天然气价格再陷焦灼

　　2020年，中国天然气价格走到了新的十字路口。

　　受新型冠状病毒肺炎疫情的影响，国内天然气由供需紧平衡向供需宽松加速转变，天然气阶段性过剩特点明显。伴随着供需关系的转变及政策性降气价的要求，持续近3年的国内高气价正向低气价换轨，新一轮的低气价周期有望启幕。

　　另一方面，国家油气管网公司有望于2020年下半年进入初步运营阶段，新的价格机制尚未确立，旧的价格办法或将持续。在此过渡期间，旧的价格机制与市场将发生怎样的碰撞，未来将转向何方，充满了未知。

　　阶段性降气价，行政抢跑市场

　　地方政府是发起此轮天然气降价的“先锋队”。2月初，全国各地迎来了春节后的复工潮，重庆、浙江、安徽、福建、江苏等多个省市相继出台了应对新型冠状病毒感染肺炎疫情，支持中小企业共渡难关，减轻企业用气负担的具体政策。

　　2月10日，安徽省发改委发布了《关于运用价格政策降低疫情防控期间企业生产经营成本的通知》，通知提出自2020年2月9日起，中小微工业企业用水、用天然气价格均下调10%，期限为3个月。

　　在各地出台降低辖区气价的办法之际，2月22日，国家发改委发布了《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》，通知提出要提前实行淡季价格政策，阶段性降低非居民用气成本。

　　国家发改委要求，天然气生产经营企业要提前执行淡季价格，自通知印发之日起，对执行政府指导价的非居民用气，要以基准门站价格为基础适当下浮，尽可能降低价格水平；对价格已放开的非居民用气，鼓励天然气生产经营企业根据市场形势与下游用气企业充分协商沟通，降低价格水平。

　　相比同日国家发改委发出的阶段性降低电价的措施，此次阶段性降低气价的政策相对“模糊”，只指出了方向，并未提出具体的要求，主要原因在于当前国内上游的气源价格大部分已经放开。

　　根据国家最新的天然气价格政策，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；当前受门站价格管制的气源仅包括除已经放开的气源外的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。

　　事实上，由于春节放假叠加疫情的影响，国内石油公司天然气供应过剩日益明显，管道及接收站的胀管憋库压力较大。山东隆众资讯的数据显示，2020年春节采样接收站库存较上一年上涨明显，个别接收站达到接近90%的库存。2月底复工复产之后，其采样的接收站库存降低到50%左右，但伴随着密集的接船期到来，接收站的库存还将提升。

　　公开信息显示，当前相国寺、辽河双6储气库较往年提前1个多月开始注气。为了缓解消纳压力，国内一些气田也在2月份开始压减生产。与此同时，2月以来，中石油、中海油相继向一些国际供应商发出了不可抗力通知书，以期减缓接船和用气的压力。

　　有知情人士告诉eo，降低天然气价格刺激消费在今年2月初已进入石油公司相关部门的计划清单。这一轮，政策性降价快于市场调节。

　　有业内人士分析，尽管石油公司来自需求侧的降价压力增大，但是否会顺应市场，主动及时调节，尚不确定。因为上游公司还背负了公司盈利、做大市场规模等多重任务。

　　“这取决于上游企业评估降价对于市场需求增长的刺激带来的总经济效益是增加的还是降低的，而这需要仔细测算及审批，决策时间会比较长。”上述业内人士说。

　　但对于“抢跑”的地方政府而言，通过行政指令，尽快恢复企业信心的速度远比依靠市场调节要快得多。根据国内现行的价格管理政策，国家制定跨省长输管道费及各省（市）及自治区门站价格，各省（市）及自治区则可以根据区域内情况制定各自辖区内天然气短途管输费和销售价格。对于地方而言，降低气价的“工具箱”打开即可用。

　　石油公司的两难选择

　　尽管国家已经明确放开了绝大多数气源的价格管制，但是实际操作中，除了液化天然气外，其他各类已经放开的气价并未能让市场主体满意。近几年来，门站价格的浮动政策就备受争议。

　　自2017年9月上海石油天然气交易中心与中石油天然气销售分公司合作开展管道天然气竞价交易试点以来，国内的天然气价格市场化程度快速提升。但受近几年国内市场供需偏紧的影响，通过交易中心竞拍、挂牌的气量多以规则设置的价格上限结束交易。

　　2018年6月10日开始，国家推行季节性差价政策，即消费旺季气价可在基准门站价格基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力。近两年的实践表明，季节性调峰的气价均在门站价格基础上上浮30%—45%不等，引发市场颇多争议。

