11月15日，随着北京正式进入供暖季，今年天然气冬季保供之战全面打响。

当前，天然气消费的峰谷差不断加大，成为冬季保供的最大挑战。中国石油天然气业务链各企业蹄疾步稳，全力以赴保障百姓温暖过冬。

就在月初，国家发改委发布《中央定价目录》(修订征求意见稿)，其中最为重磅的当属天然气门站价格移出目录。虽然目前暂按现行机制执行，但此举意味着我国天然气价格改革将坚定不移地走市场化之路。这对天然气全产业链都将产生重大影响。

上游观点

想要“好货卖好价”，上游企业需要怎么做？

亢春 塔里木油田油气运销部经理兼党委副书记

吴正 长庆油田气田开发事业部(气田开发处)经理兼党委副书记

1.现行定价机制对增储上产有何影响？

亢春：与东部油田相比，塔里木盆地油气勘探开发具有投资规模大、勘探复杂程度高、钻采风险大等难题。

库车山前是天然气资源的聚宝盆，是塔里木油田最具成长性的业务，但其最深的气藏埋深超过8000米，勘探开发不断向深层超深层挺进，找油找气的难度更大，油气资源的发现成本刚性增长。

面对超深层勘探投资大、工程技术要求高、勘探风险大的特点，只有立足找大场面和寻找优质储量，才能实现效益勘探。但随着勘探进程的深入推进，资源劣质化趋势不可逆转，优质资源越来越少，塔里木油田十多年来没有发现像克拉2规模的优质气藏，低品位资源在新增资源中占比日益提高，增储上产的压力随之增大。

近年来，随着天然气市场的不断扩张，天然气消费峰谷差不断增大。塔里木油田今年预计冬季供气量将创历史新高。面对今年天然气冬季保供的新形势，天然气消费峰谷差的不断加大，成为冬季保供的最大压力和挑战。

吴正：目前长庆油田天然气的主力开发区为靖边、榆林、子洲、苏里格气田中区和东区、神木等。随着开发的深入，优质储量已基本动用，剩余储量以致密气为主，储层渗透率和单井产量低，储层地质条件日趋变差。

在增产潜力区，苏里格气田西区气水关系复杂，盆地东部、宜黄等新区储层厚度更薄，含气性更差，储层非均质性更强，在目前的技术和经济条件下，内部收益率小于6%，开发效益较低、盈利能力弱。加之近年钢材、柴油等材料价格、地方政府规费均大幅上涨，开发成本不断提高，对企业增产带来很大的压力。

2.门站价格取消中央政府定价对上游企业意味着什么？

亢春：我国天然气消费呈现快速增长，在一次能源消费中的占比在8%左右，远低于世界平均水平和欧美发达国家水平。未来，我国天然气需求将继续保持快速增长。然而，国内天然气市场地区性和季节性不平衡的矛盾较为突出，价格的市场化改革是破解供应紧张的有效路径。

门站价格某种意义上可理解为天然气批发价格。现行天然气门站价格实行上限价格管理，价格机制缺乏弹性，不能灵敏反应市场供求变化，不利于资源优化配置和高效节约使用。

取消门站价格政府定价，还原天然气的能源商品属性，建立由市场决定的价格机制，构建有效竞争的市场结构和市场体系，既能激发企业保障供应，又可充分兼顾居民承受能力，以达到优化能源结构、改善空气质量的公共政策目标。

有市场就有竞争。天然气价格市场化，将促使天然气消费部门划分更细，对天然气的品质要求更高。这就要求油气田企业不断加大科技创新力度，优化工艺流程，才能实现“好货卖好价”。

天然气是一个季节性波动很强的商品，需求淡季和旺季用气峰谷差很大。天然气价格市场化，对供气的安全平稳性要求更严。这就需要提高科学组织生产能力和调峰能力，不断完善管网设施，提升天然气稳定供应能力。

3.上游企业如何理解价格改革与保供的关系？

亢春：天然气作为生活必需品，与百姓生活息息相关。无论天然气改革如何变化，价格如何波动，寻找大场面、建设大油气田是塔里木石油人不变的初心，为国家分担“保障国家能源安全”的责任，是天然的使命。

作为我国天然气的主产区和西气东输主气源地之一，塔里木油田积极履行央企责任，保障国家能源安全，开启加快油气业务发展的新征程。在天然气的富集区库车山前加快建设年300亿立方米的大气区，就是为西气东输和南疆用气增加新气源，让更多优质的清洁能源惠及下游百姓，为改善我国能源结构、提升东部地区人民清洁用能水平、增强南疆百姓的幸福感与获得感做出积极贡献。

做好天然气供应保障工作，事关千家万户，事关民生民心。塔里木油田按照保民生、保公用、保重点的原则，已开启天然气冬季保供模式，与地方政府、下游用户紧密沟通合作，重点在产、运、销三个方面发力，全力以赴做好保供工作。

