天然氣下游公司價值鏈提升面臨的問題、挑戰及對策

高振宇 周 穎 朱莎莎 李金潮 林聿明 陳泓君 張 軼

（1.國家石油天然氣管網集團有限公司油氣調控中心，北京 100013；2.中國石油規劃總院，北京 100083；3.北京興油工程項目管理有限公司，北京 100083；4.海洋石油工程股份有限公司，河北 天津 300461）

0 引言

近年來，受全球天然氣供需總體寬松、我國經濟穩步增長、天然氣作為“主體能源之一”的定位逐步明晰、環保政策趨于嚴格等利好因素共同作用，天然氣市場進入快速發展的階段。2019 年12 月9 日，國家石油天然氣管網集團有限公司（以下簡稱國家管網公司）掛牌成立，油氣行業全面深化改革邁出重要一步，天然氣產業鏈“X+1+X”局面初步形成。2020 年3 月，國家發展和改革委員會（以下簡稱“國家發改委”）頒布新版《中央定價目錄》，天然氣門站價格制度的消失將成為發展趨勢，產業鏈各環節間的結算價格和結算模式也將面臨巨變。隨著中國天然氣產業鏈管理逐步成熟，天然氣下游公司作為產業鏈價值的最終實現環節，卻面臨部分購氣成本高于銷售成本、產業鏈短板凸顯等尷尬場面。為此，從下游公司涉及的產業鏈各環節進行分析，對下游公司天然氣價值鏈高質量發展提出對策建議。

1 天然氣價值鏈發展歷史及現狀簡述

1.1 天然氣產業重要性凸顯，產業鏈“X+1+X”局面初步形成

在《能源發展“十三五”規劃》（發改能源〔2016〕2744 號）、《加快推進天然氣利用的意見》（發改能源〔2017〕1217 號）、《關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》（國發〔2018〕31號）等指導天然氣發展、利用的相關文件相繼頒布的背景下，天然氣成為最具發展潛力的化石能源之一，其清潔性、民生性和過渡性等重要特性凸顯，成為化石能源向新能源過渡的重要橋梁［1-2］。

在此背景下，中俄東線天然氣管道北段、中段相繼投產，在我國天然氣西氣東輸的主體流向基礎上增加“北氣南下”，由此，天然氣“全國一張網”初步建成；截至2021 年4 月，國家管網公司已經全面接管原分屬于中國石油、中國石化、中國海油三大國有石油公司的油氣主干管網資產，正式并網運營，我國油氣管網運營機制市場化改革取得重大成果［3-4］。

1.2 天然氣門站價格逐步走向市場化

對天然氣產業鏈來說，各環節之間的結算價格主要為支付上游勘探開發成本、中游運輸儲存成本和下游城市配送管網成本而產生的出廠價格、管道運輸價格和城市配氣價格。在國家管網公司成立前，由于天然氣產業的重要性和特殊性，產業鏈上游和中游環節的參與者主要為三大石油公司，我國天然氣工業企業也基本一直采取天然氣生產（或進口）和運輸縱向一體化經營模式，在城市門站或工業門站以國家規定的門站價格向省天然氣公司、城市燃氣公司和直供用戶等下游買方銷售天然氣［5］。因此，站在某一體化公司下屬的天然氣銷售企業的角度來看，下游公司分別向其勘探公司和管道公司支付的天然氣相應費用可列為下游公司天然氣的購入成本和管輸成本，對下游用戶的銷售為收入。在國家管網公司成立后，天然氣管道運輸環節主要由國家管網公司負責，天然氣下游公司需支付給國家管網公司天然氣長距離運輸相關費用。

2020 年3 月，國家發改委頒布新版《中央定價目錄》，該文件規定：海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣，2015 年以后投產的進口管道天然氣，以及具備競爭條件省份天然氣的門站價格，由市場形成；其他國產陸上管道天然氣和2014 年底前投產的進口管道天然氣門站價格，暫按現行價格機制管理，視天然氣市場化改革進程適時放開由市場形成［6］。就此來看，天然氣門站價格制度將隨著我國以“放開兩頭、管住中間”為改革思路的相關政策逐步落實及天然氣產業鏈的繁榮發展而消失。

1.3 管輸環節費率體系的形成與發展

2017年8月，在借鑒總結國內外天然氣市場發展經驗的基礎上，充分考慮當時我國國情和天然氣市場發展特點，國家發改委發布《關于核定天然氣跨省管道價格的通知》（發改價格規〔2017〕1581號），在構建精細化、制度化、透明化的輸配價格監管體系上邁出重要一步［7］。

