的困境。其余 20-30%规划用做城市燃气的，如果顶替以前用的LPG，没有问题；如果是顶替煤制气或炼厂气，就也有涨价问题。另外，城市燃气的总量是有限的，300 万吨/年左右的规模，大部分依托城市燃气，恐怕难以消化。在这种情况之下，原来正在策划向国家申报批准的LNG项目就面临着进退两难的困境。

二、如何看待国际市场油气的价格
    自从1973年第一次石油危机以后，国际石油价格就已经和成本无关，到现在为止，中东大油气田的开采成本仍然不到$10/桶。$50-60/桶的高价是 OECD国同OPEC国这两个国家集团，在政治经济方面利益博弈所导致的。国际石油市场价格比成本高出来的部分，是由资源国政府与开采石油的跨国公司一起瓜分的。假如原油的成本价是$8/桶，当卖到$48/桶时，$40的利润，一半左右由资源国政府通过资源税和出口税拿走，其余由石油公司获得。90年代世界石油贸易的65%是卖给OECD国家的。到2005年仍有6成是。石油涨价对OECD国家的石油消费者是不利的，但是世界大跨国石油公司如 Mobile、bp、Shell、EXXON等也都是OECD国家所把持和垄断的，涨价对这些公司的股票持有者有利。所以不管是涨价还是落价，除了资源国税收增加以外，总是发达国家获利。我们只要看一看纽约股市，石油涨价、石油类股股票升值时，它会涨；石油落价，非石油类股利好，它也会涨。涨价只对占石油贸易额40%的进口石油的发展中国家不利。
    根据国际能源组织的预测，未来石油价格有三种可能，在现在每桶大约60$的基础上，第一种可能是继续高涨，到70-80$甚至90$，第二种可能是振荡、稳定在40-60$之间，第三种可能是下跌到30-40$[3]。当然谁都无法对这三种趋势做出准确的预计。但是可以分析，决定走势的主要因素是：1、资源总量肯定是有限的；问题是到底有多少，何时告罄；临近枯竭时价格肯定高涨。2、科技进步。还有可能发现新的油田，新的开采技术，降低深井开发成本，抑制涨价；3、节能。石油价格高涨刺激替代能源和新能源技术发展，减少对于石油的依赖，延长开采和使用年限；4、政治经济形势。伊拉克问题、伊朗问题等，影响中东和国际政治形势从而影响油价。综合来看，趋向第二种可能的人多些。     天然气价格与油价极密切的关系。从1985-2005年20年间，天然气由直线价格公式到S曲线价格公式的逐渐变化的历史记录说明，天然气长期合同价格随石油价格而波动，但时间上滞后，并且波动幅度较小；总体上低于石油价格，特别是在本世纪以来是如此。经历了最近两年油气价格大幅度振荡波动，今后天然气与石油价格的关系，大体也会维持这种关系，但会增加不确定性[4]。
    世界各国天然气的国内价格与国际价格并不完全同步。有三种情况，第一种情况，是美国、欧洲、日本等经济发达国家，他们的货币汇率居强势地位，人均GDP很高，对国际油气价格的承受能力很强，例如，20美分/m3的天然气，对发达国家来说，只是4美元一餐的麦当劳的1/20，但是对中国来说，20美分/m3合人民币1.6元就是8元一顿的快餐的1/5了。这就是经济发展程度和货币汇率所影响的对同一价格的不同承受能力。
    第二种情况，中东国家，印度尼西亚，俄罗斯，他们国内居民用气价格，跟国际市场价格毫不相干。俄罗斯出口到欧盟的天然气是每是$230/1000m3；而国内则是$59/1000m3。缺少资源的发展中国家，跟资源国家关系比较好的，通过政治纽带也能享受这种优惠。例如白俄罗斯、乌克兰等独联体国家，都一直从俄罗斯获得便宜的天然气。但在出现政治分歧时，抬高天然气价格便会作为一种政治手段。委内瑞拉国内油、气价格向与友好的拉美国家提供的价格也与次类似。
    第三种情况，类如中国的发展中国家，自己有部分资源但不足，必须从国外进口。天然气的国内价格与国际价格的关系就呈现出极为复杂的局面，见下段。

