【深度分析】从浙江、广东及江苏三大典型案例看天然气管网运营模式

CBYQ 2018-08-21

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导读

2000年以来，我国多地成立了省级天然气管网公司从事天然气管输和销售业务，目前形成了统购统销、允许代输、开放型三种典型的管网运营模式。在不同运营模式下，天然气终端价格差异显著，开放型管网模式地区的天然气终端价格优势明显，统购统销管网运营模式制约天然气市场化进程。

区域管网是连接上游供气商和下游用户的重要环节。随着中国天然气市场进入快速发展期，广东、浙江、福建等地先后成立省级天然气管网公司，形成多种类型的区域管网运营模式。区域管网推动了天然气市场的发展，各类天然气区域管网运营模式对当地天然气市场发展的影响也逐步显现。分析区域管网运营的不同模式对天然气市场的影响，有助于加快区域天然气管网改革，促进中国天然气市场发展，推动国家能源消费革命。

中国天然气区域管网运行现状

2000年以来，我国多地成立省级天然气管网公司从事天然气管输和销售业务，目前形成统购统销、允许代输、开放型三种典型的管网运营模式。

1.多地建立天然气区域管网

目前，全国共有广东、上海、浙江、江苏、安徽、北京、河北、山东、山西、陕西、重庆、江西、湖北、湖南、广西、贵州、福建、吉林、内蒙古等20个省、自治区、直辖市成立了省级天然气管网公司。其中，湖南、江西、山东等省还成立了多家省级管网公司。典型省网企业包括浙江省天然气开发有限公司、广东省天然气管网有限公司、江西省天然气（赣投气通）控股有限公司、陕西省天然气股份有限公司、山西天然气有限公司、上海燃气（集团）有限公司、北京燃气有限责任公司等。这些天然气管网公司大多由当地能源集团或投资集团控股，部分管网公司有天然气上游供应商参股，实际控制人多为地方政府（见图1和图2）。

多数区域管网公司业务范围集天然气管输与销售业务于一体，在当地管输、销售市场均有较高的占有率。例如，浙江省天然气开发有限公司、上海燃气公司、北京燃气公司的市场占有率均超过90%；陕西省天然气股份有限公司、湖北省天然气发展有限公司的市场占有率均超过60%。

多数区域管网公司正积极向产业链上下游延伸，不仅投资参与城市燃气业务，还积极投资参与上游天然气业务。例如，浙江省天然气开发有限公司参与上游煤制气业务，江西省天然气（赣投气通）控股有限公司成立了页岩气投资有限公司。内蒙古西部天然气股份有限公司以煤气为突破点，奠定天然气产业发展的资源基础。北京燃气公司与加拿大太平洋油气公司签署框架协议，年购买量超过100万吨，期限为25年；北京燃气公司2017年6月完成收购俄罗斯石油公司下属油气田公司20%股权交易。

2.三种区域管网运营模式分析

按照“上游供气商能否与下游用户直接交易”以及“区域管网建设运营是否为特许经营”的区别，我国天然气区域管网运营模式可归纳为三类。

一是统购统销模式（以浙江、上海为典型代表）。省（市）政府授权管网公司特许经营当地天然气管网建设及运营，同时负责区内气源采购、天然气下游市场开发及销售，形成“多气源供应，全省一张网”，天然气供应商不能与下游用户直接交易（见图3）。

二是允许代输模式（以广东为典型代表）。省政府授权管网公司特许经营省内天然气管网建设及运营，省内居民和公共服务用气采用统筹调配模式，由省管网公司统筹采购并销售给城市燃气公司，省内发电、工业等用户可直接与供气商签订合同，由省管网公司提供代输服务，收取管输费（见图4）

三是开放型运营模式（以江苏为典型代表）。上游供气商可直接与下游用户（包括城市燃气、终端用户等）签订购销合同，省内管道建设运营主体多元化，可以由供气商、用户等直接建设，也可以通过省管网代输（见图5）。

