从本周周一开始，伊核谈达成一致协议的消息传出，国际油价已经连续下跌。7月15日，布伦特原油期货在ICE最低跌至56.63美元，WTI最低跌至50.95美元。日内跌幅均已超过2%。伊核问题达成一致后，市场预期美国将取消对伊原油贸易和金融的制裁手段，油价将会再次受到冲击。
天然气
记者从今年年初就开始关注伊核谈判可能带来的“油气效应”——除了对原油价格的影响，伊朗庞大的资源还会为欧亚市场供应带来新的气源，这也意味着新的地缘政治影响力。
管道
目前看来，伊朗将优先推动天然气出口。今年年初，伊朗方面就表示，将力推对欧洲的管道天然气出口项目，该项目拟通过土耳其和巴尔干半岛，从意大利南部登陆直至法国。显然，该计划与俄罗斯正在着手推动的土耳其溪(TurkStream)有地缘政治的“异曲同工之妙”。
石油
而在其东面，伊朗与巴基斯坦的天然气管道，意味着对印度和中国市场输气的可能性。今年六月，中国领导人出访巴基斯坦时就表示，中方将帮助伊朗-巴基斯坦天然气出口项目的管道——该项目几年来濒临难产。但如果这条管道成为可能，伊朗天然气将能自然抵达巴基斯坦的瓜达尔港——“一带一路”中巴合作的核心位置。而在同一时间，伊朗部长率团访问中国，表示将努力“修复中伊的油气合作关系”。
德黑兰潜藏的油气和地缘力量，让记者颇感兴趣。因此，在今年6月巴黎举行的世界天然气大会上，本刊记者特别采访到伊朗国家天然气公司(NIGC)外事主管、伊朗天然气出口公司董事长AzizollahRamazani。希望了解对方对于中伊天然气合作的想法。
除了聊了一些伊朗天然气出口愿景、NIGC的基本情况和一些合同定价情况以外，NIGC的这位负责人还提到了一个比较特殊的想法，将土库曼斯坦-伊朗天然气合同转为出口中国的可能性，让记者颇感诧异。当然，许多圈内人也对类似的“伊朗从商风格”有不少质疑。
天然气出口可能性
记者：伊朗的天然气储量居于全球第一。但与俄罗斯、卡塔尔等国相比，伊朗在全球天然气贸易的地位并不显著——2014年的天然气出口仅占全球管道气贸易的1.4%，也没有LNG项目。作为伊朗国家天然气公司执掌国际贸易的主管，您如何看待伊朗在国际天然气市场的前景?
Ramazani：伊朗长期的政策肯定是要推动天然气出口。国家天然气公司(NIGC)为此制定了十年计划《2025愿景》，其中明确提出了NIGC在2025年国内、国际市场希望实现的目标——在国际市场上，NIGC的天然气出口要占到全球天然气贸易的8%—10%，从而成为全球第三的天然气供应商;而在伊朗国内，NIGC将进一步推动天然气占一次能源消费的比例，使之达到70%，这意味着NIGC每天将要处理和运输12亿立方米的天然气。当然，这些目标能否实现，还需要看地区政治形势的发展。
NIGC未来的天然气出口策略分为两个层次。一是要推动天然气向邻国出口，因为这些国家需要大量的天然气进行发电——如伊拉克、土耳其等国。二是要考虑亚洲和欧洲市场的拓展，周边国家的天然气市场毕竟不大，不像欧洲和亚洲市场。在亚洲，我们主要将印度和中国看作最主要的市场;而在欧洲，随着地缘政治推动欧洲国家寻求多元化的天然气供应，我们也将看到新的需求。目前，我们已经在和一些欧洲伙伴进行磋商——主要是德国和意大利，但也可能是波兰、保加利亚、希腊和瑞士。当然，周边市场和欧亚市场开放并不存在谁先谁后的次序问题，并不是说要先满足邻国，再推动欧亚市场发展，而是可以两个层次同时开展磋商。
至于LNG项目，未来必然是一个方向。但是目前来看，伊朗还没有液化项目，出口LNG并不是一个选项。从远期来看，如果具备投资和建成LNG液化项目的条件，那么通过波斯湾将LNG出口到印度和欧洲市场，是颇为合理的选择。但就现在来说，我们还是首要考虑管道气。
记者：在近期而言，伊朗主要在着手哪些新的合同?能否介绍一下这些合同的情况?
