天然气产业发展是社会关注的焦点与各类资本角逐的主战场。在当前供需紧平衡的情况下，如何把握天然气产业保供与保效之间的平衡点，使之担起我国能源转型主力军的重任？
保供长期承压产业体系亟待完善
去年，中国石油销售天然气880亿立方米以上，比上一年增长10%，多家天然气销售公司的销售增量和增速撞破历史最高线。“淡季不淡，旺季更旺”成为当下天然气供应新常态。
8月19日国家发改委、国家能源局召开天然气产供储销体系建设、储气设施建设督查总结电视电话会指出，今冬明春保障天然气安全稳定供应仍面临较多困难和不确定性，增储上产、储气设施建设和管网互联互通等方面仍存在较多问题和不足，做好供暖季天然气供应保障工作任务依然艰巨。
在供不应求的形势下，天然气对外依存度不断攀升。尽管世界经济增速放缓，油气供需总体宽松，但进口长贸资源价格维持高位，进口资源风险加大。
在中国石油天然气销售业务2019年年中工作会上，中国石油要求超前谋划今冬明春的天然气保供工作，加大与油气田的沟通协调力度，进一步增加冬季国产资源量，科学优化LNG接收站接卸计划，入冬前确保储气库高库存、LNG储罐高液位和管网高管存，有效应对下游需求激增和中亚气供应风险，加快推进基础设施建设完善和管道互联互通，确保民生用气、重点地区和高效市场天然气平稳供应。
正因为天然气保供将长期承受压力，迫切需要尽快建立健康、可持续发展的天然气产业体系，推动全产业链实现高质量发展。
站在发展风口持续“失血”原因何在
站在天然气快速发展的风口上，国内天然气供应企业却戴着亏损的“帽子”，这是中国天然气处于特定历史发展阶段面临的成长性问题。
由于我国国产气资源禀赋较差，天然气产量无法满足快速增长的消费需求，需要从国外高价进口天然气。在价格政策的限制下，为了保证民生用气，由于价格长期倒挂，供气企业处于多销多亏的被动境地。
在中游环节，天然气产业链输送环节过多，抬高用气成本。天然气产业链从上游气田至终端用户涉及长输干支线管道、省域管网和城市燃气管网等多个输送环节。终端用户的用气价格由井口价、干线管输费、省域管网管输费、城市燃气输配费等多项费用累加而成。
“我国天然气输配环节过多，配气价格过高，这导致终端用户用气价格偏高，用户承受能力和政府财政补贴面临挑战。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋表示。
近年来，中国石油提出做大做强天然气终端，旨在构建完整的产业链，同时对冲高成本资源带来的巨额亏损，推动资源价值的合理回归。宏观来看，石油央企进入终端，有利于增强国有资本在天然气领域的带动力、影响力，确保国家政令畅通、宏观调控有力，引导其他资本落实中央决策部署。就企业自身而言，发展终端能够促进企业提升服务质量和价值，通过完善治理结构、优化经营机制，切实降低运营成本，构建更加完善的服务保障体系，实现品牌增值。
“油气企业要研究持续发展战略，调整产业结构，大力发展主业，降低成本，增加效益，该抓的要抓好，该放的要放开，不但要主导市场，还要引导市场，为建设开放统一、竞争有序的市场体系做出新贡献。这就是履行企业社会责任的本质涵义。”中国投资协会能源研究中心副理事长曾兴球表示。
理顺定价机制加快直供助益终端
当前，我国正处于加速构建清洁低碳、安全高效能源体系的战略转型期，必须牢牢把握高质量发展这个根本要求，大力拓展天然气供应来源，着力加强储运调峰基础设施建设，科学确定天然气市场价格，加速产业市场化进程。
天然气从生产环节流动到终端用户，过程应该更加高效，层级更加简化。国家发改委价格司2016年8月发布的《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》中明确要求：“减少供气中间环节。积极推进体制机制改革，减少供气层级。”
在国家明文规定加大直供力度的同时，对于工业直供政策的呼声也从未停止。工业直供就是大型工业用户直接向上中游天然气供应商购买天然气，用于生产或消费，这样可以减少中间环节，降低输配环节成本，将红利直接传递到最终消费者，助力地方经济发展，服务民生。
