氣荒困境何解

馬克

今冬席卷全國的氣荒雖有種種特殊情況，但根源是油氣體制改革滯后，長期積累的矛盾被引爆。若不從病根入手治療，氣荒將是常態(tài)

去年11月以來波及全國20多個省區(qū)、至今未平的氣荒，將中國天然氣產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)的短板充分暴露了出來，廣為報道的華北大范圍煤改氣增加需求、中亞進口氣大幅減少導(dǎo)致供應(yīng)短缺，的確是導(dǎo)致氣荒的重要因素，但也只是水面上的冰山。

2017年11月28日零時起，河北省發(fā)改委啟動天然氣需求側(cè)管理機制，全省進入Ⅱ級預(yù)警狀態(tài)（橙色）。這意味著河北省天然氣供需缺口超過10%，對經(jīng)濟社會正常運行產(chǎn)生較大影響，為嚴重緊張狀態(tài)預(yù)警。截至發(fā)稿，橙色預(yù)警仍未解除。

此后，氣荒向全國蔓延。2017年12月8日，北京緊急重啟華能北京燃煤熱電廠，在實現(xiàn)無煤發(fā)電半年多后，重新啟用備用燃煤機組。12月7日，武漢近300家工商業(yè)用氣戶被停供。12月12日，湖南全省進入天然氣黃色預(yù)警狀態(tài)，全省供需缺口達10%-20%。

管道天然氣供應(yīng)緊張推動了LNG（液化天然氣）價格不斷飆升，大宗商品定價平臺卓創(chuàng)咨訊綜合山東、江蘇、浙江等省加權(quán)平均計算的LNG標桿價從供暖季開始的不足5000元一噸一路上漲至超過萬元。

面對近年來最嚴重的氣荒，中國政府及中石油集團緊急派出特使赴中國最大進口氣源國土庫曼斯坦協(xié)商談判，至12月27日，土庫曼斯坦日供氣達到1億立方米，已經(jīng)恢復(fù)至正常水平。

國內(nèi)各地也紛紛采取“保民壓非”（保證民用氣壓縮非民用氣）措施，優(yōu)先保障社會影響最大的居民用氣。中國燃氣協(xié)會理事長助理遲國敬在12月20日召開的中國油氣改革高峰論壇上表示，全國有22個省區(qū)保民壓非，近期這個指標可能難以緩解。

新年以來，隨著中亞氣恢復(fù)供應(yīng)，各地供應(yīng)形勢有所緩解。湖南省經(jīng)信委1月4日發(fā)布消息，民生用氣基本得到保障，工商企業(yè)繼續(xù)實施錯峰用氣。1月5日，武漢多家天然氣公司調(diào)整居民用戶購氣量，從每月150立方米增至220立方米，但全市天然氣供求關(guān)系仍整體偏緊。

LNG價格也開始下跌，卓創(chuàng)資訊的標桿價格顯示，LNG價格自2017年12月22日達到10064元/噸的頂點后便一路回調(diào)，至1月4日已降至5753元/噸。

但亦有熟悉天然氣市場的專家在中亞天然氣恢復(fù)正常供應(yīng)時對《財經(jīng)》記者表示，元旦之后形勢將會緩解，但如遇寒冷天氣，還可能再次緊張。

氣荒背后，是天然氣需求不斷上漲。相比便宜的煤炭，天然氣是能源“細糧”，隨著中國公眾對環(huán)境保護重視度日益提高，以及中國政府加入巴黎協(xié)定，做出2030年單位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%-65%的承諾，天然氣在中國能源消費中的比重不斷提高已是大勢所趨。根據(jù)國家能源局的規(guī)劃，到2020年，天然氣消費將占到能源總消費的10%；到2030年，爭取提高到15%，成為主體能源之一。

但要實現(xiàn)這個目標，國內(nèi)天然氣產(chǎn)業(yè)的各個環(huán)節(jié)都需要加速改革。

氣荒仍將持續(xù)

在目前的供求缺口和調(diào)峰能力下，冬季氣荒，很可能是未來五年的常態(tài)

業(yè)內(nèi)普遍預(yù)計，2017年全國天然氣消費增長將超過330億方，全年天然氣消費預(yù)計超過2400億方，而供暖季天然氣缺口將達到110億方左右。

回顧歷史，冬季氣荒保供的新聞并不鮮見，但2017年由于天然氣消費增速上升，且居民2017年集中煤改氣，導(dǎo)致冬天煤改氣地區(qū)多地居民因煤改氣設(shè)施不完善、氣源不足等原因無法按時供暖，因而引發(fā)了全國關(guān)注。進入冬季用氣高峰時期，為保證居民用氣，多地工業(yè)用戶被限供停供，涉及范圍之廣也前所未有。

而冬季氣荒，很可能是未來五年的常態(tài)。

“國內(nèi)天然氣‘氣荒近五年內(nèi)難以解決?！敝惺徒?jīng)濟技術(shù)研究院天然氣市場高級經(jīng)濟師徐博在2017年11月底的中國天然氣行業(yè)市場化發(fā)展大會上說。

根據(jù)2016年底頒布的《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年，天然氣消費占比的預(yù)期性目標為10%，2015年，這一比例為5.9%。根據(jù)該規(guī)劃，到2020年，能源消費總量控制在50億噸標煤以內(nèi)，若以50億噸上限測算，屆時天然氣消費將超過3700億立方米（一噸標煤折合約750立方米天然氣）。

天然氣的供應(yīng)主要包括國內(nèi)自采氣源、進口管道氣以及進口LNG。為應(yīng)對緊張的供需形勢，基本壟斷了上游資源的“三桶油”氣公司2017年已經(jīng)提速增產(chǎn)，1月-11月，國內(nèi)生產(chǎn)天然氣1338億立方米，同比增長10.5%，而2016年這一增速僅為1.5%。

