天然氣下游公司價(jià)值鏈提升面臨的問題、挑戰(zhàn)及對策

高振宇 周 穎 朱莎莎 李金潮 林聿明 陳泓君 張 軼

（1.國家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司油氣調(diào)控中心，北京 100013；2.中國石油規(guī)劃總院，北京 100083；3.北京興油工程項(xiàng)目管理有限公司，北京 100083；4.海洋石油工程股份有限公司，河北 天津 300461）

0 引言

近年來，受全球天然氣供需總體寬松、我國經(jīng)濟(jì)穩(wěn)步增長、天然氣作為“主體能源之一”的定位逐步明晰、環(huán)保政策趨于嚴(yán)格等利好因素共同作用，天然氣市場進(jìn)入快速發(fā)展的階段。2019 年12 月9 日，國家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司（以下簡稱國家管網(wǎng)公司）掛牌成立，油氣行業(yè)全面深化改革邁出重要一步，天然氣產(chǎn)業(yè)鏈“X+1+X”局面初步形成。2020 年3 月，國家發(fā)展和改革委員會(huì)（以下簡稱“國家發(fā)改委”）頒布新版《中央定價(jià)目錄》，天然氣門站價(jià)格制度的消失將成為發(fā)展趨勢，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)間的結(jié)算價(jià)格和結(jié)算模式也將面臨巨變。隨著中國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈管理逐步成熟，天然氣下游公司作為產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)值的最終實(shí)現(xiàn)環(huán)節(jié)，卻面臨部分購氣成本高于銷售成本、產(chǎn)業(yè)鏈短板凸顯等尷尬場面。為此，從下游公司涉及的產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)進(jìn)行分析，對下游公司天然氣價(jià)值鏈高質(zhì)量發(fā)展提出對策建議。

1 天然氣價(jià)值鏈發(fā)展歷史及現(xiàn)狀簡述

1.1 天然氣產(chǎn)業(yè)重要性凸顯，產(chǎn)業(yè)鏈“X+1+X”局面初步形成

在《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》（發(fā)改能源〔2016〕2744 號）、《加快推進(jìn)天然氣利用的意見》（發(fā)改能源〔2017〕1217 號）、《關(guān)于促進(jìn)天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》（國發(fā)〔2018〕31號）等指導(dǎo)天然氣發(fā)展、利用的相關(guān)文件相繼頒布的背景下，天然氣成為最具發(fā)展?jié)摿Φ幕茉粗唬淝鍧嵭?、民生性和過渡性等重要特性凸顯，成為化石能源向新能源過渡的重要橋梁［1-2］。

在此背景下，中俄東線天然氣管道北段、中段相繼投產(chǎn)，在我國天然氣西氣東輸?shù)闹黧w流向基礎(chǔ)上增加“北氣南下”，由此，天然氣“全國一張網(wǎng)”初步建成；截至2021 年4 月，國家管網(wǎng)公司已經(jīng)全面接管原分屬于中國石油、中國石化、中國海油三大國有石油公司的油氣主干管網(wǎng)資產(chǎn)，正式并網(wǎng)運(yùn)營，我國油氣管網(wǎng)運(yùn)營機(jī)制市場化改革取得重大成果［3-4］。