Ramazani：过去两年，我们在着手推进与伊拉克和巴基斯坦的天然气合作。2013年我们和伊拉克签订了十年供气合同，这份合同将在今年开始供气。伊拉克需要更多的天然气资源作为发电之用，而伊朗又希望进一步出口天然气，因此两国会就天然气进行持续的合作，今年我们将再签订一份新合同，继续增加出口。我们相信，伊朗未来对伊拉克的天然气出口可以达到5000万立方米/日。
另外，我们与巴基斯坦也签订了天然气出口合同，但由于基础设施的问题，这个合同目前无法进行供气。这并不是伊朗方面的问题，目前伊朗南部到巴-伊边境地区已经有了天然气管道，但是在巴基斯坦段，他们还无力建设相应的管道。巴基斯坦方面对此有许多理由和解释，但我们并不清楚真正的原因是什么。
记者：伊朗将如何平衡出口与国内天然气需求增长之间的矛盾?
Ramazani：伊朗本国有足够的天然气产量供给国内的工业和居民用户，特别是国家制定了未来十年的计划，天然气产量还会翻一番。因此，我们可以确保国内需求与提振出口之间并没有多大的矛盾。
我们确实在进口天然气，这是因为伊朗的天然气主要产自南部。特别是主要集中在SouthPars气田，其储量占就了全国的50%，有14.2万亿立方米(14.2TCM)。但这里距离伊朗北部的工业区域较远，还需要修建1500公里的天然气管道。因此在当时，我们认为，北部更适合从邻近的土库曼斯坦进口天然气，尽管进口天然气价格要比国内气价高出许多。除了土库曼斯坦，目前我们还从阿塞拜疆进口天然气。
未来随着国内天然气开发、国内管道项目的加快，进口天然气的迫切性势必会减缓。但伊朗和土库曼斯坦签订的是长期合同，具体的进口合同从2000年开始供气25年，以2025年为限。而在过去一年里，伊朗政府还主推与土库曼斯坦加大了进口的合作。
但在伊朗和土库曼斯坦的天然气合同中，值得指出的另一种可能性，就是中国。由于中国与土库曼斯坦之间已经建立了管道关系，伊朗与中国若在未来有天然气合作的需求，一种可供参考的思路是将土库曼斯坦出口伊朗的天然气合同转卖给中国，通过中亚天然气管道进入中国。
记者：您提到了伊朗对欧洲出口管道天然气的计划，会采用何种路线?我们知道，伊朗和俄罗斯在地缘和天然气合作方面存在深刻的战略关系。Gazprom最近刚提出了建设新管道土耳其溪(Turkstream)的计划。伊朗的欧洲意图是否会和俄罗斯形成冲突?
Ramazani：目前有不同的管道路线可供讨论研究，一种可能是经过土耳其，横穿巴尔干半岛，从意大利南部一直往北，最后抵达法国。
另一条是通过伊拉克、叙利亚和地中海到达意大利，但是显然，该路线的地缘政治问题太过复杂;另外，还可以通过黑海，经过格鲁吉亚到达欧洲。但我们也不需要拘泥于一种方案，三种可能性都应该得到研究和讨论，而这一切要与市场的谈判同时进行。
俄罗斯是欧洲天然气市场的重要供应商，未来长时间内依然会如此。我们并不想挑战俄罗斯在欧洲市场目前的份额，但伊朗可以贡献新的市场需求——特别是欧洲对于天然气多元化供应的需求。蛋糕足够大，并不存在特别大的竞争问题。
记者：从伊朗的东面来看，伊朗与巴基斯坦一直在筹措天然气管道项目“和平管道”(也被称为伊-巴天然气项目，IPGas);而目前，中国通过“一带一路”政策，力推与巴基斯坦在能源和基建方面的合作，这为IPGas增加了新的市场可能性。您刚才提到了该项目目前进展缓慢，我们应该如何看待该项目的安全风险?
