中海油如何消化尼克森

巩固LNG优势

　　在国内天然气工业利用和民用消费量连年大幅度增长的趋势下，国内增产的天然气供给已远远不能满足需求。2013年，中国天然气需求的31.6%依靠进口，除了中石油作为主力的管道天然气进口之外，进口LNG占了47.2%。

　　在上世纪90年代中期，中海油受原国家计委的委托，牵头在中国沿海地区开展LNG项目。中海油很看重LNG，这一方面是有历史因素，另一方面是缺少上游勘探资产的“小字辈”，中海油希望从LNG领域获得与中石油、中石化不一样的差异化竞争优势。现在，中海油在国内LNG进口和销售上占据绝大多数的市场份额，2012年中国进口的LNG有70%以上来自于中海油。

　　为了不受中石油天然气输送和销售管网的约束，且能在下游利用上多元化经营，中海油专门成立了中海石油气电集团公司，负责统一经营和管理中海油天然气以及发电板块业务。在天然气上游领域，将逐步改变过去以签订长期LNG购销合同为主的单一方式，转为购买LNG和参与进出口基地建设兼具的资源获取方式，并在中下游领域建立从接收站、管网运营、天然气发电以及终端市场销售的产业链。

　　中海油气电集团公司研发中心地质总工程师邢云对财新记者表示，由于中海油从1995年就开始考虑LNG项目的发展战略，最初签的几个订单很便宜，在当前国内天然气市场的价格水平下，中海油的LNG板块盈利状况不错。

　　中海油的第一笔LNG订单是在2002年时与澳大利亚澳德赛能源公司签订的25年长期供货协议，2006年往广东大鹏LNG接收站运来了第一船。彼时，国际LNG市场低迷，该笔长约气价折合约为0.87元/立方米。

　　此后，中海油投资了澳大利亚昆士兰州煤层气液化出口项目，购入英国天然气集团（BG）在澳大利亚昆士兰州煤层气资源区块25%的权益，以及一条液化生产线50%的权益，并签署了每年860万吨的LNG购买协议。2006年，中海油获得英国石油公司（BP）拥有的印度尼西亚东固气田12.5%的权益，并从2007年起的25年内，每年从印尼向福建莆田提供260万吨LNG。

　　“现在涨价之后，对方觉得之前的价格太亏，最近在找中海油商谈想修改合同。以前的订单价格是每百万英热单位3美元，现在的现货价格是16美元，已经涨了很多倍。”邢云介绍说，当时澳大利亚、印尼、卡塔尔三方的气卖不掉，都想卖给中海油，当时中海油没有那么多钱，国内市场前景也不确定，所以只签了澳大利亚一家，后来签印尼和卡塔尔时价格已开始直线上涨。他透露：“现在出口商学聪明了，在谈长约时不再把价格定死，在合同中加了一项‘条款回顾’，如果在后面几年价格变动超过一定幅度，就可以重新再谈价格。”

　　截至2013年年底，中国沿海竣工LNG接收站九座，在建和规划当中的有11个，其中中海油有六个接收站已投产运营，单个接收站的投资额基本在100亿元人民币以上。据机构预测，到2020年，中国的LNG进口量将从目前的将近3000万吨增加到7000万吨，中海油的进口量大约要占到4000万吨左右。

　　王琨认为，现在最大的问题是这么多的LNG从哪里来，中海油的部分在手长期合同，2020年时很快就要到期了。

　　目前中海油在手的中长期订单总量是每年2160万吨，2020年规划的是4000万吨目标，几乎要把手中的合同翻番。在此之前，中海油的订单主要来自澳大利亚、卡塔尔和印度尼西亚，未来可能会增加来自加拿大和美国的出口预期。而已经在等待审批的尼克森LNG项目无疑会让中海油未来的LNG之路走得更有信心。

　　“虽然前景看好，但是从加拿大西海岸出口LNG到中国的成本不低。” 加拿大皇家银行资本市场亚洲区董事总经理王琨分析指出，液化天然气生产成本约为每千立方尺3美元，加上管道运输到码头、液化、海运、再气化等各方面的成本，来到中国的到岸价起码要到11美元-13美元。此外，加上出口国在各个环节收的税以及公司15%的利润回报率，加一起要17美元-18美元才能赚钱。而目前中国国内的价格水平才能卖9美元-10美元，所以很难有竞争力。

　　在他看来，中海油往LNG项目投资几十亿到上百亿美元，经济上短期看不到回报，但长远战略又非常有必要。他认为，中国的天然气价格逐步实现市场化之后，未来的回报仍然看好。■