川渝天然氣跨省銷售價格競爭力分析

梅 琦 王富平 陶 玲 鄒曉琴 曾 偉 周悅洋

1. 中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所, 四川 成都 610051;2. 中國石油西南油氣田公司營銷部, 四川 成都 610051;3. 中國石油工程建設有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;4. 中國石油西南油氣田公司川東北作業(yè)公司, 四川 成都 610051

0 前言

2020年7月23日,國家油氣管網(wǎng)公司正式收購中國石油和中國石化的管輸資產,開始全面劃轉主要石油公司管道相關基礎設施資產。隨著主要石油公司管輸資產注入完成,全國逐步形成實質性的一張網(wǎng),天然氣資源可以跨省、跨區(qū)域自由進出,將對天然氣銷售產生深遠影響[1-8]。隨著供應主體的多元化,川渝地區(qū)將逐步形成國產管道氣、進口管道氣以及進口LNG的多元供應格局,必將加劇競爭。另一方面,管網(wǎng)獨立運行和基礎設施公平開放,也極大地增加了用戶的選擇空間,用戶的議價能力也隨之增強,價格在供應端的競爭將十分激烈[9-11]。

1 川渝天然氣外輸銷售現(xiàn)狀

1.1 川渝天然氣外輸通道分析

中國已經(jīng)形成了由西氣東輸、陜京輸氣系統(tǒng)和川氣東送為骨架的橫跨東西、縱貫南北、連通海外的全國性供氣網(wǎng)絡。支線/聯(lián)絡線工程主要包括忠縣—武漢管道(以下簡稱忠武線)、澀寧蘭線等,進口氣管線主要包括中亞、中緬以及中俄管線。截至2018年底,中國長輸天然氣管道總里程近7.6×104km,總輸氣能力超過3 100×108m3/a。國家油氣管網(wǎng)公司成立后,互聯(lián)互通建設將不斷加快,結合國內長輸管道分布狀況,川渝天然氣可通過“東進”“北上”和“南下”三個方向實現(xiàn)外輸銷售。川渝天然氣外輸流向見表1。

表1 川渝天然氣外輸流向表

“東進”方向:一是通過忠武線外輸,受管輸能力限制,天然氣主要輸送至湖南、湖北地區(qū),經(jīng)重慶至武漢、長沙；二是通過中貴線北上,經(jīng)西氣東輸管道銷往華東地區(qū),途經(jīng)山西、河南、安徽、江蘇到上海；三是通過川氣東送管道,自四川達州,沿途經(jīng)湖北、江西、安徽、江蘇、浙江到達上海。

“北上”方向:通過中貴線向北輸送,經(jīng)中衛(wèi)線、陜京線供應北方地區(qū)。途經(jīng)寧夏、陜西、山西，到達北京。

“南下”方向:通過中貴線向南輸送,經(jīng)中緬線輸送至華南地區(qū),途經(jīng)貴州、廣西、廣東。

1.2 川氣東送管道

中國石化通過川氣東送管道,將天然氣輸送到管道沿線及長三角地區(qū)。該工程于2010年8月31日正式投入商業(yè)化運行,西起川東北普光首站,東至上海末站,途經(jīng)四川、重慶、湖北、江西、安徽、江蘇、浙江、上海6省2市,全長2 229 km,設計輸量120×108m3/a。川氣東送管道與西氣東輸一線、西氣東輸二線聯(lián)通,實現(xiàn)應急工況下供氣補氣互保,最大日補氣量分別可達1 005×104m3、2 286×104m3。2018年、2019年輸氣量分別達到137.4×108m3、151.4×108m3。2020年上半年累計輸氣量達到62.96×108m3,累計輸氣量突破1 000×108m3。川氣東送工程建成投運,不僅有力推動了中國石化天然氣業(yè)務的發(fā)展,改善相關地區(qū)能源利用結構,還擴大了中國石化在國內天然氣市場的份額。

1.3 忠武線

忠武線是川渝第一條外輸通道，該工程2004年11月16日開始投產試運行,設計輸量30×108m3/a,充分利用川渝地區(qū)富裕的天然氣資源滿足中南地區(qū)天然氣用氣市場需求,緩解湖南和湖北地區(qū)用氣緊張的局面,對促進地區(qū)經(jīng)濟建設起到了積極作用。2018年、2019年中國石油西南油氣田公司通過忠武線外輸氣量分別達到18.1×108m3、22.4×108m3，至2020年6月底,累計外輸天然氣103.9×108m3。