三、中国能源战略下的天然气多元化市场和价格格局
    1、中国的天然气战略
    中国在2004年制定的能源战略有6句话，对于天然气的定位是：发展洁净能源，保护环境，保障供应，来源多元化。根据发改委的规划，到2010年中国需要的天然气是达到1亿teo(吨油当量)，但是国内只能供应不到7000万teo；到2020年需求2.2亿teo，但是国内提供不超过1.2亿teo，即 1亿teo的天然气需要进口。作为全世界提供了廉价优质产品的“世界制造基地”而人均能源占有量只有世均一半的中国，从海外进口石油、天然气，理所当然。中国一次能源构成中煤占7成，进口油气除了交通和化学工业的需要之外，主要是为了优化能源结构、改善大气环境以保障可持续发展，。这个发展清洁能源的大政方针是不会改变的。
    2、未来中国天然气市场的格局
    未来的十几年里面，在中国将会形成一个有7种不同的来源的、多元化的天然气市场。
    (1)、西部的大气田是中国天然气的主要来源，集中在塔里木、准葛尔、鄂尔多斯、四川、以及松辽等几大盆地。将通过以西气东输为主的干线大管网输送到用户地区。
    (2)、中、小气田不可忽视。中国的天然气资源特点是丰度低、分散、规模较小，在俄罗斯、卡塔尔，中东等不上数的1000亿立方米的气田在中国已经是大气田了。这些中、小气田由于总储量不多，建设管网与天然气干线管网联结在经济上不合算。因此开发途径有两个：一是通过小范围的局部管网就近消费；二是采用就地液化，槽车运输，参与LNG国内市场的运作。
    (3)、煤层气。煤层气在中国有30万亿立方米的储量，将是中国很重要的CH4的来源，除了大型资源以外，煤层气的开发和LNG小气田开发的问题是一样的，要么是管网连接到附近的用户，要么就地液化，槽车运输。目前某外资公司正在贵州开发的煤层气田，就拟采用液化的方式进入陆上的LNG市场[5]。
    (4)、海气。中国东海和南海发现的天然气田，离大陆较近的可通过管线输送到陆上，例如平湖—上海；较远的可采用FBSO，即海上浮式液化船，在井口海面液化以后，船运到接受站。
    (5)、进口的管输气。包括已经与俄罗斯协议的东西两线的每年600亿到800亿立方米的两条线，还有正在和哈萨克斯坦、土库曼斯坦谈判的每年700约亿立方米管输气。
    (6)、海上进口的LNG项目。除广东的已投运，福建、上海已经国务院发改委批准外，正在策划、酝酿的还有几个。按照天然气需求/自产平衡估算，2010年缺口300—500亿m3，2020年缺口近1000亿m3，其中一部分，需要进口数千万吨/年LNG解决。
    (7)、生物质气。中国广大农村通过秸杆和排泄物所形成的生物发酵和或气化产气，十年内在广大农村发展起来，量也相当可观。有人估计可达数百亿m3/年。这种气源虽然比较分散，以就地消费为主，但在靠近管网处也会联网平衡产、用。
    3、LNG国际市场价格与中国国内价格的关系
    中国天然气的资源，大部分在西部经济不发达地区，而主要消费者却在东南沿海发达地区，产地和消费地远离的格局，恰好形成了一种价格互补关系。西气东输投运时，从新疆的到东部的上海3000多公里的管输费用，大约是人民币1元/m3多。新疆广汇液化天然气通过陆上烧柴油的槽车运输到福建4000多公里的费用，在2005年石油涨价前也是1元/m3多(目前的油价下是2元/m3多)。2002年中国--澳大利亚签定的25年照付不议的LNG合同的到岸价大约是人民币1元/m3。国家发改委所批准的LNG下游供天然气的门站价1.45元/m3。到岸价加气化管输、接收站费用，跟西气东输到上海的价格1.45元/ m3恰巧持平。
