第二章 商业模式和收入模式

2．1 原油

油气成本主要分成两类成本指标是度量石油公司获得油气发现和实现公司价值能力的重要尺度，也是石油公司市场竞争能力和竞争水平的客观反映。油气成本指标体系从总体上分为两大类，一类是油气阶段成本指标体系（或称生产流程成本指标体系），一类是油气完全成本指标体系（或称损益成本指标体系）。习惯上，会根据一定产量下的阶段成本或者完全成本来分析单位油气的成本水平。油气完全成本指标体系的分类是依据石油公司年报中的“上游业务损益表”项目构成而确定的。石油公司“上游业务损益表”对外披露的项目一般包括生产费用、勘探费用、折旧折耗和摊销（DDA）、其他税金以及其他支出等项目。因此，国外基于损益表项目的完全成本指标体系一般包括单位生产成本、单位勘探费用成本、单位供应成本（costofsupply）和完全成本。

资料来源：资产信息网 千际投行

原油作为对全球影响最大的一种商品，不仅在全球现货贸易中占据相当重要的比重，同时也与世界各国的政治、经济等密切相关，原油价格同时受商品属性和金融属性两大因素的交替作用。商品属性大多跟某个品种或领域的微观影响因素相关，其中最重要的就是供需关系；金融属性则大多跟宏观影响因素相关，比如汇率、政治、经济等

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影响石油价格的供给因素主要包括世界石油储量，石油供给结构以及石油生产成本。目前世界石油市场的供给方主要包括石油输出国组织（OPEC）和非OPEC国家。OPEC拥有世界上绝大部分探明石油储量，其产量和价格政策对世界石油供给和价格具有重大影响。而非OPEC国家主要是作为价格接受者存在，根据价格调整产量。石油生产成本也将对石油供给产生影响，会影响生产者跨时期的产量配置决策，进而影响到市场供给量，间接地引起石油价格波动；世界石油价格的下限一般主要由高成本地区的石油生产决定，而低成本地区的石油决定了价格的波动幅度。

石油需求主要由世界经济发展水平及经济结构变化，替代能源的发展和节能技术的应用决定。全球石油消费与全球经济增长速度明显正相关。全球经济增长或超预期增长都会牵动国际原油市场价格出现上涨。以中国、印度为代表的发展中国家经济强劲增长也使得对原油的需求急剧增加，导致世界原油价格震荡走高。其中中国对石油的需求带动了全球石油消费增长的1／3。而反过来，异常高的油价势必会阻碍世界经济的发展，全球经济增长速度放缓又会影响石油需求的增加。替代能源的成本将决定石油价格的上限；当石油价格高于替代能源成本时，消费者将倾向于使用替代能源；而节能将使世界石油市场的供需矛盾趋于缓和。

2．2 天然气

天然气产业链按照上下游可以分为三部分：

一、上游资源的勘探和开发；

二、中游运输、存储等环节；

三、下游输配和分销环节。

上游，天然气勘探包括区域勘探、预探、详探三个不同阶段，天然气开发包括气藏工程、钻井工程、采气工程、地面工程等。我国天然气的勘探开采领域，外资和私营受到限制，目前仅有中石油、中石化和中海油享有天然气资源以及勘探开发资质，并且以中石油占据主导优势。

中游生产过程即天然气储运、输配，包括天然气的干线、中长线管道输送、储存与调峰，以及液化天然气的运输、接收、储存和气化等；可分为长输管线运输和LNG运输两类。长输管线运输：将气田开采的天然气依次经过首站加压、分输站、压力站、清管站等输送至城市输配站，向消费地区供气。长输管网也主要由中石油、中石化和中海油三大央企占据（中石油占到全国管道建设的70％以上）。

LNG运输：主要包括LNG液化生产、LNG液化运输和LNG接收和存储。（1）液化生产：天然气经过预处理后在液化天然气工厂进行液化，液化流程可分为级联式液化流程、混合制冷剂液化流程和带膨胀机的液化流程；（2）液化运输：LNG液化运输一般分为海运和公路运输两种，海运一般采用LNG专用船，公路运输一般采用LNG槽车；（3）接收和存储：LNG接收站是LNG气源与用户管网的连接点，主要功能是LNG的接收、再气化和输送。

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下游天然气输配和分销，主要是中低压管线输配，是经过城市输配站的调压送至中压用户网络（居民、商业等）或者次高压用户（大型工业企业）。目前是国有和私营公司共存，主要由各城市燃气公司运营。

由于天然气消费的区域性，天然气价格并不像石油一样有国际性的统一价格。目前，国际天然气没有统一的价格，而是形成了北美、欧洲、亚太三大主要天然气消费市场，各大区域间的天然气价格有着很大的差别。加拿大、美国和俄罗斯是天然气生产国，天然气自给能力较强，市场发达、市场竞争决定天然气价格，目前这些国家的天然气交易价格和消费价格相对较低。亚太地区日本韩国则以进口LNG为主，价格更多与原油挂钩。欧洲地区既有大量管输进口天然气，也有LNG，管输气价格主要谈判确定，LNG主要挂靠原油；天然气生产国对天然气交易价格的控制权较强，例如俄罗斯对乌克兰收取的天然气价格就随着乌克兰“亲俄”还是“亲欧”的态度而改变。

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目前国外天然气定价主要分为三类：成本加成定价法、市场净回值定价法和混合定价法。

成本加成定价法是按产品单位成本加上一定比例的利润制定产品价格的方法，以天然气为例，就是以天然气的采出成本加各项费用和合理利润构成。其优点是在垄断情况下可以限制生产者取得垄断利润并避免损害消费者利益；在天然气发展初期，限制生产商利润，可以鼓励用气；其缺点是生产成本很难核定，“合理”收益难以确定，难以促使生产商降低成本来提高效率，而且天然气价格被低估也无法引导天然气的合理消费。

所谓“市场净回值定价法”，是以商品的市场价值为基础确定上游供货价格，而商品的市场价值按照竞争性替代商品的当量价格决定，最终用户价格按市场价值确定。以天然气为例，通常是指将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格挂钩，在此基础上倒扣天然气管道运输费等物流成本后回推确定天然气销售各环节的价格。“市场净回值定价方法”是以天然气的市场价值（与竞争性替代燃料价格相当，如石油、LPG、燃料油等）来确定上游供气价格，其反映天然气真实市场价格，通过上游供气价格与下游市场联动，把市场信号传递给生产商和消费者，有利于促进生产商降低成本；有利于充分地发挥市场机制的作用，利用价格杠杆，引导能源类商品资源合理配置，促进经营者增加生产、扩大进口，引导合理消费。

目前，“成本加成”定价法多为发展中国家采用，而“市场净回值”定价法已在欧洲等主要国家广泛采用。从全球范围来看，天然气价格与石油价格联动是天然气价格变动的一个趋势，而且随着全球天然气贸易的增加、天然气管道的日益发达，天然气价格也将出现趋同化的趋势。世界主要石油和天然气消费国，国际油价与天然气价格比例一般为1：0．6到1：0．8，石油与天然气等热值比价基本上为0．8到1（除金融危机期间）。