1.2 天然氣門站價(jià)格逐步走向市場化

對天然氣產(chǎn)業(yè)鏈來說，各環(huán)節(jié)之間的結(jié)算價(jià)格主要為支付上游勘探開發(fā)成本、中游運(yùn)輸儲(chǔ)存成本和下游城市配送管網(wǎng)成本而產(chǎn)生的出廠價(jià)格、管道運(yùn)輸價(jià)格和城市配氣價(jià)格。在國家管網(wǎng)公司成立前，由于天然氣產(chǎn)業(yè)的重要性和特殊性，產(chǎn)業(yè)鏈上游和中游環(huán)節(jié)的參與者主要為三大石油公司，我國天然氣工業(yè)企業(yè)也基本一直采取天然氣生產(chǎn)（或進(jìn)口）和運(yùn)輸縱向一體化經(jīng)營模式，在城市門站或工業(yè)門站以國家規(guī)定的門站價(jià)格向省天然氣公司、城市燃?xì)夤竞椭惫┯脩舻认掠钨I方銷售天然氣［5］。因此，站在某一體化公司下屬的天然氣銷售企業(yè)的角度來看，下游公司分別向其勘探公司和管道公司支付的天然氣相應(yīng)費(fèi)用可列為下游公司天然氣的購入成本和管輸成本，對下游用戶的銷售為收入。在國家管網(wǎng)公司成立后，天然氣管道運(yùn)輸環(huán)節(jié)主要由國家管網(wǎng)公司負(fù)責(zé)，天然氣下游公司需支付給國家管網(wǎng)公司天然氣長距離運(yùn)輸相關(guān)費(fèi)用。

2020 年3 月，國家發(fā)改委頒布新版《中央定價(jià)目錄》，該文件規(guī)定：海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、儲(chǔ)氣設(shè)施購銷氣、交易平臺(tái)公開交易氣，2015 年以后投產(chǎn)的進(jìn)口管道天然氣，以及具備競爭條件省份天然氣的門站價(jià)格，由市場形成；其他國產(chǎn)陸上管道天然氣和2014 年底前投產(chǎn)的進(jìn)口管道天然氣門站價(jià)格，暫按現(xiàn)行價(jià)格機(jī)制管理，視天然氣市場化改革進(jìn)程適時(shí)放開由市場形成［6］。就此來看，天然氣門站價(jià)格制度將隨著我國以“放開兩頭、管住中間”為改革思路的相關(guān)政策逐步落實(shí)及天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的繁榮發(fā)展而消失。

1.3 管輸環(huán)節(jié)費(fèi)率體系的形成與發(fā)展

2017年8月，在借鑒總結(jié)國內(nèi)外天然氣市場發(fā)展經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，充分考慮當(dāng)時(shí)我國國情和天然氣市場發(fā)展特點(diǎn)，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于核定天然氣跨省管道價(jià)格的通知》（發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2017〕1581號），在構(gòu)建精細(xì)化、制度化、透明化的輸配價(jià)格監(jiān)管體系上邁出重要一步［7］。

2021 年5 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于“十四五”時(shí)期深化價(jià)格機(jī)制改革行動(dòng)方案的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕689 號），提出為適應(yīng)“全國一張網(wǎng)”發(fā)展方向，完善天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格形成機(jī)制，制定出臺(tái)新的天然氣管道運(yùn)輸定價(jià)辦法，進(jìn)一步健全價(jià)格監(jiān)管體系，合理制定管道運(yùn)輸價(jià)格。6月，國家發(fā)改委為健全天然氣管道運(yùn)輸定價(jià)機(jī)制，規(guī)范定價(jià)成本監(jiān)審行為，加強(qiáng)自然壟斷環(huán)節(jié)價(jià)格監(jiān)管，促進(jìn)天然氣行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，制定了《天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格管理辦法（暫行）》和《天然氣管道運(yùn)輸定價(jià)成本監(jiān)審辦法（暫行）》（發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2021〕818 號）。文件規(guī)定，2022年1月1日開始，根據(jù)我國天然氣市場結(jié)構(gòu)和管道分布情況，以寧夏中衛(wèi)、河北永清、貴州貴陽等管道關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)為主要界限，將國家管網(wǎng)公司經(jīng)營管道劃入西北、西南、東北及中東部4 個(gè)定價(jià)區(qū)域，實(shí)行“一區(qū)一價(jià)”［8］。從定價(jià)方式來看，該方式將解決同一地區(qū)不同運(yùn)價(jià)率的問題，也有望調(diào)和已建管道和新建管道運(yùn)價(jià)率、新舊管道在管輸負(fù)荷率等方面的矛盾，平衡并提高管網(wǎng)整體負(fù)荷率。管輸定價(jià)體系的逐步完善，有望從根本上改變我國天然氣資源的流向，促進(jìn)天然氣市場快速繁榮。