    但是现在国际LNG市场价从3美元/MMBTU涨到了6美元/MMBTU，而中国政府并没有大幅度提高国内油气开采的资源税。这样，上述国内东输的“西气”价格与进口LNG价格的“巧合”关系就改变了。于是国内不断有各种呼声；三大油公司要求国家发改委提高天然气的价格，有人批评进口LNG过热，要降温，等等。
    如上所述，LNG生产成本并未提高，涨价是国际政治经济博弈的结果。产气国通过调节资源税和出口税来保持国内价格和国际价格之间的平衡。在这样的情况下，中国如何平衡自产天然气与进口LNG价格的巨大差异呢？最可行的，最有利于资源保护、经济社会可持续发展的措施，是逐步建立包括能源和其他矿产资源的资源税征收机制。根据国内资源的地理位置、规模、丰度等具体状况确定不同的税率；根据国际市场价格变化调整税率；同时根据经济发展程度、收入水平，特别是弱势群体的承受能力建立补贴机制。以此来平衡进口LNG价格和国内不同地区价格以及不同消费群之间的价格关系。中国应该通过征收出口税，限制能源的大宗出口；通过征收资源税来调控和抑制能源的不合理利用，鼓励高效利用。这个重要机制的建立，必将很快提到日程上来。
    4、国内市场各类天然气的价格关系
    目前对LNG的FOB价格与门站价格关系有一种误解，以为当FOB从4美元/MMBTU涨到6美元/MMBTU，即涨50%的时候，国内天然气门站价也会涨50%。这种看法是不对的。文献[4]给出了LNG的FOB价从4美元/MMBTU上涨到6美元/MMBTU的门站价变化分析。当离岸后的下游环节，包括船运、气化、接收站线的投资折旧和管理费、LNG项目公司的利润等的成本价增加为0.62元/m3时，门站价将从1.78元/m3变为2.37元/m3，即涨幅约为33%，远小于FOB价50%的涨幅[4]。
    在中国天然气市场格局下，上述小气田和煤层气通过液化陆上运输的价格定位，显然是取决于大气田管输气价和海上进口的LNG到门站价，和由这两种价格所形成的中国国内天然气用户端的市场格局。如果小气田和煤层气采用液化的方法开发进入国内LNG陆运市场的赢利高于就地生产化肥，那么就不会就地利用。当然，穷困地区的小气田就地利用的价格不会也不应该太高。而沿海进口LNG气化以后通过管道输送给不同用户的价格，应当由成本和效率因素决定[4]。这都由市场经济关系、地区经济发展、人民生活和谐稳定等因素所决定。
    进口管输气价格实际上是中国政府和资源出口国政府之间利益的博弈。资源出口国俄罗斯希望中国按照向欧洲出口的气价230美元/1000m3购买。中国是一个地域广大的发展中国家。中国东南沿海地区有能力按照国际市场价格购买6美元/MMBTU(约2.4元/m3) 的LNG。可是中国西北新疆地区却不能承受230美元/1000m3(1.84元/m3)的欧洲价格的管道天然气。因为把它经管线输送到东部时将达3元/m3以上的门站价格，上海也难以承受。俄罗斯同中国的天然气贸易，只有达成双方都能接受的价格才能成交。
    总之，不管是进口LNG也好，进口管输气也好，自己开发西气送到东部的天然气也好，价格的制定都应是由不同地区的经济发展的水平、地理位置，考虑到各种不同气源开发、运输的成本所达成的一种经济利益的平衡，以及国家的整体利益所决定的。
    5、经济发展、汇率变化，对天然气价格的影响趋势
    改革开放近30年来，中国的经济有了长足的发展，在国际经济贸易中的地位有了大幅度攀升。比较发达的东南沿海地区，对石油、天然气价格的承受能力，已经比 20年前大有提高。在油价大幅攀生的2005年，中国进口了1.46亿吨石油，是印度进口量的三倍。而中国的人口只比印度多30%。这是中国制造业、交通业的需求，也是承受能力的体现。当然也有通过政府的宏观调控把一部分高油价转移到三大油公司身上，减轻了消费者负担的因素。但不管怎样，经济越发展，油价的承受能力越强。
