特别关注丨LNG 价格飞涨 气荒气贵问题如何应对？

随着“煤改气”的纵深推进和清洁能源使用力度的加大，液化天然气（简称“LNG ”）的价格也进入了上涨周期。截止12月1日,我国LNG价格连涨17日，创造历史新高，达到9400元/吨。业内普遍认为未来天然气消费量将成“爆发式”增长，非居民用气高达50%-60%的限气比例，或将继续助推LNG价格向高位攀升。

记者获悉，为防范LNG价格异常波动，确保迎峰度冬期间LNG市场价格基本稳定，12月1日，国家发改委发出通知，统一部署相关省区市价格主管部门在12月4日召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，提醒告诫辖区内各液化天然气生产流通企业和相关社会组织，加强价格自律，规范价格行为。

面对终端用户呼吁管控与LNG市场化属性的矛盾，价格主管部门的应对措施是否得力？本轮LNG价格上涨将以何种方式收场？从中折射出的问题又该如何解决呢？

天然气价格上涨实际是体制问题

“天然气价格改革不能单兵突进，要实现放开两头、管住中间的目标需要体制改革保驾护航，实现管输业务独立和官网公平开放，否则会将已有的价格改革红利消耗殆尽。”中国国际经济交流中心信息部副部长、研究员景春梅表示，天然气价格上涨引发的争论，表面上是价格问题，实际则是体制问题。

中国石油大学教授陈守海对此很是认同。他表示，在天然气供不应求的情况下，如果上游企业依然为满足量而便宜供给，必然会给自身现金流造成损失，但是依据市场定价，又会引起终端用户的反对。“如果在上游气源放开，中游管道允许第三方公平接入的情况下搞竞价，即使价格再高，终端用户也不会怨声载道。”

“交易中心竞价争议、上下游不协调等矛盾问题，皆因体制改革不到位而起。”景春梅说，我国建立天然气交易中心的目的是让油气供、需、输多方主体能够在平台上直接交易，以此降低交易成本，实现多买多卖，最终达到由市场决定资源配置的目的。然而在未形成主体多元、基础设施公平开放、竞争环节价格开放和输配环节价格独立的情况，今年以来交易中心数次竞价皆以最高价成交，以至遭遇“借改革之名垄断抬价”的嫌疑。

事实上，交易中心推出的是管道天然气与LNG的挂牌和竞价交易，其中LNG价格一直是由市场决定的，供不应求必然会引起价格上涨，如果因此怀疑天然气市场化，是很不理性的。原中国海油能源经济研究院首席研究员、教授级高级经济师陈卫东说：“今年前所未有的LNG大涨价是天然气供应不足中的良性反馈，是市场化改革取得的成果，只要政府相关部门不改变现有路径，市场会引导企业投资基础薄弱的储气设施，这对解决天然气供应差，实现市场化交易具有重要意义。”

国家能源专家咨询委员会副主任周大地则认为，政府介入在天然气市场化中也很重要。“我国天然气大量依靠进口，与“富气”国家打交道，需要政府和大型油企的经验。”

价格改革助推基础设施公平开放

“建立由市场决定的价格机制，前提是要构建有竞争的市场结构和市场体系。”景春梅表示，下一步只有加快体制改革，把竞争性的环节放给市场，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，加快管道、LNG接收站、储气等基础设施建设和公平开放，通过增加竞争来降低成本，才是促进天然气普及利用的根本之道。

中国天然气价格改革已经迈出了第一步，接下来要做的就是基础设施开放。陈卫东表示，2016年全球天然气产量达到3.5万亿，其中70%是本地消费，30%进入贸易市场，而在贸易市场中的70%是管道气，30%则是LNG，但是到2030年左右，LNG和管道气贸易水平将各占50%，可见LNG比管道气发展快很多。“未来中国天然气市场一定是管道气和LNG竞争。”

记者了解到，截至今年6月我国已建成14座LNG接收站，总接收能力达到5540万吨，在建3座，二期限扩建1座，建成后总接收能力将超过6840万吨/年。其实，我国一直在鼓励建设LNG接收站，但由于其投资回报率低，致使企业投资积极性不大。今年激增的LNG价格，让企业看到LNG接收站的庞大市场，或将吸引诸多企业参与其中。目前，新奥能源、新疆广汇、哈纳斯等民企就在积极筹备LNG进口终端的建设工作。

与LNG接收站垄断程度较低的情况不同，我国管道运输环节始终没有公平开放，统一建设、统购统销的模式导致输配费用在整个天然气价格中占比甚至达到50%以上，且严重影响大用户直供，抑制消费增长。

国家发改委价格检测中心研究员刘满平表示，管道建设需要政府统一规划，但运输与销售必须分开；鼓励大用户直购，减少中间环节；管好长输管网定价，制定省级管网定价规定。

储气不足或造成天然气持续短缺

据公开资料显示，今年1-10月全国天然气消费量达到1842.9亿立方米，预计全年天然气消费量将达到2300亿立方米，同比增长近17%。而我国的储气规模仅64亿立方米，占全国消费总量3%。中石油经济技术研究院高级经济师徐博表示，冬季天然气供应紧张可能还要持续5年。

徐博呼吁，解决我国天然气供应紧张问题和储气库不足问题的首要任务是先立法，通过立法规定供应方、需求方、燃气企业、管道企业、上游企业、主机企业的职责，要求燃气企业参与到储气库的建设当中。

然而，价格机制不完善和政策落地困难等因素在很大程度上影响了企业投资的积极性。刘满平表示，储气库当前的工作气量单位储存空间投资额高达3-6元/立方米，却缺乏专门的调峰价格。工业用户和城市燃气公司很难从中获利，当前主要依赖国家财政补贴以及石油公司管输费用和销售利润。

此外，我国储气库建设的资源条件较差，选址资源少，也无形中增加了投资储气库的难度。我国的油气田多分布在中西部地区，消费市场处于中部和东部沿海地区，而中东部地区气藏少且地质构造破碎，没有足够的气田用于建库。

针对储气库建设的难点问题，刘满平建议在增收、降本、拓源、豁免上下功夫。其中包括储气库有利润保证投资积极性；企业运用储气库降低建设成本，引进先进技术，降低审批门槛；开发除地下储气库外的其他储气资源；待储气库达到一定目标后再开放。

来源：中国改革报《能源发展》周刊