Ramazani：正如我前面所述，从伊朗的角度来说，这个项目并没有什么困难。但是从巴基斯坦的角度而言，要接收天然气，他们需要建设700公里的管道，而建设项目并没有准备好。这条管道原定将有400亿立方米(40bcm/y)的输气能力;如果管道可以建成，那么后续通过巴基斯坦全境继续建设1500公里的管道，就可以连通中国和印度的天然气市场，那么伊朗向中国出口管道天然气的可能性就会变高。
作为一个油气行业的从业者，我认为这条管道的建设是可行的;从市场的角度来说同样合理，中国东部将通过俄罗斯东部管道天然气项目和海上LNG进口获得天然气，西北部有中亚天然气管道，而从西南部而言，巴基斯坦的管道可以带来更多的天然气选择。当然，这其中有你提出的安全供应问题。如果巴基斯坦作为天然气中转国，伊朗向中国或印度供应天然气，既存在着中转国的安全风险，还有管道本身的风险。
对NIGC来说，管线安全并不是卖家需要考虑的内容，我们已与巴基斯坦有合同在先，无论贯通巴基斯坦的管线是否建设，我们都已经承诺了向其供气;而至于到中国市场的路径，这就是买家需要考虑的问题。而在根本上，项目牵涉到了复杂的地缘政治和分歧。关键要解决中国、巴基斯坦和印度之间的政治意见。
记者：在过去两年间，亚洲和欧洲市场天然气贸易的合同模式都出现了改变——与油价挂钩的定价方式开始了与贸易中心指数挂钩的新趋势，而且目的地条款似乎有了松动。目前伊朗出口合同的定价方式是怎样的?如果我们假设伊朗对中国出口天然气，可能的定价方式又会是怎样的?
Ramazani：显然，合同价格往往都有不同的考量，比如需要考虑到不同的供气量、压力和天然气不同的成分特点等等。我们目前的天然气合同，其定价也需要考量这些不同的因素，最后综合反映到价格之上，而不同的出口地点，其价格公式往往略有不同。不过，目前所有的合同都是基于油价挂钩(oil-index)的定价方式。值得指出的是，其中有的和原油挂钩，有的则是和燃料产品挂钩;而在与原油挂钩的合同里，有些使用日本JCC基准，也有部分使用布伦特。不一而足。如果是向中国出口天然气，那要看具体会是何种项目。如果通过巴基斯坦建设天然气管道，那么价格很可能就是沿用目前与巴基斯坦的合同，与原油挂钩。
“NIGC并没有破产”
记者：在伊朗，天然气上游开发并不是由国家天然气公司(NIGC)负责，而是由国家石油公司(NIOC)负责。这样的分工格局是如何形成的?我们是否会看到这种格局的改变?
Ramazani：如你所说，NIGC是一个国有企业，直属于伊朗石油部。石油部下有四个公司，国家石油公司NIOC负责石油天然气勘探开发、原油运输和贸易，此外还有国家石油化工公司(NPC)、国家炼化和运输公司(NIORDC)以及我们国家天然气公司。NIGC主要负责伊朗天然气的主管道、配网销售以及进出口贸易。
目前，伊朗国内的天然气年产量约在1700亿立方米。这部分天然气产量占到了伊朗能源消费比例的70%。这些天然气都通过NIGC所运营的天然气管网输送到全国，管网全长约37000公里。以外，NIGC还负责与周边国家的天然气贸易和管道接入。我们的管网与土耳其、伊拉克、阿塞拜疆和土库曼斯坦都有连接，未来会连通巴基斯坦。拥有这些庞大的管道资产，NIGC得以向伊朗全国和邻国输送天然气。
你提到的事实是对的。我们的姊妹公司国家石油公司NIOC负责天然气上游的勘探开发，我们的生意是向NIOC购买天然气，然后通过管道出售给消费者。
这一体制是石油部的政策形成的。两家公司同属石油部。最初，政策制定者认为NIOC应该负责所有的上游勘探开发活动，既包括石油也包括天然气，因为他们有更多的上游开采经验。NIOC的公司结构是根据油气产区进行划分的，比如他们有南部石油分公司;而NIGC的结构大体上根据管道资产在伊朗各个省份的分布划分，我们有31个省公司，10个天然气管道输送区公司，就有不同的分公司。事实上，我所负责的天然气出口部门曾经并不属于NIGC，而是属于NIOC，这是在改革的过程中将天然气国际贸易和进出口权划归NIGC。
当然，从我们NIGC的角度来看，NIGC不具有上游勘探开发资格的这一现状并不完全合理，我们自然认为天然气的开发应该由NIGC负责。我们也在努力尝试推动政府对此进行改革，从而使我们进入天然气上游开采。我们公司制定的十年计划中就明确包含了上游勘探开发的内容。所以未来可能会看到这一格局改变，但这取决于政府的决策。
记者：2013年底，NIGC公司对外宣称，公司已有100万亿里拉(40亿美元)的债务，随后不传出NIGC公司资不抵债宣告破产。目前这一情况如何解决?