2016年底公布的《天然氣“十三五”規(guī)劃》提出的目標是，到2020年，國內(nèi)天然氣綜合保供能力達到3600億立方米以上，其中國內(nèi)天然氣產(chǎn)量達到2070億立方米。業(yè)內(nèi)人士預(yù)計，國內(nèi)自采天然氣產(chǎn)量如果能夠維持每年10%左右的增長就已經(jīng)比較樂觀。

進口方面，2017年1月-11月進口天然氣817億立方米，同比增長28.9%。在自產(chǎn)天然氣增長相對可預(yù)期的情況下，未來主要的增長將依賴進口，天然氣的對外依存度將不斷加大。2017年前11個月，天然氣對外依存度達到38%。

天然氣進口主要包括管道氣和海上LNG。在管道氣方面，目前主要依靠中亞管道以及中緬管道進口天然氣，中俄管道東線預(yù)計將在2020年投產(chǎn)。徐博預(yù)測，到2020年，中亞管道氣樂觀估計，年進口可達到400億立方米，中緬預(yù)計40億立方米，中俄管道如能如期投產(chǎn)，第一年預(yù)計只有數(shù)十億方氣的供應(yīng)。綜合下來，2020年管道氣進口總量預(yù)計能達到約500億立方米。endprint

據(jù)此測算，據(jù)3600億立方米的規(guī)劃目標還有超過1000億立方米的缺口，需要進口LNG填補。而2016年，海關(guān)總署數(shù)據(jù)顯示，中國進口LNG總量為2606萬噸，約合380億立方米天然氣。在國內(nèi)自產(chǎn)及進口管道氣沒有大的增長前提下，LNG進口還需成倍增長。

普氏能源最新的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年中國LNG進口數(shù)據(jù)為3789萬噸，超越韓國成為全球第二大LNG進口國，2017年LNG進口量同比增長高達45.4%。據(jù)此推算，LNG進口折合天然氣約550億立方米，將超過管道氣進口氣量。

未來，管道氣進口氣量基本可以預(yù)期，且管道氣進口涉及復(fù)雜的地緣政治與外交博弈，未來依然將依靠中石油代表國家進行管道氣進口貿(mào)易。

而在LNG進口方面，LNG接收站建設(shè)與海外貿(mào)易都已經(jīng)放開，政策上對資質(zhì)并無限制，目前為止，以中海油為代表的“三桶油”（指三大國有石油公司）占據(jù)了絕大部分LNG進口份額，2016年，“三桶油”進口的LNG占中國LNG進口總量的98%。而隨著市場需求近幾年不斷增長，以及其余玩家能力不斷提升，新的玩家已經(jīng)開始進入LNG市場。

2012年6月，東莞九豐LNG接收站投入運營，成為首個成功運行的民營LNG接收站，但其接收能力并不大，僅為30萬噸/年。2017年6月，廣匯能源建設(shè)的啟東LNG接收站迎來首艘LNG運輸船，該接收站一期設(shè)計產(chǎn)能為60萬噸/年。新奧舟山LNG接收站將在2018年6月投產(chǎn)，一期項目接受能力達300萬噸/年。

“三桶油”之外的第二梯隊進入LNG市場，擴大了天然氣來源，正在改變中國氣源的供應(yīng)結(jié)構(gòu)。長期關(guān)注油氣領(lǐng)域的思亞能源咨詢公司執(zhí)行總裁李遙預(yù)測，到2020年，LNG的第二梯隊接收能力將占16%，到2030年將達到三分之一，成為不容小覷的勢力。而2016年這一比例僅為2%。

而對于2017年冬季出現(xiàn)的供應(yīng)緊缺現(xiàn)象，一位熟悉天然氣供需的專家分析認為，天然氣供需總量的缺口并不大，但是在高峰日的缺口矛盾突出，導(dǎo)致產(chǎn)生區(qū)域性“氣荒”。測算的數(shù)據(jù)顯示，12月日均平衡數(shù)據(jù)來看，缺口量為2000萬方/日，相比日均8.15億方的供應(yīng)量，缺口僅為2.4%，其實并不突出。然而在負荷高峰日，缺口可能達到7900萬方/日，而高峰日的供應(yīng)能力提升之后約為8.56億方，缺口占比達到9.2%。

該專家認為，北方省份大多數(shù)城市日調(diào)峰能力不足，加上煤改氣加大的波動性，導(dǎo)致在高峰日供應(yīng)能力嚴重不足，不得不啟動應(yīng)急預(yù)案。

儲氣庫瓶頸

即使進口能夠大幅增加，儲氣設(shè)施缺乏的瓶頸若不緩解，氣荒仍難避免

天然氣消費具備強烈的季節(jié)特征，在供暖季為全年的消費高峰。以河北省為例，在今冬供暖季需求上調(diào)至82億立方米之后，其全年天然氣消費預(yù)計總量為100億立方米。

徐博告訴《財經(jīng)》記者，當前中國儲氣設(shè)施的實際工作氣量約為80億方。若按照2017年預(yù)計2400億立方米的消費量測算，儲氣量僅占年消費氣量的3.3%。

根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）的經(jīng)驗，一旦天然氣對外依存度達到30%，則地下儲氣庫工作氣量剛需消費量將超過12%。當前世界供氣調(diào)峰應(yīng)急儲備能力平均約為10%，其中發(fā)達國家和地區(qū)在17%到27%之間。

