几方掣肘,导致“气荒”风险。

专栏1 天然气的运营与价格构成模式
天然气可以通过管道输送,也可以在开采、液化后(称为液化天然气,即LNG)通过船、槽车进行运输,再接入管网供气或直接点供。
从定价机制上看,天然气产业可分为上游生产、中游运输及下游销售三个环节。上中下游分开定价。从产业链上来看,天然气价格分为出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价,之后再加上城市输配费,才最终形成终端市场价格。典型天然气区域管网运营模式和价格构成如图4。省级政府授权管网公司特许经营当地天然气管网建设及运营,同时负责区域内气源采购、下游市场开发和销售。
图4 典型天然气区域管网的运营模式与价格构成
本文关注的居民用户基本均由城市燃气公司通过管道供气;而非居民用户的用气来源较为多样化,包括省管网公司、城市燃气公司、分销商等,有一些省的发电、工业等用户也可直接与气源供应方签订合同,由省管网公司提供代输服务,收取管输费,或与气源供应方协商定价后进行直供。可以发现,在诸多用气来源和转运主体中,只有城市燃气公司既直接负责居民供气、也直接负责部分非居民供气,是讨论居民清洁取暖问题中绕不开的重要利益主体。

资料来源: 段兆芳,樊慧.区域管网运营模式对中国天然气市场的影响[J]. 国际石油经济, 2017(8):43-49.
二是居民用气价格长期倒挂,城市燃气公司缺乏“压非保民”动力。长期以来,因考虑居民收入等因素,我国对居民用气实行低价政策,民用气价格明显低于工业等非居民用气价格。尤其在一些北方城市供暖期,居民用气价格只有工业用气价格的60-70%左右,差价最大达到1.4元/立方米(见表3),导致燃气公司“压非保民”缺乏内生动力。如在山东德州,居民用气价格为2.35元/立方米,而从上游购买管道气价格为3.3元/立方米[2],加上输配气、漏损等成本,每供应居民1立方米,燃气公司亏损超过1元。居民与非居民用气交叉补贴的成本其实由燃气公司这一商业机构承担,使他们缺乏开拓民用气市场或严格落实“压非保民”政策的动力。在实际运营过程中,燃气公司通常根据当地居民和非居民的比例向上游供应商提交购气合同,按统一价格采购天然气,但居民、非居民的比例很难厘清,这使得燃气公司采购民用天然气在工业领域售卖获取暴利的行为在实际操作上具有“可行性”。此外,工业市场拥有较稳定的需求,对燃气公司而言,更具有吸引力和更大规模的盈利空间。
表3 2017/2018供暖季部分北方城市居民与工业用气价格对比

城市
居民用气价格(元/立方米)
工业或非居民用气价格
(元/立方米)
工业或非居民用气价格
执行时间
居民用气/工业或非居民用气
北京

数据来源:各地发改委或物价局网站。

专栏2 山东济南三燃气公司销售居民天然气无利可图
2015年济南港华燃气有限公司、山东济华燃气有限公司、济南济华燃气有限公司在各自官方网站上公布了配气成本。根据其公布的成本,每销售1立方米居民用气,就亏损0.33元。
居民用气价格成本主要包括配气成本和气源成本。配气成本中则包含管网运营、安全保障、人力资源等成本。气源上,中石油和中石化供济南市的居民用气量不足,部分居民用气量需要燃气公司按非居民用气价格向上游购买。
图5 2014年济南居民用天然气成本与售价对比
根据购气均价、实际漏损和配气成本核算结果,2014年济南市居民用气成本达到3.03元/立方米,而居民用气售价2.70元/立方米,燃气公司每销售一立方米居民用气,亏损0.33元(见图5)。为弥补居民供气亏损,企业提高了非居民用气销售价格。目前,济南现行非居民用气价格为4.40元/立方米,其中就包含居民用气价格补偿0.25元。