1.4 天然氣門站價(jià)格體系的形成、發(fā)展與未來趨勢變化

2013年6月，國家發(fā)改委在總結(jié)2011—2013年“兩廣”地區(qū)天然氣門站價(jià)試點(diǎn)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，發(fā)布《關(guān)于調(diào)整天然氣價(jià)格的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2013〕1246號），首次在全國范圍內(nèi)推行天然氣門站價(jià)格體系，實(shí)行門站價(jià)格最高上限價(jià)格管理，結(jié)束了我國實(shí)行了50余年的“成本加成法”［9-10］。

隨后，民用氣與非民用氣價(jià)格、存量氣與增量氣價(jià)格逐漸合并。2018年5月，為理順居民用氣門站價(jià)格，減少居民用氣價(jià)格與非居民用氣價(jià)格交叉補(bǔ)貼，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于理順居民用氣門站價(jià)格的通知》（發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2018〕794 號），將居民用氣最高門站價(jià)格管理改為基準(zhǔn)門站價(jià)格管理，價(jià)格水平按非居民氣價(jià)水平安排［11］。

2020年3月，新版《中央定價(jià)目錄》相關(guān)規(guī)定頒布后，短期來看，基礎(chǔ)門站價(jià)格制度仍將存在并成為改革過渡期價(jià)格管理的主要手段；中長期來看，天然氣門站價(jià)格制度將隨著我國油氣體制改革及天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的繁榮發(fā)展而取消。

1.5 滬渝油氣交易中心及國家管網(wǎng)公司為天然氣價(jià)格市場化發(fā)展提供保障

2016 年11 月和2018 年4 月，我國分別在上海和重慶兩地建立國家級油氣交易中心，為油氣市場化交易在提高效率、降低成本和規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)等方面提供保障，也為天然氣價(jià)格體系的改革提供有效支撐［12-13］。成立后，滬渝兩地石油天然氣中心交易量不斷增長，全年尤其是冬季供暖季天然氣市場交易競爭日趨激烈，在價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能日趨完備的同時(shí)，為未來天然氣市場化定價(jià)提供平臺(tái)和保障。

1.6 管道建設(shè)速度有望大幅加快，“氣氣競爭”局面加快形成

截至2020 年底，我國已建成天然氣長輸管道約8.6×104km，單位陸地面積（104km2）對應(yīng)天然氣長輸管道長度為90 km，“十三五”期間年均僅完成天然氣長輸管道建設(shè)約3 000 km。作為對比，英國、歐盟和美國單位陸地面積對應(yīng)天然氣長輸管道長度為500～700 km；“十二五”期間，我國年均建成天然氣長輸管道5 940 km；《中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》中“十三五”規(guī)劃建設(shè)目標(biāo)為10.4×104km［14］?？梢钥闯?，從天然氣長輸管道建設(shè)總里程和單位陸地面積對應(yīng)天然氣管道里程數(shù)來看，我國天然氣長輸管網(wǎng)建設(shè)還有很長的路要走。

隨著國家管網(wǎng)公司成立和其它利好因素影響，我國天然氣管道建設(shè)速度有望大幅加快，“氣氣競爭”局面隨著天然氣供需情況變化、天然氣管網(wǎng)密度快速增長加快形成。具體表現(xiàn)為：①近年天然氣管道“互聯(lián)互通”工程建設(shè)加快，在天然氣“全國一張網(wǎng)”局面初步形成的基礎(chǔ)上，各類氣源可通過不同路由輸送至川渝、上海和北京等地并在消費(fèi)市場形成多氣源競爭局面；②隨著中俄東線天然氣管道逐步建成，相比東南沿海地區(qū)的高價(jià)LNG 資源，管道氣有望獲得價(jià)格優(yōu)勢并形成與LNG 資源的“氣液競爭”局面［15］；③2019年，中國天然氣表觀消費(fèi)量首次突破3 000×108m3，但凈增長量和增長率都創(chuàng)2017 年以來最低值。從長遠(yuǎn)角度看，未來天然氣供需可能將逐步呈現(xiàn)寬松局面［16］。