相比天然氣成熟市場，中國儲氣庫的容量嚴重不足。一位中石油專家對《財經(jīng)》記者表示，管道和氣源都不是制約當前天然氣供應(yīng)的瓶頸，儲氣設(shè)施不足才是，如果有豐富的儲氣設(shè)施，在淡季可以進口更多的管道氣和LNG，冬季自然就可以彌補缺口。

不過受困于價格機制，把儲氣設(shè)施的短板補上并不容易。

儲氣庫主要包括枯竭油氣田、鹽穴和含水層三類，國內(nèi)主要以枯竭油氣田作為儲氣庫，即把開采完畢的油氣田改造為儲氣庫。然而這類儲氣庫要投入工作，必須注入約占其總?cè)萘恳话胱笥业臍饬孔鳛閴|底氣，這部分氣在正常工作時將永遠不會被開采出來，因此，一個枯竭油氣田改造建成的儲氣庫，其工作容量僅為總?cè)萘康囊话胱笥摇?/p>

儲氣庫本身也投資不菲。以中石油新疆呼圖壁儲氣庫為例，其總?cè)萘考s為80億立方米，工作氣量約為40億立方米，總的建設(shè)費用約為110億元人民幣，而這還不包括需要注入約40億方墊底氣的氣價成本。發(fā)改委價格檢測中心研究員劉滿平在天然氣行業(yè)市場化發(fā)展論壇上表示，當前工作氣量單位儲存空間投資額高達3元-6元/立方米。

此外，一個儲氣庫從建成到完全投入運營，還需要大約5個至6個采氣-注氣循環(huán)，才能利用其全部容量。

如此高昂的投資，儲氣設(shè)施供氣卻沒有任何的價格激勵措施，在供氣時的價格與其他氣源無異，這讓投資建設(shè)儲氣庫毫無吸引力可言。

而儲氣設(shè)施建設(shè)，主要是為了滿足居民冬季供暖需求。但居民供暖價格受各地政府指導(dǎo)價限制，并未放開，以北京為例，居民用氣實行階梯氣價，第一檔為2.28元每立方米，顯著低于3元-6元/立方米儲氣庫的建設(shè)成本，相當于每賣一方氣，就要虧損0.7元-3.7元。

當前國內(nèi)已經(jīng)投入使用的12個儲氣庫群，主要是西氣東輸管線建設(shè)時配套建成，未來在建設(shè)中俄東線時，還將繼續(xù)建設(shè)儲氣庫設(shè)施。其資金來源包括國家財政資金支持和中石油、中石化自掏腰包。

劉滿平認為，儲氣庫建設(shè)存在政府與企業(yè)責任不清的問題，國家戰(zhàn)略保障與商業(yè)功能定位不明，挫傷了企業(yè)建設(shè)儲氣庫的投資積極性。世界通行的做法是，跨地區(qū)供應(yīng)商負責季節(jié)調(diào)峰，本地供應(yīng)商負責月調(diào)峰，燃氣商業(yè)用戶負責周和日調(diào)峰，而在國內(nèi)，調(diào)峰責任全部由跨地區(qū)供應(yīng)商，也就是國家石油公司獨家承擔。

然而隨著天然氣消費逐年增長，尤其是2017年的迅猛增長，原本事實上承擔所有調(diào)峰責任的國家石油公司，越來越難以保障用氣高峰日的供氣責任，而僅能保障總的供應(yīng)量。當超出預(yù)期的日高峰來臨時，燃氣公司的調(diào)峰能力不足的矛盾開始凸顯。endprint

據(jù)徐博介紹，歐洲對燃氣商業(yè)用戶的應(yīng)急調(diào)峰能力有嚴格監(jiān)管，在供暖季前，要求儲氣訂單滿足應(yīng)用要求，否則會受到處罰。

兩位受訪的不同燃氣公司專家都對《財經(jīng)》記者表示，當前城市燃氣公司的調(diào)峰能力只能做到小時調(diào)峰，要求城燃公司自建儲氣設(shè)施滿足日調(diào)峰要求，不太現(xiàn)實。以北京為例，2017年冬季北京日均用氣量約為6000萬方，高峰期約為8800萬方，目前北京建有液化工廠，其應(yīng)急儲罐總的儲氣能力達到1.5萬千方LNG，約合900萬方天然氣，這只能滿足小時調(diào)峰需求。

一位燃氣公司專家對《財經(jīng)》記者表示，真正要滿足日調(diào)峰的需求，還是離不開地下儲氣庫的儲氣能力。

難以為繼的價格雙軌

居民用氣與非居民用氣價格應(yīng)該并軌，下游的價格管制應(yīng)該放開，如此才能激勵企業(yè)開拓氣源

價格管制不僅制約了儲氣設(shè)施的投資，還造成了居民用氣與非居民用氣的雙軌制。其中的套利空間，導(dǎo)致在用氣緊張時期，供氣企業(yè)缺乏保障居民用氣的動力。

中國居民用氣氣價與其他居民能源價格類似，都享受了交叉補貼。居民用氣輸配成本較非居民用氣更高，但氣價更低。非居民用氣氣價平均比居民用氣氣價高約20%，以河北省會石家莊為例，其居民用氣階梯氣價第一檔為2.4元/立方米，而一般工商業(yè)用戶氣價為3.02元/立方米。

在燃氣公司通過上游管道獲得天然氣的價格上，也嚴格受到管制。發(fā)改委限定了各省居民與非居民天然氣門站價格上限，門站價為上游公司（主要為中石油）向各省一級用戶銷售管道天然氣的價格，其中非居民氣價可以在發(fā)改委規(guī)定的門站價格上下浮動20%，且居民門站價格均低于非居民門站價。

