一 天然气：中澳能源互补领域之一

我国能源禀赋特点之一是，“富煤、少油、缺气”。新中国成立后数十年间，对天然气不够重视，其结果是天然气在我国一次性能耗中的比例在2%上下长期徘徊，大大低于全球平均24%的比例。进入21世纪后，我国逐渐重视完善一次能耗结构，采取诸多举措降低煤炭在一次能耗中的占比，推广更为清洁的天然气的产消和进口。我国制定的目标是，至2015年燃气要占总能耗的8%，2020年升到10%。由于中国能耗急速攀升，燃气占比的提速步履蹒跚，目前约为4%(见图 1)。

然而，即便天然气在我国能耗结构中比例低下，近年来我国许多地区的“气荒”仍时有发生，经济发展面临天然气短缺的制约。日益增长的供需缺口以及产量增长落后于需求增速的局面, 使得加快进口势在必行。

这为中澳合作提供了新领域。澳大利亚是重要的能源生产与出口国。截至2010年其已探明的天然气储量为2.9万亿立方米，占世界探明储量的1.6%。此外，澳大利亚非常规天然气资源也相当丰富，包括煤层气、致密气和页岩气。虽然澳天然气储量不算高，但其人口、国内市场相对其储产量来说小得多，所以产出的很大部分用于出口。由于澳四周濒海，无陆地接壤国，其天然气只能以适于船运的液化天然气(LNG)形式输出，目前为亚太第三、全球第四液化天然气出口国，主要输出对象为日本、中国等亚太经济体。近年来，澳大利亚国内掀起了方兴未艾的LNG增产热潮(见表 1)。

据预测，若澳大利亚LNG增产计划进展顺利，其年产能将自约2 000万吨增至8 000万到1亿吨。届时，它将挑战卡塔尔全球第一LNG出口国的地位，其对中国的供应能力将有极大提高，中澳天然气互补、互惠合作可望迎来巨大提升。

二 大鹏LNG项目：引领中澳天然气合作

由澳大利亚西北大陆架公司提供LNG的深圳大鹏液化天然气公司，是我国首个引进LNG项目，已成为中澳天然气合作范例。自2006年5月项目投产至2010年，澳方累计向我供应LNG178.7亿立方米，占5年间我国进口LNG总量的60.1%(见表 2)。

早在1988年, 澳就派人对中国能源部门进行考察，在出台的报告中，澳方提出，“中国的能源供应中，天然气的用量显然太低”，并提示我们，使用天然气有助于改变对煤和原油的依赖，减少环境污染(鲁华，1989：14)。我国也逐渐意识到，靠大规模提升国内原油产量来满足内需已难以实现，煤炭产消量的猛增带来极大的环境压力，不可持续，天然气、核能、风能、太阳能等的作用应予加强。1990年代中，广东、福建、上海陆续筹划LNG项目。但中央对何时开启项目建设和接受国外LNG，一度难以决断，因为政府对中国燃气市场未来是否大到必须进口燃气才能满足需要把握不定(Ögütçü, 1999:98)，而且，LNG供应合同一般为期20年左右，一旦供大于求，难免造成巨大浪费。因此，我国最初在LNG产业实施有限的试验。

1997年，朱镕基副总理访澳和澳总理霍华德访华期间，两国重申要加强和扩大能源、矿产资源互补合作。同年10月，西北大陆架公司所在的西澳州总理理查德·考特来华推动对华天然气销售，受到朱镕基的接见。年底，澳方向中方递呈了气电与煤电比较报告，结论是LNG更有竞争力。1998年10月，考特再度访华，与朱镕基总理再次商讨了LNG项目。10月28日，朱总理批示：“可考虑引进LNG的试点，先在广东试点”(中国液化天然气网，2010—1—3)。这表明中国首个进口LNG项目获国家正式批准和立项，并落户广东，也意味着澳大利亚的支持、鼓励、协作对我国发展LNG产业决策有积极意义。