2021 年5 月，國家發改委發布《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》（發改價格〔2021〕689 號），提出為適應“全國一張網”發展方向，完善天然氣管道運輸價格形成機制，制定出臺新的天然氣管道運輸定價辦法，進一步健全價格監管體系，合理制定管道運輸價格。6月，國家發改委為健全天然氣管道運輸定價機制，規范定價成本監審行為，加強自然壟斷環節價格監管，促進天然氣行業高質量發展，制定了《天然氣管道運輸價格管理辦法（暫行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（暫行）》（發改價格規〔2021〕818 號）。文件規定，2022年1月1日開始，根據我國天然氣市場結構和管道分布情況，以寧夏中衛、河北永清、貴州貴陽等管道關鍵節點為主要界限，將國家管網公司經營管道劃入西北、西南、東北及中東部4 個定價區域，實行“一區一價”［8］。從定價方式來看，該方式將解決同一地區不同運價率的問題，也有望調和已建管道和新建管道運價率、新舊管道在管輸負荷率等方面的矛盾，平衡并提高管網整體負荷率。管輸定價體系的逐步完善，有望從根本上改變我國天然氣資源的流向，促進天然氣市場快速繁榮。

1.4 天然氣門站價格體系的形成、發展與未來趨勢變化

2013年6月，國家發改委在總結2011—2013年“兩廣”地區天然氣門站價試點經驗的基礎上，發布《關于調整天然氣價格的通知》（發改價格〔2013〕1246號），首次在全國范圍內推行天然氣門站價格體系，實行門站價格最高上限價格管理，結束了我國實行了50余年的“成本加成法”［9-10］。

隨后，民用氣與非民用氣價格、存量氣與增量氣價格逐漸合并。2018年5月，為理順居民用氣門站價格，減少居民用氣價格與非居民用氣價格交叉補貼，國家發改委發布《關于理順居民用氣門站價格的通知》（發改價格規〔2018〕794 號），將居民用氣最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民氣價水平安排［11］。

2020年3月，新版《中央定價目錄》相關規定頒布后，短期來看，基礎門站價格制度仍將存在并成為改革過渡期價格管理的主要手段；中長期來看，天然氣門站價格制度將隨著我國油氣體制改革及天然氣產業鏈的繁榮發展而取消。

1.5 滬渝油氣交易中心及國家管網公司為天然氣價格市場化發展提供保障

2016 年11 月和2018 年4 月，我國分別在上海和重慶兩地建立國家級油氣交易中心，為油氣市場化交易在提高效率、降低成本和規避風險等方面提供保障，也為天然氣價格體系的改革提供有效支撐［12-13］。成立后，滬渝兩地石油天然氣中心交易量不斷增長，全年尤其是冬季供暖季天然氣市場交易競爭日趨激烈，在價格發現功能日趨完備的同時，為未來天然氣市場化定價提供平臺和保障。

1.6 管道建設速度有望大幅加快，“氣氣競爭”局面加快形成

截至2020 年底，我國已建成天然氣長輸管道約8.6×104km，單位陸地面積（104km2）對應天然氣長輸管道長度為90 km，“十三五”期間年均僅完成天然氣長輸管道建設約3 000 km。作為對比，英國、歐盟和美國單位陸地面積對應天然氣長輸管道長度為500～700 km；“十二五”期間，我國年均建成天然氣長輸管道5 940 km；《中長期油氣管網規劃》中“十三五”規劃建設目標為10.4×104km［14］。可以看出，從天然氣長輸管道建設總里程和單位陸地面積對應天然氣管道里程數來看，我國天然氣長輸管網建設還有很長的路要走。

隨著國家管網公司成立和其它利好因素影響，我國天然氣管道建設速度有望大幅加快，“氣氣競爭”局面隨著天然氣供需情況變化、天然氣管網密度快速增長加快形成。具體表現為：①近年天然氣管道“互聯互通”工程建設加快，在天然氣“全國一張網”局面初步形成的基礎上，各類氣源可通過不同路由輸送至川渝、上海和北京等地并在消費市場形成多氣源競爭局面；②隨著中俄東線天然氣管道逐步建成，相比東南沿海地區的高價LNG 資源，管道氣有望獲得價格優勢并形成與LNG 資源的“氣液競爭”局面［15］；③2019年，中國天然氣表觀消費量首次突破3 000×108m3，但凈增長量和增長率都創2017 年以來最低值。從長遠角度看，未來天然氣供需可能將逐步呈現寬松局面［16］。

