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。