又是一年冬供時。過去五年因“煤改氣”推升全社會用氣需求，國內天然氣行業每到冬季都要面臨市場緊平衡的考驗。今年以來持續寬幅波動的國際能源市場，多維度挑戰和不確定性進一步增加。國內天然氣行業增強產供儲銷韌性、推進市場化改革的緊迫性一再提升。對于天然氣行業的“毛細血管”——城市燃氣企業而言，則需要在愈趨復雜的市場環境中尋求可持續發展路徑。
2022年市場回顧：氣價高企，下游需求承壓
受國際地緣沖突影響，今年以來全球能源價格大幅波動，歐洲氣價大漲，帶動亞太地區液化天然氣（LNG）進口成本走高。前三季度，歐洲TTF現貨均價達到60美元/百萬英熱，同比漲幅267%，反映亞太地區的價格指數JKM現貨均價47.6美元/百萬英熱，同比上漲154%。中國自2022年2月開始逐步大幅減少LNG現貨進口，1-8月LNG進口量同比縮減了151億立方米（折合氣態），同比下降21.3%。
國際市場價格翻倍，國內市場跟漲，上游市場價格傳導到下游。據海關總署的統計，今年1-8月，中國進口LNG和管道天然氣的均價同比漲幅分別高達80%和42%。而進口天然氣占國內消費量約40%-45%，其進口價格上漲，拉動同期國內用氣的整體綜合成本增加約30%。
根據中國城市燃氣協會（中燃協）的調研，今年采暖季期間，部分全國性的城市燃氣企業的非居民氣價漲幅超過60%，部分直轄市所屬的燃氣企業的非居民氣價漲幅超過20%。以河北地區市場為例，據隆眾資訊，今年1-10月河北的LNG市場均價同比上漲了42%，管道氣工業用戶價格上漲了12%。
和供應側的價格相比，需求側則呈現“冰火兩重天”。國內疫情多點散發、經濟增速放緩、天然氣價格高企等多重因素制約了終端天然氣需求。主力消費市場受防疫管控的影響，工業生產活動影響較大，天然氣需求在春夏兩季提前進入“淡季更淡”狀態。
根據國家發改委的統計，2022年1-8月中國天然氣表觀消費量同比下降0.6%。業界普遍預計今年全年的天然氣消費量同比持平或略微下降，這與過去五年5-18%的同比增幅形成鮮明對比，是近十年來最低的同比增速。
從用氣終端的經營情況來看，國家統計局的數據顯示，今年1-8月全國前十大用氣行業除化工以外的利潤總額均少于去年同期，行業景氣度下降疊加高氣價，導致相關行業用氣水平下降。
城燃順價難題
國內天然氣產業從氣源到消費端，可分為上游（油氣企業）、中游（管道運輸）、下游（城市燃氣）及終端用戶（工業、商業和居民）。目前天然氣順價問題集中在下游和終端消費環節，存在不同氣源價格透明度有待提升、價格聯動機制難以落實等問題。
在全球天然氣供應趨緊，國內經濟放緩、疫情反復等困難疊加的背景下，中國的上游油氣企業面臨國際能源價格波動，天然氣進口價格水漲船高，現貨尤甚。
天然氣需求的峰谷差在華北地區尤為凸顯，冬季的保供的價格壓力放大。以京津冀地區為例，高峰月的日均銷售氣量是淡季月份的4-5倍。城市燃氣物價部門在制定居民與非居民價格時，一直執行的是交叉補貼政策，即，居民氣價維持平穩，工商業用戶承擔絕大部分的價格波動。
進入10月，已有部分地區出臺2022年冬季非居民氣價調整政策，但用氣終端的價格上限調整幅度，不及進口氣價以及上游氣源供應商對下游分銷商的漲價幅度。其中，北京非居民用管道銷售氣價上浮0.43元/立方米，漲幅15%-18%不等；內蒙古非居民用氣銷售價格上調0.2-0.53元/立方米，幅度9%-19%不等。
相比工商業用戶，居民氣價倒掛更為嚴重。居民用戶的氣價由地方物價部門統一制定，調價需履行聽證程序，常年維持不變；工商業用戶、氣電廠和大工業用戶則由物價部門規定最高限價，雖然通常是價格聯動，但幅度和時效性均低于和滯后上游調價。
盡管從全國、全年視角看，居民氣量占比較低，2021年，以民用和商業、采暖需求為主的城市燃氣占比為32%，但在部分地區的部分時段，如華北地區在冬季采暖期間，居民用氣占整體用氣量的比例高達50%-60%。
由此，居民用氣的主要供應商——城燃企業常年面臨季節性的“三重夾擊”：更緊張的供應、更高的上游氣價、更多的居民用氣需要保證。
北方清潔采暖地區矛盾體現在兩個方面。第一，增量氣價格與銷售價格倒掛，物價部門的調價很難彌補采銷差價，但是燃氣企業往往是上游氣源的價格接收者；其二，要保證新增民生用氣，特別是集中供暖用氣，供暖用氣政府定價較低，有限的存量資源要保證新增供暖，勢必壓減工商業氣量，或讓工商業承擔高氣價。
今年上半年，在國家發改委制定的《2022年天然氣中長期合同簽訂履約工作方案》的指導下，部分省份的政府部門出臺相應的政策要求，當地的天然氣分銷商（多為城市燃氣企業）與上游天然氣供應商（以“三桶油”為代表）之間簽訂的合同氣量應不低于前一年（即2021年）實際消費量的105%。