2 下游公司天然氣價值鏈提升面臨的問題和挑戰

2.1 進口氣價格成為下游公司天然氣價值鏈提升的重要阻礙

根據海關總署公布數據，（1）進口LNG 價格。2019年我國進口LNG 氣量為6 025×104t，平均到岸價格約為2.248 元／m3（表1），明顯高于我國各省、市門站價格。可以看出，LNG 進口主體企業以門站價格銷售天然氣勢必虧損。（2）進口管道氣價格。對比進口管道氣來說，2019 年我國進口管道氣量為3 631×104t，平均到岸價格約為1.785 元／m3（表1）。當前，我國管道氣的主要進口來源為西北方向的中亞管道、西南方向的中緬管道和東北方向的中俄管道。根據《bp stats review 2020》數據，2019 年我國通過中亞管道進口的天然氣約占當年國內進口管道氣總量的90%左右。中亞氣從新疆進口后，需要通過西氣東輸二線、三線輸送至管道沿線各省。根據國家發展改革委《關于調整天然氣跨省管道運輸價格的通知》（發改價格〔2019〕561號）文件，每方輸送1 000 km需要0.12～0.24元的成本。（3）門站價。2019年3月，國家發改委發布《關于調整天然氣基準門站價格的通知》（發改價格〔2019〕562 號），全國各省、市門站價格最高為上海和廣東，門站價格為2.04元／m3。

表1 2019年進口管道氣和LNG價格相關測算表

綜合來看，不論是以沿海地區LNG 接收站的LNG 到岸價格（氣化后進管網銷售），還是以西北方向進口的中亞氣價格加上中亞氣輸送至沿海各省的管輸價格合計后測算，我國進口天然氣在各省的銷售基本為虧損狀態。可以看出，進口氣價格過高成為下游公司天然氣價值鏈提升的重要阻礙。

2.2 管輸環節、調峰環節等改革方案還需進一步深化和明確

隨著國家管網公司的成立，我國主要長輸管道和部分儲氣庫、LNG 接收站劃入國家管網公司，石油公司、燃氣公司等需要與管網公司簽訂管輸合同，以前石油公司依靠管輸等環節利潤補貼產業鏈上下游環節的情況將不復存在，且當前管輸、儲氣價格還有多方面處理方案需要細化或有待時間的檢驗［17-18］。具體來說：一是管輸環節“一區一價”定價方式剛剛頒布，其施行效果還有待時間的檢驗。二是“一部制”定價方式未體現不同管輸用戶用氣差異，對均衡用戶用氣明顯有失公平，不利于提高管輸效率，也不利于下游公司向用戶展示管輸成本。三是天然氣下游公司對用戶用氣類型劃分不夠細致，在冬季供暖季對居民用氣“保供”時，可能造成調峰成本過高或對無需調峰的用戶用氣不公平等情況。四是石油公司和國家管網公司定位不同，管網公司不買賣天然氣、不以賺取價差為盈利模式的定位等原因造成了儲氣調峰價格市場化、成本分配等方面存在認識偏差等問題。五是隨著天然氣產業鏈“X+1+X”局面形成后，可能產生部分公司只在冬季供暖季購進低價現貨LNG 資源對市場造成不良競爭局面。

2.3 門站價格取消前后，天然氣下游公司價值鏈提升都存在困難

門站價格機制是中國天然氣價格改革中的重要里程碑事件，解決了當時天然氣價格改革的難題和困境，但實際上，基準門站價格機制還是給天然氣下游公司帶來了一些問題：①基準門站價格采用“市場凈回值”定價方式將天然氣價格與可替代能源價格關聯（燃料油和液化石油氣，權重分別為60%和40%）。2011—2019年僅調整過2次，與成品油價格調整次數有數量級的差異［19］。②我國主要天然氣市場除東南沿海管道密度較高且靠近LNG 接收站的部分城市為多氣源供氣，其它城市“氣氣競爭”程度明顯不足。門站價格取消后，天然氣下游公司作為買方定價話語權較弱的問題仍然存在。

2.4 高低端市場天然氣價值鏈發展都存在明顯“瓶頸”