广东大鹏项目立项后，引来多国公司竞争，包括澳大利亚西北大陆架公司和卡塔尔、印尼的公司。三国中，印尼距中国最近，澳出价最高，澳何以赢得大鹏项目？首先，澳突出本国资源充沛，政局稳定，无动荡之忧，能保证供应的长期稳定。当时，印尼正遭受亚齐分离运动之痛，而供应的安全和稳定正是我们选择澳大利亚的考虑因素之一(许芙，2006：26)。其次，澳强调本国法制完备, 商业信誉良好, 自1989年向日本等国出售LNG以来, 保质保量按时交货, 从未出错。第三，澳方满足我上游参股等要求，并推出由澳方出资2 500万澳元、旨在帮助中国LNG产业发展的“中澳天然气技术伙伴关系基金”，增强了吸引力。此外，澳联邦和州两级政府在政策上对企业的扶持和积极的对华外交也起到了不可或缺的作用。如揭标前夕的2002年5月，澳总理霍华德亲率代表团来华游说，拒见窜访澳大利亚的达赖喇嘛，为澳公司最后胜出创造了有利的政治氛围。8月，中国做出最终决定，把年购300多万吨LNG、为期25年、总值250亿澳元的大单给了西北大陆架公司。这个合同具有里程碑意义，标志着中澳能源合作时代的诞生，将与中澳矿产资源合作形成两轮驱动，将两国资源合作推向新的高峰。

中国能源安全包括能源供应的稳定、可持续、多元化，能源种类的多样化，所获能源为环境和市场可承受，能源运输的安全、畅通和多渠道等；澳能源安全的要素之一，则是能源销售市场的多元化。我国80%的进口石油要途经马六甲海峡这个狭窄的运输渠道，线路较为单一，安全风险相对较大。经海运进口的澳LNG可避开马六甲海峡，风险较小，且可直达我国东部沿海主要能耗区，不必转运，既节省成本，又避免了管输可能造成的沿途环境问题、损耗和对管道安全的担忧。而对澳而言，实现向华输气，缓解了其能源出口对日本的过度依赖，利于销售安全。

大鹏项目投产给我国带来了可观的经济价值和积极的社会效益。2002年中澳签约时，天然气处于买方市场，几年后国际燃气价步入上行通道，2008年飚涨的国际油价更带动气价迅猛上冲，日本市场价自2002年的4.27美元/百万英热单位，升至2008年的12.55美元/百万英热单位(BP，2011：27)。但中澳签订的是25年“照付不议”合约，与15—25美元/桶国际原油定价区间挂钩，即澳方售予大鹏的LNG价格最高不得超过国际油价25美元时相应的LNG价。其结果是，在2008年国际气价高峰时刻，大鹏公司供应的合同气价仅为1.6元/立方米，较国际气价低2.4—4.7元/立方米(中国燃气网，2008—3—17)；在近年全国上调天然气零售价的背景下，来自澳大利亚的深圳燃气不涨价；2011年上半年，广东整体上调火电上网价0.8分/度，使用澳气发的电却能下调3.8分/度，而其盈利水平仍远高于火电行业平均每度电盈利0.01元的水平(《21世纪经济报道》，2011—5—5)。大鹏项目的经济和社会效益之高得以充分体现，为缓解广东的电荒、气荒做出了突出的贡献。

大鹏项目对我国LNG产业发展的意义绝不限于采购到廉价的LNG、缓解气荒和电荒。根据合约，中海油公司可收购西北大陆架天然气项目5.3%的权益，以及获得西北大陆架公司架构下专设的负责对华供气的中国液化天然气合资公司25%的股份，这意味着我进入了澳LNG产业链上游，可参与勘探、生产、租赁等。依照合约，上海的沪东船厂承接了建造高技术、高造价、高收益的LNG运输船任务，这为中国船企在该领域实现零的突破，打破日、韩同行的垄断，并为我国船企拓展国际市场提供了宝贵机会。而大鹏项目下的“中澳天然气技术伙伴关系基金”，自2004年启动以来，支持了双方诸多相关研究项目，培训了数千中国燃气人员，为大鹏项目的顺利投产和运作、为我国LNG人才培养和产业发展，发挥了独特的作用。

三 长期协议不断涌现：中澳合作势头迅猛

大鹏项目立项后，东部沿海省市对建设LNG接收终端项目热情高涨，省与省以及省内部各地之间展开了立项竞争，有的省甚至推出了三个计划。经中央控制和协调，目前, 国家发改委在沿海布点的10个已投产或在建的LNG接收站如表 3所示。

