天然气下游公司价值链提升面临的问题、挑战及对策

高振宇 周 颖 朱莎莎 李金潮 林聿明 陈泓君 张 轶

（1.国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心，北京 100013；2.中国石油规划总院，北京 100083；3.北京兴油工程项目管理有限公司，北京 100083；4.海洋石油工程股份有限公司，河北 天津 300461）

0 引言

近年来，受全球天然气供需总体宽松、我国经济稳步增长、天然气作为“主体能源之一”的定位逐步明晰、环保政策趋于严格等利好因素共同作用，天然气市场进入快速发展的阶段。2019 年12 月9 日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）挂牌成立，油气行业全面深化改革迈出重要一步，天然气产业链“X+1+X”局面初步形成。2020 年3 月，国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）颁布新版《中央定价目录》，天然气门站价格制度的消失将成为发展趋势，产业链各环节间的结算价格和结算模式也将面临巨变。随着中国天然气产业链管理逐步成熟，天然气下游公司作为产业链价值的最终实现环节，却面临部分购气成本高于销售成本、产业链短板凸显等尴尬场面。为此，从下游公司涉及的产业链各环节进行分析，对下游公司天然气价值链高质量发展提出对策建议。

1 天然气价值链发展历史及现状简述

1.1 天然气产业重要性凸显，产业链“X+1+X”局面初步形成

在《能源发展“十三五”规划》（发改能源〔2016〕2744 号）、《加快推进天然气利用的意见》（发改能源〔2017〕1217 号）、《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号）等指导天然气发展、利用的相关文件相继颁布的背景下，天然气成为最具发展潜力的化石能源之一，其清洁性、民生性和过渡性等重要特性凸显，成为化石能源向新能源过渡的重要桥梁［1-2］。

在此背景下，中俄东线天然气管道北段、中段相继投产，在我国天然气西气东输的主体流向基础上增加“北气南下”，由此，天然气“全国一张网”初步建成；截至2021 年4 月，国家管网公司已经全面接管原分属于中国石油、中国石化、中国海油三大国有石油公司的油气主干管网资产，正式并网运营，我国油气管网运营机制市场化改革取得重大成果［3-4］。

1.2 天然气门站价格逐步走向市场化

对天然气产业链来说，各环节之间的结算价格主要为支付上游勘探开发成本、中游运输储存成本和下游城市配送管网成本而产生的出厂价格、管道运输价格和城市配气价格。在国家管网公司成立前，由于天然气产业的重要性和特殊性，产业链上游和中游环节的参与者主要为三大石油公司，我国天然气工业企业也基本一直采取天然气生产（或进口）和运输纵向一体化经营模式，在城市门站或工业门站以国家规定的门站价格向省天然气公司、城市燃气公司和直供用户等下游买方销售天然气［5］。因此，站在某一体化公司下属的天然气销售企业的角度来看，下游公司分别向其勘探公司和管道公司支付的天然气相应费用可列为下游公司天然气的购入成本和管输成本，对下游用户的销售为收入。在国家管网公司成立后，天然气管道运输环节主要由国家管网公司负责，天然气下游公司需支付给国家管网公司天然气长距离运输相关费用。

2020 年3 月，国家发改委颁布新版《中央定价目录》，该文件规定：海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015 年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和2014 年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成［6］。就此来看，天然气门站价格制度将随着我国以“放开两头、管住中间”为改革思路的相关政策逐步落实及天然气产业链的繁荣发展而消失。

1.3 管输环节费率体系的形成与发展

2017年8月，在借鉴总结国内外天然气市场发展经验的基础上，充分考虑当时我国国情和天然气市场发展特点，国家发改委发布《关于核定天然气跨省管道价格的通知》（发改价格规〔2017〕1581号），在构建精细化、制度化、透明化的输配价格监管体系上迈出重要一步［7］。

