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经济新常态与低油价下的中国天然气市场发展

来源:本站 日期:2016-07-21 浏览量:

“十三五”来临之际,我国经济迈入“新常态”,同时,国际油价经过2014年下半年以来的急速下跌后,有望长期保持低位运行。天然气作为清洁高效能源,在我国既面临能源结构调整、强化大气污染治理、新的用气领域不断拓展等发展机遇,也面临经济增速放缓、油价下行,发电、化工、工业燃料、交通等领域天然气竞争力下降,市场用气不景气等多方面的挑战。

一、当前中国天然气市场发展面临的机遇

1. 中国作为人口和能源消费第一大国,须尽快追赶全球能源向清洁低碳转型的大潮流

世界能源结构已完成了两次大变革,实现了从薪柴到煤炭、从煤炭再到油气的转变。2013年,全球天然气占一次能源消费总量的比例已达到24%,美国和亚太地区分别为30%和11%;在天然气资源丰富的俄罗斯,天然气消费占比高达53%。据BP公司《2035年世界能源展望》,2035年天然气在世界一次能源结构中的比例将进一步增到26.1%,未来20年天然气需求年均增速约为1.9%。

我国仍然停留在“煤炭时代”,能源结构以煤炭为主,天然气仅占5.8%。2013年我国天然气消费量为1690亿立方米,仅占全球总消费量的5%,与占全球19%的我国人口比例极不相称。从天然气的人均年消费量来看,全球约为462立方米,美国约为2300立方米,我国为124立方米,仅为世界平均水平的27%、美国的5.4%、韩国和日本的11%~13%。目前我国经济发展已步入新常态,GDP增速将由过去10%以上的高速增长逐步过渡至7%左右的中高速乃至中速增长水平。经济增速换档和产业结构的调整必然伴随能源消费增速的放缓,建设美丽中国也呼唤能源生产和消费革命。基于到21世纪中叶达到中等发达国家水平、基本实现现代化、建成美丽中国的发展愿景,预计2020年中国能源消费总量将达到48亿吨标煤,2030年有望控制在54亿吨标煤。到2030年,如果天然气在我国一次能源中的比例能达到12%,则消费规模可达5300亿立方米,超过俄罗斯目前的消费水平,但仍大大低于美国目前的水平。因此,从全球视角看,扩大天然气利用、提高天然气在我国能源消费中的比重仍任重而道远。

2. 天然气作为清洁高效能源,提高其利用规模是我国实现清洁发展的重要途径

亚洲开发银行2013年1月发布的研究报告《迈向环境可持续的未来——中华人民共和国国家环境分析》显示,中国500个大型城市中只有不到1%达到世界卫生组织推荐的空气质量标准①。据环保部发布的《2013中国环境状况公报》,2013年全国雾霾日为35.9天,比上年增加18.3天,为1961年以来最多;华北中南部至江南北部的大部分地区雾霾天数为50~100天,部分地区超过100天。2014年,尽管各项大气污染物指标有所好转,但全国开展空气质量新标准监测的161个地级及以上城市中,仅有16个城市空气质量达标;北京市PM2.5年均值为85.9μg/m3,天津市为83μg/m3,石家庄市为124μg/m3,都远远超过国家新标准35μg/m3。各方的研究成果或监测数据显示,燃煤是京津冀地区主要污染源之一。北京市环保局2014年4月16日发布的数据认为,北京PM2.5的来源中64%~72%来自本地,其中机动车、燃煤、工业生产分别占比31.1%、22.4%、18.1%。天津市环保局2014年8月发布的颗粒物源解析结果显示,本地排放占66%~78%;本地污染贡献中,扬尘、燃煤、机动车、工业生产分别占30%、27%、20%、17%。河北省能源消费中煤炭占比高达88%,研究成果显示其大气污染源主要来自燃煤、扬尘、工业排放和机动车。