2 下游公司天然氣價(jià)值鏈提升面臨的問題和挑戰(zhàn)

2.1 進(jìn)口氣價(jià)格成為下游公司天然氣價(jià)值鏈提升的重要阻礙

根據(jù)海關(guān)總署公布數(shù)據(jù)，（1）進(jìn)口LNG 價(jià)格。2019年我國進(jìn)口LNG 氣量為6 025×104t，平均到岸價(jià)格約為2.248 元／m3（表1），明顯高于我國各省、市門站價(jià)格?？梢钥闯觯琇NG 進(jìn)口主體企業(yè)以門站價(jià)格銷售天然氣勢必虧損。（2）進(jìn)口管道氣價(jià)格。對比進(jìn)口管道氣來說，2019 年我國進(jìn)口管道氣量為3 631×104t，平均到岸價(jià)格約為1.785 元／m3（表1）。當(dāng)前，我國管道氣的主要進(jìn)口來源為西北方向的中亞管道、西南方向的中緬管道和東北方向的中俄管道。根據(jù)《bp stats review 2020》數(shù)據(jù)，2019 年我國通過中亞管道進(jìn)口的天然氣約占當(dāng)年國內(nèi)進(jìn)口管道氣總量的90%左右。中亞氣從新疆進(jìn)口后，需要通過西氣東輸二線、三線輸送至管道沿線各省。根據(jù)國家發(fā)展改革委《關(guān)于調(diào)整天然氣跨省管道運(yùn)輸價(jià)格的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕561號）文件，每方輸送1 000 km需要0.12～0.24元的成本。（3）門站價(jià)。2019年3月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于調(diào)整天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕562 號），全國各省、市門站價(jià)格最高為上海和廣東，門站價(jià)格為2.04元／m3。

表1 2019年進(jìn)口管道氣和LNG價(jià)格相關(guān)測算表

綜合來看，不論是以沿海地區(qū)LNG 接收站的LNG 到岸價(jià)格（氣化后進(jìn)管網(wǎng)銷售），還是以西北方向進(jìn)口的中亞氣價(jià)格加上中亞氣輸送至沿海各省的管輸價(jià)格合計(jì)后測算，我國進(jìn)口天然氣在各省的銷售基本為虧損狀態(tài)?？梢钥闯?，進(jìn)口氣價(jià)格過高成為下游公司天然氣價(jià)值鏈提升的重要阻礙。

2.2 管輸環(huán)節(jié)、調(diào)峰環(huán)節(jié)等改革方案還需進(jìn)一步深化和明確

隨著國家管網(wǎng)公司的成立，我國主要長輸管道和部分儲(chǔ)氣庫、LNG 接收站劃入國家管網(wǎng)公司，石油公司、燃?xì)夤镜刃枰c管網(wǎng)公司簽訂管輸合同，以前石油公司依靠管輸?shù)拳h(huán)節(jié)利潤補(bǔ)貼產(chǎn)業(yè)鏈上下游環(huán)節(jié)的情況將不復(fù)存在，且當(dāng)前管輸、儲(chǔ)氣價(jià)格還有多方面處理方案需要細(xì)化或有待時(shí)間的檢驗(yàn)［17-18］。具體來說：一是管輸環(huán)節(jié)“一區(qū)一價(jià)”定價(jià)方式剛剛頒布，其施行效果還有待時(shí)間的檢驗(yàn)。二是“一部制”定價(jià)方式未體現(xiàn)不同管輸用戶用氣差異，對均衡用戶用氣明顯有失公平，不利于提高管輸效率，也不利于下游公司向用戶展示管輸成本。三是天然氣下游公司對用戶用氣類型劃分不夠細(xì)致，在冬季供暖季對居民用氣“保供”時(shí)，可能造成調(diào)峰成本過高或?qū)o需調(diào)峰的用戶用氣不公平等情況。四是石油公司和國家管網(wǎng)公司定位不同，管網(wǎng)公司不買賣天然氣、不以賺取價(jià)差為盈利模式的定位等原因造成了儲(chǔ)氣調(diào)峰價(jià)格市場化、成本分配等方面存在認(rèn)識偏差等問題。五是隨著天然氣產(chǎn)業(yè)鏈“X+1+X”局面形成后，可能產(chǎn)生部分公司只在冬季供暖季購進(jìn)低價(jià)現(xiàn)貨LNG 資源對市場造成不良競爭局面。