表 3的10大项目2014年全部竣工投产后，总计每年需进口3 130万吨LNG，若二期均于2020前建成投产，则年度LNG需求量为6 400—6 580万吨。此外，全国多省市尚有初步获批、待批或计划中的LNG接收站建设项目10余个，若投产另需数千万吨一年的LNG。

如此巨大的需求必须有长期和充足的气源保障。几年来，中海油、中石油、中石化三巨头加快与LNG产地接洽，已签订诸多长期供应协议。鉴于澳大利亚是全球LNG增量最大的国家，印尼和马来西亚的增量有限，卡塔尔距我国相对较远，俄罗斯未来向我国提供的主要是管道天然气，对我国而言，澳在地缘、生产潜力、供应能力等方面拥有优势，加之大鹏项目的示范效应，至2011年年中，澳是与我国签订LNG长期供货合约最多的国家(见表 4)。

表 4所列为三大石油公司所签约束性重要长期合约，这些协议锁定的年度供应总量为2648万吨，其中约59.8%(1585万吨)来自澳大利亚。LNG产业的上下游呈齿轮般紧密结合关系，一旦签署买卖合约，在合约期内双方谁也离不开谁，有鉴于此，在LNG领域，中澳已显示出较大的相互依赖, LNG合作将成为中澳能源合作的新亮点。

中澳LNG协议具有多重意义。如2010年3月和2011年4月签订的合同，不仅是供应量和金额很大的两个合约，对两国更具深层意义。长期来，澳LNG出口地主要是西部的西澳州，东部的昆士兰州的燃气业以满足国内市场为主，与国际市场联系有限。但该州富有煤层气，昆士兰提出的宏大的LNG产业规划即以煤层气转LNG为基础，未来向中国出口的LNG也是煤层气转化而来。澳国内对煤层气转LNG产业前景存在争议，中海油和中石化签订的两个大单，无疑显示了国际市场看好煤层气转LNG的前景，对澳是支持和鼓励，将有助于澳成为煤层气转LNG的领先国家，促进澳东部出现新兴的LNG生产和出口基地，使澳LNG产业形成东西联动发展的局面，扩大和延续资源景气。

我国是全球煤层气第三大储量国，煤层气是我国发展清洁能源的重点之一，“十一·五”规划要求2010年时新增煤层气探明储量3 000亿立方米，煤层气产量100亿立方米(中国燃气网，2006—7—21)。最后由于开发困难、机制欠妥等原因，我国未能完成“十一·五”确定的煤层气发展目标。中国公司参与澳煤层气转LNG产业发展，是具有战略智慧和意义、达到双赢或多赢的明智举措。以中海油和英国天然气公司所签协议为例，昆士兰规划开发全球第一个大规模的以煤层气为原料生产液化天然气的柯蒂斯LNG项目，为分解风险，它不仅需要英国的LNG技术、全球网络的支持，也需要中国公司能带来的未来的市场保障和一定的资金投入，因此，那份协议不是简单的360万吨LNG一年的购销协议，而是一份涉及煤层气开发及其液化处理、造船、运输等LNG整个产业链的全方位合作协议。根据协议，中海油获准购买英国天然气集团在昆士兰的煤层气储量权益的5%、可获两条液化天然气生产线中第一条10%的股权、双方共同组建船运公司在华建造2艘LNG运输船。通过合作，中英澳三方可实现各自目的，达到多赢。对此，国家能源局予以充分肯定，认为该合作项目将对我国提高煤层气利用提供有益借鉴。

与中石化签订年供430万吨LNG大单的澳太平洋液化天然气公司，也以昆士兰的煤层气为原料炼制LNG。双方除签订LNG购销协议外，还签署了股份认购书，规定中石化将出资15亿美元认购太平洋液化天然气公司15%的股份，使得公司演变为包括中石化的三方合资企业。迄今，与澳大利亚的5份LNG长期购销协议中，三个协议实现了我方期盼的上游参股和全产业链合作。另一案例也显示中澳燃气业战略合作的成功。2010年3月, 中石油联合壳牌，出资35亿澳元全面收购拥有昆士兰丰富煤层气资源的澳大利亚箭牌能源公司，三方将携手推动昆士兰的煤层气和煤层气转LNG产业发展。项目投产后，不仅可扩大对澳国内的燃气供应，每年还可出口700—800万吨LNG，约一半将运往中国。中石油也将获得宝贵的煤层气生产、管理和煤层气转LNG的经验，有利于推动中国的煤层气产业发展。