    从去年7月人民币汇率改革以来，美元对人民币的比值已经从8.26降到近7.8。随着人民币的升值，进口国际LNG与国内天然气的比价，还会下降。这个因素也会使中国对国际LNG价格承受能力会有所增强。

四、中国天然气下游市场用户和价格分析
    1、中国天然气的三类地域市场
    按照地域考虑，中国天然气消费有三类不同的市场。第一类，西部经济非常不发达、欠发达的地区，同时也是离天然气源最近的地区，如新疆、甘肃、贵州、青海、内蒙、山西它们用本地的天然气资源，短距离的管道运输就可以达到用户手中。气价应该比较便宜。随着国家开征资源税，抑制过低的天然气价格导致的浪费也是必要的。第二类是东南沿海、京津等地区，经济比较发达，人均GDP已达数千美元，对天然气价格承受能力较强；经济发展导致的环境的污染也非常严重，采用清洁能源的压力非常大。在用东输西气量不够的情况下，就要进口LNG。国家能源领导小组办公室副主任徐锭明先生在不久前的一次讲话中提到，引进LNG有公司为主的广东模式和地方政府为主上海模式两种。后者主要依靠政府的宏观调控职能来使运作引进LNG项目，消化较高的气价。对东南沿海这类地区来说，不管是引进 LNG还是使用海气或东输的西气，都会是一个比较高的价位。这三种气的不同成本和之间价格需要政府宏观调控加以平衡。第三类市场是地理位置和经济发展程度上的过渡地区，如河南、湖南、湖北、江西，离海不是很远，离资源地也不是很远，这些市场潜在的规模，和对气价的承受能力，都介于前两类之间。这是在下游市场开拓和下游用户定价时必须考虑的地缘因素。
    2、中国能源战略所决定的LNG下游市场替代的原则思路
    从2005年中国的一次能源结构中煤占69%，天然气才占不到3%从这个意义上来说，发展天然气的根本目的是通过减少燃煤污染来改善环境。但是这是一个悖论。在目前天然气和煤的等热值的比价已经高到2.5到3的时候，天然气是没办法直接和煤竞争的。研究表明，引进LNG间接替代煤的下游市场，除了还须适当建设天然气联合循环电站，作为电网调峰机组，以较高的电价上网以外，可以归纳为以下5个方面。
    (1)替代LPG
    目前许多东南沿海城市，为了解决大气污染问题，已经大量采用LPG做城市燃气。中国2005年消耗的LPG 约2000万吨，其中进口约700万吨，其余主要是国内炼油厂的加工产物。在高石油价格下，LPG的价格是非常高的，引进的LNG替代LPG，是有竞争力的。
    (2)替代工业或商用蒸汽锅炉的燃料(油或煤)
    在沿海发达地区大城市，大气环境已经不容许烧煤，已经改燃油锅炉，用天然气替代，价格还可以承受。仍在燃煤的用户，对改用天然气在经济上就难以承受。根本的解决办法，是发展分布式热(冷)电联供系统(DES/CCHP)。洁净的天然气先通过燃气轮机或内燃机以近乎100%的高效率将30—40%的天然气化学能转化为电，再利用排出的烟气产生蒸汽。这就可以使蒸汽的成本降低到燃煤锅炉产汽相同的水平。还可以进一步利用十分洁净的天然气燃烧烟气的低温热能吸收制冷或生产热水，使能源利用总效率达到80%以上；同时达到经济、环保、高能效三个目标[6]。
    (3)替代低效用电
    建设部统计中国建筑用能80%用于采暖、空调和生活热水。特别是在东南沿海，这80%的建筑能耗基本上是用电(少量用燃气，也是不合理的“高能低用”)，而且相当大部分是几千公里之外输送来的、损耗了10%的西电。算下来用西部的煤发电加热东部的热水的终端黏土利用效率只有20%几。采用城市冷热电三联供 (DES/CCHP)技术，不仅同样可以达到经济、环保、高能效目标，而且还有缓解城市夏季电网高峰负荷不足压力的贡献[7]。中国建筑耗能已达6亿吨标煤/年，占总能耗的1/4以上，这部分替代空间潜力是很大的。
    (4)替代石油加工副产用做燃料的轻烃和重油