与此同时，定价机制的完善也迫在眉睫。“上游供应商巨额亏损，终端用气成本居高不下”的矛盾直接影响了产业可持续发展。究其根本，我国现行定价机制无法适应天然气产业蓬勃的发展趋势，这是引发天然气产业链上各方冲突的重要原因。因此，一方面要尽快理顺天然气定价机制，建立上下游价格联动机制，使上游的价格波动能有效传递到下游市场。另一方面，政府要充分履行市场监管和服务职责，加强天然气市场供需情况的监测分析，及时向市场公布需求与供应变化情况的预测，以信息透明化来打破价格信息不对称的局面。此外，“要强化天然气市场价格的监管，严厉查处恶意炒作和哄抬气价的行为，维护市场正常秩序。”天然气业内相关专家表示。
根据预测，2030年国内天然气消费量将达到5000亿立方米左右，终端市场空间依然很大。在这一过程中，油气企业与各市场主体的合作机会远多于竞争。建立有序竞争的市场体系，从根本上共同解决产业链不平衡、不充分的深层矛盾，才能使民生改善，经济企稳，企业与消费者共同受益，共享发展成果。
同题采访
本期嘉宾
刘满平 国家发改委价格监测中心高级经济师
杨驿昉 上海石油天然气交易中心战略研究高级主管
1.今冬明春天然气保供可能面临的最大难题是什么？
刘满平：从供需形势分析，个人预计，今年国内天然气需求增速将会放缓，表观需求量在3150亿立方米左右；而供给侧方面，由于国产气产量增速提高，再加上进口气量的增加，全年国内天然气供应量将超过3200亿立方米。因此，如果没有遭遇持续时间比较长的大范围低温天气的话，今年冬季的市场供应情况不会很差。
不过，如有新的市场主体，对于保供的责任和义务需要重新分摊，整个天然气市场体系都需要时间进行调整和适应。个人建议，应成立一个较高层级的多部门联合的保供协调应对小组，以及时联合各主体应对市场突发事件。
杨驿昉：今冬明春保障天然气安全稳定供应仍面临较多困难和不确定性，可能遇到的最大难题依然是用于调峰的气量和气价。
对于上游石油央企来说，天然气保供责无旁贷。然而，由于国内天然气资源禀赋较差，产量无法满足快速增长的消费需求，而进口气价格高，在目前的定价机制下，天然气批发环节难以实现有效益发展。
站在下游企业的立场来看，北方地区采暖季和非采暖季的用气比居高不下，而用于调峰的天然气价格已完全市场化。也就是说，采暖季天然气需求快速增长，调峰气价也会水涨船高。因此，今年冬供期间要想同时满足低价和量足的要求，难度很大。
要彻底解决这个问题，唯有持之以恒地大力推进油气体制改革，尤其是要尽快理顺天然气定价机制，一方面有助于增加资源供应主体，另一方面也将大大激励现有上游企业加大资源供应力度。
2.为什么要深耕天然气下游市场？
刘满平：目前，我国油气体制改革还未到位，尚未真正实现“放开两头、管住中间”以及“竞争业务与自然垄断业务分离”。上游石油央企拥有大部分油气资源与管网，而下游城市燃气市场从全国层面看，好像是各路资本汇集、竞争充分，但具体到某一城市和区域，由于特许经营权的存在，实质上也不是竞争性市场。这种局面导致产业链上下游之间利益博弈激烈，上游石油央企进入终端领域存在比较大的阻力。
杨驿昉：我国进口天然气的长期合同价格与原油或成品油价格挂钩，是市场化定价；国内基准门站价格虽有浮动比例，但受到政府管制，且进口气价格不与国内市场接轨。上下游没有形成价格联动机制，上游的价格变化便无法通过下游市场疏导出去。因此，长期以来，进口气长协价格与基准门站价格倒挂，导致上游企业进口气业务亏损。
从石油央企完整的产业链构成来看，跨省长输天然气管道的管输利润在一定程度上弥补了进口气价格倒挂带来的效益损失。这就意味着，如果天然气管网业务从三大石油公司剥离出去，将对后者天然气板块的业绩造成很大影响。这两点是石油央企为实现改革背景下业绩增长而制定策略的依据，也是其力求做大下游市场的重要原因之一。
3.上下游企业能否通过合作来共同完成保供与保效任务？