吴正：无论价格机制如何调整，长庆油田都将全力以赴保障供应尤其是民生用气，这是我们作为央企的责任与担当。按照集团公司加快天然气业务发展战略部署以及油田公司二次加快发展部署，长庆油田进一步分析气田生产潜力，探讨冬季保供措施，协调解决影响供气的问题，尽最大可能提高冬季高峰期产量。

依据长庆气区冬季高峰期供气能力，长庆油田综合考虑新井投产、储气库运行、集输处理能力等因素，编制了今冬高峰期产量初步运行计划。冬季高峰期日均产气1.24亿立方米，2020年1月中旬可达到最大产量1.31亿立方米/日，较上一个供暖季同期分别提高300万立方米/日和600万立方米/日。为应对可能出现的极端情况，对高产、高压气井及储气库生产能力进一步摸排，落实冬季应急调峰气量300万立方米/日，其中气层气240万立方米/日、储气库60万立方米/日。(记者高向东 张峰采写)

下游观点

下游企业如何探索全产业链协同发展？

国家发改委上周发布的《中央定价目录》(修订征求意见稿)将天然气门站价从中央定价目录中移出，表明国家再次释放信号，即我国天然气价格改革将坚定不移地走市场化之路。

从这次变化看，虽然把门站价格从目录中移出，但目录下面的备注中依然区分门站价格由“市场形成”和“基准门站价格+浮动幅度(上浮不超过20%、下浮不限)”两部分构成，这充分说明我国天然气市场化改革仍在稳步推进，并未彻底取消门站价格、实现完全放开。从国际上一些天然气市场化程度比较高的欧美国家来看，他们的天然气价格改革都经历了一个非常缓慢的过程。与之相比，近年来我国天然气价格改革的步伐是比较快的。天然气价格改革和天然气市场发育、市场环境紧密相关，在条件不具备、时机不成熟时，天然气价格改革要有序推进，不能只求速不求效。

天然气价格改革作为解决关键性问题的一把“金钥匙”，在当前环境下，有利于销售企业厘清自身优势和劣势，以市场为导向、以客户为中心，运用好线上竞价交易等机制、充分利用大数据、云计算等手段，发现价格规律，持续优化资源组合和市场配置，不断扩大销售规模，有效带动下游产业持续有效健康发展。

从天然气竞价交易实际情况看，国内三大石油公司的天然气销售企业积极参与上海和重庆石油天然气交易中心组织的天然气竞价交易活动。以中国石油为例，近年来交易量逐年上升，发现价格的水平和能力明显提升。特别是今年6月以来，在国家发改委主导下，天然气竞价机制取消了上限价，交易市场平稳运行，没有出现异常波动。实践已经证明，通过竞价交易可以发现价格，可以摸索出更加符合市场规律的交易机制。

当前，我国天然气下游市场竞争非常激烈，销售企业面临的市场环境十分复杂。实现天然气产业健康发展，价格改革是关键中的关键，需要国家、企业和社会各方力量的相互支持，以形成国家与企业、企业与企业、企业与社会之间携手共进，形成推动改革的合力。

透过价改看发展，在国家层面上，要根据市场发育情况逐步放开价格监管，同时要在价税政策上对上游企业劣质资源的勘探开发给予一定的扶持。在企业层面上，企业之间要化竞争为合作，寻找最大公约数；而企业内部要善于从资源组合、内部管理、营销策略以及考核机制等方面下功夫，努力把天然气产业真正打造成为战略性成长性价值型工程。在社会层面上，社会各界要认清天然气行业上中下游一体化、全产业链协同发展以及天然气清洁、高效又便利的特点，要给予企业更多的理解和支持。

当前，我国按照“放开两头、管住中间”的油气体制改革思路继续探索前行，这将有利于重塑天然气发展环境，有利于天然气产业上下游继续加大加快市场开放步伐，促进更多市场主体参与上游和下游的竞争，有利于吸引更多投资方参与管道建设，从而使上游可以获取更多资源，中游可以加快推进管道建设及互联互通，下游可以实现充分竞争。市场更加多元、竞争更加充分，也将反过来推动天然气价格市场化改革全面提速，最终实现价格全面放开、市场竞争充分有力，形成有利于天然气上中下游协同发展、互利多赢的良好局面。(中国石油天然气销售分公司相关部门负责人接受采访，记者李延平采写)

学界观点

如何看待天然气门站价格的诞生与变迁？

价格改革历来是各行业市场化改革的核心。天然气价格改革不仅是天然气行业市场化改革的核心，也是各行业中价格改革最为难啃的“硬骨头”。这是因为，天然气的物理性质决定了其全产业链各个环节上的基础设施都具有高度专用性的特点，难以形成有效的市场竞争机制，从而限制了天然气市场规模的扩展。因此，截至目前，无论是从国家战略出发还是从社会公众利益出发，各个国家对天然气产业的价格形成机制都实行了不同程度的管制。

我国的天然气价格形成机制及其改革进程也同样如此。成本加成定价形成了一个领域一种价格的局面，而随着生产领域数量的不断增加，企业内部定价体系会变得过于复杂，最终导致“出厂价+管输费”结算模式的难以为继。

