我国天然气产供储销体系新特征逐步显现

近日在上海举办的第三期陆家嘴“能源+金融”圆桌论坛上，与会专家表示，近两年我国天然气市场化改革提速，尤其是国家石油天然气管网公司(以下简称“国家管网公司”)挂牌成立在即，天然气上下游产业生态将得以重塑，我国天然气产供储销体系新特征正在逐步显现。

今年3月19日，《石油天然气管网运营机制改革实施意见》审议通过，国家管网公司将应运而生。作为近年来我国油气体制改革中的关键举措，国家管网公司的成立将对天然气上游勘探和开发、中游运输和储气以及下游终端销售等产业链各环节带来深刻而广泛的影响。

目前，我国天然气上游勘探开发的主体主要是“三桶油”，产运储销“捆绑式”经营，市场主体单一，缺乏竞争机制，供气能力受限。“国家管网公司的成立将使上游市场主体趋于多元化发展，产运分离有助于基础设施的公平开放和使用效率提升，促进供应能力释放。”对外经济贸易大学一带一路能源贸易与发展研究中心主任董秀成表示。

中国城市燃气协会副理事长王颂秋指出，从上游来看，我国天然气供应格局已经由西部气源地向东输送天然气为主，转变为西气东输与沿海液化天然气(LNG)进口逐渐向内地渗透并举，由“三桶油”垄断开采权、LNG进口权为主，转变为上游矿权、LNG进口权逐步放开。

从中游运输和存储环节来看，我国天然气长输管道、LNG接收站以及储气库主要集中于“三桶油”，中短途输气管道主要集中于省级管网和城市燃气企业。目前，我国管网投资动力不足，建设速度缓慢且互联互通程度不够。

“在国家管网公司主导下，管网投融资体制改革有望加快，投资主体将趋于多元化，管网与储气库、LNG接收站衔接体系建设提速，管道互联互通将成为近期重点。”董秀成表示。

《中国天然气发展报告(2019)》显示，2018-2019年供暖季前，上游供气企业已建成储气能力约140亿立方米，约占2018年全国天然气表观消费量的5%，与发达国家有较大差距。落地性支持政策及技术储备不足、第三方公平准入难以落实、价格机制和市场运行机制不完善、建设成本较高等因素是导致我国储气调峰能力不足的主要原因。

“储气设施建设应遵循因地制宜原则，条件允许的情况下优先考虑成本较低的地下储气库。为促进储气设施建设，投资主体应多元化，储气设施应向第三方公平开放，并建立反映供求关系、资源稀缺程度和合理投资运营成本的价格形成机制，实现储气库的独立运营。”王颂秋说。

上海石油天然气交易中心副总经理汪志新介绍，目前交易中心正与港华燃气金坛储气库探索储气库产品交易，推动储气库市场化运作，发挥储气库经济价值。

作为天然气产供储销体系中的重要一环，我国天然气终端销售环节也呈现出新的特点。“随着国家管网公司的成立，‘三桶油’捆绑式销售将成为历史，销售渠道将下沉。同时，地方省级管网实现网销分离势在必行，下游用户气源选择增多，门站价格、管输费、配气费等价费改革有望提速。”董秀成表示。

据了解，目前我国大部分天然气由城市燃气管网输送到终端用户，但城燃企业面临上游价格上涨、终端销售价格疏导困难、交叉补贴严重、储气设施和应急保障建设投资不断加大的多重压力。

“价格机制是天然气终端销售环节的重点，推进天然气价格市场化，是促进我国天然气供需平衡的重要手段。”中国石油天然气销售分公司高级经理刘四洋说。

刘四洋表示，在推进天然气价格市场化改革的过程中，应减少产业链中间环节，使资源方与用气企业形成有效对接，做实需求、严肃合同、建立市场契约意识，以保障天然气稳定供应，维护市场秩序。

“产供储销体系没有涉及到具体用户，但实际上用户怎么样参与到整个调节机制的运行也是一个很重要的环节。今后政府部门将把用户需求侧的管理纳入到整个产供储销体系范围内统筹考量，以促进整个天然气产业的持续健康发展。”国家能源局华东监管局行业监管处处长孟旸说。