以河北為例，上游公司向河北一級用戶批發(fā)銷售天然氣時，居民用氣門站價格為1.5元/立方米，非居民用氣價格為不超過1.88元/立方米，在冬季允許上浮20%，最高為2.26元/立方米。雙方的購銷合同約定居民與非居民用氣的比例。

這樣的價格機制下，理論而言，燃氣公司應(yīng)以較低的價格買入居民用氣，并以較低的價格賣給居民，優(yōu)先保障民生。以較高的價格買入工商業(yè)用氣，再以較高的價格賣給工商業(yè)用戶。

但價格雙軌制的存在，讓售氣公司存在大量購入低價居民用氣再轉(zhuǎn)賣給高價工商業(yè)市場用戶的動機，供氣企業(yè)也更愿意高價賣氣給工商業(yè)用戶供氣以獲得更多利潤。全國來看，居民的零售氣價一般比居民門站價格高0.5元-0.7元，非居民的銷售氣價一般比非居民門站價格高0.9元至1.7元，對賣方而言，利潤差距明顯。此外，在2017年不少省份煤改氣進度超出預(yù)期，居民實際用氣量超出之前計劃之后，供氣企業(yè)需要自己去爭取氣源，而市場化的LNG價格在冬季一度飆升，供氣企業(yè)也沒有動力采購高價的LNG優(yōu)先向低價的居民供氣。

有長期進行油氣政策研究的專家告訴《財經(jīng)》記者，據(jù)其向多個城市燃氣公司了解，的確存在有城燃公司將民生用氣挪做工業(yè)用氣，但僅為個案。他還表示，這一環(huán)節(jié)缺乏有效監(jiān)管。事實上，2017年冬天多地出現(xiàn)供氣緊張之后，對于各地燃氣公司是否真的做到優(yōu)先保障民用，此次氣荒期間也頗受業(yè)內(nèi)質(zhì)疑。

多位接受《財經(jīng)》記者采訪的專家都表示，長期來看，居民用氣與非居民用氣價格應(yīng)該并軌，下游的價格管制應(yīng)該放開，如此才能激勵企業(yè)開拓氣源。

居民用氣價格的放開，勢必帶來價格波動，改變以往交叉補貼的價格模式。對此，中國人民大學(xué)經(jīng)濟學(xué)院副院長、能源經(jīng)濟系主任鄭新業(yè)對《財經(jīng)》記者表示，取暖支出在整個居民支出中占比并不高，根據(jù)他的統(tǒng)計，燃料費用在全國城鎮(zhèn)居民支出中僅占1.31%。

而不同收入水平居民中，水電、燃料等支出的占比也有區(qū)別，收入越低的人，取暖費用占的比重越高。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，困難戶及最低收入人群，水電燃料及其他領(lǐng)域支出占家庭總支出分別為9.51%和8.72%，而最高收入人群這一比例為3.42%。并且，收入越高的人群，管道煤氣用量越大。

綜合這些數(shù)據(jù)，鄭新業(yè)認為，現(xiàn)有的普遍交叉補貼政策，更多地補貼了天然氣使用量更大的富人。未來應(yīng)該首先取消交叉補貼，然后把低收入人群通過低保體系來進行補貼。鄭新業(yè)表示，放開之后，價格自然會有波動，但主要買方是中等收入家庭，能夠承受氣價波動，真正需要補貼的是低收入人群，而這應(yīng)該通過低保來解決。

入不敷出的保供貿(mào)易

若用進口氣來為居民保供，在進口價與銷售價倒掛的情況下，進口越多，虧損越多

長期關(guān)注油氣行業(yè)的思亞能源咨詢公司執(zhí)行總裁李遙曾在一篇分析氣荒的文章中指出，供應(yīng)量減少的中亞氣在中石油的供應(yīng)氣源中屬低價氣，低價氣源供應(yīng)的減少使得中石油不得不減少向高利潤的工業(yè)用戶供氣，挪出氣源銷售給低利潤甚至賠錢的居民用戶。因此，保供帶來的壓力不僅有量上的，更有利潤上的。

一位中石油專家對《財經(jīng)》記者表示，國內(nèi)天然氣價格的一個癥結(jié)在于，主要海外氣源進口到國內(nèi)，到岸價格都高于2元/立方米，這讓天然氣進口貿(mào)易難以有利可圖。

海外進口一般通過長約合同鎖定，由于作為一次能源的天然氣開發(fā)投入大，為了平抑投資風(fēng)險，天然氣國際交易的慣例是雙方簽訂長達15年至25年左右的照付不議合同，即現(xiàn)貨市場價格變化時，付費不得變更，用戶購買量不及合同約定時，仍需按約定的量付款，供應(yīng)方供應(yīng)不足約定時，需要作出賠償。一般年購買量有10%左右的浮動，可在三年內(nèi)補提。

而價格方面，照付不議合同的價格會與油價掛鉤，單位為美元每百萬英熱單位（MMBtu），標準的價格計算公式為基礎(chǔ)價格加上一個系數(shù)乘以油價，系數(shù)范圍一般取0.13-0.17，并且基礎(chǔ)價格的確定也與當時油價水平有關(guān)。

以管道氣為例，2017年9月，中亞氣在霍爾果斯口岸到岸價為1.29元/立方米，完稅價為1.46元/立方米。而目前發(fā)改委發(fā)布的最新非居民用氣門站價基準中，新疆地區(qū)門站價為1.05元/立方米，上海門站價為2.08元/立方米。無論是新疆本地，還是加上管輸費用到上海的成本，中亞氣成本都高于當?shù)亻T站價，上游供氣企業(yè)在進口管道氣業(yè)務(wù)上幾無盈利空間。endprint