從下游公司的角度對天然氣產業鏈進行整體測算（天然氣下游公司的成本是向上游公司或進口公司支付出廠價/到岸價，向管網公司支付管輸費。收入是以門站價或上浮門站價格向下游燃氣公司售氣）后發現，我國天然氣市場主要分為氣源地市場、管道終點市場、LNG 市場、保供市場、中部地區市場和其它市場等6 種類型（各省市市場被劃分時會有重復。如北京市場的主要屬性是冬季采暖季需要“保供”，但按照管道建設和LNG氣化后進入管道后的流向又可以被劃分為管道終點市場或LNG市場）。具體來看：①氣源地市場一般位于西部門站價格相對較低的省份，該地區氣源相對充足，但大多受制于經濟發展程度、氣化率水平、冬季保供等因素影響，天然氣消費水平相對較低，屬于氣源充足但消費能力有限市場；②管道終點市場和LNG 市場一般位于沿海地區，該地區屬于管道建設的目的地市場或靠近LNG 接收站，資源也相對充足，但由于進口管道氣或LNG 價格較高，天然氣下游公司購氣成本和管輸成本合計甚至高于各省門站價格，導致該市場出現從價格和利潤上分別定位為“高端市場”和“低端市場”的尷尬局面；③保供市場一般位于北方地區，該地區氣源供給量相對充足、門站價格相對較高，但冬夏季峰谷差較大，在調峰成本難以順價給用戶時屬于“低端市場”；④中部地區市場的門站價格一般處于中高水平，但管輸成本和調峰成本都相對較低，因此其利潤處于相對較高水平。從氣量角度分析，中部地區受制于管輸能力、保供需求等因素影響，增量氣供應受到一定限制。

2.5 冬季供暖季期間氣源、管輸、儲氣能力有限成為突出矛盾

在新冠肺炎疫情的嚴重沖擊下，去冬今春的供暖季期間，受國內外氣價走低天然氣價格競爭力凸顯，國內復工復產有序推進，經濟復蘇態勢明顯等多方面因素影響，天然氣消費市場同比仍實現5.6%的低速增長。在消費市場持續增長的背景下，上中游和下游市場的矛盾逐步凸顯。具體來看：①我國進口氣受國外氣源設備故障、氣源國家與國內消費量同步增長等多方面因素影響，資源供應能力受限，上下游矛盾凸顯；②我國天然氣管網建設里程明顯低于《中長期油氣管網規劃》對“十三五”末期管道建設目標，油氣管網建設密度也明顯低于美國、歐盟等天然氣市場發達國家，儲氣庫應急調峰能力也明顯低于天然氣市場發達國家和國外平均水平［20］。去冬今春供暖季期間，數次寒流使得部分管道高輸量滿負荷運行，市場銷售持續增加使得管輸能力和儲氣能力短板更加明顯。③由于冬季供暖季需“保供”北方市場，保證北方地區供暖需求，據統計，近幾年部分南方天然氣產氣區周邊直供用戶因冬季受到嚴重壓減導致直供用戶數量減少超過一半。

3 對策建議

3.1 積極研判市場形勢，全面統籌國內、國外“兩種資源，兩個市場”

在天然氣產業鏈下游市場競爭逐步“白熱化”的嚴峻形勢下，建議天然氣下游公司采取如下措施：①天然氣銷售總公司主動研判市場形勢，全面統籌國內、國外“兩個市場，兩種資源”，做好氣源價格、管輸價格、調峰價格與門站價格梳理，在終端市場開發、用戶結構梳理、成本費用管理等方面穩步推進，細化各省市市場類型后實施不同的銷售策略；②把握“碳達峰、碳中和”戰略目標帶給天然氣行業的發展契機，提早布局、落實天然氣資源和市場；③各省市天然氣銷售公司：主動與終端燃氣公司聯合對用戶結構進行類型梳理劃分，降低冬季保供壓力；及時落實資源和市場，積極融入天然氣“全國一張網”，避免產業鏈環節出現明顯短板；將提質增效工作成果與績效考核指標掛鉤，強化公司經營指標落實情況，層層落實目標責任，確保天然氣市場高質量發展。

3.2 加強對進口氣合同研究，爭取通過進口長貿合同復議、順價銷售等方式降低天然氣進口價格

進口天然氣到岸價格是實現進口天然氣“扭虧為盈”最重要的環節。如果進口氣價格居高不下，即使冬季門站價格上浮20%，進口氣產生利潤的可能性也相對較低。就此來看，建議：①資源方面。天然氣下游公司對進口氣合同進行深入研究，并盡早在國內推動與天然氣進口主體企業聯合、國際上與東北亞地區市場主體企業聯合，爭取通過進口長貿合同復議、靈活簽訂新的進口貿易合同、順價銷售等方式降低天然氣進口價格，從根本上降低下游公司購買天然氣的成本，以實現進口氣產業鏈高質量發展。②市場方面。借鑒天然氣市場發達國家用戶“精細化”管理經驗，從城市燃氣、天然氣發電、工業燃料、交通、天然氣化工等不同用戶的用氣特性、購買能力、價格承受能力和天然氣資源可替代性出發，結合價格政策、供需特點和市場規律，深入分析，建立適合不同用戶的價格體系。包括單獨列出儲氣調峰價格；建立能充分反映不同用戶的用氣特征和需求的價格形式；資源順價銷售等，逐步引導全社會科學合理用氣。