2.3 門站價(jià)格取消前后，天然氣下游公司價(jià)值鏈提升都存在困難

門站價(jià)格機(jī)制是中國天然氣價(jià)格改革中的重要里程碑事件，解決了當(dāng)時(shí)天然氣價(jià)格改革的難題和困境，但實(shí)際上，基準(zhǔn)門站價(jià)格機(jī)制還是給天然氣下游公司帶來了一些問題：①基準(zhǔn)門站價(jià)格采用“市場凈回值”定價(jià)方式將天然氣價(jià)格與可替代能源價(jià)格關(guān)聯(lián)（燃料油和液化石油氣，權(quán)重分別為60%和40%）。2011—2019年僅調(diào)整過2次，與成品油價(jià)格調(diào)整次數(shù)有數(shù)量級的差異［19］。②我國主要天然氣市場除東南沿海管道密度較高且靠近LNG 接收站的部分城市為多氣源供氣，其它城市“氣氣競爭”程度明顯不足。門站價(jià)格取消后，天然氣下游公司作為買方定價(jià)話語權(quán)較弱的問題仍然存在。

2.4 高低端市場天然氣價(jià)值鏈發(fā)展都存在明顯“瓶頸”

從下游公司的角度對天然氣產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)行整體測算（天然氣下游公司的成本是向上游公司或進(jìn)口公司支付出廠價(jià)/到岸價(jià)，向管網(wǎng)公司支付管輸費(fèi)。收入是以門站價(jià)或上浮門站價(jià)格向下游燃?xì)夤臼蹥猓┖蟀l(fā)現(xiàn)，我國天然氣市場主要分為氣源地市場、管道終點(diǎn)市場、LNG 市場、保供市場、中部地區(qū)市場和其它市場等6 種類型（各省市市場被劃分時(shí)會(huì)有重復(fù)。如北京市場的主要屬性是冬季采暖季需要“保供”，但按照管道建設(shè)和LNG氣化后進(jìn)入管道后的流向又可以被劃分為管道終點(diǎn)市場或LNG市場）。具體來看：①氣源地市場一般位于西部門站價(jià)格相對較低的省份，該地區(qū)氣源相對充足，但大多受制于經(jīng)濟(jì)發(fā)展程度、氣化率水平、冬季保供等因素影響，天然氣消費(fèi)水平相對較低，屬于氣源充足但消費(fèi)能力有限市場；②管道終點(diǎn)市場和LNG 市場一般位于沿海地區(qū)，該地區(qū)屬于管道建設(shè)的目的地市場或靠近LNG 接收站，資源也相對充足，但由于進(jìn)口管道氣或LNG 價(jià)格較高，天然氣下游公司購氣成本和管輸成本合計(jì)甚至高于各省門站價(jià)格，導(dǎo)致該市場出現(xiàn)從價(jià)格和利潤上分別定位為“高端市場”和“低端市場”的尷尬局面；③保供市場一般位于北方地區(qū)，該地區(qū)氣源供給量相對充足、門站價(jià)格相對較高，但冬夏季峰谷差較大，在調(diào)峰成本難以順價(jià)給用戶時(shí)屬于“低端市場”；④中部地區(qū)市場的門站價(jià)格一般處于中高水平，但管輸成本和調(diào)峰成本都相對較低，因此其利潤處于相對較高水平。從氣量角度分析，中部地區(qū)受制于管輸能力、保供需求等因素影響，增量氣供應(yīng)受到一定限制。