2021 年5 月，国家发改委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689 号），提出为适应“全国一张网”发展方向，完善天然气管道运输价格形成机制，制定出台新的天然气管道运输定价办法，进一步健全价格监管体系，合理制定管道运输价格。6月，国家发改委为健全天然气管道运输定价机制，规范定价成本监审行为，加强自然垄断环节价格监管，促进天然气行业高质量发展，制定了《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》（发改价格规〔2021〕818 号）。文件规定，2022年1月1日开始，根据我国天然气市场结构和管道分布情况，以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳等管道关键节点为主要界限，将国家管网公司经营管道划入西北、西南、东北及中东部4 个定价区域，实行“一区一价”［8］。从定价方式来看，该方式将解决同一地区不同运价率的问题，也有望调和已建管道和新建管道运价率、新旧管道在管输负荷率等方面的矛盾，平衡并提高管网整体负荷率。管输定价体系的逐步完善，有望从根本上改变我国天然气资源的流向，促进天然气市场快速繁荣。

1.4 天然气门站价格体系的形成、发展与未来趋势变化

2013年6月，国家发改委在总结2011—2013年“两广”地区天然气门站价试点经验的基础上，发布《关于调整天然气价格的通知》（发改价格〔2013〕1246号），首次在全国范围内推行天然气门站价格体系，实行门站价格最高上限价格管理，结束了我国实行了50余年的“成本加成法”［9-10］。

随后，民用气与非民用气价格、存量气与增量气价格逐渐合并。2018年5月，为理顺居民用气门站价格，减少居民用气价格与非居民用气价格交叉补贴，国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794 号），将居民用气最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民气价水平安排［11］。

2020年3月，新版《中央定价目录》相关规定颁布后，短期来看，基础门站价格制度仍将存在并成为改革过渡期价格管理的主要手段；中长期来看，天然气门站价格制度将随着我国油气体制改革及天然气产业链的繁荣发展而取消。

1.5 沪渝油气交易中心及国家管网公司为天然气价格市场化发展提供保障

2016 年11 月和2018 年4 月，我国分别在上海和重庆两地建立国家级油气交易中心，为油气市场化交易在提高效率、降低成本和规避风险等方面提供保障，也为天然气价格体系的改革提供有效支撑［12-13］。成立后，沪渝两地石油天然气中心交易量不断增长，全年尤其是冬季供暖季天然气市场交易竞争日趋激烈，在价格发现功能日趋完备的同时，为未来天然气市场化定价提供平台和保障。

1.6 管道建设速度有望大幅加快，“气气竞争”局面加快形成

截至2020 年底，我国已建成天然气长输管道约8.6×104km，单位陆地面积（104km2）对应天然气长输管道长度为90 km，“十三五”期间年均仅完成天然气长输管道建设约3 000 km。作为对比，英国、欧盟和美国单位陆地面积对应天然气长输管道长度为500～700 km；“十二五”期间，我国年均建成天然气长输管道5 940 km；《中长期油气管网规划》中“十三五”规划建设目标为10.4×104km［14］。可以看出，从天然气长输管道建设总里程和单位陆地面积对应天然气管道里程数来看，我国天然气长输管网建设还有很长的路要走。

随着国家管网公司成立和其它利好因素影响，我国天然气管道建设速度有望大幅加快，“气气竞争”局面随着天然气供需情况变化、天然气管网密度快速增长加快形成。具体表现为：①近年天然气管道“互联互通”工程建设加快，在天然气“全国一张网”局面初步形成的基础上，各类气源可通过不同路由输送至川渝、上海和北京等地并在消费市场形成多气源竞争局面；②随着中俄东线天然气管道逐步建成，相比东南沿海地区的高价LNG 资源，管道气有望获得价格优势并形成与LNG 资源的“气液竞争”局面［15］；③2019年，中国天然气表观消费量首次突破3 000×108m3，但净增长量和增长率都创2017 年以来最低值。从长远角度看，未来天然气供需可能将逐步呈现宽松局面［16］。

