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国家管网公司:打破了我国油气行业一体化运营格局
来源：本站 时间：2020-01-10 浏览：832
摘要：国家管网公司的成立，必将重塑油气产业格局，自此将会形成上游以三大石油公司为主，中游管网统一储运，下游销售市场多个主体竞争的市场体系。
2019年12月9日上午10点，国家石油天然气管网公司(以下简称“国家管网公司”)在京举行了简短的成立大会。国家管网公司的成立是油气体制改革的大事，迈出天然气行业市场化的关键一步，打破了我国油气行业长期形成的上中下游一体化运营的格局，有助于形成上游油气供应竞争的局面，有助于全国油气供应统一调度，符合现代油气行业发展的趋势。与此同时，也要慎重处理相关问题，以促使这一重大改革发挥更大的效益。
自2010年国家发改委首次提出油气“管网独立”运营的设想以来，国务院、国家发改委和能源局等相关机构先后颁布了多个文件，集中在油气勘探开发市场的准入等领域，为“管网独立”铺垫基础。今年3月19日，中央全面深化国家改革委员会第七次会议正式通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》(以下简称《意见》)，提出组建国有资本控股、投资主体多元化的国家石油天然气管道公司，推动油气管线独立，实现“输配分离”。从国家管网公司的成立大会上，可以看出其资产分配和主营业务也是以《意见》为指导的。在成立大会中，可以挖掘出六个重要信息。第一，此次油气管网运营机制改革仅涉及推动三大石油公司的油气干线管道资产、业务及相关股权独立。即设计压力4兆帕及以上的国内天然气管道及其附属设施全部纳入国家管网公司。第二，原则上设计压力为6.4兆帕及以上的原油、成品油管道可纳入国家管网公司，但油类管道未来的归属问题，仍充满不确定性。第三，地下储气库、LNG接收站仅被部分纳入国家管网公司，具体分配情况尚未公布。第四，三大石油公司控股、参股的省级天然气管网公司的股权将全部收归国家管网公司。第五，国际管网暂不纳入国家管网公司。第六，油气管网调度业务由国家管网公司统一管理，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放。此番管网改革的决心之大、力度至强、范围之广在我国油气发展史上都是罕见的。可以预见，我国天然气行业必将有翻天覆地的变化。截至2018年，我国天然气干线管道长度7.6万千米，而与我国国土面积相当的美国达49万千米，我国的天然气管道干线里程仅为美国的1/11，俄罗斯的1/5。从管网密度上看，我国天然气干线管道密度为5.2米/平方千米，仅为法国的1/20，德国的1/32。近几年，我国天然气干线管道建设明显放慢，2015~2018年间建设里程年均增速仅为5.9%，与“十三五”规划年均增速10.2%的目标相距甚远。根据2017年的《中长期油气管网规划》，到2020年，我国油气管网规模要达到16.9万公里，其中天然气管道里程达到10.4万公里，储运能力明显增强；到2025年，油气管网规模达到24万公里，其中天然气管道里程达到16.3万公里，网络覆盖进一步扩大，结构更加优化，储运能力大幅提升。国家管网公司是全国油气运输骨干网络建设和运营的主力军，具有全国性资源输送与调配的核心能力，可以服务于国家油气战略布局和资源紧急动员需要。因此，在国家推动、企业发展的总体要求下，我国油气管道建设必然有一个加快的过程。与此同时，国家管网公司将统筹管网规划的局面，在全国“一张网”的天然气储运格局下，由国家管网公司行使最高主导权，加强规划的统筹性和全局性，加强部署的约束性和权威性，减少无效投资或恶性竞争。政府在核准管网项目时也会依据国家管网建设发展规划统筹考虑，避免重复建设。我国天然气资源分布极不平衡，大多分布在西北、西南盆地，其中以塔里木盆地、鄂尔多斯盆地以及四川盆地为天然气主要储气区，但东部地区却是天然气消费的主要地区。尽管已形成了西气东输系统、陕京线系统、川气东送等长距离管网，但仍未满足许多省市的用气需求。因此，互联互通工程将是下一阶段的发展重点，气化覆盖范围还有待进一步提高。参考欧美等国的经验，他们的油气管网现已交叉成网、四通八达，整体上形成了管道网络化、供应多元化、地下储气库遍布全国的油气供应格局。与此同时，他们还有完备的管理办法和应急预案，使管网协调不会因为规则问题而无法达成一致，延误供给和消费。不久的将来，随着国家管网公司进行统一管理，我国的大部分省市气化率将进一步提高，日常调度和应急部署将更加有条不紊。无序竞争、资源协调无果而导致的“气荒”频次将大为减少。产业格局必将重塑。