1.4 磨溪—銅梁管道

中國石油第二條外輸通道磨溪—銅梁管道上載工程于2019年10月投運,設計輸量56×108m3/a,至2020年6月底,累計外輸氣量19.6×108m3。該工程將來自安岳氣田磨溪區(qū)塊龍王廟組的“川氣”,通過銅梁站首次增壓輸入中貴線,實現(xiàn)國內氣網(wǎng)貫通,不僅增加了中貴線氣源,而且提升了氣量調配及管道調峰的靈活度,增強了川渝天然氣儲備調峰和供應保障能力,充分發(fā)揮了中貴線保供、調峰優(yōu)勢,為寧夏、陜西、甘肅等多個省(市)用氣提供有力保障。

2 川渝天然氣跨省銷售價格分析

2.1 各省銷售價格比對分析

根據(jù)中國石油、中國石化公布的各地區(qū)天然氣管道運輸距離表和價格表,結合天然氣外輸流向,分析天然氣外輸銷售價格為:

(1)

式中：Pc為天然氣外輸價格,元/m3;P0為管道氣門站價格或進口LNG出站價格,元/m3;Pi為各進氣點之間天然氣管輸價格,元/m3。

雖然天然氣門站價格在新版2020年《中央出定價目錄》中被移除,但短期內各省對門站價格管理并沒有松動,因此計算外輸銷售價格時僅考慮按照各地基準門站價格進行比較,未考慮上游供氣方在基準門站價格上上浮供氣價格后,各省終端銷售價格聯(lián)動上調的情況[12-13]。對川渝天然氣外輸銷售價格進行綜合測算,結果見表2。

表2 跨省銷售價格測算表

“東進”方向:一是通過忠武線外輸,重慶至武漢、長沙天然氣管輸費分別為0.172元/m3、0.227元/m3,銷售至武漢和長沙具有價格優(yōu)勢,低于當?shù)亻T站價0.06～0.12元/m3；二是沿中貴線和西氣東輸管道外輸,從重慶至上海天然氣管輸費為0.868元/m3,銷售至上海、南京、杭州、合肥和南昌均無價格優(yōu)勢,高于當?shù)亻T站價0.32～0.57元/m3；三是沿川氣東送外輸,從普光至上海天然氣管輸費為0.623元/m3(含普光到重慶的天然氣管輸費0.098元/m3),在上海、南京和武漢無價格優(yōu)勢,高于當?shù)亻T站價0.04～0.13元/m3[14]。

“北上”方向:沿中貴線向北,從重慶輸送至北京的管輸費為0.770元/m3,川渝天然氣銷售無價格優(yōu)勢,分別較北京、太原門站價高0.44元/m3、0.40元/m3。

“南下”方向:沿中貴線向南,從重慶輸送至廣州的管輸費為0.553元/m3,川渝天然氣在貴陽、南寧和廣州銷售均無價格優(yōu)勢,高于當?shù)亻T站價0.04～0.11元/m3。

2.3 進口LNG價格比對分析

低油價和新冠疫情導致全球LNG供需寬松,2020年上半年全球LNG現(xiàn)貨價格創(chuàng)歷史新低,2020年6月中國現(xiàn)貨進口均價為0.50元/m3(2.1美元/MMBtu),同比下跌52.8%。以2020年8月26日東北亞LNG到岸價3.848美元/MMBtu(按美元匯率7,折算后的價格為0.95元/m3),按照氣化后管道銷售的方式,考慮接收站的運營成本、利潤和稅費,LNG出站價格(不含天然氣管輸費)為1.48元/m3,LNG現(xiàn)貨出站價格測算[15-16]見表3。

表3 LNG現(xiàn)貨出站價格測算表

目前，中國進口LNG以長協(xié)居多,但全球天然氣市場總體仍處于供大于求的寬松態(tài)勢,在未來不斷擴大需求的預期下,高效利用低價進口資源是中國天然氣市場發(fā)展的必然趨勢[17-19]。川渝天然氣也將面臨與低價進口LNG資源的競爭。根據(jù)天然氣外輸銷售價格公式,沿海LNG接收站氣化后通過管道輸送至就近城市的天然氣銷售價格測算結果見表4。在進口LNG現(xiàn)貨價格為3.848美元/MMBtu時,LNG銷售價格分別低于廣州和上海的門站價格0.51元/m3和0.43元/m3,略高于北京的門站價格0.13元/m3，大幅度低于川渝氣外輸至當?shù)氐匿N售價格0.31～0.55元/m3。川渝天然氣較進口LNG(按氣化后銷售考慮)無價格優(yōu)勢,當進口LNG現(xiàn)貨價格上升至4.88美元/MMBtu以上時,川渝天然氣外輸較進口LNG才能有價格優(yōu)勢。如果LNG接收站公平開放,現(xiàn)貨LNG進口有望快速放量,當進口LNG現(xiàn)貨價格低于3.52美元/MMBtu時,現(xiàn)貨從北海LNG接收站管輸至川渝地區(qū)銷售將低于門站價格,對國產氣在消費地會形成較大的沖擊[20]。