2 下游公司天然气价值链提升面临的问题和挑战

2.1 进口气价格成为下游公司天然气价值链提升的重要阻碍

根据海关总署公布数据，（1）进口LNG 价格。2019年我国进口LNG 气量为6 025×104t，平均到岸价格约为2.248 元／m3（表1），明显高于我国各省、市门站价格。可以看出，LNG 进口主体企业以门站价格销售天然气势必亏损。（2）进口管道气价格。对比进口管道气来说，2019 年我国进口管道气量为3 631×104t，平均到岸价格约为1.785 元／m3（表1）。当前，我国管道气的主要进口来源为西北方向的中亚管道、西南方向的中缅管道和东北方向的中俄管道。根据《bp stats review 2020》数据，2019 年我国通过中亚管道进口的天然气约占当年国内进口管道气总量的90%左右。中亚气从新疆进口后，需要通过西气东输二线、三线输送至管道沿线各省。根据国家发展改革委《关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》（发改价格〔2019〕561号）文件，每方输送1 000 km需要0.12～0.24元的成本。（3）门站价。2019年3月，国家发改委发布《关于调整天然气基准门站价格的通知》（发改价格〔2019〕562 号），全国各省、市门站价格最高为上海和广东，门站价格为2.04元／m3。

表1 2019年进口管道气和LNG价格相关测算表

综合来看，不论是以沿海地区LNG 接收站的LNG 到岸价格（气化后进管网销售），还是以西北方向进口的中亚气价格加上中亚气输送至沿海各省的管输价格合计后测算，我国进口天然气在各省的销售基本为亏损状态。可以看出，进口气价格过高成为下游公司天然气价值链提升的重要阻碍。

2.2 管输环节、调峰环节等改革方案还需进一步深化和明确

随着国家管网公司的成立，我国主要长输管道和部分储气库、LNG 接收站划入国家管网公司，石油公司、燃气公司等需要与管网公司签订管输合同，以前石油公司依靠管输等环节利润补贴产业链上下游环节的情况将不复存在，且当前管输、储气价格还有多方面处理方案需要细化或有待时间的检验［17-18］。具体来说：一是管输环节“一区一价”定价方式刚刚颁布，其施行效果还有待时间的检验。二是“一部制”定价方式未体现不同管输用户用气差异，对均衡用户用气明显有失公平，不利于提高管输效率，也不利于下游公司向用户展示管输成本。三是天然气下游公司对用户用气类型划分不够细致，在冬季供暖季对居民用气“保供”时，可能造成调峰成本过高或对无需调峰的用户用气不公平等情况。四是石油公司和国家管网公司定位不同，管网公司不买卖天然气、不以赚取价差为盈利模式的定位等原因造成了储气调峰价格市场化、成本分配等方面存在认识偏差等问题。五是随着天然气产业链“X+1+X”局面形成后，可能产生部分公司只在冬季供暖季购进低价现货LNG 资源对市场造成不良竞争局面。

2.3 门站价格取消前后，天然气下游公司价值链提升都存在困难

门站价格机制是中国天然气价格改革中的重要里程碑事件，解决了当时天然气价格改革的难题和困境，但实际上，基准门站价格机制还是给天然气下游公司带来了一些问题：①基准门站价格采用“市场净回值”定价方式将天然气价格与可替代能源价格关联（燃料油和液化石油气，权重分别为60%和40%）。2011—2019年仅调整过2次，与成品油价格调整次数有数量级的差异［19］。②我国主要天然气市场除东南沿海管道密度较高且靠近LNG 接收站的部分城市为多气源供气，其它城市“气气竞争”程度明显不足。门站价格取消后，天然气下游公司作为买方定价话语权较弱的问题仍然存在。

2.4 高低端市场天然气价值链发展都存在明显“瓶颈”