盡管如此，實際的合同簽訂情況不盡人意。據中燃協的調研，大部分城市燃氣企業2022年的實際合同量僅為2021年的80%-90%，且在需求高峰期的冬季，未確定分月度的合同量。在中石油、中石化的年度管道氣合同定價方案中，綜合價格較基準門站價格的上浮比例普遍超過35%，城市燃氣企業成本壓力陡增。此外，上游企業還要求10%-15%的氣量執行JKM現貨價格，意味著這部分氣量將直面波動劇烈的國際市場敞口。
中燃協指出，實際運營當中，天然氣上下游價格聯動機制難落實。一方面，部分省份的非居民氣價調價周期長達一年，無法及時反映企業成本變化；另一方面，調價幅度往往與上游不匹配，部分省份價格聯動存在上限要求，但上游已經大幅漲價，城市燃氣企業無法同幅疏導。另外，不少省份價格聯動機制、成本監審規則是在3年前制定的，且只對一部分供氣量試行價格聯動，不能及時適應新的價格形勢變化。
以中石油為代表的“三桶油”在銷售不同氣源時采取的價格策略大體如下：價格相對平穩的進口管道氣和長協LNG保持不虧損，利潤主要靠銷售國產氣賺取，以彌補進口LNG現貨的大額虧損。再根據上游氣源的氣量和成本劃分不同層級，匹配下游分銷商和直供用戶對價格的接受度進行區分定價。
從2021年的全國氣源構成來看，46%的供應來自于成本較低的國產常規氣，上游綜合成本平均低于1元/立方米（氣態），占比16%的進口管道氣成本稍高，平均1.3元/立方米，這兩類供應主要由三大國有石油公司壟斷。進口LNG占比29%，價格較高，約2.6元/立方米，三大油也是主要的進口方。
國家發展改革委價格成本調查中心副主任秦成華在發表于《城市燃氣》雜志的文章中指出，目前國內管道氣源的省級門站價格仍實行指導價格管理，允許根據市場供求情況最多上浮20%。在氣源多元化供應和管道互聯互通逐步發展的情況下，在省級門站已難以分清進口氣源和國產氣源。“三大油”掌握了國內市場的大部分氣源，且進口管道氣、LNG與國產氣在管網中相互融通，并按照存量氣（2017年的用氣量作為基準）、增量氣、居民和非居民氣等分類劃分價格。因此，由于管道氣源市場價格波動的透明度不高，甚至有時還存在漲價通知滯后倒找后賬的情況，對及時實施合理的價格聯動也造成一定的困難。
秦成華建議，考慮到“三大油”在氣源市場居于主導地位，根據當前保供穩價的形勢要求，應督促其建立公平合理的管輸氣量資源分配機制，并提高氣源銷售價格政策的透明度。此外，應穩步推進城市燃氣全方位價格聯動，逐步緩解居民氣與非居民氣交叉補貼嚴重的矛盾。對城市燃氣的所有各類用戶，都應建立公平合理的采購成本和配氣成本分擔機制。
市場化改革更待深入
在重慶油氣交易中心于11月初舉辦的行業會議上，中燃協副秘書長呂淼對城市燃氣企業更好的參與市場建設提出三個建議：第一，加快儲備調峰能力建設，更大程度地滿足冬季調峰用氣需求；第二，推進城市燃氣企業管網串聯，形成管網互通、資源互保的形勢；第三，上中下游企業共同落實保供責任，互相給與資源、通道和市場方面的支持，各級政府部門積極協調上游氣源單位，按照采暖季居民氣量足額供應，保證最基礎的需求。
2019年國家管網集團的成立，為“管住中間、放開兩頭”的市場格局改革邁出了關鍵一步，但“全國一張網”的格局尚未完全形成，僅有7個省級管網合并納入國家管網體系，后續天然氣市場化改革的重點方向將在省級管網改革，疏通基礎設施互聯互通、區域交易和價格壁壘等“堵點”。
中共中央、國務院于4月發布的《關于加快建設全國統一大市場的意見》, 針對天然氣管網的內容繼承了十三五期間油氣行業體制改革、基礎設施互聯互通和第三方開放等核心議題，并重申加強對電網、油氣管網等網絡型自然壟斷環節的監管，作為全國統一市場反壟斷要求的一部分。
監管部門已推出油氣管網設施公平開放的管理辦法及管輸費“一區一價”定價方案，致力于氣價和管輸價格分離，作為天然氣市場化改革和基礎設施向第三方開放的重要條件。但當前國內氣源供應仍處于寡頭壟斷格局，國產氣和進口氣的供應主體尚未充分多元化，即便整體方向遵循“隨行就市”原則，但強勢的供應方擁有更多定價話語權，在當前順價機制下，高氣價向下游傳導，不利于下游需求可持續發展。
2021年5月發改委《“十四五”時期深化價格機制改革行動方案》提出，根據天然氣管網等基礎設施獨立運營及勘探開發、供氣和銷售主體多元化進程，穩步推進天然氣門站價格市場化改革，完善終端銷售價格與采購成本聯動機制。積極協調推進城鎮燃氣配送網絡公平開放，減少配氣層級，嚴格監管配氣價格，探索推進終端用戶銷售價格市場化。
城燃企業也在積極拓展更多元的氣源渠道，在氣量和氣價方面爭取更多的主動性。地方省級天然氣公司、大型城燃企業和民營天然氣企業積極簽訂進口LNG長協，布局LNG接收站建設。2021年以來，中國公司新簽訂的26個LNG長協中，有17個來自于“三桶油”之外的第二梯隊天然氣市場參與者，多為民營企業和地區能源公司。未來隨著進口LNG參與主體增加，管網運銷分離機制逐步完善，將助推天然氣市場化程度愈加完善。
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