刘满平：2017年天然气行业回顾——气改、气价、气荒_壁挂炉怎么启动

一、气改：支持政策出台，改革顶层设计颁布，全产业链改革推进 

1.支持政策不断出台，助推天然气成为主体能源

   天然气在我国能源中的战略定位决定了整个天然气行业的发展方向，也事关我国能源消费结构转型，人民群众生活环境改善、生活质量提高。2017年1月17日国家能源局公布《能源发展“十三五”规划》、《天然气“十三五”规划》，首次明确“发挥市场配置资源的决定性作用”，到2020年天然气综合保供能力应达到3600亿立方米以上，天然气消费占一次能源消费比例达到8.3—10%，加快推动天然气市场化改革，建立覆盖全行业的天然气监管体制。2017年6月23日国家发改委印发《加快推进天然气利用的意见》，总体目标为2020年天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%，逐步将天然气培育成为我国现代能源体系的主体能源。两大文件均进一步明确了天然气在我国能源发展中的定位，将天然气的发展定位于主体能源之一，规划制定了明确的天然气利用方向。另外，5月国家发改委、国家能源局印发《中长期油气管网规划》；财政部等联合发布《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》，提出以中央财政补贴的方式支持北方地区清洁取暖改造； 8月环保部联合其他部委以及六省市地方政府下发《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，要求10月底前全部“2+26”城市完成以电代煤、以气代煤300万户以上；12月10部委共同发布《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021)》，其中提出宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。

   不仅国家层面高度重视，各省也出台一系列鼓励行业发展的政策法规，而且各省发展目标相对明确，更为落实，上下联动，众多利好政策助推天然气成为主体能源。例如，四川、重庆、江苏、上海等改革试点省市率先出台了相关的规划，重庆成立交易中心、上海开始线上竞价、四川逐步开发用户的直供、江苏开展沿海输气管道的建设等。其它省份也均明确了天然气的发展方向，尤其是加大工业领域天然气用能替代力度等方面，有了明确的要求，为扩大天然气消费市场提供有力支撑。

2.改革顶层设计方案颁布，全产业链条改革不断推进

   在经历了3年4个月的酝酿、多方力量博弈及各种预测后。5月21日国家颁布《关于深化石油天然气体质改革的若干意见》。提出允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采；实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制；规范矿业权流转机制，允许油气企业之间以市场化方式进口矿业权转让；建立和完善油气地质资料公开和共享机制等等。同时，新版《矿业权交易规则》出台，将油气矿业权纳入到交易体系之中。作为改革顶层设计方案，《意见》突出了问题导向，对油气行业的上中下游改革均明确了市场化方向，将有利于释放竞争性环节市场活力，形成多元市场竞争格局。

   其实，早在改革方案发布之前，我国就一直在在紧锣密鼓地不断推进油气行业全产业链条改革。例如，在上游勘探开采部分，2011年渝黔页岩气探矿权首次以招标方式出让。2012年国土资源部第二轮公开采用竞争出让的方式招标20个页岩气区块，面向多元主体， 16家企业中标。2015年新疆石油天然气勘查区块公开招标5个油气勘查项目。2017年我国油气上游探矿权机制改革继续推进。探矿权出让方面，1月份新疆启动了第二轮油气勘查区块面向社会招标。在这轮招标中，中石化、中石油、中海油3家单位共退出在新疆的30万平方公里、近30个油气勘查区块。6月国家印发《矿业权出让制度改革方案》，要求以招标拍卖挂牌方式为主，全面推进矿业权竞争出让。7月国土资源部发布《贵州省正安页岩勘查区块探矿权拍卖公告》。8月山西10个煤层气区块探矿权在山西省公共资源交易中心通过几轮激烈竞争，全部出让成功，5家民营企业获得10个煤层气区块的探矿权。12月国土资源部再次发布公告，对新疆塔里木盆地柯坪西区块等5个石油天然气勘查区块探矿权以挂牌方式公开出让。

   探矿权出让引入招标竞争机制同时，现有矿权流转也在逐步加速。2017年年中，中石油开始启动东西部油田首批矿权内部流转工作。12月鄂尔多斯、四川、柴达木三大盆地及部分外围盆地的16个探、采矿权区块进行流转。其中流出矿权的有西部的长庆油田、青海油田、西南油气田，接受矿权的有东部的大庆油田、辽河油田、华北油田以及玉门油田。随后，中石化矿权区块内部市场化流转改革也随之启动。12月18日中石化华北油气分公司和河南油田签署旬邑-宜君矿权区块移交协议，区块正式流转至河南油田。随着两桶油首批矿权内部流转改革的启动，未来将有更多的区块加入其中，油田板块的矿权、储量、技术、人力等资源资产被盘活。