从下游公司的角度对天然气产业链进行整体测算（天然气下游公司的成本是向上游公司或进口公司支付出厂价/到岸价，向管网公司支付管输费。收入是以门站价或上浮门站价格向下游燃气公司售气）后发现，我国天然气市场主要分为气源地市场、管道终点市场、LNG 市场、保供市场、中部地区市场和其它市场等6 种类型（各省市市场被划分时会有重复。如北京市场的主要属性是冬季采暖季需要“保供”，但按照管道建设和LNG气化后进入管道后的流向又可以被划分为管道终点市场或LNG市场）。具体来看：①气源地市场一般位于西部门站价格相对较低的省份，该地区气源相对充足，但大多受制于经济发展程度、气化率水平、冬季保供等因素影响，天然气消费水平相对较低，属于气源充足但消费能力有限市场；②管道终点市场和LNG 市场一般位于沿海地区，该地区属于管道建设的目的地市场或靠近LNG 接收站，资源也相对充足，但由于进口管道气或LNG 价格较高，天然气下游公司购气成本和管输成本合计甚至高于各省门站价格，导致该市场出现从价格和利润上分别定位为“高端市场”和“低端市场”的尴尬局面；③保供市场一般位于北方地区，该地区气源供给量相对充足、门站价格相对较高，但冬夏季峰谷差较大，在调峰成本难以顺价给用户时属于“低端市场”；④中部地区市场的门站价格一般处于中高水平，但管输成本和调峰成本都相对较低，因此其利润处于相对较高水平。从气量角度分析，中部地区受制于管输能力、保供需求等因素影响，增量气供应受到一定限制。

2.5 冬季供暖季期间气源、管输、储气能力有限成为突出矛盾

在新冠肺炎疫情的严重冲击下，去冬今春的供暖季期间，受国内外气价走低天然气价格竞争力凸显，国内复工复产有序推进，经济复苏态势明显等多方面因素影响，天然气消费市场同比仍实现5.6%的低速增长。在消费市场持续增长的背景下，上中游和下游市场的矛盾逐步凸显。具体来看：①我国进口气受国外气源设备故障、气源国家与国内消费量同步增长等多方面因素影响，资源供应能力受限，上下游矛盾凸显；②我国天然气管网建设里程明显低于《中长期油气管网规划》对“十三五”末期管道建设目标，油气管网建设密度也明显低于美国、欧盟等天然气市场发达国家，储气库应急调峰能力也明显低于天然气市场发达国家和国外平均水平［20］。去冬今春供暖季期间，数次寒流使得部分管道高输量满负荷运行，市场销售持续增加使得管输能力和储气能力短板更加明显。③由于冬季供暖季需“保供”北方市场，保证北方地区供暖需求，据统计，近几年部分南方天然气产气区周边直供用户因冬季受到严重压减导致直供用户数量减少超过一半。

3 对策建议

3.1 积极研判市场形势，全面统筹国内、国外“两种资源，两个市场”

在天然气产业链下游市场竞争逐步“白热化”的严峻形势下，建议天然气下游公司采取如下措施：①天然气销售总公司主动研判市场形势，全面统筹国内、国外“两个市场，两种资源”，做好气源价格、管输价格、调峰价格与门站价格梳理，在终端市场开发、用户结构梳理、成本费用管理等方面稳步推进，细化各省市市场类型后实施不同的销售策略；②把握“碳达峰、碳中和”战略目标带给天然气行业的发展契机，提早布局、落实天然气资源和市场；③各省市天然气销售公司：主动与终端燃气公司联合对用户结构进行类型梳理划分，降低冬季保供压力；及时落实资源和市场，积极融入天然气“全国一张网”，避免产业链环节出现明显短板；将提质增效工作成果与绩效考核指标挂钩，强化公司经营指标落实情况，层层落实目标责任，确保天然气市场高质量发展。

3.2 加强对进口气合同研究，争取通过进口长贸合同复议、顺价销售等方式降低天然气进口价格

进口天然气到岸价格是实现进口天然气“扭亏为盈”最重要的环节。如果进口气价格居高不下，即使冬季门站价格上浮20%，进口气产生利润的可能性也相对较低。就此来看，建议：①资源方面。天然气下游公司对进口气合同进行深入研究，并尽早在国内推动与天然气进口主体企业联合、国际上与东北亚地区市场主体企业联合，争取通过进口长贸合同复议、灵活签订新的进口贸易合同、顺价销售等方式降低天然气进口价格，从根本上降低下游公司购买天然气的成本，以实现进口气产业链高质量发展。②市场方面。借鉴天然气市场发达国家用户“精细化”管理经验，从城市燃气、天然气发电、工业燃料、交通、天然气化工等不同用户的用气特性、购买能力、价格承受能力和天然气资源可替代性出发，结合价格政策、供需特点和市场规律，深入分析，建立适合不同用户的价格体系。包括单独列出储气调峰价格；建立能充分反映不同用户的用气特征和需求的价格形式；资源顺价销售等，逐步引导全社会科学合理用气。