但對中石油這樣的一體化壟斷企業(yè)來說，由于同時掌握管道及國內(nèi)上游資源，在管輸環(huán)節(jié)可以獲得穩(wěn)定收益，且國內(nèi)開采天然氣成本較低，一般低于0.8元/立方米。

而LNG進口價格更高，目前國內(nèi)LNG進口主要由“三桶油”供應(yīng)，中國目前掌握的LNG氣源主要來自卡塔爾、澳大利亞以及東南亞印尼、馬來西亞等地，鎖定的氣量大約為3500萬噸，其中大部分合同是在油價為90美元至110美元期間簽訂的，長約價格顯著高于當前現(xiàn)貨市場價格。

中海油是目前最大LNG買家，一位中海油人士對《財經(jīng)》記者提供的數(shù)據(jù)顯示，中海油目前掌握的長約合同資源池價格在8美元-9.5美元/MMBtu，一位熟悉LNG市場的專家告訴《財經(jīng)》記者，當前東南亞氣源國到中國的LNG運費約為1.2美元/MMBtu，卡塔爾與澳大利亞至中國的運費約為1.5-2美元/MMBtu，最高可達2.5美元/MMBtu。

若再考慮到岸接收站的碼頭作業(yè)費和稅費，一位中石油專家表示，國內(nèi)LNG長約合同到岸價格普遍高于12美元/MMBtu（百萬英熱單位），按照當前美元匯率，氣價最低約合2.7元/立方米。

因此，對“三桶油”來說，若用進口氣來為居民保供，在國內(nèi)銷售價格基本按照門站價鎖定的情況下，海外貿(mào)易進口越多，虧損越多。中石油發(fā)布的三季度財報顯示，2017年前三季度，天然氣與管道進口銷售天然氣及LNG凈虧損166.9億元，比上年同期增虧64.2億元。

但非居民用戶情況不同，2013年6月國家發(fā)改委關(guān)于調(diào)整天然氣價格的通知中明確，頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協(xié)商確定。而國內(nèi)最大的LNG玩家中海油，通過其中海油氣電公司進行LNG貿(mào)易，其客戶主要為東南沿海的氣電廠及工業(yè)用戶，因此LNG價格放開之后，其進口的高成本可以傳導(dǎo)至下游用戶。

此外，國際LNG市場的供應(yīng)總量約為3.1億噸，現(xiàn)貨資源充足且價格低于長約價格，因此通過加大進口低價LNG也是盈利途徑之一，以中海油為例，其2017年上半年購買的現(xiàn)貨LNG的到岸價格約為9美元/MMBtu，在下半年LNG價格飆升之后，這部分現(xiàn)貨資源也帶來了不菲的收益。一位熟悉LNG市場的專家告訴《財經(jīng)》記者，2017年國內(nèi)進口的現(xiàn)貨LNG總量約為1200萬噸至1500萬噸。

勘探開發(fā)壟斷何時打破

改革的大方向已定，要引入更多市場主體，加大勘探開發(fā)投入，但目前的進展不能算快

解決氣荒問題，最直接的手段是增加上游天然氣供應(yīng)。

但國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量增速一直無法匹配下游的消費增速，一個重要原因是上游勘探投入不足。業(yè)內(nèi)公認，國內(nèi)天然氣資源豐富、探明率低，還處在勘探早期，具備快速增儲上產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)。根據(jù)國土資源部2015年油氣資源動態(tài)評價結(jié)果，中國天然氣地質(zhì)資源量90.3萬億立方米，可采資源量50.1萬億立方米。

但如此豐富的資源，勘探開發(fā)權(quán)卻集中在少數(shù)幾家企業(yè)手中。

據(jù)《中華人民共和國礦產(chǎn)資源法》和國務(wù)院發(fā)布的《礦產(chǎn)資源勘查區(qū)塊登記管理辦法》規(guī)定，只有經(jīng)國務(wù)院批準的、符合資質(zhì)條件的企業(yè)才能申請油氣礦權(quán)，僅這一條就將除中石油、中海油、中石化、延長石油四家之外的企業(yè)擋在門外。

2015年新疆試點放開常規(guī)油氣勘探開發(fā)，將標準放寬至“凈資產(chǎn)10億元以上的內(nèi)資企業(yè)”。業(yè)內(nèi)普遍認為這是油氣體制改革的破冰之舉。最終京能油氣開發(fā)有限公司、東營寶莫石油天然氣勘探開發(fā)有限公司、海城市石油機械制造有限責任公司中標取得了4塊常規(guī)油氣區(qū)塊。京能油氣獲得塔里木盆地柯坪北、喀什-疏勒兩個區(qū)塊的探礦權(quán)。

由于有潛力的油氣區(qū)塊早已登記在中石油等四家公司的名下，這意味著其他主體想進入的前提，是這四家公司退出登記區(qū)塊。新疆首批招標的5個區(qū)塊（1個區(qū)塊最后流標）中，4個區(qū)塊是中石化、中石油退出的勘探區(qū)塊。

京能油氣總經(jīng)理陳輝告訴《財經(jīng)》記者，京能對獲得區(qū)塊的前景是看好的，但是從邏輯上講，幾大國有石油公司肯定會先退出它們不看好的、相對較差的區(qū)塊。所以油氣改革進展，實際就看這幾大國有石油公司退出的區(qū)塊有多少。

據(jù)《礦產(chǎn)資源勘查區(qū)塊登記管理辦法》規(guī)定，探礦權(quán)人應(yīng)當自領(lǐng)取勘查許可證之日起，按照下列規(guī)定完成最低勘查投入：一、第一個勘查年度，每平方公里2000元；二、第二個勘查年度，每平方公里5000元；三、從第三個勘查年度起，每個勘查年度每平方公里1萬元。