天然气属于清洁低碳能源,提高其在能源消费中的比重,是防治大气污染、加强生态环境保护最为现实的选择,在建设“生态文明”和“美丽中国”中,天然气应担当重任。2013年9月以来,国务院和国家发改委、环保部、国家能源局等多个部委先后发布多个文件,积极推进大中城市锅炉煤改气和大气环境治理,为天然气市场发展提供了前所未有的机遇。2014年6月,国务院办公厅印发《国家能源发展战略行动计划2014-2020年》,提出2020年天然气在一次能源消费结构中的比例不低于10%。若实现这一目标,2020年天然气消费量将超过3600亿立方米(天然气热值按能源统计年鉴中9310大卡/立方米测算;若天然气热值按目前各气源8500大卡/立方米左右测算,天然气消费量要达到4000亿立方米)。

3. 新兴用气领域不断拓展,可望带动天然气需求稳步增加

2012年10月,国家发改委发布新版《天然气利用政策》,提出要优先考虑城镇居民生活与公共服务设施、天然气汽车、集中采暖与空调、可中断工业燃料、分布式能源、热电联产、内河船舶用气等。在政策指引下,天然气采暖、汽车、船舶、分布式能源等新兴领域正在成为新的天然气市场增长点。

(1)锅炉煤改气

大量燃煤是造成环境污染、产生雾霾天气的主要原因之一,最为突出的是京津冀地区。2013年9月,国务院办公厅印发了《大气污染防治行动计划》,国家环保部等6部委联合印发了《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》,明确提出了锅炉煤改气的要求和煤炭削减目标;随后各省市均制定了“行动计划或实施细则”。2014年4月,国务院办公厅印发了《大气污染防治行动计划实施情况考核办法(试行)》,明确了大气污染治理与官员考核指标挂钩,以提高官员治理的积极性。2014年3月,国家发改委等3部委联合印发了《能源行业加强大气污染防治工作方案》,较为具体地列出了4个方面13项重点任务,提出2017年天然气在一次能源中的比重提高到9%,京、津、冀、鲁4省市到2017年要削减燃煤8300万吨。2014年5月,国务院办公厅印发的《2014-2015节能减排低碳发展行动方案》要求到2015年底全国淘汰落后的燃煤锅炉20万蒸吨,并将任务分解到每个省,重点集中在山东、河北、天津等北方省市。若拆除20万蒸吨燃煤锅炉,全部改建成燃气锅炉,按年运行180天、每天运行20小时、每蒸吨小时耗气75立方米测算,每年需要消耗天然气540亿立方米。2015年以来,北京市、天津市和河北省先后推出压减燃煤、治理大气污染和燃煤锅炉治理的计划或实施方案,5月份国务院副总理张高丽出席京津冀及周边地区大气污染防治协作机制第四次会议,部署了京津冀联防联控推动大气污染治理的工作。与前两年相比,地方政府颁布的煤改气政策措施也更趋于具体和量化。锅炉煤改气的实施可望带动区域天然气需求的快速增长。
 

(2)天然气分布式能源

分布式能源系统直接面向用户,按用户的需求就地生产并供应能量,通过冷热电三联供实现能源的梯级利用,综合能效在70%以上,是天然气利用最为高效的方式之一。大规模推广天然气分布式能源既有利于节能减排,又有利于终端供电安全,同时还有助于电网和气网的双调峰。

在民间众多有识之士的大力倡导和推动下,国家发改委等5部委于2011年10月联合发布了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》,提出“十二五”期间建设1000个左右,至2020年在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统,装机规模达到5000万千瓦;2012年6月,国家发改委等4部委下达了首批4个示范项目;2014年10月,多部委又联合印发了《天然气分布式能源示范项目实施细则》,进一步完善了示范项目的审核、审报等管理程序,推动天然气分布式能源快速健康有序发展,再次释放了国家支持天然气分布式能源发展的信号。若按照2014年3月国家能源局印发的《能源行业加强大气污染防治工作方案》提出的目标,即2015年力争建成1000个分布式能源项目、2017年装机达到3000万千瓦规模测算,机组年平均运行时间按5000小时计,3000万千瓦装机大概需要消耗天然气400亿立方米,2020年达到5000万千瓦则需要消耗天然气670亿立方米。由此可以看出,分布式能源快速发展对天然气市场发展可以起到非常大的拉动作用。

目前,上海、长沙、青岛等部分城市已经出台了天然气分布式能源发展规划和补贴政策,在一定程度上起到了示范先行的作用。现阶段,制约天然气分布式能源发展的最关键因素是多余电量并网问题,2015年国务院9号文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出,改革目标之一就是稳步推进第三方售电准入,将允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。因此可以说,我国天然气分布式能源发展正在迎来战略机遇期,有望步入快速发展轨道。

