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门站价格“去与留”

国际燃气网  来源:南方能源观察  作者:周慧之  日期:2019-06-13
    能找到比“门站价格”更具操作性的天然气价格基准吗?
 
    聚光灯下,国家石油天然气管道公司(以下简称“国家管网公司”)已是箭在弦上。这令上述命题的解锁,变得迫在眉睫。
 
    按照“网销分离”思路,本轮油气体制改革需解绑管道与销售业务。购销合同与运输合同的分别签订,是符合这场改革逻辑的基本操作方式。同时也意味着,管道容量将不再为气源商独享并强制要求购买,批发管道气的贸易交割地点也不局限于省门站。
 
    这都将使得门站价格难再名正言顺。
 
    探索替代方案的工作早已开展。据eo了解,近期主管部门正在并行开展四个课题的“背靠背”研究。即从四组研究方案中,首先选择出最优的那一个,然后再由所有课题组共同对这一份方案进行完善。如果没有找到更好的思路,可能考虑维持现有门站价格管理体系。
 
    门站价格是否有必要推倒,取决于现阶段是否存在更好的价格发现方式。价格发现的先决条件,包括天然气市场的成熟度以及相匹配的金融、信用体系是否到位等诸多因素。寻找替代门站价格方案时,已经或即将遇到的纠结、困惑,或许会成为未来重估油气改革思路的一个重要侧面。
 
    “过渡”而生、公式脱钩
 
    一开始,门站价格就是作为天然气出厂价格放开前的“过渡方案”出现的。
 
    2013年7月起,门站价格在国内全面推行,采用与可替代能源价格(燃料油、LPG的海关进口价)挂钩的市场净回值法进行定价,属于“政府模拟市场”的价格管理方式。以门站价格为基准扣除管输费用,可以倒推出天然气的出厂价格。
 
    这是气价改革历程中的一次关键转折。批发环节的定价方法,从能够明确出厂价的成本加成法,调整为无法直接明确出厂价的市场净回值法。
 
    背景是,2009年西气东输二线的到来,第一次从“物理上”改变了中国天然气市场。西二线与西一线通过“联网”,共同为中东部消费市场注入气源,国内开始从天然气“管线时代”进入“管网时代”。不过,过去以物理流向回溯气源的办法,开始行不通。
 
    联网之后,气源难以直接区分并一一对应,此前成本加成法之下的“出厂价+管输费”结算模式,无法继续操作。于是,2011年主管部门在西二线带来的两个增量市场(广东、广西)率先试点市场净回值法。两年后,推向全国。由此进入“门站价格”管理办法时期。
 
    不过接下来,门站价格挂钩公式使用的持续性,几度受到质疑。
 
    2015年10月一次性“降七毛”的价改政策,事实上已经第一次打破了门站价格的挂钩公式。其中,门站价格0.7元/立方米的降幅,并非完全依据公式计算而来,而是综合多方因素权衡后的数值。
 
    再一次是2017年8月,依据前一年发布的长输管道成本监审规则,以及国家对天然气增值税税率的调整,门站价格基准执行0.1元/立方米的下调。其中,成本监审红利带来的降幅在0.06—0.07元/立方米左右。以“顺价”方式调整门站价格而非依照公式,再次引来争议。
 
    既然市场净回值公式已名存实亡,是否继续修改?
 
    区域差价:定性的现实性
 
    门站价格的内在逻辑,不在于公式本身有多完美,而在于中国政府凭借强大的信用背书能力,面向社会提供一个极具约束力的价格参照系。这个参照系需要充分考虑实际国情,以及各省各地区经济发展水平、资源禀赋等难以量化的诸多因素。
 
    现行门站价格体系以上海为基准点,并以固定升贴水参数的方式确定其他各省的门站价格水平。一位价格研究者曾考虑过一种优化思路,比起遥居东部的上海,应当选择靠近管道气进口气源地的管道汇集处作为门站价格的基准点。
 
    理由是,在中俄东线之前,中国的陆上管道气进口主要来自西北方向的中亚国家,与不少欧洲国家采购的气源属于同一资源池,中国实际上参与了欧洲市场的天然气贸易。但与欧洲相比,中国主要消费市场(中东部、南部)距离中亚的资源池远得多,相应的运输成本也更高。
 
    例如,从气源地土库曼斯坦到东欧捷克、斯洛伐克的运距不超过4000公里,到西欧德国、比利时、英国的运距也在5000公里以内,但是到中国上海的距离超过6800公里。对于管道气进口采购时的价格谈判来说,并不利好。
 
    不过上述价格研究者表示,基准点的更换只能解决气源成本问题,并不能从实质上解决区域价差标准。能否按照理想状态下以运距为标尺计算各省价差,存在很大疑问。目前使用的固定升贴水参数方法,属于综合评定下的“定性”标准,甚至包含了各省协商、争取的成分。
 
    事实上,门站价格的设立初衷,是为了解决天然气管道联网之后,混合气源在向沿线各省——批发环节——配置资源时的定价方法。若考虑“定性”评估各省“价差”的方法较为符合操作实际。那么现行门站价格面向各省批发销售的内核定价逻辑,依旧成立。
 
    “用监管部门制定的升贴水标准,反而更方便一些,各省也都认可。”上述研究者说。“如果新的计算方式,还是不能按照市场化的方式解决问题的话,就没有更换的必要。”
 
    替换门站价格的前提,是找到比“政府模拟市场”更好的价格发现方式——即真实的市场发现价格。但目前在天然气批发环节,真的具备价格发现的基础吗?
 