为解决这一问题，2011年以后，政府主管部门推出了新的“模拟市场价格”的天然气价格形成方式，即天然气门站价格由与可替代能源价格(燃料油、液化石油气的海关进口价)挂钩的市场净回值法来确定，作为天然气出厂价格放开前的“过渡方案”。按照这一方法，门站价格扣除管输费用基本可以倒推出天然气的出厂价格。

过渡模式终究要顺应产业市场化的进程，门站价格最终会退出历史舞台。在新一轮的油气体制改革方案中，按照运销分离和管网独立运行的思路，原来管输与销售业务合一的模式要进行拆解与分离；同时，管道容量将向行业内的所有企业开放，批发管道气的贸易交割地点也不局限于各省区市的门站。而且随着上游油气勘查开采环节向竞争性改革推进，出厂价格不应再纳入政府管制范围，作为“过渡方案”的门站价格的基础不复存在。

适应体制改革的要求，天然气价格市场化是大势所趋。近期，《中央定价目录》(修订征求意见稿)将天然气门站价格移出，是对这一改革趋势的再次确认。

长期来看，天然气管道运输价格将实现独立，包括国产气、进口管道气和进口LNG在内的各类天然气出厂价格可以展开竞争，对于供应商而言实现了同一产品同一价格，企业拥有了一定弹性的定价权，内部定价体系极大简化，成为面向市场展开竞争的重要手段。

但短期内，门站价格的彻底取消还需要一定的过渡期，需要保持市场的稳定运行。这是因为，目前上游多家竞争的格局尚未形成，天然气生产商、销售商等市场参与主体的数量还严重不足；居民取暖和环保政策在天然气价格形成中具有举足轻重的地位，各地居民用户承受能力差别很大，尚不具备市场化条件，多年积累的城市燃气居民用气和非居民用气交叉补贴问题在短时间内难以得到一步到位的解决；省级管网和燃气公司的利益与交叉补贴问题紧密相连，企业供应价格的调整将对这些主体的利益和运营构成冲击，影响省级天然气市场运行的稳定。因此，必须经过一段时期的过渡与调整，下游与上游的直接谈判能够充分开展，在市场运行平稳的基础上才能彻底废除门站价格。

同时也要看到，尽管还需要充分考虑门站价取消的实施条件，但天然气门站价格移出《中央定价目录》，本身就表明了政府推动天然气市场化改革的决心和行动力，价格管制的范围会进一步缩小，从而为天然气价格形成的市场化提供了更多空间和灵活性。（作者郭海涛为中国石油大学(北京)经济与管理学院党委书记、副教授）

交易平台

管道气与LNG将形成何种供应格局？

国家发改委制定天然气门站基准价格，旨在逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，建立与国际油价挂钩的动态调整机制。从天然气产业链来看，各省区市门站是连接上游不同气源和下游分散用户的关键节点，管制门站价格有利于扼住天然气价格链的“七寸”。

从2011年年底两广开展天然气价格形成机制改革试点，到此后全国范围内“小步快走”的渐进式改革，国内天然气价格市场化程度不断提高。由改革前国内天然气价格基本由政府管理，逐步转变到天然气价格由市场主导，其中一半以上价格完全由市场形成，非居民及居民用气实行“上浮20%、下浮不限”的弹性机制，较好地发挥了市场在资源配置中的决定性作用，为下一步天然气市场化改革奠定基础。

虽然在改革过程中出现了门站价格与国际油价联动不及时、供需双方协商价格难度大等问题，但这些问题都将在后续改革中得到解决。

按照“X+1+X”的改革目标，未来下游天然气分销价格将出现是否包括管输费两种模式。体量规模较小、气源单一、缺乏上游议价能力的用户，可以选择贸易商统一进行包含管输费在内的购气服务。而体量规模较大的用户，可通过交易平台直接向上游售气方购买资源并即配管容，由相应管网公司安排管输服务。

随着天然气进口及勘探开发领域逐步开放，我国天然气市场主体将更加多元，竞争日趋激烈，逐步形成国产气、进口管道气、LNG、煤层气、煤制气、页岩气等多气源供应格局。为实现不同气源间充分竞争，避免地区间交叉补贴，按照不同区域实际管输成本，天然气价格将逐步出现“条+块”模式，各区域逐步实行同网同价。

“X+1+X”的市场格局形成后，中国LNG进口量占比的快速提升和世界LNG供大于求中短期持续，已然由陆上“气气相争”演变为陆地与海洋的“气液竞争”，沿海地区长期以来作为价格高地的局势可能会被打破，海气将加快西移。西部的国产气、进口管道气与远洋运输LNG资源将在“沿着海岸一定距离的特定地域线上”形成平衡，这一条线即是价格高线，主要集中在内陆两湖、河南、江西等资源匮乏区，陆气、海气竞争格局逐步形成，天然气门站价格模式将发生根本变化。天然气现货市场繁荣后，将出现现货价格与门站价格并存、互为比照的局面。至于是否完全取消，还取决于天然气市场化发展程度以及民生、“大民生”用气价格最终并轨的时间。