刘满平：虽然目前在政策上，上下游均已放开，但距离真正落地还需要一段时间，相关企业也需要一段时间去适应和培育。国家油气管网公司尚未成立并实际运营，其成立后天然气资源的获得以及中游管网容量的分配等各方面工作都需要逐步探索规划和运营，所以，目前只是给下游企业进入上游打开了一扇门。
从未来发展趋势看，我国油气市场要想建成“X+1+X”的体系，上游石油央企与下游企业通过合作来探索上下游相互渗透是必需的，也是可行的。上游拥有资源优势，下游拥有市场优势，两者合作就能优势互补，共同做大下游市场。当然，双方合作的前提是基于谈判地位上的相对平等。任何一方利用自己手中的优势去强迫另一方接受，都将使合作难以开展。
杨驿昉：由于油气勘探开发技术门槛高、投资大、周期长以及矿权问题，下游企业直接涉足上游的难度很大，但通过贸易合作来进行全球化资源采购的可能性还是很高的，不过这也取决于第三方基础设施准入的改革推进速度。
目前国内上下游正在逐步放开，因此，在上游拥有绝对话语权的石油央企与掌握终端领域先发优势的城市燃气企业通过合作，来保障天然气安全稳定供应、共同做大下游市场，理论上是可行的。然而，当前我国天然气下游市场背后的利益关系复杂，力量角逐十分激烈，上下游企业展开合作需要克服重重困难。(记者王源采访)
它山之石
英国：确保用户利益最大化
当前，天然气在欧盟能源消费结构中的比重约为1/4，不过由于欧洲大多数国家并不生产天然气，很多欧盟国家使用的天然气几乎全部依赖进口。近年来，随着欧盟推动其能源市场全面自由化，天然气运输网络已经充分放开。天然气公司通过已建立的天然气贸易市场向最终用户直接销售的天然气越来越多。
英国是欧洲唯一实现天然气批发市场、合同市场和零售市场全方位充分竞争的国家。英国自产的天然气可以满足北海和东爱尔兰海地区近一半的用气需求，约占全英消费的44%，47%的天然气则通过欧洲的跨国管道进口，其余的9%以液化天然气(LNG)的形式通过油轮进入英国。目前，英国80%的家庭由天然气供电，全国约1/4的电力来自燃气发电站。
在英国，如果一个客户想接通燃气，首先必须选择合适的燃气供应商，双方进行充分沟通后，再和燃气配送商联系，由它们负责将消费终端连接到燃气管网。配送商只收取管道安装与输送费用，燃气使用费用直接缴纳给供应商，这样的直供模式避免了中间商赚取价差，有效维护了客户利益。
能源消费的定价结构和报价通常很复杂，以致选择哪家供应商及何种缴费方式对消费者来说最经济，并非一目了然。这为专业的价格比较服务提供了机会。如果对某一家燃气供应商的报价或服务不满意，终端用户可以在覆盖范围内选择其他供应商，这被称为能源转换服务。后来的市场发展证明，允许消费者选择供应商，有助于保持价格压力并推动供应商更好地为客户服务，也能有效促进产品和服务的创新。
目前英国市场上销售的天然气主要来自英国天然气(British Gas)、EDF能源、E.ON等六大供应商，它们为全英超过5000万个家庭和企业供应天然气和电力。
此外，英国也有越来越多的小型独立供应商，它们自1997年以来便一直活跃于英国市场，目的是为消费者创造更公平的市场。这些公司的天然气通过英国国有天然气运输系统输送至配送网络，将天然气交付给客户。目前，英国共有8个天然气配送网络(GDN)，每个网络覆盖一个独立的地理区域。这8个网络目前由4个天然气配送运营商拥有和管理。这些配送公司记录了谁为他们所在地区的家庭供气。如果客户刚到某一地区不清楚供应商是谁，那么可以联系当地的天然气配送商。
由于GDN无法覆盖所有区域，例如村庄或郊区，在这些地区的家庭中，天然气可由独立天然气运输公司(IGT)运输。据估算，英国与IGT网络连接的终端用户数量约为100万个。
考虑到气体配送网络属于自然垄断，而且超过一半的英国家庭从未更换过能源服务公司或只换过一次，这些消费者常常会陷入“默认”交易，缴纳超过他们实际需要的费用。对此，英国天然气和电力市场监管机构(OFGEM)实施了价格管制政策，确保气体配送网络通过有效运营，在控制消费者最终成本的同时，获得公平的回报，同时也为消费者带来实实在在的好处。