过去，天然气产业的运营模式主要是三大石油公司各自进行上中下游一体化发展，其他小公司分食残余市场，即所谓的3+X模式。国家管网公司一旦成立，将会形成上游以三大石油公司为主，中游管网统一储运，下游销售市场多个主体竞争的市场体系，即演变成3+1+X模式。最后，随着第三方准入的进一步完善，市场体系会变成上游油气资源多主体多渠道供应、中游管网统一高效集输、下游销售市场充分竞争的模式，即为X+1+X。这将迫使各类公司不再向产业纵向发展，而在各自的业务领域进行横向钻研，激发科研活力，使一批小而精的研发型公司能够崭露头角，促进全产业链均衡发展。供需关系重新定义。国家管网公司成立后，天然气产业将从纵向一体化转型为横向竞争模式，上游油气田公司、中游管网公司和下游终端用户将会追求自身的收益最大化，导致新产业链初期极不协调，市场供需矛盾更加尖锐与突出。如果这样，国家需要合理届定各方的利益分配方案，实现平稳过渡，保证天然气供给不受影响。此外，随着市场化改革的推进，供求机制由“少对多”转向“多对多”，可能会出现供气方或需求方违约的情况，加剧市场供求矛盾，所以，研究出合适的供需应对方案是国家管网公司在下一阶段的工作重点。运营机制更为复杂。过去，下游城市燃气企业等用户直接和上游供气企业谈判，天然气储运等问题已由供货方统一协调，不需要再单独考虑。未来，除去已有的贸易双方，还需要考虑国家管网公司这个新的谈判对象，这其中的变数就会大大增加，如何合理地安排调度和管控运输风险将会是一大新的难题。此外，随着储气库等辅助设施的快速建设和交易模式的灵活发展，市场交易将更加多样，届时管道气的现货交易或许会像如今的LNG一样繁荣。社会责任需要协调。一是与省管网公司的关系。对于三大石油公司主导的省管网公司，如何给予资产补贴，如何划分回购范围；对于仍自主运营的省管网公司，如何互联互通实现通气，如何规划长远发展。二是三大石油公司进口气的历史亏损。三大石油公司按照中央部署进口天然气，用以保供，承担了巨额亏损，以前的模式可以利用中游管道运输业务的收益弥补部分亏损，拆分以后如何使国家管网公司承担部分亏损责任需要明确。三是保供任务的划分。国家管网公司是否要承担保供责任在如今并没有给出明确安排。依据“发改能源规〔2018〕637号”文件，到2020年，供气企业应建立或者拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，但这一责任在上游企业和国家管网公司之间还未明确。上述四点国家管网公司成立后的主要矛盾，如未能达成一致，造成市场各方不积极配合，极有可能引发“蝴蝶效应”，使得国家管网公司初期经营艰难，天然气供需平衡在短期内打破，市场秩序混乱，甚至牵连于2020年的冬季保供。价格体系再做商榷。国家管网公司成立后，价格体系的重构将是焦点之一。就笔者看来，天然气门站价在至少5年内不应该取消。第一，上游领域短期仍然是寡头垄断的格局。第二，上海、重庆天然气交易中心的价格还没有真正成为市场基准价，不具备“发现价格”的能力。第三，依据国际经验，首先进行的应该是“厂网分开”，而不是我们现在设想的“网销分离”，然后由管道商来统一买卖上游天然气资源，出厂价格由上游企业和管道商来进行谈判，门站环节由政府按照成本加成来定。等上游多元化之后，才让管道商退出销售，这时的门站价才可以实现真正的市场化。这也是我国电力改革正在进行的改革步骤。因此，管道捆绑销售天然气具有内在合理性。第四，现行门站价确定的原则虽然有挂钩替代能源不合理、调价频率低等多方面的问题，但我国政府凭借强大的信用背书能力，向整个天然气市场提供了极具约束力的价格参照系。目前我们需要做的工作是提高门站价格的“灵活性”，上游企业在门站价建设中应该完全以市场行情波动为衡量标准，而不是尽可能找到“推价”空间，以利好减亏为目标。风险管理防范未然。国家管网公司从公司属性来说，是由中央授权将现有的中游储运业务集中，形成天然的技术垄断、资产垄断和经营垄断，垄断性较此前更加集中。它既可以独立决策管网的投资建设，也可以自主规划气源的调配，还可以引入社会资本开展扩张收购等业务，在上下游均进入市场化竞争的情形下，其必将成为天然气产业链中具有最高话语权的一方。因此，虽然国家管网公司实行“准许成本+合理收益”的商业模式，但从本质上来看，其仍是天然垄断主体。所以，如果中央监管不力的话，资产所有者极易诱发政治道德风险，一旦出现徇私牟利的现象，其运营形势必将陷入危机，从而波及天然气产业改革进程。从历史的发展道路来看，我国油气体制改革的总体基调是实现全面市场化，旨在于提升行业的运行效率、激活行业的市场潜能，保障国家能源安全。国家管网公司的成立，将是天然气行业市场化进程中的关键一步。尚须做好以下工作：推动油气矿权改革，形成天然气勘探开发竞争的新局面。