2.5 冬季供暖季期間氣源、管輸、儲(chǔ)氣能力有限成為突出矛盾

在新冠肺炎疫情的嚴(yán)重沖擊下，去冬今春的供暖季期間，受國內(nèi)外氣價(jià)走低天然氣價(jià)格競爭力凸顯，國內(nèi)復(fù)工復(fù)產(chǎn)有序推進(jìn)，經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇態(tài)勢明顯等多方面因素影響，天然氣消費(fèi)市場同比仍實(shí)現(xiàn)5.6%的低速增長。在消費(fèi)市場持續(xù)增長的背景下，上中游和下游市場的矛盾逐步凸顯。具體來看：①我國進(jìn)口氣受國外氣源設(shè)備故障、氣源國家與國內(nèi)消費(fèi)量同步增長等多方面因素影響，資源供應(yīng)能力受限，上下游矛盾凸顯；②我國天然氣管網(wǎng)建設(shè)里程明顯低于《中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》對“十三五”末期管道建設(shè)目標(biāo)，油氣管網(wǎng)建設(shè)密度也明顯低于美國、歐盟等天然氣市場發(fā)達(dá)國家，儲(chǔ)氣庫應(yīng)急調(diào)峰能力也明顯低于天然氣市場發(fā)達(dá)國家和國外平均水平［20］。去冬今春供暖季期間，數(shù)次寒流使得部分管道高輸量滿負(fù)荷運(yùn)行，市場銷售持續(xù)增加使得管輸能力和儲(chǔ)氣能力短板更加明顯。③由于冬季供暖季需“保供”北方市場，保證北方地區(qū)供暖需求，據(jù)統(tǒng)計(jì)，近幾年部分南方天然氣產(chǎn)氣區(qū)周邊直供用戶因冬季受到嚴(yán)重壓減導(dǎo)致直供用戶數(shù)量減少超過一半。

3 對策建議

3.1 積極研判市場形勢，全面統(tǒng)籌國內(nèi)、國外“兩種資源，兩個(gè)市場”

在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈下游市場競爭逐步“白熱化”的嚴(yán)峻形勢下，建議天然氣下游公司采取如下措施：①天然氣銷售總公司主動(dòng)研判市場形勢，全面統(tǒng)籌國內(nèi)、國外“兩個(gè)市場，兩種資源”，做好氣源價(jià)格、管輸價(jià)格、調(diào)峰價(jià)格與門站價(jià)格梳理，在終端市場開發(fā)、用戶結(jié)構(gòu)梳理、成本費(fèi)用管理等方面穩(wěn)步推進(jìn)，細(xì)化各省市市場類型后實(shí)施不同的銷售策略；②把握“碳達(dá)峰、碳中和”戰(zhàn)略目標(biāo)帶給天然氣行業(yè)的發(fā)展契機(jī)，提早布局、落實(shí)天然氣資源和市場；③各省市天然氣銷售公司：主動(dòng)與終端燃?xì)夤韭?lián)合對用戶結(jié)構(gòu)進(jìn)行類型梳理劃分，降低冬季保供壓力；及時(shí)落實(shí)資源和市場，積極融入天然氣“全國一張網(wǎng)”，避免產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)出現(xiàn)明顯短板；將提質(zhì)增效工作成果與績效考核指標(biāo)掛鉤，強(qiáng)化公司經(jīng)營指標(biāo)落實(shí)情況，層層落實(shí)目標(biāo)責(zé)任，確保天然氣市場高質(zhì)量發(fā)展。

3.2 加強(qiáng)對進(jìn)口氣合同研究，爭取通過進(jìn)口長貿(mào)合同復(fù)議、順價(jià)銷售等方式降低天然氣進(jìn)口價(jià)格