资料来源:齐鲁晚报.济南三燃气公司晒居民天然气亏损账本:卖一方亏三毛三[N/OL].(2015-8-16)[2018-2-26].http://jinan.iqilu.com/news/2015/0816/2519825.shtml.
三是农村用气优先供给缺乏有效政策依据。2012年国家发改委印发的《天然气利用政策》将城市燃气列为供气优先类,并具体规定:城镇(尤其是大中城市)居民炊事、生活热水等用气;公共服务设施用气;天然气汽车以及集中式采暖用户(指中心城区、新区的中心地带)为城市燃气优先供气类,在此并未对农村生活用气做出规定。2017年国家发改委关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知指出,加快推进天然气利用是落实北方地区清洁取暖、推进农村生活方式革命的重要内容,但也未对农村生活用气优先供给进行规定,这在一定程度上导致本轮以乡镇为重点的煤改气在享受优先供气方面政策依据不足。
四是天然气价格形成新机制对民用煤改气工程的负面影响不容小觑。过去两年来,天然气价格市场化相关改革明显加快。2017年5月中共中央、国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》强调要改革天然气定价机制,有效释放竞争性环节市场活力,推进非居民用气价格市场化。2017年8月国家发改委发布的《国家发展改革委关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》出于“推进天然气公开透明交易”的初衷,明确提出“鼓励天然气生产经营企业和用户积极进入天然气交易平台交易,所有进入上海、重庆石油天然气交易中心等交易平台公开交易的天然气价格由市场形成”。上海石油天然气交易中心为推进天然气市场化改革,增加交易平台手续费收入,除开展常规的挂牌交易外,2017年7月起开启LNG竞价专场交易,同年9月推出管道气竞价交易业务。在竞价模式下,居于市场支配地位的企业增加了获取更高收益的机会,它们将原先与下游燃气公司签订的供气量削减(华东地区减少20%,华南减少25%),强迫这些下游企业到交易中心购买高价的所谓“市场气”,所以导致竞价模式下所有场次全部交易均是在基准价上浮20%的最高价成交。管道气最终成交价格的疯涨说明不完善的竞价模式放大了天然气供需不平衡的状态,背离了发现天然气公允市场价格的初衷,因此相关政府部门在11月底紧急叫停了上海石油天然气交易中心的竞价成交模式。有关数据显示,上海石油天然气交易中心从2017年9-11月管道气共进行了27场竞价,天然气成交量为10.08亿立方米,其中北方地区为1.9亿立方米,尽管交易量不多,但不得不承认这种竞价模式传递的天然气价格将持续高涨信号,在一定程度上加剧了全社会对“气荒”的恐慌,影响了北方煤改气冬季清洁取暖工程的推进。
此外,目前冬季保供采用“保量不保价”政策,拟通过价格抑制不合理需求。实际上这一方式并不完全适用于以保障民生为对象的城市燃气刚需用户。城市燃气企业以高价采购LNG,就采购量而言,尚无法满足民用需求还面临价高无法供出的窘境。在天然气价格改革还不到位情况下,拿工业用气、电厂用气全气量来竞拍,在天然气供应紧张形势下,燃气企业只有通过高价获得增量气,出于经济效益考虑,必然希望卖给工业、电厂、车用等用气价格高的用户,与目前“保供”要求的低价保民用产生矛盾。
五、思考与建议
保障民用天然气的稳定供给,是有效实施散煤治理和打赢蓝天保卫战的重要举措,处理好政府与市场关系,明确各方权责,理顺价格机制是保障民用天然气稳定供给的关键。为此,必须处理好几个重要关系。
一是处理好政府与市场的关系。冬季“保供”涉及政府和企业。民用天然气供给保障具有一定公益性,它即是保障民生的重要内容,也是改善环境质量的重要举措。同时,民用天然气供给也是一种商业经营行为,保障天然气供给的各方要正常经营,要盈亏平衡。因此,在“保供”中,政府是决策者,是公众利益的代表,是市场公平竞争的维护者,而天然气开发商、供应商则是市场主体。目前政府与市场对于“保供”的责任划分不清楚,公共利益保障与企业商业功能定位不明确;跨地区供气商、本地供气商、燃气商业用户不同企业之间“保供”责任也不清晰,基本上由跨地区供气商独家承担。未来应通过制定法律法规明确供应方、需求方、燃气企业、管道企业、上游企业在“保供”上各自的责任,特别是在出现供气紧张时优先保民的制度保障措施。
二是处理好市场机制与价格调控的关系。从定价机制上看,天然气产业可分为上游生产、中游运输及下游销售三个环节。上、中、下游分开定价。从产业链上来看,天然气价格分为出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价,之后再加上城市输配费,才最终形成终端市场价格。不合理的天然气价格机制已成为制约天然气供给的重要因素,理顺价格机制是整个天然气产业体制改革的核心之一。民用气与工业用气价格倒挂,民用供气缺乏利益驱动,甚至亏本经营,一些地方工业用气挤占民用气等成为清洁取暖的重要制约因素。因此,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,逐步解决存在的问题。