    尝试增加定价“灵活性”
 
    既然形成“价格发现”的市场条件无法一步到位,推动增加批发环节定价的“灵活性”,是主管部门曾尝试过的一个调整思路。
 
    门站价格体系在2013年发布时,采用的是“最高限价管理”方法,即门站价格属于政府指导价格,仅规定价格上限,下浮可由供气商自主决定。这也被视作一种“半开放状态”。
 
    不过国内最大供气商中石油,几乎都是踩着门站价格上限执行对各省的定价。其考虑是,比起政府指导价格的接受度,中石油的定价无论合理与否,都有可能受到社会指责。
 
    直到2015年10月,门站价格体系由“最高限价管理”修改为“基准价格管理”,该方案允许门站价格在一年之后,才可以在基准价之上最高上浮20%。前提是第一年仍维持门站价格的基准价作为上限水平。
 
    该策略是,一年之后的时间节点正好再次进入供暖季,与此前刚过去的淡季相比有价格上浮的合理性,但涨价幅度的决定权是交到中石油手里。在潜在舆论压力下,要不要再一次顶格上涨,要不要视区域差异做出不同的涨价策略,由中石油自行判断。
 
    第二年(2016年11月20日起),中石油果然针对华北、东北、山东等地截然不同的市场特点,对非居民用气部分执行10%—15%不同幅度的价格上调。考虑因素包括区域的价格承受能力、供需矛盾的尖锐程度等等。
 
    这一次变化也被认为是“好的开端”:“全国统一价格调整”的惯性定价被打破,供气商的定价弹性将更具弹性,而价格波动有助于刺激储气设施的建设。由于当时中石油正在筹备五大区域天然气销售公司,也有业内人士称中石油有考虑将价格调整权限下放给区域公司。
 
    门站价格做出上述修改的一大初衷,是希望中石油能够根据市场行情变化做出灵活反应,并针对各区域的供需紧张程度,制定出差异化的价格策略。比起政府层面多方征求意见后出台文件,供气商作为企业理论上更有能力对市场变化做出快速响应,也更有助于实现天然气资源在各区域、各省的优化配置。
 
    然而事情的进展,与美好的预期还是有所偏离。
 
    预期偏离、些许混沌

    门站价格所给予的灵活空间,是直接通过中石油的售价策略体现的。
 
    然而在舆论约束与减亏压力的选择题面前,中石油选择了后者。这就导致,中石油的售价思路,并非完全以市场行情波动为衡量标准,而是尽可能找到“推价”空间,以利好减亏为目标。
 
    2019年3月,中石油带着新的合同规则与用户签订协议,却遭到了严重质疑。据了解,这份合同的基本原则是,非采暖季综合涨价20%,采暖季合同内气量上浮20%、合同外气量上浮20%-45%不等,并建立季度的价格调整机制。
 
    在国内天然气需求低迷,国际LNG现货价格低位徘徊之时,顶格涨价难以给到有说服力的理由,而且合同外气量的巨幅涨价令用户生畏。其中一个背景是,中石油在力推天然气销售分公司与昆仑能源合并后,将资源有意识地向昆仑能源倾斜,使得用户合同内的气量配置受到了压缩。相当于,“不给够量,又涨价。”
 
    上述年度合同的售价逻辑是什么?油气改革网销分离的趋势,导致批发环节的亏损无法再与管道共同背负,令销售业务倍感压力。因此,中石油天然气销售分公司制定了批发环节“减亏”的思路,并“加注”终端市场的扩张。于是,通过以业绩指标为目标函数,中石油倒推计算出批发价格需要上调的幅度,以满足减亏需要。
 
    不过这份合同并未执行,目前以“不记账”的方式暂停定价。据了解,中石油正在尝试拟定新的售价计划,涨价幅度低于上述规则。无论是外界对于“滥用市场力”的质疑,还是从“降成本”的宏观经济背景来说,中石油在3月份推出的合同规则,都显得有些不合时宜。
 
    3月5日正是2019年《政府工作报告》发布的时候,总理明确提出,以改革推动降低涉企收费,降低制造业用电成本,一般工商业平均电价再降低10%。尽管未提及对气价的要求,但降低实体经济生产要素成本是近几年顶层设计的基本思路。
 
    新一年度合同原本是从4月份开始执行,也就是在采暖期结束之后。截至目前(4月23日),中石油未确定新的售价规则,中石化、中海油也同样未进行定价。后者在气价策略上,通常采取对中石油的“跟随战略”。如今中石油未定,另外“两大油”也未定。
 
    这就进入了一个相对“混沌”的阶段。在不少业内人士看来,即使在国家管网公司成立后,也会存在一段“过渡时期”,这段时期里的定价机制可能还会存在些许“混沌”。
 
    网运分离先行,缺基础?
 