與常規(guī)天然氣的高度管制不同，非常規(guī)天然氣（頁巖氣、煤層氣等）的勘探、開發(fā)資質(zhì)已經(jīng)放開，但礦權(quán)仍然集中在中石油、中石化、中海油手中，外來者很難獲得大的突破。

2012年國土部進行首輪頁巖氣探礦權(quán)招標，要求投資主體為“境內(nèi)注冊的內(nèi)資企業(yè)或中方控股的中外合資企業(yè)，注冊資本金應(yīng)在人民幣3億元以上”。多家民營企業(yè)參與并獲得首輪招標的頁巖氣區(qū)塊。

中國地質(zhì)大學(xué)能源學(xué)院教授張金川告訴《財經(jīng)》記者，頁巖氣首輪招標的區(qū)塊低估了常規(guī)油氣與頁巖氣的相關(guān)性，避開了“三桶油”已登記的常規(guī)油氣區(qū)塊，在現(xiàn)有的技術(shù)前提下，很難有大的突破?！俺Ｒ?guī)油氣沒潛力的地方，頁巖氣資源條件也好不到哪里去?！?/p>

優(yōu)質(zhì)的頁巖氣區(qū)塊，都已經(jīng)登記在中石油、中石化等的名下。2016年中國頁巖氣產(chǎn)量約79億立方米，九成來自中石油、中石化兩家公司。其中中石油產(chǎn)量為25億立方米，中石化僅涪陵頁巖氣田產(chǎn)量就達50億立方米。

“要達到2020年300億立方米的目標，主要看中石化、中石油在頁巖氣上的投入?！睆埥鸫ū硎?，至于那些面向社會招標的，資源稟賦欠佳的頁巖氣區(qū)塊，還需要等待技術(shù)的突破，目前還沒有可復(fù)制的技術(shù)案例。

煤層氣方面，則一直面臨著難達規(guī)劃目標的窘境。煤層氣“十二五”規(guī)劃到2015年實現(xiàn)煤層氣地面抽采量160億立方米，井下抽采量140億立方米，實際上2015年煤層氣年產(chǎn)量171億立方米，完成規(guī)劃目標的57%；地面產(chǎn)量44.25億立方米，僅為規(guī)劃目標的28%；煤礦井下抽采量126.74億立方米，完成規(guī)劃目標的90%。endprint

“十三五”大幅削減了煤層氣的規(guī)劃目標，計劃到2020年實現(xiàn)煤層氣地面抽采量100億立方米，井下抽采量140億立方米。

煤層氣單井日產(chǎn)量遠遠低于常規(guī)天然氣，這使得企業(yè)投資的積極性不足。原中聯(lián)煤層氣公司總經(jīng)理、國家能源委專家咨詢委員會委員孫茂遠透露，現(xiàn)有的煤層氣生產(chǎn)井中，75%以上的單井日產(chǎn)量低于600立方米。

孫茂遠認為，要達到“十三五”的目標，每立方米煤層氣補貼至少要從目前的0.3元翻一番，提高到0.6元。長期看，煤層氣的開發(fā)還要等待進一步的技術(shù)突破。

另一方面，煤層氣礦權(quán)區(qū)域小，集中度高，也束縛了煤層氣的規(guī)模開發(fā)。

2013年國家能源局發(fā)布《煤層氣產(chǎn)業(yè)政策》，“鼓勵具備條件的各類所有制企業(yè)參與煤層氣勘探開發(fā)利用”。僅要求有意勘探、開發(fā)煤層氣的企業(yè)具有相應(yīng)投資能力、財務(wù)能力以及技術(shù)能力等。

2016年4月，國土資源部還進行審批改革山西試點，將原屬國土資源部的審批、發(fā)放煤層氣探礦權(quán)、采礦權(quán)的權(quán)力，下放至山西地方政府。

但煤層氣的礦權(quán)與常規(guī)油氣區(qū)塊大部分重疊。國內(nèi)煤層氣礦權(quán)僅有不足5萬平方公里。與常規(guī)油氣礦權(quán)重疊的面積超過25萬平方公里。

已有礦權(quán)區(qū)域，中石油和中海油控股的中聯(lián)煤層氣公司已經(jīng)登記了其中的絕大部分，已經(jīng)沒有太多空間留給新進入者。

2017年5月21日，中共中央、國務(wù)院印發(fā)了《關(guān)于深化石油天然氣體制改革的若干意見》，提出要“實行勘查區(qū)塊競爭出讓制度和更加嚴格的區(qū)塊退出機制，允許符合準入要求并獲得資質(zhì)的市場主體參與常規(guī)油氣勘查開采，逐步形成以大型國有油氣公司為主導(dǎo)、多種經(jīng)濟成分共同參與的勘查開采體系”。

不過，這一《意見》的全文至今仍未對社會公開。

國家發(fā)改委能源研究所一名研究員告訴《財經(jīng)》記者，改革大方向已定，要引入更多市場主體，加大勘探開發(fā)投入，但目前的進展不能算快，因為油氣體制改革本身很復(fù)雜，又觸及幾大國有石油公司的利益，協(xié)調(diào)推行還需要一個過程。

接收站難題怎解

LNG接收站對外開放的癥結(jié)是接收站所有者與第三方存在利益沖突，解決思路是推動LNG接收站獨立運行

國家發(fā)改委國際合作中心國際能源研究所副所長白俊認為，相比開放上游勘探開發(fā)市場和新建LNG接收站，推進現(xiàn)有接收站開放和增加LNG采購是增加天然氣供應(yīng)最快的辦法。