   中游管道改革也取得了重大突破。国家《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》正式出台后不久，中石油公布旗下西南管道等8家公司2016年的运输成本，中石化公布榆济线和川气东送两条管道运输成本信息。8月份国家又公布了13家天然气跨省企业的管道运输成本和价格，其中有10家来自中石油和中石化。管道信息的公开，为未来第三方公平准入跨出了关键一步。

   下游改革主要集中于油气企业自身的市场化改革上。一是进行业务重组和公司上市。2月份中石油在不到两周的时间内前后上市了两家公司——中油资本和中油工程。11月中石油对工程技术业务进行重组改革，包括物探、测井、油建业务在内的10家企业签署了交接协议。二是扩大油气田自主经营范围。12月中石油审议通过《六家油气田扩大经营自主权改革试点建议方案》，在辽河、吉林两家油田继续深化改革，新增新疆、大港、华北、吐哈4家油田开展自主经营试点改革。中石化胜利油田、中原油田也开展自主经营改革。三是进行公司制改制。11月和12月中国海油、中石油先后更名为“中国海洋石油集团有限公司”、“中国石油天然气集团有限公司”，企业性质由全民所有制变更为有限责任公司，同时，油气企业加快了“三供一业”分离移交和医院社会化改革的步伐，企业负担减轻，市场竞争活力将会增强。四是向综合能源企业转变。中石油、中石化相继成立了售电、物业等专业化公司，加入电力、物业等业务的市场竞争。

二、气价：改革密集推进 矛盾依然突出  价格快速上涨和下跌

   价格机制是整个天然气产业体制改革的核心之一，当前天然气很多问题虽然很多是产业体制改革不到位、竞争主体不够多等问题，但最终结果都集中于价格上。可以说，价格改革是整个天然气体制改革的“牛鼻子”和“先行者”，通过价格改革，倒逼整个体制改革。

（一）气价改革密集推进

   1.科学规范政府定价行为，加强包括天然气行业在内垄断行业的价格监管。为全面深化价格机制改革；建立健全垄断行业科学定价方式；加强对政府制定价格商品和服务的成本监管，规范政府制定价格成本监审行为；推动供给侧结构性改革，2017年国家发展改革委出台了《关于全面深化价格机制改革的意见》、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》、《政府制定价格成本监审办法》等众多政策文件，推动政府价格政策制定、价格监管更加科学化、合理化、精细化和法制化。

   2.加强天然气自然垄断环节的输配价格监管，打通最后一公里。6月份国家发展改革委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，规定“准许成本+合理收益”的配气价格定价原则。规定配气的准许收益按照有效资产乘以准许收益率计算确定，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。自此，从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等各个环节，较为完善的天然气产业链价格监管制度框架初步建成。

   3.下调基准门站价格，出台北方地区清洁供暖价格政策，支持天然气的利用和发展。6月1日中石油等5大公司首次公开长输管道企业成本信息。8月30日国家发展改革委公布天然气跨省管道运输价格核定结果。核定后13家天然气跨省管道运输企业管道运输平均价格比此前下降15%左右，新核定价格自9月1日起实施。根据这一核定结果以及天然气增值税税率调整情况，国家发展改革委同步将各省(区、市)非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元。此外，为加快推动清洁供暖工作，国家发展改革委出台《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，明确“煤改气”门站价格，鼓励采暖用气单独制定阶梯价格制度。

   4.引入竞价交易机制，由企业在公开平台通过竞争确定价格。2017年1月继上海之后，我国第二个国家级大宗能源商品交易中心——重庆石油天然气交易中心挂牌成立。4月克拉玛依市获准筹建我国第三个油气交易中心——新疆油气交易中心。7月20日上海石油天然气交易中心开展首次线上专场竞价交易，通过激烈的竞价，当天总共挂出64笔卖单，挂单量从20吨到3000吨不等，最终全部成交。从9月份开始，上海石油天然气交易中心进行多次管道天然气竞价交易，用户可以自主选择交收方式，这是推进天然气价格市场化的重要尝试，为迎接天然气产业体制改革，实现天然气管网独立与价格市场开放积累经验。