(3)天然气汽车

天然气汽车包括CNG和LNG两类。据中国汽车工程学会的统计,截至2014年底,全国CNG汽车保有量约为441万辆,已建成CNG加气站4500座;其中新疆、四川、山东三省区CNG汽车合计216万辆,占全国的49%;CNG加气站1150座,占全国的34%;辖区内城市出租汽车几乎100%用天然气,80%以上公交车燃料也改为天然气。LNG汽车以其连续行驶里程长,更适合作为城际客车、载重货车,近几年成为天然气汽车发展的新亮点,尤其是在新疆、河北、内蒙古、山东、山西等资源富集省份。截至2014年底,全国LNG汽车保有量约为18.4万辆,当年新增5.4万辆;建成投运LNG加注站2500座,新建成近700座。前些年资源供应紧张,各地基本都限制公交、出租之外的社会车辆发展天然气汽车。随着资源供应改善和各地治理大气环境力度加强,物流、城际客运、港口码头、公交、市政等行业天然气利用迎来历史机遇期,有望由潜在大市场变为现实的需求。

根据对全国汽车保有情况的粗略估算,2020年如果政策措施得力,全国80%左右的出租车、公交车和5%左右的公路营运载货及载客汽车改用天然气为燃料,可消耗天然气500亿立方米。显然,这是一个非常大的用气空间。

4. 资源供应能力大幅增加,供气设施逐步完善,为天然气大规模利用提供了资源保障

根据全国天然气资源潜力、技术难度和勘探开发趋势评估以及国家相关规划,2020年国内常规及非常规天然气产量可达2300亿立方米左右,2025年有望达到3200亿立方米。引进国外资源方面,中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司已经与澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、俄罗斯、加拿大等国家签订了多个LNG长贸协议。管道气进口方面,在中亚气一期每年引进天然气300亿立方米基础上,二期与土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦相继签署了一系列供气协议;中缅管道每年可向国内供气至少40亿立方米;中俄东线已于2014年5月签订了年进口380亿立方米购销合同,计划自2019年开始引进;中俄西线引进项目两国正在谈判,有望在2020年前后实现零的突破。综合各类资源,预计2020年全国天然气供应能力将超过3800亿立方米,2025年有望达到5000亿立方米。

在管网建设方面,我国已初步建成西北、西南、海上三大资源引进战略通道,至2014年底全国已建成干线、支干线管道里程6.9万千米,与气源连接的管道输气能力合计近3000亿立方米,在华北、西北、东北、西南地区配套已建和正在建设16座储气库,设计工作气量合计约165亿立方米。“十三五”期间,规划建成陕京四线、西气东输四线、中俄东线、新疆煤制气外输管道、内蒙煤制气外输管道等多条干线管道,沿海将建成天津、粤东、海南、深圳、钦州等多座LNG接收站,在环渤海、东北、长三角、西南和中南五大区域建设储气库群,2020年形成有效工作气量超过200亿立方米。届时,连接引进资源和国内主要天然气产区的资源多元、调度灵活、供应稳定的全国性管网输送体系将基本形成,从而为扩大天然气利用规模提供强有力的基础设施保障。

二、我国天然气市场发展面临的挑战

1. 天然气价格与电价不匹配、调整不同步,燃气发电面临极大瓶颈

从国际市场发展经验看,天然气利用规模的扩大离不开发电作为支撑。据国际能源署2014年11月12日发布的《2014世界能源展望》(World Energy Outlook 2014),2012年世界天然气消费结构中,用于发电的比例为41.2%;发电用能结构中,天然气占比为22%。我国以西气东输管道建设为契机,开始建设以天然气为燃料的大型燃机发电项目,至2014年底全国装机容量已达到5600万千瓦左右,但也仅为电力总装机的4%,主要分布在能源匮乏、经济较发达、环境容量小、价格承受力较强的东南沿海、长三角、环渤海等地区,河南、湖北等中部省份也有少数几座燃气电厂。2014年我国天然气发电用气量约270亿立方米,受气价上涨影响,电厂运行小时数比往年减少,尽管有一批新投产机组拉动,但总体消费量低于上年。