概而言之，澳大利亚正经历其历史上未有先例的LNG大开发，会迎来极大的产能增长，中国正全力以赴发展天然气产业，会有大规模的市场扩大，中澳在LNG领域有着互补的基础、相互依赖和互利合作的刚性需求。

四 挑战和影响因素

不容置疑，中澳合作过程中也出现了一些矛盾、困难和问题，值得双方重视并加强沟通和协调，予以妥善应对。首先，价格问题。21世纪初，油价处低区，签订大鹏项目协议时，即便我们选择了出价最高的澳大利亚LNG，也依然是价格史上的低位。此后，国际油价趋涨，带动LNG价格上扬。2008年，油价升到峰值，我国购买的LNG现货价一度骤升至20美元/百万英热单位。2010年, 我进口的LNG均价为6.41美元/百万英热单位, 澳大利亚气价为4.66美元/百万英热单位, 与最高的卡塔尔气价12.69美元差8.03美元(中国天然气全景网, 2011—3—10)。由此, 澳认为，大鹏项目合约规定的25年“照付不议”价格给澳造成了巨大经济损失。澳方有调价的欲望，可由于合约中25年价格不变的约束，又显得无奈，但怨气却在积累(Wyatt & Ryan, 2009:10)。这表明合约期内几十年价格不变的照付不议原则，随着价格的起伏必然给买方或卖方带来利益损害，引起不满或怨恨，可能影响双方合作顺利。

大鹏协议签署后，多年间中澳LNG贸易谈判不顺，较大程度上为价格使然。2003年10月，中海油与澳高庚LNG项目签定初步协议，规定中海油购买高庚项目12.5%股权，参股项目的上游开发，购买总额达300亿澳元的高庚LNG。此后双方进入商业谈判。该项目受到两国最高层领导支持，双方都抱着极大的期望，预计2004年结束谈判，首船LNG于2008年运抵中国。可最后由于价格原因中海油失去合同。2003年双方初步约定的交易价是4美元/百万英热单位，但2005年，日本和欧美市场燃气均价已达7.47美元/百万英热单位(BP，2011：27)，现货价更达到12美元。谈判中双方在价格上的分歧由此产生，此时日本出价7美元，高庚项目作业者雪佛龙公司最后选择了日本。

大鹏项目的成功和高庚合同的丢失颇有启迪。其一，LNG交易中遵循市场竞争原则极为重要，良好乐观的愿望、领导人的高调支持代替不了公司的商业诉求；其二，合同期内价格予以固定的照付不议原则，难以保证合约期数十年内的双赢效果，这样的LNG合约价格有缺陷，应有价格复议的安排，或需买卖双方考虑合理、灵活、平衡的解决方案；其三，彼时成功方法，此时不一定管用，囿于前期成功买卖的经验，而忽视变化了的市场条件，无助于争取更多、更稳定的资源供应。

双方面临的另一挑战是变幻莫测的国际市场，及其带来的前景不确定性。随着节能减排、环境保护、可持续发展日益受重视，作为清洁、高效能源之一的天然气愈发受青睐，燃气价趋涨，由21世纪初的买方市场进入几年后的卖方市场。国际观察家们异口同声地唱好燃气市场前景，各国纷纷推出天然气液化厂或再气化工程。但2008年的金融危机重挫了燃气市场提升势头，压制了欧美需求的提高。自那时以来，业界对燃气市场的走势莫衷一是。有人认为，危机影响了燃气需求的增长，美、欧、日、韩等国的燃气需求缩减，或增幅极小，加之美国页岩气和煤层气开采取得有效进展，拉低了燃气输入增长，而前几年包括澳在内的各国生产商上马了许多新的生产项目，这意味着燃气市场将供过于求，进入买方市场(Energy Global, 2010—6—22)。