（二）市场机制不健全，价格矛盾依然突出

   主要体现在：一是天然气定价制度存在两种“双轨制”，分别是价格受管制的管道气与价格不受管制的LNG等；价格难以调整的居民用管道气与价格可以适当波动的非居民用管道气。为供气企业谋取自身企业利益提供了一定操作空间。二是竞争性环节尚未实现市场化定价。目前天然气销售门站价格为政府基准定价，包括出厂价（进口采购气价）和管输费，这种将两者绑定到一起的定价模式不利于管网设施的第三方公平准入；三是差别化定价体系尚未建立健全，季节性气价和调峰价格未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化；四是居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，抑制天然气在发电、交通、工业燃料等领域的大规模利用；五是现有交易中心建设仍处于较低水平，其交易规则、会员覆盖和交易量等与国际一流水平相比仍存在较大差距，短期难以取代政府基准定价成为新的价格基准。

（三）LNG价格快速上涨和下跌

   2017年，因工业生产、燃气发电、化工等领域用气需求较快增长，加上“煤改气”需求增量较大，我国天然气市场需求出现爆发式增长，尤其是自11月开始北方地区逐渐进入采暖季之后，市场需求持续维持高位，再加上部分气源的不稳定因素，导致全国出现大范围供应短缺，多地进入应急状态。伴随“气荒”而来的就是完全由市场定价的液化天然气（LNG）价格短时间内出现暴涨，从4000元/吨一度超过1万元/吨，达到了近期来的高点。在涨价最严重的华北地区，12月22日山东省LNG价格达到11100元/吨。陕西榆林煤炭交易中心LNG最高接收价格涨至1.2万元/吨。之后由于有关部门采取一系列措施，努力缓解天然气供需紧张的局面，LNG价格也出现了回落。截至12月下旬，大部分地区LNG价格降至8000多元，比最高时下降了3000-4000元左右。

三、气荒：成因复杂，影响巨大，采取多种措施应对

   “气荒”其实并不是2017年冬天的独特现象。早在2005年冬季，北京就有过“气荒”，许多加油站都出现了汽车排成“长龙”等候加气的现象。2009年全国多地也上演过“气荒”。然而在2014—2016年间，在国内经济下行压力加大及国际油价下跌的大背景下，需求放缓致使天然气供应出现过剩，加上基层使用天然气的积极性不高，甚至出现“气改煤”的逆流，长期以来面临的“气荒”却变成了“荒气”。直到2017年的6月，国内天然气市场增长仍非常缓慢。三大油气公司还在石油上因为油价持续低位形成亏损，天然气增长又无法弥补油的亏损，焦急万分。然而从9月份开始，国内天然气供求形势转眼间发生很大的改变，之前“荒气”就变成了“气荒”。“气荒”与“荒气”交替出现，反映了我国天然气市场长期供需失衡的矛盾依然在持续。

   针对2017年冬天“气荒”的形成原因，众说纷纭，各有侧重。笔者认为，形成气荒的原因有多种，既有需求侧的原因，也有供给侧的原因；既有主观因素，又有客观因素；既有市场上的原因，也有外在政策的推动。例如，需求侧方面，2017年以来随着宏观经济形势好转；天然气性价比提升，工业生产、燃气发电、化工等领域用气需求较快增长；LNG汽车市场回暖；环保监管力度加大；“煤改气”不断推进，国内天然气消费出现爆发式增长，消费量进入到一个前所未有的峰值。供给侧方面，主要管道气源供应方中亚国家意外减供；国内油气企业天然气投资和陆上管网扩产规划减缓；原定于2017年投产运营的中石化天津LNG接收站未能如期上产；100-200万m3/日的焦炉煤气由于环保原因被叫停，无法供应。主观方面，是中央与地方、不同部门之间政策不协调，对2017年天然气需求迅速增长估计不足，部分地方政府应急预案不健全，盲目推进“煤改气”工程等。所以，我们不能把形成“气荒”的原因单独归结于价格改革、“煤改气”等其中一个因素身上，应全面地分析问题。

   尽管当前有关部门采取了采取多种措施应对，国内气荒现象在一定程度上也得到了缓解，但从长期看，要想彻底地解决此问题，只有按照《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》要求，通过加大天然气体制改革力度，放宽全产业链市场准入，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，通过增加市场主体数量，促进竞争等来实现。具体来说，一是“开源”，加大国内天然气资源勘探开发力度，积极支持企业多元化进口海外天然气资源，提高天然气供应能力；二是“扩建”，加快跨境天然气管道、沿海液化天然气接收站等天然气基础设施建设，另外，要加快储气库建设，建立完善的天然气储备体系。三是“开放”，加快天然气基础设施向第三方公平开放，促进天然气管网互联互通，逐步形成区域性乃至全国性管网；四是“深化”，应按照“放开两头，管住中间”和“让市场在资源配置中起决定性作用”的改革思路，进一步深化天然气价格机制，逐步理顺存在的问题。

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