较长时间以来,天然气发电上网电价在我国没有统一明确的定价机制,基本是由地方政府自行制定审批,定价模式除上海市采用“两部制电价”外,其他省份都是“单一制电价”,按照成本加成的原则根据气价水平批复临时性上网电价,不足部分由地方政府给予补贴。2013年7月,国家推出天然气价格调整方案,区分存量气和增量气,发电用存量气上调0.40元/立方米,增量气大幅上调至3.0元/立方米以上。为疏导燃气发电矛盾,2013年10月,国家发改委发文同意各省适当提高天然气发电上网电价,随后江苏、浙江、上海、北京、天津、河南等省市都作了调整,部分消化了气价上涨的成本,但调整幅度尚不足以弥补燃料成本上涨。2014年9月,全国二次上调非居民用存量气价格0.4元/立方米,进一步增加了天然气发电企业的成本压力。2014年12月,国家发改委印发了《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》,提出新投产天然气发电机组上网实行标杆电价政策,具体由省级价格主管部门结合发电成本、社会效益和用户承受能力核定;建立气、电价格联动机制,最高电价不得超过当地燃煤机组标杆电价的0.35元/千瓦时。政策的颁布对规范天然气发电有积极意义,对上网电价制定和气、电价格联动给出了明确的信号,0.35元/千瓦时的价差大致可以弥补当前气电高于煤电的成本。但政策颁布5个月来,各省都还没有具体文件出台。在当前经济增长压力大、电力消费增速明显下滑以及电力装机大为过剩的宏观背景下,燃气机组高于燃煤机组0.35元/千瓦时的上网电价无异于画饼,对于经济发达的广东省、江苏省几乎都是高不可及的数字。目前,大多数燃气电厂停运或降负荷运行,新建成燃气电厂延后投产,在建和计划中的燃气电厂放缓了进度,天然气发电行业发展面临前所未有的瓶颈。2015年初以来,广东省23套之前建成运营的9E机组由于“准生证”的问题被统一叫停,更是加剧了2015年来的市场供需失衡局面。

2. 甲醇、合成氨等传统化工行业产能过剩,气价承受力低,用气逐步萎缩

合成氨、甲醇是基础化工原料,通常作为中间半成品用于生产其他下游产品,既可以用天然气作为原料,也可以用煤作原料。2013年底的统计数据显示,全国约有60家以天然气为原料的合成氨生产企业,装置总产能1650万吨,占合成氨总产能的22.3%,配套尿素装置产能2236万吨,占尿素总产能的22%;全国天然气制甲醇装置产能合计1013万吨,约占全国甲醇总产能的18%。

如果合成氨生产中的天然气单耗按900立方米/吨、甲醇生产单耗按980立方米/吨测算,这两个领域满负荷生产全年需要消耗天然气250亿立方米。但是,近两年煤炭价格一路下行,以煤为原料生产甲醇和合成氨竞争优势明显;以天然气为原料的生产企业几乎全部处于亏损状态,不断有企业关停减产。以甘肃刘化集团为例,2014年增量气供应价格为2.57元/立方米,按每吨尿素消耗天然气660立方米测算,每吨尿素仅天然气的成本就达到1700元,对应的尿素综合成本约为2700元/吨,而在市场需求低迷情况下企业不得不以1400~1500元/吨的价格销售,亏损显然易见。即使按2015年4月并轨后的气价2.13元/立方米测算,仅原料气成本一项也已超过1400元/吨,企业生产经营压力仍然很大。此外,合成氨和甲醇作为基础化工原料,受国内外宏观经济和市场行情影响较大,目前产能严重过剩,产品销售价格一路走低。据中国石油和化学工业联合会的专家分析,2013年底全国尿素产能7148万吨,当年氮肥生产量仅为4927万吨,并且还有大批项目在建设之中;预计2015年全国尿素产能将达到9500万吨,而国内需求只有6230万吨,过剩量高达3000万吨。甲醇的情况与之类似,2013年底全国甲醇总产能约5500万吨,当年生产3500万吨,产能负荷利用率仅为63%。笔者对14家化肥用户2014年用气情况调查统计发现,工厂平均开工率约62%,天然气消费量同比减少16%;5家大型甲醇企业平均开工率仅为34%,大部分处于关停状态。