　　2019年中石油供应占国内天然气消费量约62%，其价格策略对国内天然气价格影响显著，在一定程度上具有定价权。国内其他石油公司的价格均以中石油的方案作为比价基准。例如在广东，中海油销售气价往往比照中石油销售气价略有下浮优惠。这样的案例在全国多气源的地方屡见不鲜。

　　有不少下游市场人士认为，非管制气价格的市场化，在实际操作中，一部分定价权从政府流转到了石油公司手里。但是对于石油公司而言，对国内综合气价的影响力增大并不都是“红包”，更多的时候可能是“烫手山芋”。

　　近几年来，国内天然气仍是卖方市场，对于中石油这样大体量的上游供应企业而言，在遵循国家政策与承担保供责任的基础上制定的符合企业利益最大化的定价方案，可能并不是整个产业链效益最大化的结果。因此，其气价方案常常得不到产业链下游各主体与地方政府的支持。对于下游各主体来说，价格永远没有“最好”，只有“最低”。

　　3月初，距离国家发改委下发阶段性降低非居民用气成本的通知已经过去了较长的一段时间，中石油等上游企业才陆续向下游主体传达了具体的价格方案。相比之下，国家电网与南方电网相继在通知下发当晚和次日凌晨对外发布了阶段性降低用电成本的具体举措。

　　有分析人士认为，中石油响应略显迟缓，是因其面临多重目标“夹击”，如何降价成为待解难题。企业一方面要完成今年年初国资委制定的央企生产经营目标，另一方面要运用好价格策略扩大天然气终端开发和销售力度，同时要让国家、地方政府、下游企业都能接受。对于各下游市场主体而言，2019年淡季的价格水平是一个心理基准。2018年、2019年的淡季非居民价格约为全国基准门站价平均上浮6.4%。

　　据悉，截止到日前，中石油仅下达了今年自2月22日到3月31日的销售价格方案。各类市场消息显示，中石油就管制非居民气价格由门站价格上浮20%下调为门站价格下浮1%；非管制非居民气价和调峰气价则由门站价格上浮45%下调为门站价格上浮24%。

　　由于国际油价的暴跌，国内有望进入新一轮的低气价时期。伴随着2月22日起提前执行淡季天然气价格，且政策要求实施到6月30日，今年淡季天然气价格可能会根据市场情况，新增7月1日到10月底这一节点，相关的价格“摩擦”仍将继续。

　　门站价格的“去”与“留”

　　按照2019年12月初国家油气管网公司挂牌时的计划，今年下半年要完成相关资产和人员的划转。虽然新型冠状病毒肺炎疫情一定程度上可能推迟这一计划的执行时间，但管网的独立对当前以油气上中下游“一体化”为基础的天然气门站价格机制无疑是一种冲击。

　　门站价格机制诞生的背景始于2009年底中亚进口管道气项目的投产。彼时，中亚气进入国内的完税价格远高于国产气。中石油财务部价格处副处长张颙在《中国天然气价格改革二十年》一文中提到，2010年进口中亚管道天然气在新疆霍尔果斯口岸的到岸税价平均达到2.41元/立方米，而当时国家核定的新疆塔里木油田进入西气东输管道的天然气出厂基准价格为非工业用气0.56元/立方米，工业用气0.96元/立方米。与此同时，伴随着西气东输一线、二线，以及陕京线、川气东送等多条管道的相继投产，天然气供应方式逐渐由单气源、单管道转变为多气源、多路径、网络化。彼时，以“成本加成”的思路分别制定出厂和管输价格的天然气定价方法已经不能满足实际需要。

　　2011年12月26日，国家发改委开始探索在广东、广西进行门站价格试点。此后，在“两广”门站价格试点的基础上，2013年6月，国家发改委下发了《国家发改委关于调整天然气价格的通知》，决定自2013年7月10日天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节。门站价格的实施相当于采取了国产气和进口气综合作价的方式，解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的问题。以“市场净回值”法为定价依据的门站价格管理机制，中间几经完善，实施至今。

　　门站价格能够执行的根本原因在于此前延续至今的国内天然气工业产运储销“一体化”体系。对于石油公司而言，将出厂价与管输价格、进口与国产价格均“合二为一”，结算都在一个“大锅”里。

　　门站价格解决了不同气源、不同流向的问题，对于平衡全国天然气市场发挥了重要作用。而伴随着国家油气管网公司的成立，国内天然气“一体化”的格局即将被打破，门站价格执行的基础发生了根本变化，现行价格机制面临“去”与“留”的两难选择。

