中国石油的进口气成本下降将持续数年

这几天读新闻，俄罗斯 LNG 对华出售时，为了对冲制裁风险和买方顾虑，在主流现货、长协价格基础上打 6–7 折。 虽然这批货占比并不高，但是可以说明中国已经在对俄能源价格谈判中拿到了相当可见的折扣与议价权。

这个折扣只是中国石油进口气成本下降大趋势中的一个缩影。实际上，如果你仔细观察中国石油的天然气业务，会发现一个正在发生的结构性转变，从前一直压制利润率的高成本进口气问题正在系统性缓解，而且这个成本下降趋势将持续数年。

回想2021到2022年，那是中国石油天然气业务最难熬的时期。油价飙升到100美元以上，现货LNG价格更是创下历史新高，但国内终端气价因为民生和工业稳定的考虑提价有限，中间巨大的价差基本都被进口成本吞噬了。当时市场普遍担心中国石油会长期陷入这种进口气亏损的困境，但现在情况正在快速反转。

最根本的变化来自于定价机制带来的自动调节效应。中国石油的进口气资源大部分都是长期合同，无论是中亚管道气、缅甸管道气，还是来自卡塔尔、澳大利亚的LNG长协，定价公式基本都与油价挂钩，存在几个月的时间滞后。当油价从高位回落并稳定在60到70美元区间时，这些长协价格会自动下调。根据业内测算，油价每下降10美元，管道气成本大约每方下降一到两毛钱，LNG的降幅更大。中国石油每年进口近千亿立方米天然气，这个量级乘以单价下降，就是百亿级别的成本节约。

更重要的是气源结构正在发生深刻调整。俄罗斯气正在快速替代传统的高成本气源成为增量主力。西伯利亚力量管道已经接近满负荷运行，每年380亿立方米的输气量相当可观。远东线也在稳步增长。而且俄罗斯气的价格明显低于中亚和缅甸气源，这不仅仅是因为地缘政治导致的被迫东向，更因为俄罗斯在失去欧洲市场后急需锁定中国这个长期大客户。这种买方市场地位的变化直接体现在价格上，中国石油的加权进口成本因此明显下降。

LNG的变化同样明显。中国已经大幅减少了对高价现货的依赖，转而通过长协锁定稳定货源。虽然长协仍然与油价挂钩，但定价斜率已经比前几年有所下降。更关键的是北极LNG带来的结构性成本优势。中国石油持有亚马尔LNG和北极LNG 2的股权，这些权益气的成本是项目成本加运费，不需要按照国际市场价格采购。夏季通过北极航线运输，航程比绕行苏伊士运河缩短很多，运费可以节省百分之二十以上。再加上制裁带来的折价效应，这部分LNG在中国石油的气源池里构成了真正的成本洼地。

国内的变化也在助力成本下降。过去十年中国天然气消费增量主要靠进口，但最近几年国内非常规气产量明显加速。致密气、页岩气的开发让国产气在消费结构中的占比开始回升。自产气的成本更加可控，也更低，随着产量增长，中国石油对高价进口气的依赖度在下降。同时，国内天然气价格的顺价机制正在理顺。工业用户和公用事业用户的气价都经历了几轮上调，终端价格与进口成本的传导机制更加市场化。这意味着进口成本的下降可以更多地转化为利润，而不是像过去那样被迫全部让利给下游。

未来，俄罗斯因素还将带来更大的成本红利。西伯利亚力量2号管道一旦建成，每年将新增500亿立方米的输气能力。这条管道将动用原本供应欧洲的西西伯利亚和亚马尔气田资源，这些气田的开发成本早已摊销，边际成本很低。如果2030年前后这条管道投运，加上现有管道，中国从俄罗斯进口的管道气将超过1000亿立方米，占总进口量的比重可能达到百分之四十以上。这意味着中国石油的进口气成本将进一步向俄气的低成本水平靠拢，高成本的中亚气和部分LNG将被边缘化。

进口天然气业务的盈利弹性正在从被动挨打转为主动受益。在销量稳步增长、终端售价平稳甚至略有上涨的背景下，每立方米的采购成本却在结构性下降，单位毛利和息税前利润都有持续提升的空间。考虑到中国石油的天然气销售体量，即便单方利润只提升几分钱，也会带来数十亿甚至百亿级别的利润增厚。而且这种增厚不是一次性的，而是会随着油价中枢下移和俄气项目推进在未来数年持续释放，将在每年增加数百亿的经营利润。