另有意见以为，由于成本提高和金融危机的打击，全球上游天然气液化产能发展已大受影响，投资严重短缺，开发项目遭推迟或减少，但是，下游再气化产能增长的影响却不大。其结果是，2008—12年的全球天然气液化产能增长率将自原计划的17.06%降至14.61%，减少LNG增量7093万吨；同期，全球再气化产能的预期增长几乎不变(Energy Global, 2009—10—19)。2012年后，全球LNG供应会有不足，亚太市场缺口更大。尤其是2013年后LNG新的巨大增量能否出现尚不明朗，因此，2015年后，供应短缺状况将逾趋严重(Global LNG, 2010—8—29)。2011年的日本核泄漏危机正进一步引发全球能源变局，各国均重新审视核能产业，德国和日本已率先发布“去核电”方案，势必加大天然气和煤炭进口用于发电，以弥补核电缺口。这加剧了人们对未来全球尤其是亚太LNG供应可能趋紧的担忧。

两种针锋相对的预测，揭示了未来数年国际LNG市场不够明朗的前景。这对两国燃气业的规划、发展形成挑战。澳面临的挑战是，未来市场能否全部消化其大规模投入带来的巨大增产。澳方已意识到该问题的严重性，并采取了一些举措，平衡本国产能增长和国际需求增速之间的关系。因此，在澳大利亚并非所有项目同时施工建设，一个项目从提出计划到作出最终投资决定，会经过漫长的可行性评估，以及须与一些买家签订LNG长期购销协议，提前锁定部分增长产能的市场。因而, 澳表现出的特征之一是, 项目评估审核费时、复杂，最终投资决定谨慎，项目建设速度慢。如年产能1500万吨、投资额高达500亿澳元的高庚项目，原预计2008年投产，后推迟，至本文截稿时仍在建中。截至2009年8月，高庚项目已签售1 020万吨LNG(Burrell, 2009)，其中包括了中石油所签两合约的425万吨，基本解除了销售的后顾之忧，保障了项目能建成投产。而中国签署从昆士兰购买790万吨煤层气转LNG的协议，对促进当地投资决策和建设进度也发挥了重要作用。这证明了LNG领域中澳的相互依赖和利益共存，良好、健康的中澳LNG贸易，有利于双方成功应对市场变化的复杂性，有助于双方经济稳定发展。

面对难以捉摸的市场前景，中国须关注两点。其一，国内LNG接收站建设不应一哄而上，缺乏统一规划和循序渐进，造成LNG开发商对需求的过度强烈预期，从而没有节制地抬高售价，损害我国经济利益。我国铁矿石贸易多年来受高价的折磨，LNG不可步铁矿石后尘。其二，必须保证每个接收站投产后，有长期、稳定、足量的LNG供应，发挥期望的经济和社会效益，避免投资浪费。

实现第一点，靠国内的调控和协调；兑现第二点，则须加强与包括澳在内的LNG供应国的合作。由于未来LNG最大需求增量源自亚太地区，该地区的市场竞争最为激烈，澳则是全球LNG产能增量最大的国家和我国第一LNG供应国，无论将来是买方还是卖方市场，中澳都得合作。双方多考虑如何保障长期互利、双赢才有利于合作的健康、稳定发展，任何一方片面考虑和追求己方利益，最终都将令贸易和经济合作难以持续，中澳双方应该发挥足够的智慧，使两国关系避免再受到类似铁矿石价格纠纷的冲击。

中澳LNG贸易还面临供需多方博弈。长期来，国内对引进俄罗斯燃气热情不减。中俄规划通过两条管线，每年向华输送700亿立方米俄气，若顺利实施，无疑会对中国从其他国家进口燃气产生影响。可虽经中俄双方多年努力，两国天然气合作至今依然未能逾越价格这道坎。导致这一现象的一大原因，是双方都有其他选择，远未到离开对方，另一方难以生存的程度。俄罗斯燃气主要面向欧洲市场，且可卖高价；中国则以成功从中亚、澳大利亚、印尼、卡塔尔等国的燃气进口，以及已锁定更多非俄罗斯气源，不但缓解了进口俄气的压力, 反而使俄方感受到了销售竞争。此外，尽管中澳互为重要贸易伙伴，各自也都奉行着多元化战略，有着其它伙伴。这种多方供需间的博弈和多元化的追求，将始终左右中澳LNG合作的规模和走势。