鉴于上述情况,在产能严重过剩、产品价格持续走低、煤炭价格长期看低、天然气价格难以大幅下降的情况下,以天然气为原料生产合成氨、甲醇的企业全部面临减产、停产、转产的局面。未来5年,随着优惠气价取消,价格市场化后的甲醇化肥用气需求必将逐步萎缩,直至大部分消失。

3. 产业结构调整,经济增长趋缓,工业燃料用户煤改气动力不足

天然气清洁高效,非常适合在陶瓷、玻璃、有色金属冶炼与加工、钢铁制造、机械制造、电子设备、食品饮料、造纸、医药等众多工业领域用作锅炉或窑炉的燃料,其中消耗量比较大的领域主要为陶瓷、玻璃、建材、金属冶炼与加工等,这几个行业也是上下游关联度十分密切的行业。“十八大”以来,国家更加注重产业结构调整和经济增长方式的转变,对房地产业采取了从严从紧的宏观调控政策,玻璃、建材、陶瓷市场需求非常疲软,同时钢铁、电解铝、氧化铝、平板玻璃、陶瓷、铜铅冶炼制造等行业由于产能过剩十分严重,多家企业被列入2014年淘汰落后和过剩产能企业名单,原来利用天然气的企业有的已经淡出。2013年7月以来的两次天然气价格大幅上调,对这些行业利用天然气可谓雪上加霜,尤其是2014年9月二次调价后,天然气消费量明显减少,一些曾经改用天然气的企业转向使用燃料油、LPG甚至煤炭,原计划改天然气的企业也放弃了想法。

天然气作为清洁和高热值的燃料,在节能和减排方面的确可以发挥巨大的作用,但是面对较高的气价和极低的煤炭价格,那些生产大众化产品、走中低端路线的生产企业使用天然气很难有生存空间。以陶瓷行业为例,在2014新版环保法颁布之际,行业内可谓掀起了“环保风暴”,福建的晋江、南安、德化、闽清,广东的佛山、清远、肇庆,山东的淄博,辽宁的法库,江西的高安等全国有名的陶瓷基地都出台了煤改气政策,要求企业限期完成天然气置换并提供一定额度的财政补贴。但从实施效果来看,远未达到预期,或进度迟缓,或根本没有动作,主要原因是相对于水煤气,天然气价格过高,企业难以承受,因此没有利用天然气的积极性。以东南沿海地区为例,目前工业用管道天然气价格大多在4.0元/立方米左右,而使用水煤气按热值折成天然气后仅相当于2.5元/立方米,后者竞争力显而易见。2015年初以来,在国际油价下行带动下,沿海地区LPG价格也一路下行,出厂价已下探至3800~4000元/吨,LPG送到工厂的价格大大低于管道天然气,有条件的企业已暂时放弃使用管道气而转向LPG,甚至转向相对低价的进口LNG现货。

诚然,近期国家及地方政府加大了环境治理的力度,但由于出口疲软、内需不足、新的经济增长点培育尚需时日等因素,各地宏观经济下行压力凸显,尤其是资源大省和重化工高耗能产业集中的大省,经济下行压力不断加大,由此带来的就业、财政和社会稳定问题势必影响对企业环保、煤改气问题的关注。同时,企业的环保达标也并非离不开天然气。有些地方开始采取窑炉烟气脱硫、水煤气生产中含酚污水无害化处理、循环利用等措施,也可以达到当地环保要求,从而在客观上降低了对天然气的需求。
 


    4. 国际油价持续低位运行,被视为天然气高端市场的交通领域失去燃料转换动力

天然气汽车发展的动力一是来自减排,二是节省燃油费,当然政府的推动也是重要的影响因素。天然气汽车发展较快较多的山东、新疆、四川、内蒙古等省区一般都有鼓励性政策,例如政府提前布局加气站,允许社会车辆改天然气,购置天然气车辆提供补贴等。