3.3 提前落实资源、储气等问题，避免出现产业链明显短板

我国天然气供需处于“紧平衡”状态，进口气占比也长期徘徊于45%的历史高位。建议下游公司：①提早与上游资源公司和进口主体公司落实资源情况，增强合同中关于冬季供暖季的气量约束情况，避免产生冬季用气高峰时气量不足的情况；②与上、下游企业加强沟通，优化、压实储气资源，补齐基础设施建设短板，减少季、月、日用气不均匀性带来的影响。

3.4 对接长输管道和“最后一公里”建设进度，不断优化管输路径

管道环节作为连通天然气上下游市场的纽带，对上游资源落实和下游市场开发都有重要影响。当前，建议天然气下游公司应加强与国家管网公司的业务对接，不断提高管道辐射和下游市场范围的重合度，加强长输管道和“最后一公里”建设，逐步提高我国“主干互联，区域成网”的天然气基础网络覆盖面，加快实现重点城市多气源、多通道供气；同时，及时关注管输环节改革政策，加强对当前及未来改革方向的管输环节测算，与管网公司共同优化管输路径，降低管道运输价格水平。

3.5 细化各省市的市场类型，弥补短板促进天然气市场高质量发展

从利润角度考虑，天然气下游公司应细化各省市天然气市场类型，对气源地市场、管道终点市场、LNG 市场、保供市场、中部地区市场和其它市场等6种不同市场应实施不同的销售策略。如对于中部地区来说，建议尽早落实该地区天然气资源情况，保证冬季供暖季时该地区工业用户、直供用户资源“少压减”甚至“不压减”；提前对该地区天然气消费市场进行短期、中长期预测，与上游公司、管网公司就资源落实、管网建设等方面进行交流沟通，同步产业链各环节建设速度，弥补产业链发展短板等。

3.6 深入研究产业链各环节价格改革方案，逐步引导全社会科学合理用气

以“管住中间，放开两头”为改革思路的天然气产业链相关政策，使我国天然气管输价格受到独立监管，门站价格将逐步放开。建议：①短期内，向国家提出天然气门站价格计价方式、调整周期等方面的改革建议，提高门站价格随市场进行动态调整周期频率，逐步实现门站价格由与油价挂钩的价格向“气气竞争”方向转变；中长期实现完全放开、由市场形成的天然气门站价格；②建议国家尽快实现管输价格“两部制”，以逐步降低与稳定用户（以工业用气为主）的管输价格，尽快形成天然气相对可替代气源的价格优势，以加快下游市场开发；③建议创新储气设施运营模式，完善储气价格机制，逐步实现储气环节单独核算，尽快向社会、用户公开储气价格，实现储气设施价格“谁使用、谁承担”，引导全社会科学合理用气；④在天然气上中下游“X+1+X”的发展格局下，未来天然气销售价格改革必将走向市场化定价阶段，降低天然气资源价格将成为公司高质量发展的最重要“抓手”。

4 结束语

综合来看，天然气下游公司的天然气价值链高质量发展在管网公司成立、门站价格消失前后都面临不少的问题和挑战，具体表现在①进口气价格居高的不下成为价值链提升的阻碍；②管输、调峰等环节的改革方案还需进一步深化和明确；③门站价格取消前后价值链提升都存在困难；④各省市高低端市场价值链发展都存在明显“瓶颈”；⑤冬季供暖季气源、管输、储气能力都相对有限等。因此，建议天然气下游公司采取以下措施：①积极研判市场形势，全面统筹国内、国外“两种资源，两个市场”；②加强对进口气合同的研究，争取通过进口长贸合同复议、灵活签订新的进口贸易合同、顺价销售等方式降低天然气进口价格；③提前落实资源、储气等问题，避免出现产业链明显短板；④对接长输管道和“最后一公里”建设进度，不断优化管输路径；⑤细化各省市的天然气市场类型，弥补短板，促进天然气市场高质量发展；⑥深入研究产业链各环节价格改革方案，逐步引导全社会科学合理用气。