Ramazani：说NIGC公司破产的描述并不准确。正确来说，NIGC面对着较大的债务问题，但这是因为伊朗国内天然气销售的定价政策所形成的债务。在伊朗，议会决定天然气定价的框架，随后政府细化具体的价格。而伊朗上届政府对国内的天然气销售进行了较高的补贴，政府的定价与现实成本和价格相差甚远，特别是在发电、工业、化工和CNG加气站等终端，天然气的价格比现实中要低许多。这些政策导致了天然气销售出现了巨大的亏损。因此这笔债务只能由政府来解决，而不是企业。据我所知，议会和政府进行了协商，协调如何处理这些债务问题。
等待制裁取消
记者：伊朗核谈判正在进入关键阶段，如果谈判成功，美国将撤销对伊制裁——其中将影响到油气行业和金融投资领域。您如何看待这一进展对伊朗天然气供应可能带来的影响?
Ramazani：伊朗油气行业希望继续提高天然气的产量，从目前年产量水平到2020年翻一倍;同时还需要新建天然气管道和炼化项目，预计其中需要约1000亿美元的投资。当然，绝大部分的投资将由伊朗的企业来承担，但是如果美国的制裁取消，外部资金就变得可能。这无疑会有助于伊朗油气开发进程，有助于更快地实现我们的产量目标。
天然气并不是个复杂的行业。我们可以预计到，一旦外资准许进入伊朗，大部分的投资将会首先涌向上游领域。但尽管如此，下游炼化和管道工程同样也有许多的投资需要——这部分的投资由NIGC负责，我们将进一步扩展伊朗国内的天然气管道和储气库等基础设施，推动天然气外输管道项目，建设液态产品分离和处理厂，兴建C2～C5(乙烷到丁烷)的炼化项目和化肥项目。这些都是广泛的投资机会。除此以外，伊朗也需要基础建设所需设备和原料。我们对于天然气行业最新的技术同样感兴趣，比如加压站、管道控制和智能燃气表等技术方面，希望能从其他国家引进更多的技术，包括中国的、技术。如果制裁取消，这些方面都会更快发展。
目前，不少欧洲和美国企业已经显示出浓厚的兴趣，希望进入伊朗上游勘探开发领域。但不知为何，中国企业的身影倒是变少了。
记者：最后，如今的伊朗企业究竟如何看待中国?伊朗的油气行业是将中国企业看作资金来源，还是可能的市场合作伙伴?
Ramazani：谈起中国，伊朗企业普遍的印象自然是融资。NIGC同样颇为看重中国企业的投资和融资实力。而在过去几年里，中国逐步形成了庞大的天然气市场——尽管中国国内也有较高的天然气产量，并且中国有全球第一的页岩气资源，但是中国的市场也足够大，并且提升潜力依然。我们已经开始接触中国的企业，探讨不同的市场可能性和输气路线。如果中国有兴趣购买天然气的话，我们已经准备好了。
当然，我们也欢迎中国企业的投资，欢迎中国的新技术进入。无论如何，中国和伊朗在天然气供需方面具有多方面合作的可能。