表4 川渝天然氣與進口LNG現(xiàn)貨價格競爭分析表

3 結論和建議

天然氣銷售價格是決定天然氣競爭力的關鍵因素之一,而價格的基礎是成本。在新版《中央定價目錄》中,雖然明確了具備競爭條件省份的天然氣門站價格由市場形成,但上游的市場化進程尚不到位,現(xiàn)行門站價格機制暫未調整,因此流通成本即天然氣管輸費用直接影響了天然氣的銷售價格競爭力。川渝天然氣銷往沿海地區(qū),與2020年低價進口LNG現(xiàn)貨比較,缺乏價格優(yōu)勢。比較各城市現(xiàn)行門站價格,川渝天然氣除外輸至湖南和湖北地區(qū)有一定價格優(yōu)勢外,外輸北方、華東、華南和西南地區(qū)均無競爭力。另一方面,如果與目前進口管道氣和LNG長協(xié)的實際成本相比,川渝天然氣是有價格競爭力的。

1)天然氣在川渝地區(qū)就地銷售效益最高。以川氣東送為例,管道從四川到上海天然氣管輸費約0.623元/m3,高于上海與四川的天然氣門站價差0.51元/m3,天然氣輸送至上海銷售,收益反而下降,供氣企業(yè)更愿意將天然氣留在區(qū)域內消納。近年來,川渝地區(qū)天然氣消費增速放緩,而資源供應量充足,需要不斷挖掘市場潛力,擴大市場規(guī)模。一是分領域拓展天然氣利用市場。圍繞區(qū)域發(fā)展新戰(zhàn)略,在川渝地區(qū)集中發(fā)展具有高附加值的支柱產業(yè),重點培育能源化工,工業(yè)燃料升級。二是推動多能互補融合發(fā)展。結合氫能重點發(fā)展方向,探索天然氣、水電、氫能的協(xié)同運行,減少棄水限電。因地制宜、統(tǒng)籌開發(fā),加快可再生能源和分布式能源融合發(fā)展。在發(fā)電領域,積極開展天然氣調峰發(fā)電布局,提高能源系統(tǒng)綜合效率。

2)兩湖地區(qū)是川渝氣外輸?shù)膬?yōu)先選擇。湖南和湖北作為中部內陸省份,能源自給率較低,天然氣消費增速和占比低于全國水平。天然氣產業(yè)規(guī)模較小,工業(yè)用戶和燃氣發(fā)電比例偏低,但居民天然氣壁掛爐采暖系統(tǒng)的發(fā)展又超過了預期,加劇了季節(jié)用氣峰谷差。當?shù)卣叨戎匾曁烊粴猱a業(yè)發(fā)展,不斷加大扶持力度,積極推進天然氣消費結構優(yōu)化。應充分利用湖南、湖北地區(qū)天然氣發(fā)展的契機,推進天然氣在工業(yè)領域、交通運輸和分布式能源的開發(fā)利用。在管道沿線地區(qū)挑選優(yōu)質、潛力客戶開展直供，另外,通過合資合作的方式參與終端市場開發(fā),擴大天然氣的消費規(guī)模。

3)根據(jù)天然氣管輸價格變動實時調整銷售方案。在現(xiàn)有市場條件下,通過天然氣管輸費和購銷價差,天然氣供應商更愿意將天然氣資源輸送至東部銷售獲利。一旦天然氣管輸費由盈利來源變?yōu)槌杀?以主要石油公司為代表的天然氣供應商天然氣銷售業(yè)務盈利模式將會發(fā)生根本變化,需要測算各地不同輸送成本,結合當?shù)亟?jīng)濟條件和天然氣消費量水平,進一步優(yōu)化資源配置。

4)差異化競爭戰(zhàn)略應對低價進口LNG現(xiàn)貨沖擊。隨著沿海LNG接收站接受能力不斷增加,若進口LNG到岸價繼續(xù)下降,沿海LNG資源將會部分向川渝地區(qū)市場轉移。在市場競爭日趨激烈的形勢下,應采用差異化市場開發(fā)和營銷戰(zhàn)略,提供卓越的客戶價值,從而幫助企業(yè)贏得競爭優(yōu)勢。

5)呼吁地方政府出臺擴大天然氣利用政策支撐?！懊焊臍狻薄l(fā)電和分布式能源、交通領域在推廣實施過程中還存在諸多困難,政府及相關部門出臺的多項鼓勵政策缺乏相應的補助配套措施。建議地方政府及時出臺并實施有利產業(yè)支持的細化政策措施,進一步深化區(qū)域內天然氣利用。