3.3 提前落實資源、儲氣等問題，避免出現產業鏈明顯短板

我國天然氣供需處于“緊平衡”狀態，進口氣占比也長期徘徊于45%的歷史高位。建議下游公司：①提早與上游資源公司和進口主體公司落實資源情況，增強合同中關于冬季供暖季的氣量約束情況，避免產生冬季用氣高峰時氣量不足的情況；②與上、下游企業加強溝通，優化、壓實儲氣資源，補齊基礎設施建設短板，減少季、月、日用氣不均勻性帶來的影響。

3.4 對接長輸管道和“最后一公里”建設進度，不斷優化管輸路徑

管道環節作為連通天然氣上下游市場的紐帶，對上游資源落實和下游市場開發都有重要影響。當前，建議天然氣下游公司應加強與國家管網公司的業務對接，不斷提高管道輻射和下游市場范圍的重合度，加強長輸管道和“最后一公里”建設，逐步提高我國“主干互聯，區域成網”的天然氣基礎網絡覆蓋面，加快實現重點城市多氣源、多通道供氣；同時，及時關注管輸環節改革政策，加強對當前及未來改革方向的管輸環節測算，與管網公司共同優化管輸路徑，降低管道運輸價格水平。

3.5 細化各省市的市場類型，彌補短板促進天然氣市場高質量發展

從利潤角度考慮，天然氣下游公司應細化各省市天然氣市場類型，對氣源地市場、管道終點市場、LNG 市場、保供市場、中部地區市場和其它市場等6種不同市場應實施不同的銷售策略。如對于中部地區來說，建議盡早落實該地區天然氣資源情況，保證冬季供暖季時該地區工業用戶、直供用戶資源“少壓減”甚至“不壓減”；提前對該地區天然氣消費市場進行短期、中長期預測，與上游公司、管網公司就資源落實、管網建設等方面進行交流溝通，同步產業鏈各環節建設速度，彌補產業鏈發展短板等。

3.6 深入研究產業鏈各環節價格改革方案，逐步引導全社會科學合理用氣

以“管住中間，放開兩頭”為改革思路的天然氣產業鏈相關政策，使我國天然氣管輸價格受到獨立監管，門站價格將逐步放開。建議：①短期內，向國家提出天然氣門站價格計價方式、調整周期等方面的改革建議，提高門站價格隨市場進行動態調整周期頻率，逐步實現門站價格由與油價掛鉤的價格向“氣氣競爭”方向轉變；中長期實現完全放開、由市場形成的天然氣門站價格；②建議國家盡快實現管輸價格“兩部制”，以逐步降低與穩定用戶（以工業用氣為主）的管輸價格，盡快形成天然氣相對可替代氣源的價格優勢，以加快下游市場開發；③建議創新儲氣設施運營模式，完善儲氣價格機制，逐步實現儲氣環節單獨核算，盡快向社會、用戶公開儲氣價格，實現儲氣設施價格“誰使用、誰承擔”，引導全社會科學合理用氣；④在天然氣上中下游“X+1+X”的發展格局下，未來天然氣銷售價格改革必將走向市場化定價階段，降低天然氣資源價格將成為公司高質量發展的最重要“抓手”。

4 結束語

綜合來看，天然氣下游公司的天然氣價值鏈高質量發展在管網公司成立、門站價格消失前后都面臨不少的問題和挑戰，具體表現在①進口氣價格居高的不下成為價值鏈提升的阻礙；②管輸、調峰等環節的改革方案還需進一步深化和明確；③門站價格取消前后價值鏈提升都存在困難；④各省市高低端市場價值鏈發展都存在明顯“瓶頸”；⑤冬季供暖季氣源、管輸、儲氣能力都相對有限等。因此，建議天然氣下游公司采取以下措施：①積極研判市場形勢，全面統籌國內、國外“兩種資源，兩個市場”；②加強對進口氣合同的研究，爭取通過進口長貿合同復議、靈活簽訂新的進口貿易合同、順價銷售等方式降低天然氣進口價格；③提前落實資源、儲氣等問題，避免出現產業鏈明顯短板；④對接長輸管道和“最后一公里”建設進度，不斷優化管輸路徑；⑤細化各省市的天然氣市場類型，彌補短板，促進天然氣市場高質量發展；⑥深入研究產業鏈各環節價格改革方案，逐步引導全社會科學合理用氣。