在前些年油价高而气价相对低的大背景下,我国CNG汽车市场已走向成熟,LNG汽车发展基本走出培育期。截至2014年底,我国CNG汽车保有量达到441万辆,LNG汽车18.4万辆,全年消费天然气368亿立方米。近几年天然气汽车得以快速发展的动力主要来自低气价,并且燃料成本始终是交通领域利用天然气的决定性因素,即使是在实施存量气和增量气政策、气价上调后的2014年上半年,天然气相对汽柴油仍具有明显的竞争优势。以2014年7月份价格为例,全国各地93#汽油价格约为7.6元/升,而车用CNG价格介于3.6~4.8元/立方米,气和油的价格比为47%~63%;0#柴油价格为7.2元/升左右,LNG价格介于4.0~5.2元/立方米,气和油的价格比为55%~72%。在上述油气价格水平下,以河北省石家庄地区为例,出租车按日行驶400千米、年运营330天、百千米耗油9升、耗气10立方米计算,每年可节省燃油费4.1万元;公交车按日行驶250千米、年运营330天、百千米耗油27升、耗气30立方米计算,每年可节省燃油费5.9万元;大型载货汽车按日行驶300千米、年运营300天、百千米耗油40升、耗气45立方米计算,每年可节省9.9万元。显然使用天然气可以给车主带来更多经济收益。

2014年下半年以来,国内非居民用存量气价格普遍上调0.4元/立方米,国际油价则急速下跌,WTI轻质油一度跌破50美元/桶,国内油价也经历了10多次下跌,天然气与汽柴油相比竞争优势明显下降。仍以石家庄为例,2015年5月中旬,93#汽油价格降至6.52元/升,0#柴油价格降至6.15元/升左右,而车用CNG价格由原来的3.75元/立方米上调至4.2元/立方米,LNG价格则由4.5元/立方米上调至5.2元/立方米。按上述汽油、柴油和天然气价格测算,CNG价格为93#汽油的64%,LNG价格为0#柴油的82%,汽车使用CNG尚有一定竞争力,但LNG已完全失去竞争力。5月份,全国大部分城市车用CNG价格已超过5.0元/立方米,这一价格水平下,CNG车辆与燃油相比也没有经济性。在全国现有441万辆CNG汽车中,80%为双燃料油改气车辆,在18.4万辆LNG汽车中,也有近10%的双燃料车,低油价促使这些车辆更倾向使用更加便利、续驶里程更长的汽柴油。

当前,国际油价低位运行,国内成品油价格进入6元区间,天然气汽车发展可以说遭遇到前所未有的危机,若国家对天然气尤其是LNG汽车发展没有任何补贴和鼓励性政策措施出台,交通领域的用气将面临萎缩局面,从而大大影响2020年国家天然气利用战略目标的实现。

5. 天然气价格体系不完善,气价结构有待优化调整

在2013年7月、2014年9月和2015年4月国家发改委价格调整方案中,都特别提到存量气和增量气中居民用气门站价格维持原有水平不做调整,只是较大幅度地调整了非居民类工业和发电用气价格。目前,在我国终端用气价格结构中,供气成本最高的居民气价在大部分省市仍低于长输管道门站价,而供气成本较低、具有一定调峰能力的大型工业企业和电厂用户供气价格则高出许多(见表1)。从国际对比看,在统计到的几十个国家中,除韩国外,普遍是居民用户终端价格最高,商业用气次之,发电和工业用气价格则较低,体现了谁消费、谁买单的市场经济原则(见图1)。据国际能源署统计数据,2013年OECD(经合组织)国家居民气价是工业的1.5~2.0倍,发电比工业低5%~20%;美国工业比发电用气价格略高,居民气价则是工业的2.5倍。
  

我国现阶段这种居民用气低价、工业和发电用气高价的双轨制定价模式不符合经济规律,也不利于市场的健康快速发展。工业用户由于背负了大量民用气的成本,在气价不断上升的情况下,部分企业实施了“煤代气”的逆替代;燃气发电企业在全国电力过剩、煤炭价格持续走低的大环境下,因气价上调而上网电价不能同步调整,不得不减少发电小时甚至停止运行。
 

6. 在天然气价格链中,中下游环节成本不透明,亟待加强监管

提高天然气竞争力,需要上中下游全产业链多方共同努力。当前,在天然气中下游环节,一方面长输管道的管输价格由国家层面审批监管,存在的主要问题是管输与储气费用不分,用户成本分摊不合理,管输成本有待公开透明;另一方面,省级管网公司、城市燃气公司的管输配气费用和运营成本由地方政府审批监管,省内输气和城市配气管网受益于特许经营制度,基本上是旱涝保收,企业降本增效动力不足,运行成本不透明,也缺乏政府有效的监管审计,价格听证常常形同虚设。不少城市以居民供气价格低为由有意放大亏损面,向政府施压以提高工商业和发电供气价格。