区域管网统购统销模式和允许代输模式目前在中国天然气市场占据主导地位，实行开放型模式的较少。根据对长三角、东南沿海及环渤海等沿海地区天然气消费数据的统计，实行统购统销模式地区的消费量占37.2%，允许代输模式地区消费量占37%，开放型销售模式地区消费量占25.8%。

不同区域管网运营模式的天然气市场发展差异

在不同的区域管网运营模式下，天然气输配成本差异较大，对区域天然气市场的终端用户价格和市场规模造成很大影响。以下以江苏、浙江和广东三省为例，分析不同管网运营模式对天然气市场的影响。

开放型运营模式下江苏省天然气市场快速发展

江苏是中国经济大省和天然气消费大省。2004年以后，随着“西气东输”一线的建成，江苏省天然气消费量快速增长。2015年，江苏全省天然气消费量达到165亿立方米，占全国天然气消费总量的8.5%，天然气占省内一次能源消费的7.3%。受市场需求驱动，江苏省已经形成中国石油“西气东输”、冀宁线，中国石化“川气东送”，以及进口LNG为主的多气源供气结构，保证了省内天然气的稳定供应。

江苏省实行开放型管网运营模式，天然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供应商可直接为电厂及化工用户直供。非化工的工业用户未纳入上游直供，由城市燃气公司配气，其终端价格较直供电力、化工用户高44%（见图6）。直供用户价格优势推动江苏省发电用气快速增长，2005－2015年，江苏直供电厂用气量年均增速约为37%，超出同期全省近30%的年均增速，也高于非直供气的增长速度。

允许代输运营模式下广东省终端用户价格差异较大

2006年，随着中国海洋石油总公司深圳大鹏LNG接收站和海上天然气配套管线的建成投产，广东省开始利用天然气。“十一五”以来，广东省天然气消费快速增长，2006年广东全省天然气消费量仅为2亿立方米，2015年达到约145亿立方米，占全省一次能源消费总量的6.4%。广东省天然气消费主要用于发电、商业、居民等领域，发电用气占总用气量的近50%。从气源来看，广东省已形成深圳大鹏LNG项目、珠海金湾LNG项目、粤东LNG项目、“西气东输”二线等多气源供应的格局，天然气供应能力超过350亿立方米/年。

2008年，广东省成立省级天然气管网公司，确立了统购统销的运营模式，输送网络覆盖21个地级以上城市，年输气能力达到600亿立方米。2011年，广东省要求省管网向第三方开放，省管网运营模式调整为统筹调配和代输相结合的方式。工商业用户可以与上游直接交易，有效降低了用气成本。对比产业链不同供气环节成本可以看到，通过省管网代输的直供工商业用户用气成本为2.44元/立方米；经省管网统筹调配，由城市燃气公司供气的非居民用户价格为4.36元/立方米（见图7）。

统购统销运营模式下浙江省天然气市场发展滞后

2003年底，浙江省正式接入天然气。自2010年以来，浙江省天然气消费量保持较快增长，2015年消费量为80亿立方米，占全省能源消费总量的5.4%。截至目前，全省可用气源包括中国石油的“西气东输”一线和二线、中国石化的“川气东送”、中国海油的海上气和宁波LNG。除中国石油“西气东输”二线直供金华、衢州外，其余均由省管网统购统销。

浙江省级管网统一从上游购买气源，各种气源全部进入省级管网输送，统一调配输送至下游用户。省级管网直接与下游县（市、区）级门站、电厂门站以及直供大用户门站相连，省门站到终端用户的中间环节较多，工商业用气成本较高，制约了市场的发展（见图8）。与周边相比，浙江省省级管网覆盖面和天然消费水平差距较大，全省11个市、90个县（市、区）目前仅8个市、44个县（市、区）通达管道天然气，县级城市管网覆盖率仅49%。