　　国家油气管网尚未完全投入运营，建立新的价格机制尚需时间。但不难想象，一旦管网等资产完成划拨，原先上游天然气供应商仅需与下游用户之间就气价进行结算，此后新增了管输价格的结算，而管输价格究竟如何结算尚不确定。此外，当前实行的管输费，在门站价格内，实际上形成了管输费与气源之间以“丰”补“欠”的关系。在国家管网公司正式运营之时，管输费的价格水平高低也将成为争论的焦点之一。

　　尽管改革门站价格机制已经迫在眉睫，多位业内人士认为，短时间内门站价格仍不能放弃。特别是近几年来，门站价格已成为国内气价之“锚”。目前各类放开的气价、淡旺季价格的变动均以门站价格作为参照基准。不过最新国家发布的《中央定价目的》释放了门站价格将加快放开的信号，“具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成。”

　　张颙在文章中表示，管道独立、运销分离后，天然气是在气源地实现销售还是在下游市场区的城市门站/工厂门站实现销售，或者是在位于两者之间的天然气市场中心实现销售，应该由作为市场参与主体的上游供应商与下游买方决定。但为了保持与现有政策相衔接，作为一种过渡性政策，如果上游供气企业与下游买方选择在下游市场区的门站或工厂门站实现销售，那么门站销售价格就要执行政府制定的门站价格政策。如果上游供气企业与下游买方选择在气源或者天然气交易中心实现销售，气源价格就应该放开执行市场调节价，管输价格则按照政府的有关政策执行。

　　但他也认为，当前国内不同气源的供应成本差异巨大，如何制定不同天然气气源的销售价格，对政府而言是一件很困难的事。

　　从“与油价挂钩”走向“气气竞争”的过渡期

　　按照“管住中间、放开两头”的油气体制改革方案，未来天然气价格仅中间的管输环节由政府定价，天然气气源的销售价格和购买价格将完全放开，由市场买卖双方确定。

　　3月16日，国家发改委发布最新的《中央定价目录》也将天然气定价从目录中移除，保留了油气管道运输定价，并将“跨省长输管道价格”独立成一大项目类别，可见“管住中间，放开两头”的改革方向是明确的。

　　尽管如此，当前业内人士普遍认为，改革后新的价格机制需要重建或调整，但由于国内天然气市场尚未发育成熟，上游市场集中度高，不同气源的成本差异大，要完全放松价格管制，形成“气气竞争”的格局尚不具备条件。

　　此外，多个接受eo采访的上下游企业人士均担心，如果完全放开价格管制，将造成气价大幅上涨。

　　IEA在2019年发布的《天然气市场化改革—国际经验要点及对中国的启示》报告中认为，价格放松管制是长期的，需要逐步推进而不能一放了之。美国HenryHub和英国NBP花费了十多年的时间才发展出足够的流动性，从而形成有效的市场价格信号。

　　而当前国内的两大石油天然气交易中心尚不具备形成价格基准的能力，在天然气门站价格也将不再适用的情况下，如何在过渡期找到一个产业链上均认同的“基准”价格成为关键。

　　作为国内最大的天然气中转站，宁夏中卫曾一度被寄予厚望。张颙在相关文章中提出，当前国内主要的天然气管网途经中卫，选择中卫作为基准点，根据当前正在实行的管道运价率以及中卫到其他区域市场中心的管道运输价距离，可以顺加或回推计算出各区域中心的价格。政府价格主管部门需要制定和公布定价中卫基准点的价格公式，供市场主体在约定长期合同的价格时参考，将现有执行政府定价的长期合同转变为由买卖双方约定价格的长期合同。但政府制定和公布的定价基准点价格公式仅供市场主体参考，并不强制执行。这样对于现有的各省天然气利益格局冲击较小，有利于新的价格改革方案顺利推出和平稳落地。

　　事实上，宁夏中卫一度也计划筹划建立石油天然气交易中心。据eo了解，相关的规划方案已经完成，由于中卫本身不具备管道、气源资源，本地市场小，加之国家管网改革正在进行，宁夏中卫石油天然气交易中心尚未开始组建。

　　此外，还有不少人士建议进一步完善门站价格公式，如更改定价公式的斜率、改变挂钩品种，使门站价格更能反映市场的真实情况，被买卖双方接受。

　　有长期关注国内天然气价格机制的业内人士分析，宁夏中卫并不具备成为交易中心的基础条件，将天然气门站基准从上海移到中卫，并没有改变现行的价格机制，且伴随着全国“一张网”的建立，宁夏的枢纽作用减弱。“完善现行的门站价格机制更为可行。”

　　当前，如何制定过渡期的价格机制，业内没有形成统一的认识。一直领跑体制改革的天然气价格改革走到了关键路口，如何制定一套顺应体制改革且能够促进市场良性发展的价格方案考验着主管部门，但可以预期的是，天然气价格改革仍将持续探索。（eo记者 黄燕华）