2014年，國家發(fā)改委發(fā)布了《天然氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)與運營管理辦法》和《油氣管網(wǎng)設(shè)施公平開放監(jiān)管辦法》，提出“國家鼓勵、支持各類資本參與投資建設(shè)納入統(tǒng)一規(guī)劃的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施”、“允許第三方借用天然氣基礎(chǔ)設(shè)施（包括LNG接收站）”，切實推進民企融入。

然而三年半來，LNG接收站對外開放進展緩慢。據(jù)行業(yè)統(tǒng)計，2014年-2016年，中石油LNG接收站累計為第三方進口LNG超過90萬噸。2016年中石油LNG接收站接收第三方貨量占接收能力3%。相較中石油，中石化、中海油接收站對外開放更缺少實質(zhì)性進展。

目前，全國共投入運營LNG接收站17座，總接收能力約為5800萬噸，以普氏能源統(tǒng)計的2017年進口LNG3789萬噸計算，LNG接收站利用率約為65%，2016年，這一比例為54%。

LNG接收站對外開放的癥結(jié)是第三方與接收站所有者存在利益沖突。接收站運營商面臨照付不議合同的干預(yù)，長約合同價格與現(xiàn)貨市場價格有較大差異，現(xiàn)貨LNG低于長協(xié)價格時，第三方會大量進口低價LNG搶占市場，與接收站的所有者幾大油公司形成利益沖突。

現(xiàn)實情況是，在淡季，即便LNG接收站有窗口期，由于缺少買方，第三方的貿(mào)易商也缺乏動力去海外購買LNG，接收站的接收能力無從使用。而在旺季，接收站大多滿負荷運行，又很難尋找到窗口期向第三方開放。這種情況下，只有與LNG運營方本身有合作關(guān)系的企業(yè)，才有可能利用其接收能力。譬如中石油的唐山曹妃甸接收站，北京燃氣集團在其中參股29%，由于這層股權(quán)關(guān)系，過去兩年冬季保供時，北京燃氣都曾向法國Engie公司采購現(xiàn)貨LNG，利用該接收站向北京供氣。

白俊建議，對已簽約的LNG長期協(xié)議，政府可以在保證企業(yè)合理回報的前提下多退少補；其次，推動LNG接收站及管網(wǎng)的獨立運行，運銷分離，改變目前一體化的運行模式，并加強對公平開放的監(jiān)督考核。

管網(wǎng)如何獨立

改革的深水區(qū)并不在主干管網(wǎng)，而是省網(wǎng)及城市燃氣公司的配氣網(wǎng)絡(luò)

相比LNG接收站向第三方開放，更受業(yè)界關(guān)注的是管網(wǎng)的獨立。

去年5月中央下發(fā)的油氣改革若干意見重點部署了八方面的改革，其中第四點提出，分步推進國有大型油氣企業(yè)干線管道獨立，實現(xiàn)管輸和銷售分開。完善油氣管網(wǎng)公平接入機制，油氣干線管道、省內(nèi)和省際管網(wǎng)均向第三方市場主體公平開放。

和電力體制改革的核心思路類似，油氣體制改革的原則也可概述為“管住中間，放開兩頭”，所謂管住中間，就是要將具有天然壟斷屬性的管網(wǎng)環(huán)節(jié)進行嚴格監(jiān)管，向市場主體公平開放，放開兩頭則是要求放開上下游的供應(yīng)和銷售環(huán)節(jié)，引入多個市場主體。

因此，需要改變管輸和銷售一體的現(xiàn)有體制，將管輸環(huán)節(jié)獨立出來。

簡單來看，當前我國天然氣管網(wǎng)分為主干網(wǎng)、省級管網(wǎng)和城市配氣管網(wǎng)三級，三級管網(wǎng)都是輸售一體的模式。除主干網(wǎng)的所有權(quán)與運營模式較為清晰之外，省級與配氣管網(wǎng)在不同省市有著復(fù)雜多樣的存在形態(tài)。從改革進展來看，管輸環(huán)節(jié)的成本監(jiān)審率先啟動，當前主干管網(wǎng)的管輸價格監(jiān)審已經(jīng)完成，省網(wǎng)的管輸價格監(jiān)審剛剛起步。未來管網(wǎng)究竟如何獨立，還未有定論。

主干網(wǎng)方面，目前投入運營的主要包括陜京一至三線、西氣東輸一至三線以及川氣東送等主干線，冀寧線、淮武線、蘭銀線、中貴線等聯(lián)絡(luò)線，以及中亞、中緬、廣匯哈薩克斯坦等進口線，截至2016年底，總長度約6.8萬公里，其中中石油占88%，中石化占11%，中海油占1%左右。在銷售主體方面，主要包括中石油的5家銷售公司，中石化天然氣銷售公司以及中海油氣電公司。endprint

主干管網(wǎng)的管輸價格核定已經(jīng)走在前面，2016年10月，國家發(fā)改委印發(fā)《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）》，根據(jù)這兩個辦法，國家發(fā)改委對13家跨省管道運輸企業(yè)進行了定價成本監(jiān)審，并據(jù)此制定了相關(guān)管道運輸價格，2017年8月底，發(fā)改委印發(fā)了《天然氣跨省運輸價格表》。

而在運營主體方面，成立國家管道公司的傳言一直在業(yè)內(nèi)流傳，有消息稱方案已經(jīng)上報，有望在2018年推出。

不過，改革的深水區(qū)并不在主干管網(wǎng)，而是省網(wǎng)及城燃公司的配氣網(wǎng)絡(luò)。

在鄭新業(yè)看來，省級管網(wǎng)公司及城燃公司在天然氣交易中是統(tǒng)購統(tǒng)銷，獨買獨賣，它們在地區(qū)的角色如同電力系統(tǒng)中的電網(wǎng)公司，這一級網(wǎng)絡(luò)才是未來應(yīng)該重點監(jiān)管的領(lǐng)域，應(yīng)該將省網(wǎng)及配氣網(wǎng)絡(luò)獨立，成為天然氣銷售中的高速公路，按照固定成本加準許收益來核定價格。