天然气区域管网运营模式存在的主要问题

中国天然气市场处于快速发展初期，多种区域天然气输配模式也处于探索过程中。多年的实践证明，统购统销模式导致供需双方不能直接交易，增加了输配成本，提高了终端用户气价，对天然气市场发展形成制约；开放型模式优势突出，终端用户价格较低，有利于促进市场发展；允许代输模式的情况介于两者之间。

统购统销管网运营模式增加输配气成本

在不同省级管网运营模式下，天然气终端价格差异显著，开放型管网模式地区的天然气终端价格优势明显以采用开放型管网模式的南京市为例，尽管门站价格与广东、浙江基本一致，但终端用户价格均低于杭州及广州市。其中，南京发电用气价分别较杭州、广州低6%和11%，南京工业及商业用气价分别较杭州、广州低9%和29%，南京居民用气价分别较杭州、广州低19%和28%（见表1）。

价格差异主要来自省内管输费及城市配气费。典型省会城市燃气工业用户配气费差距较大，约0.8～2元/立方米，广州配气费为南京的2倍，为石家庄的2.5倍（见图9）。江苏省终端用气价格较低，缘于无省网管输费且城市燃气配气费用较低。

高成本抑制了终端用户的需求。天然气在发电、工业、交通、化工等领域面临煤炭、燃料油、汽柴油等替代燃料的竞争，终端用户价格过高，天然气相对替代能源不具竞争力，部分地区甚至出现“气改煤”等燃料逆替代现象。此外，输配价格不合理也导致部分市场的不公平竞争。以浙江省湖州市为例，该市与江苏省临界，两省的工业企业地理位置仅隔一条公路，但用气价格相差约20%，这直接影响用户企业的竞争力。为降低用气成本，用户希望通过上游供应商直供的诉求强烈。

统购统销管网运营模式制约天然气市场化进程

中国天然气价格改革的总体思路是最终实现竞争性环节的市场定价，包括批发价格及销售价格，对具有自然垄断环节的输配价格实行政府定价。在开放型及允许代输区域管网运营模式下，上游供应商与下游用户可以直接谈判，有利于形成气气竞争的市场价格，供应商与用户可以及时感知市场变化，利用价格杠杆调节市场供需。在统购统销运营模式下，省管网公司相对区域上游供应商、下游用户均形成垄断，虽然提高了其对上游供应商的议价能力及省内资源平衡能力，但不利于形成气气竞争的市场机制。

中国部分省管网公司是在引进气源的基础上由气源供应方与省政府联合组建，省管网公司并非终端用户，对市场形势变化反应较为迟钝，难以实现价格的有效传导。我国天然气来源多样且供应充足，随着区域气源供应主体的增加，受管网股权结构的影响，较晚进入市场的供应商在省管网的资源调配中往往处于弱势地位，不利于管网第三方准入的实现及区域市场的发展。下游用户具有一定的议价能力，有利于推动区域管网运营模式改革，推动天然气价格市场化。

加快天然气区域管网市场化改革

在我国经济增速换挡、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型要求日益迫切，加快发展天然气清洁能源是实现低碳绿色发展的现实选择。促进天然气市场发展的关键是降低终端消费价格，尤其是非居民用气终端价格。影响终端气价的因素很多，管输配气价格是重要因素。国家已开始推动长输管网改革，强化运输费率监管，实现长输费率合理化。区域管网连接上游供气商和下游用户，区域管网输配费率也是影响终端气价的重要因素。

2016年以来，国家出台了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》《关于加强配气价格监管的指导意见》等文件，加强天然气输配价格监管，降低下游企业的用气成本。尽管监管取得了一定成效，但一些地方仍存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题。因此，加快区域管网改革，强化区域管网输配费用的监管，减少中间交易环节及交易成本，对于降低终端用户成本，促进天然气行业健康发展具有重要意义。