進(jìn)口天然氣到岸價(jià)格是實(shí)現(xiàn)進(jìn)口天然氣“扭虧為盈”最重要的環(huán)節(jié)。如果進(jìn)口氣價(jià)格居高不下，即使冬季門站價(jià)格上浮20%，進(jìn)口氣產(chǎn)生利潤的可能性也相對較低。就此來看，建議：①資源方面。天然氣下游公司對進(jìn)口氣合同進(jìn)行深入研究，并盡早在國內(nèi)推動(dòng)與天然氣進(jìn)口主體企業(yè)聯(lián)合、國際上與東北亞地區(qū)市場主體企業(yè)聯(lián)合，爭取通過進(jìn)口長貿(mào)合同復(fù)議、靈活簽訂新的進(jìn)口貿(mào)易合同、順價(jià)銷售等方式降低天然氣進(jìn)口價(jià)格，從根本上降低下游公司購買天然氣的成本，以實(shí)現(xiàn)進(jìn)口氣產(chǎn)業(yè)鏈高質(zhì)量發(fā)展。②市場方面。借鑒天然氣市場發(fā)達(dá)國家用戶“精細(xì)化”管理經(jīng)驗(yàn)，從城市燃?xì)狻⑻烊粴獍l(fā)電、工業(yè)燃料、交通、天然氣化工等不同用戶的用氣特性、購買能力、價(jià)格承受能力和天然氣資源可替代性出發(fā)，結(jié)合價(jià)格政策、供需特點(diǎn)和市場規(guī)律，深入分析，建立適合不同用戶的價(jià)格體系。包括單獨(dú)列出儲(chǔ)氣調(diào)峰價(jià)格；建立能充分反映不同用戶的用氣特征和需求的價(jià)格形式；資源順價(jià)銷售等，逐步引導(dǎo)全社會(huì)科學(xué)合理用氣。

3.3 提前落實(shí)資源、儲(chǔ)氣等問題，避免出現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈明顯短板

我國天然氣供需處于“緊平衡”狀態(tài)，進(jìn)口氣占比也長期徘徊于45%的歷史高位。建議下游公司：①提早與上游資源公司和進(jìn)口主體公司落實(shí)資源情況，增強(qiáng)合同中關(guān)于冬季供暖季的氣量約束情況，避免產(chǎn)生冬季用氣高峰時(shí)氣量不足的情況；②與上、下游企業(yè)加強(qiáng)溝通，優(yōu)化、壓實(shí)儲(chǔ)氣資源，補(bǔ)齊基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)短板，減少季、月、日用氣不均勻性帶來的影響。

3.4 對接長輸管道和“最后一公里”建設(shè)進(jìn)度，不斷優(yōu)化管輸路徑

管道環(huán)節(jié)作為連通天然氣上下游市場的紐帶，對上游資源落實(shí)和下游市場開發(fā)都有重要影響。當(dāng)前，建議天然氣下游公司應(yīng)加強(qiáng)與國家管網(wǎng)公司的業(yè)務(wù)對接，不斷提高管道輻射和下游市場范圍的重合度，加強(qiáng)長輸管道和“最后一公里”建設(shè)，逐步提高我國“主干互聯(lián)，區(qū)域成網(wǎng)”的天然氣基礎(chǔ)網(wǎng)絡(luò)覆蓋面，加快實(shí)現(xiàn)重點(diǎn)城市多氣源、多通道供氣；同時(shí)，及時(shí)關(guān)注管輸環(huán)節(jié)改革政策，加強(qiáng)對當(dāng)前及未來改革方向的管輸環(huán)節(jié)測算，與管網(wǎng)公司共同優(yōu)化管輸路徑，降低管道運(yùn)輸價(jià)格水平。

3.5 細(xì)化各省市的市場類型，彌補(bǔ)短板促進(jìn)天然氣市場高質(zhì)量發(fā)展

從利潤角度考慮，天然氣下游公司應(yīng)細(xì)化各省市天然氣市場類型，對氣源地市場、管道終點(diǎn)市場、LNG 市場、保供市場、中部地區(qū)市場和其它市場等6種不同市場應(yīng)實(shí)施不同的銷售策略。如對于中部地區(qū)來說，建議盡早落實(shí)該地區(qū)天然氣資源情況，保證冬季供暖季時(shí)該地區(qū)工業(yè)用戶、直供用戶資源“少壓減”甚至“不壓減”；提前對該地區(qū)天然氣消費(fèi)市場進(jìn)行短期、中長期預(yù)測，與上游公司、管網(wǎng)公司就資源落實(shí)、管網(wǎng)建設(shè)等方面進(jìn)行交流溝通，同步產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)建設(shè)速度，彌補(bǔ)產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展短板等。