首先，加快相关上游法律法规的修改，使三大石油公司以外的企业真正能够得到勘探开发区块；其次是明确探索探采矿权合一，加强两权的授予和相关规划的衔接、完善与土地使用权的衔接。第三，明确油气矿产所有权与使用权，没有确权，就没有流转和出让；没有退出制度，这些区块将不会被真正有能力开发的公司获得，所谓的上游竞争局面就没有办法形成。适应国家管网公司成立要求，采用“两部制”重新核定管输费。国家管网公司的成立意味着将出现真正意义上的管道运输企业，从而就需要为管道容量定价，管输费必须实行“两部制”，相应为降低终端用户价格需要调整以下三个方面：一是有效资产的认定问题。评估增值部分是否可以被认定为有效资产。二是准许收益率的确定问题。现行办法规定管输企业的准许收益率为8%。国家管网公司成立后可按公式核定其准许收益率（准许收益率＝权益资本比例×权益资本收益率＋债务资本比例×债务资本收益率）执行。准三是管道的折旧年限问题。我国现行办法规定在制定管输价格时折旧年限取30年，应研究将其延长至40年的可行性。通常管道的物理使用寿命在40年以上，从全球范围看，天然气储采比大于50年，因此无论是从物理使用寿命看，还是从资源保证情况看，将管道资产的折旧年限延长至40年都是可行的。单纯从定价本身的角度看，在采用服务成本法制定管输价格时管道折旧年限取40年更好一些，延长折旧年限，可使管道整个寿命期内管输价格水平保持相对平稳。实施终端价格与门站价联动机制。下游燃气企业应该按照上游价格浮动的差额，同步调整居民和非居民用气销售价格，实施上下游价格联动机制。各地方案主要包含四方面内容：一是理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制。将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排；二是推行季节性差价政策，鼓励市场化交易。供需双方充分利用弹性价格机制，形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮，消费淡季适当下浮；三是各地合理疏导终端销售价格。居民用气门站价格理顺后，各地综合考虑居民承受能力、燃气企业经营状况和当地财政状况等因素，合理安排居民用气终端销售价格。四是对低收入群体等给予适当补贴。落实储气调峰气价。虽然国家已经明确非居民用气实行冬夏季的差别价格，但具体做法迄今仍未落地。当前工商用气和民用气之间还有较大差异，未来要深入推进价格机制改革，包括压实地方责任。县级以上地方政府要采取措施满足3 天的调峰气量，地方政府要加强监管，督促企业实现目标。长远看，应实现调峰气价与常规气价区分，冬夏季节性区分，减轻企业经营压力，提高各方建库积极性。建议国家有关部门尽快出台“调峰气价格改革实施方案”和制定“地下储气库储气价格管理办法”。开展储气库、垫底气补贴政策研究，研究储气库建设成本通过天然气销售价格传导的可行性。同时，从天然气产业链来看，储气是天然气的一种主要用于调峰的气源，具备与管道气、液化天然气等其他气源竞争的条件，不适于自然垄断环节，价格改革方向是放开由市场形成。目前，国内很大比例的气量价格已经放开由市场形成，其余的天然气门站价格虽然由政府管理，但由于实行最高上限价格管理，具有较好的价格弹性。因此，储气库经营企业可以根据市场供需情况，在价格弹性空间内自主确定淡旺季不同的价格。加快建设管容分配体制机制。按照上海石油天然气交易中心（以下简称“交易中心”）的设想：交易中心本质上相当于国家管网的订单系统，管容根据资源和成交合同有序分配。管容分配宜遵循“应急预留、民生优先、先买先得、即买即配”原则：一是国家应急预留5~10%管容；二是约占全国三成的大民生等必保的用气优先占有管容。按照与门站价格挂钩定价以年度合同的方式在交易中心备案，将线下合同数据导入与国家管网调度运行系统相联的公开系统平台，数据会自动匹配到国家管网内，占有一定比例管容基础量；三是市场化气量，先买先得，即买即配。交易系统相当于国家管网的订单系统，买卖双方根据公开的模拟管容数据实时下单，先买先得，即买即配，达成交易意味着管容按照国家定价自动匹配，避免人为因素干扰。对于储气库调峰气量部分，在交易系统子模块允许可变的库容价格事前交易。通过以上操作，年季月周日度以及自由合同数据会慢慢填满管道，淡季就一直满负荷的管道会触发建设复线机制；常年不满的管道也会因旺盛的需求而绕道填满，从而极大提高管网效率。来源：《中国石化》杂志2020年第1期 金浩 徐博 作者单位：中国航空油料集团华北公司，中国石油集团经济技术研究院
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