而省網(wǎng)及配氣網(wǎng)絡(luò)的獨立并不容易，這與它復(fù)雜的發(fā)展形態(tài)有關(guān)。

據(jù)劉滿平介紹，當前有25個省成立了32家省市級天然氣管網(wǎng)公司，也有少數(shù)幾個省份沒有組建省網(wǎng)公司，由上游氣源方所屬的管道銷售公司直接供應(yīng)。

在北京、上海、廣東、浙江等地，省網(wǎng)公司由地方國有投資公司或地方能源企業(yè)占主導(dǎo)地位，作為區(qū)內(nèi)唯一管道建設(shè)方和天然氣總買賣方向上游購買天然氣資源，向下游用戶和城市管網(wǎng)銷售天然氣。

而河北、湖北、湖南、安徽等省份，地方國有投資公司或能源企業(yè)做不到省內(nèi)資源的獨買獨賣，也不一定是區(qū)域內(nèi)唯一的管道公司。此外，在新疆、江西、福建等省，則是石油公司占據(jù)主導(dǎo)地位。

總體來看，省網(wǎng)的建設(shè)和經(jīng)營主體多元，大部分省沒有形成“全省”格局，在省內(nèi)可能有多個管道建設(shè)主體。

而具體到城燃及配氣網(wǎng)絡(luò)，情況就更加復(fù)雜。市內(nèi)不同區(qū)縣可能有不同的燃氣公司，通過特許經(jīng)營的方式來供應(yīng)當?shù)靥烊粴?，并且還存在特許經(jīng)營區(qū)域與行政區(qū)域劃分不明、區(qū)域內(nèi)多重授權(quán)的問題。

而上述每一個環(huán)節(jié)，都會增加天然氣供應(yīng)的管輸費用，層層加價導(dǎo)致天然氣管輸費用過高，并且成本監(jiān)審尚不明確，管輸費用是否合理也是一些省網(wǎng)、城燃公司面臨的質(zhì)疑。“最后一公里”的管輸價格高于主干網(wǎng)的管輸價格現(xiàn)象并不罕見。

最為典型的便是廣西省網(wǎng)。廣西的管網(wǎng)主要由中石油建設(shè)，包括西氣東輸二線、中緬線廣西段兩條干線，以及七條支線，中石油向廣西供氣，通過廣西管網(wǎng)公司統(tǒng)購統(tǒng)銷后賣給用戶，中石油向嘉和中油等終端燃氣企業(yè)交氣價格為1.91元，而廣西省網(wǎng)在幾乎沒有任何管網(wǎng)投資的前提上，再加價0.36元。據(jù)《中國經(jīng)營報》2017年11月報道，中石油為此向國家發(fā)改委匯報，呼吁“國家天然氣主干管網(wǎng)可以實現(xiàn)供氣的區(qū)域，省管網(wǎng)不得以統(tǒng)購統(tǒng)銷名義，增設(shè)供氣環(huán)節(jié)，提高供氣成本。對于目前省管網(wǎng)沒有實質(zhì)性投入或用戶不需要提供輸配服務(wù)的加價，要予以取消”。

目前，配氣網(wǎng)絡(luò)的成本監(jiān)審已經(jīng)起步，2017年6月，國家發(fā)改委制定了《關(guān)于加強配氣價格監(jiān)管的指導(dǎo)意見》（下稱《意見》），下發(fā)給各省、自治區(qū)、直轄市、新疆建設(shè)兵團發(fā)改委、物價局，提出配氣價格是指城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)配送環(huán)節(jié)的價格，應(yīng)由政府嚴格監(jiān)管。地方價格主管部門要厘清供氣環(huán)節(jié)，核定獨立的配氣價格，并可在合理分攤成本的基礎(chǔ)上，制定區(qū)分用戶類別的配氣價格。

《意見》提出，對于新建城鎮(zhèn)燃氣配氣管網(wǎng)，核定價格時，稅后內(nèi)部投資收益率不超過7%，經(jīng)營期不低于30年?！兑庖姟愤€要求省級價格主管部門制定配氣價格管理和定價成本監(jiān)審規(guī)則，于2018年6月底前出臺。

《財經(jīng)》記者查詢各省發(fā)改委、物價部門網(wǎng)站發(fā)現(xiàn)，2017年11月至12月，包括浙江、廣東、山東、河北等用氣大省都已經(jīng)出臺了省內(nèi)的天然氣管道運輸價格成本監(jiān)審的配套文件。

兩位受訪的城市燃氣公司高管接受《財經(jīng)》記者采訪時都認為，配氣環(huán)節(jié)獨立是大趨勢，但復(fù)雜度更大。歐洲、日本的順序都是先獨立長輸管道，再獨立配氣網(wǎng)絡(luò)。此外，很多原來不做燃氣的企業(yè)開始進入這一市場，也需要配氣環(huán)節(jié)獨立。

一位國家發(fā)改委原主管官員則向《財經(jīng)》記者表示，席卷全國的氣荒正是加速天然氣市場化改革的契機。作為新興產(chǎn)業(yè)，天然氣改革的阻力和成本都比石油要小得多。中國是世界上成長最快的天然氣市場，隨著市場化程度的提高，中國在國際市場上的發(fā)言權(quán)也必將進一步提升，這肯定有助于降低中國的天然氣進口成本，有助于中國能源消費結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。endprint