以存在省级管网公司的几个省份非居民用气为例,江西省和广西省管网公司的管输费核定值为0.42元/立方米,广东省管网公司核定的管输费为0.317元/立方米,浙江省管网公司核定的管输费为0.17元/立方米,各省间存在非常大的差异,但即使是“嘴对嘴”交气的用户也必须支付上述费用,这在一定程度上制约了市场拓展。再说终端用气环节,东部地区大多数省份非居民用气指导价格接近4.0元/立方米,一些城市高达4.8元/立方米,其中省内管输加配气费用已经高达1.0~2.0元/立方米。在此情景下,即使上游环节下调供气价格,由于省内中间环节多、费用高,下游用户也未必能享受到多少益处。

三、经济新常态与低油价下各类市场主体的发展策略

1. 一体化油气生产企业

2013年11月党的十八届三中全会决议提出推进石油天然气领域的改革,2014年6月习主席在中央财经领导小组第六次会议上又进一步提出“抓紧制定石油天然气体制改革总体方案”,2015年2月初举行的中央财经领导小组第九次会议再次强调了要推进石油天然气体制改革。近期有媒体报道称,国家能源局委托研究机构已形成整体改革的初步方案,待相关部门讨论后尽快形成方案上报。

对于上中下游一体化油气生产企业而言,“十三五”既面临体制机制改革、破除上游和中游垄断的压力,更面临油价可能长期低位运行、天然气销售困难、经营压力不断加大等多重重负。作为企业管理者和普通员工,必须把握好国家宏观经济发展和能源行业改革大势,全面理解油气领域改革信号,更新观念,顺势而为,主动迎接大考,否则可能会失去市场化改革中发展的机遇。这里,我们不仿用互联网思维的理念来思考,其基本内涵为“开放、平等、互动、合作、参与”,它强调包容,鼓励创新。

(1)上游生产和进口环节——更多主体、更大规模的加入

上游勘探生产领域,须重视和主动适应即将出现的主体多元竞争格局,实施精细化管理,进行开源节流、节能降耗、减员增效,加大实质性的科技研发和生产投入,降低生产成本,提高产量。在进口环节,2014年以来,申能集团、新奥燃气、新疆广汇、广州燃气、华港燃气、太平洋油气等燃气企业、电厂、贸易商已经陆续从海外直接采购相对低价的LNG现货,利用中国石油、中国海油、广东九丰等建设的沿海LNG接收站开放之机进行陆上转运,再销售给燃气公司、工业用户或电厂。尽管只是少量的现货进口,对市场还没有产生太大的冲击,但对长期以来的行业垄断供应来说这是一个新的信号和新的开端。在低油价、低气价和国际市场供需宽松的情况下,这种模式在“十三五”将成为常态,并且还将有更多的主体、更大的规模加入,从而加剧国内市场供需失衡的局面。

因此,一体化经营的油气企业必须正面直视、认真评估今后供应多元化可能给市场和企业带来的深刻变革,密切跟踪市场变化,尽快适应市场多元多变的格局,简化审批决策流程,制定灵活的购销策略和内部价格调整机制。
 


    (2)中游管输环节——输供分离为大势所趋

在中游管输环节,运输与销售解绑即输供分离已是大势所趋,只是改革的时间节奏尚待最终明确,可能会借鉴国际经验分三步走。第一步要求一体化油气企业的运输、销售业务在财务上独立,账目能够监管和查验;第二步要求输气业务在法律上独立,成为独立运营的法人实体,这一阶段一体化油气企业还可以是大股东;第三步是进行管道资产的剥离,彻底的产权独立,限制一体化油气企业的控股地位。