    中国石油加工已达3亿吨/年，副产的轻烃和重油用做炼油厂和石化厂锅炉、加热炉燃料的约有2000万吨/年以上。按照目前和今后的国际市场价格，天然气比它们便宜。因为它们能够直接裂化或裂解做化工原料；而天然气则更适合于做燃料[8]。
    (5)替代汽柴油做车用燃料
    在所有清洁替代车用燃料中，天然气是最廉价、环保和来源丰富的。但是比其他醇醚类替代燃料麻烦的是，它要求不同的发动机、加气站和燃料箱，从而要求开发由此而延伸出来的新的产业链。必须指出的是：所有这些产业链在技术上都已经成熟，在总体上十分经济。而且可以带动一个新的制造业的发展，催生一个新的经济增长点。目前中国重卡车量已居世界第一位，有几千万吨/年的LNGV燃料替代潜力。中国还可以通过LNGV产业链的开拓，成为世界LNGV制造基地[9]。
    3、下游市场用户价格策略
    对以上几种市场用户的定价，按照和社会效益最大的目标，可归纳为下列四个原则：
    (1)核算原则：供气成本高，价格也高；
    (2)源利用效率原则：高效用气用户优先、低价供应(社会效益原则)；
    (3)替代物的价格决定的承受能力原则：例如，以天然气替代高价的柴油、轻烃的用户，可以承受较高的价格，直接替代低价的煤的反之；
    (4)市场开拓导向原则：对天然气价格十分敏感的潜在的大用户，以“薄利多销”策略加速市场开拓。
按照这些原则，上述5种下游市场用户各自应当享受不同的适宜价格参见[4] 。

五、中国LNG项目市场规划新思路
    在目前的中国，上述5个LNG下游市场不仅极其广阔，有上亿吨/年的潜力，而且都有承受LNG国际市场价格的能力。这并不奇怪。事实上，世界天然气下游市场用户分布中，大体上也都是发电和城市民用各占1/4，工业和城市工商用户占另外一半。只不过恰好在中国大量进口LNG时赶上涨价，不能先主要依靠发电消化早期的大部分气量而已。
    如何落实上述5个天然气替代原则思路，替代传统的LNG发电和城市燃气的规划呢？
    显然，除了第一个替代城市LPG燃气市场以外，其余4个都是新的，需要开拓的。其实，配合每一个LNG项目建设几个总规模几百万kW的联合循环电站不也是新的吗？只不过电站只须建几座，而工业(园区)和城市DES/CCHP、石化工业燃料替代LNGV产业链开发都涉及许多企业、多个项目的新建或改造而已。问题的关键在于，在LNG接受站从规划、签约到建成投运的3-5年时期内，这些新的下游市场用户的开拓能不能同步进行和完成？
    在这个问题上，必须看到此时此地的“中国特色”。(1)中国人口众多、居住密集，生活水平不断提高，适合于发展规模化的城市DES/CCHP；工业快速发展、经济实力不断增强，已经有能力进行改造更新。(2)中国在步入新的发展阶段：产业结构调整/转移，工业入园区、农村城镇化，贯彻科学发展观，扭转“三高一低”的发展模式，大力改善环境等等，都是推行包括DES/CCHP在内的节约型能源经济的极好的历史机遇。(3)过去的近三十年成果表明，中国的社会主义市场经济的特色之一是能够组织强大的社会力量，在较短的时期内完成传统市场经济需要多年缓慢推进的变革。
    从另外一个角度来说，发展工业和城市DES/CCHP、进行石化工业能源构成优化改造和发展LNGV，都是同进口LNG 一样重要，并且更加深刻，必须完成的“提高能源效率、优化能源结构、保障能源安全”的能源战略目标。只不过要与进口LMG项目同步开展需要政府各个部门更充分的协调配合，更全面地制订与产业发展、工业改造、城镇化、环境、交通、能源电力等各项规划周密配合的天然气产业链发展规划，更仔细地制订必要的鼓励和优惠政策。一个为人民服务型的、没有部门分割而能集成协同的政府是能够做到这一点的。这也是当前推动政府机构改革的一个促进因素和契机。