    “我们国家天然气定价的实质,是定出厂价。”一位价格研究者告诉eo。
 
    “国外是管道和生产先分离,然后由管道来统一买卖,出厂价格由生产公司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,才让管道退出销售。从而实现多买多卖之后,门站价格才可以实现真正的市场化。”上述研究者说,“在厂网分离彻底实现之前,让管道退出销售市场,并不能起到预想中的作用。”
 
    先“厂网分开”、再“网销分离”,正是电力改革正在推进的改革步骤。
 
    在本世纪初短缺经济时期,“厂网分离”极为有效地刺激了电源投资。与此同时,电网在“统购统销”的利润保障下,能够实施满足于普遍服务的基础设施建设,电网覆盖率得到极大提升;特高压技术获得突破,能源基地与消费市场的跨区域调度成为可能。
 
    发展到现阶段,随着可再生能源、储能、电动车等间歇性能源的接入,以及用户对于订制化服务的需求,一批新技术的涌现和运用,才开始为电力市场“网销分离”提供支撑。但这仍非朝夕可见的结果。
 
    上述步骤不仅理顺了电力产业链——以更丰富的电源、更坚强的电网,保障电力供应与运行安全,在此基础上进一步追求终端应用对于质量、个性化服务的需要。而且极大地匹配了电力工业站在不同发展阶段与科技储备的实际情况。
 
    然而天然气改革的思路是,在跨省干线环节“网销分离”先行,但“厂网不分”。从产业链理顺的角度看,似乎并不能有效促进整个天然气市场“多卖多买”格局的形成,也就不存在价格发现的基础。
 
    但价格发现真的无解吗?在中国天然气市场“网销分离”先行已成定局的局面下,是否还有符合先“厂网分离”、后“网销分离”规律的条件?
 
    答案是,有。
 
    两级运作、待拨云雾
 
    实行“统购统销”的沿海天然气省级管网,类似于执行了“厂网分离”的电网:几乎不直接掌握陆上气资源,被地方政府赋予“统购统销”的排他性权利,以便完成服务于省级宏观发展需要的建设任务。当然,对于控股LNG接收站的天然气省级管网来说,可能拥有一定量的LNG气源。
 
    但总体而言,沿海地区对于LNG价格指数的探索,可能是国内寻求天然气价格发现最具备条件的地区所在。颇为值得注意的,是在舟山打造LNG价格指数的可能。浙江省天然气管道本身的“统购统销”属性,是未来“厂网分离”之后“网销分离”的物理基础。
 
    单纯从指数打造来说,重点并不在于LNG指数本身,而在于舟山建设大宗商品(石油、煤炭)储运中转加工交易点的宏大构想。
 
    舟山与荷兰港口的功能和特点颇为相像。荷兰发展大宗商品转口贸易的初衷,并非为了追求单纯的价格指数,而是由于北海油田储量枯竭,荷兰政府急于寻求打造良港助力经济转型。简单说,做转口贸易是荷兰政府创收的办法。
 
    由于配套贸易的条件便利,目前荷兰的天然气交易市场TTF已经超过英国的NBP,成为欧洲流动性最强的交易平台。此外,荷兰鹿特丹港还是欧洲最大的原油、石油转运地。
 
    目前国内以能源类大宗商品贸易为特色的港口,正是浙江舟山。而且舟山打造的贸易品种重点,其实是原油、成品油,属于国家能源战略的重要组成部分。客观上来说,能够协助舟山这座城市争取到尽可能多的资源。
 
    其中的内在逻辑是,只有当其目标能够服务于更宏观经济需求时,才能最大限度地调动、协调跨领域但又必备的资源,例如现货市场所需的金融配套服务等等。因此,LNG价格指数不过是一个自然而然的结果,将其理解为“搭顺风车”也不为过。
 
    舟山的LNG价格指数与门站价格又是什么关系?电力市场的框架叫做“统一市场、两级运作”,本质是既要考虑资源在全国范围内的优化配置,又要考虑各省的实际情况。其思路对于天然气市场寻求价格发现来说,同样适用。
 
    门站价格解决的是批发环节的定价问题,属于一级市场的资源配置方式,即统筹国内外管道气资源在全国范围内面向各省进行配置时的定价。但是像舟山的LNG价格指数,反映的其实是区域的市场价格水平,相当于二级市场交易形成的价格。这将与门站价格互为补充。
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