对此,建议一体化油气企业抓紧改革方案出台前的有限时间,全面把握国家改革信号,根据当前天然气工业发展的历史阶段和特点,向国家提出改革建议。同时,给合本企业实际,进行顶层设计,尽快研究制定本企业管输业务管理体制机制改革方案,并在机构、人员、资产等方面做出预案。此外,为适应管网设施的第三方开放和即将到来的管网独立运营,还需要对管输业务加强管理,节能降耗,尽可能降低管输成本,引入更多的社会资本共同发展新建管道。

(3)下游销售环节——各种挑战与竞争严峻

下游销售环节,为满足国内市场不断增长的需求,扩大市场份额,几大油气企业纷纷从海外大量进口天然气,进口气购销价格倒挂带来较大亏损。进入“十三五”之际,国家大力推行市场化定价改革,油价大幅下行并有望中长期低位运行,天然气市场需求疲软。几大油气企业一方面不得不消化掉在油价巅峰时签订的高价长贸合同,另一方面在面临可替代能源竞争的同时,还须面对可能不断增加的低价现货LNG对市场的冲击,销售业务形势严峻,销售企业压力巨大。

鉴于此,一体化油气企业宜改变当前天然气购销业务多部门多头管理、汇报程序繁杂、决策响应慢的局面,类似政府简政放权,理顺体制机制,简化流程,灵活高效应对市场。不妨赋予销售企业资源采购和价格调整职能,以实现责权利的统一,打赢这场没有硝烟的战争,否则可能会时常处于被动局面。

2. 城市燃气经营企业

与一体化油气企业类似,在天然气行业市场化改革的浪潮下,燃气企业发展的机遇与挑战并存。在宏观政策方面,燃气企业将要面对管网设施的公开准入(包括省级管网和城市配气管网)、大用户直供、输配分离、强化监管等“紧箍咒”;在具体经营方面,面临替代能源价格长期低位运行、市场开发日益困难、用户需求多样性等不利因素。随着能源互联网时代来临,城市燃气企业同样需要以开放和包容的理念经营管理企业,谋求更广阔的发展空间。借鉴国内外领先燃气企业的经验,建议从以下几方面应对。

(1)持续强化核心业务

在特许经营区域内,通过提高管网设施的供气能力、充分挖掘用户需求、制定灵活的定价策略、提供卓越的客户服务等措施手段,提高气化水平,提升销量,做强燃气输配和分销这一核心业务。
 

(2)延伸上下游产业链

在国家逐步放开上游勘探开发和管网设施第三方准入的大背景下,有实力的燃气企业可以寻求向上游延伸产业链。例如,积极寻求投资参股上游的机会,包括投资煤制气项目;在油价低迷、国际市场供应宽松的大环境下,也可以择机在海外发展,并购区块或直接进行LNG资源采购,参与全球资源再分配。通过向上游延伸,可以对燃气分销业务形成资源保障,在一定程度上减少向批发商采购高价气,减少中间环节,降低购气成本,提升企业整体利润率。除涉足上游外,还可以向更深的下游领域拓展。例如投资分布式能源站、车船LNG加注站、CNG加气站、电动车充电站等,尤其是分布式能源项目正在成为天然气利用的热点,燃气企业在这方面具有气源、管网、客户群体和现金流优势。向更深的下游领域拓展,除了可以培育新的利润增长点外,更重要的是可以带动天然气的销售。

(3)开展多样化的增值服务

除了传统意义上向居民、工商用户推销燃气设备,并提供安装、维修服务外,城市燃气企业还可以为大型工业和发电用户提供项目咨询、可行性分析、设计施工、设备采购、运维诊断、能源采购、合同能源管理等一揽子服务,并根据客户要求提供灵活的能源解决方案。此外,大型燃气企业还可以充分利用自身拥有的百万、千万的客户资源,与信息技术进行融合,建立燃气智能网络,推广应用智能表,利用大数据、云计算、数据挖掘等先进的互联网技术,通过智能气表与智能电表、智能家居的数据共享,进行海量数据获取与处理,从而掌握不同消费群体的用能特性并进行需求分析,进而建立APP或类似微信的方式向客户提供用能分析报告和节能建议。从欧美燃气企业发展经验看,市场化发展将使得市政公用事业的壁垒逐步消失。我国正在掀起的能源互联网热潮将激发燃气企业创新商业模式、创新服务的热情,可以预见,“十三五”期间,国内将有若干家燃气公司实现由燃气供应商向综合能源服务商的战略转变。