3.6 深入研究產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價(jià)格改革方案，逐步引導(dǎo)全社會(huì)科學(xué)合理用氣

以“管住中間，放開兩頭”為改革思路的天然氣產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)政策，使我國天然氣管輸價(jià)格受到獨(dú)立監(jiān)管，門站價(jià)格將逐步放開。建議：①短期內(nèi)，向國家提出天然氣門站價(jià)格計(jì)價(jià)方式、調(diào)整周期等方面的改革建議，提高門站價(jià)格隨市場進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整周期頻率，逐步實(shí)現(xiàn)門站價(jià)格由與油價(jià)掛鉤的價(jià)格向“氣氣競爭”方向轉(zhuǎn)變；中長期實(shí)現(xiàn)完全放開、由市場形成的天然氣門站價(jià)格；②建議國家盡快實(shí)現(xiàn)管輸價(jià)格“兩部制”，以逐步降低與穩(wěn)定用戶（以工業(yè)用氣為主）的管輸價(jià)格，盡快形成天然氣相對可替代氣源的價(jià)格優(yōu)勢，以加快下游市場開發(fā)；③建議創(chuàng)新儲(chǔ)氣設(shè)施運(yùn)營模式，完善儲(chǔ)氣價(jià)格機(jī)制，逐步實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣環(huán)節(jié)單獨(dú)核算，盡快向社會(huì)、用戶公開儲(chǔ)氣價(jià)格，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣設(shè)施價(jià)格“誰使用、誰承擔(dān)”，引導(dǎo)全社會(huì)科學(xué)合理用氣；④在天然氣上中下游“X+1+X”的發(fā)展格局下，未來天然氣銷售價(jià)格改革必將走向市場化定價(jià)階段，降低天然氣資源價(jià)格將成為公司高質(zhì)量發(fā)展的最重要“抓手”。

4 結(jié)束語

綜合來看，天然氣下游公司的天然氣價(jià)值鏈高質(zhì)量發(fā)展在管網(wǎng)公司成立、門站價(jià)格消失前后都面臨不少的問題和挑戰(zhàn)，具體表現(xiàn)在①進(jìn)口氣價(jià)格居高的不下成為價(jià)值鏈提升的阻礙；②管輸、調(diào)峰等環(huán)節(jié)的改革方案還需進(jìn)一步深化和明確；③門站價(jià)格取消前后價(jià)值鏈提升都存在困難；④各省市高低端市場價(jià)值鏈發(fā)展都存在明顯“瓶頸”；⑤冬季供暖季氣源、管輸、儲(chǔ)氣能力都相對有限等。因此，建議天然氣下游公司采取以下措施：①積極研判市場形勢，全面統(tǒng)籌國內(nèi)、國外“兩種資源，兩個(gè)市場”；②加強(qiáng)對進(jìn)口氣合同的研究，爭取通過進(jìn)口長貿(mào)合同復(fù)議、靈活簽訂新的進(jìn)口貿(mào)易合同、順價(jià)銷售等方式降低天然氣進(jìn)口價(jià)格；③提前落實(shí)資源、儲(chǔ)氣等問題，避免出現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈明顯短板；④對接長輸管道和“最后一公里”建設(shè)進(jìn)度，不斷優(yōu)化管輸路徑；⑤細(xì)化各省市的天然氣市場類型，彌補(bǔ)短板，促進(jìn)天然氣市場高質(zhì)量發(fā)展；⑥深入研究產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價(jià)格改革方案，逐步引導(dǎo)全社會(huì)科學(xué)合理用氣。