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政策出了这么多 气价为何没咋降?

2019-01-10 10:11:04   来源: 中国能源报   人气:

 “十三五”以来,国家大力推进天然气上游勘探开发和下游销售与终端利用市场化改革,加强中游管道、储气库等储运基础设施价格监管,持续推进“管住两头、放开中间”的天然气价格改革,实现居民非居民用气价格并轨,有利地激发了市场活力,提高了资源配置效率。本文总结梳理“十三五”以来国家出台的一系列改革政策,围绕天然气产业持续健康发展,就当前存在的天然气供需关系偏紧、配气环节价格过高、门站价格没有动态调整等问题提出政策建议。

 

上游勘探开发市场化步伐加快

 

2012年之前,我国油气上游勘探开发市场实行的是资质管理基础上的备案制。“十二五”后半期,国家向全社会公开招标出让页岩气开发权,并在新疆试点首次公开招标常规油气区块勘查,天然气勘探开发矿权开始向市场开放。

 

“十三五”以来,天然气勘探开发领域市场化步伐明显加快。2016年11月,国家发布实施《全国矿产资源规划(2016—2020)》,明确逐步放开上游勘探开发市场,引入社会资本,加快勘探开发进程。2017年2月,中办、国办印发《矿业权出让制度改革方案》,明确以招标拍卖挂牌方式为主,全面推进矿业权竞争出让;提出用3年左右时间,建成“竞争出让更加全面,有偿使用更加完善,事权划分更加合理,监管服务更加到位”矿业权出让制度。随着新的矿业权市场化出让制度的推进实施,将有效解决天然气勘探开发市场存在的竞争不充分、探矿权采矿权有偿使用不到位等问题,并督促持有天然气探矿权采矿权的企业加大勘探开发投入力度,促进天然气增储上产。

 

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2017年4月,国务院印发《矿产资源权益金制度改革方案》,明确加快建立新型矿产资源权益金制度建设,在矿业权出让环节,将探矿权采矿权价款调整为矿业权出让收益,其中矿业权出让收益的中央与地方分享比例由改革前的2∶8调整为4∶6;在矿业权占有环节,将探矿权采矿权使用费整合为矿业权占用费,鼓励更多矿业权人参与合理勘探开发和提高持证成本;在矿产开采环节,组织实施资源税改革;在矿山环境治理恢复环节,将矿山环境治理恢复保证金调整为矿山环境治理恢复基金。通过调整矿业权征收方式和征收标准等一系列政策举措,将加快推进矿业权竞争性转让,为天然气资源科学合理开采提供制度性保障。

 

2018年9月,国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》,其中,进一步明确提出要加大国内勘探开发力度,深化油气勘查开采管理体制改革,要求自然资源部等部委尽快出台相关细则,严格执行油气勘查区块退出机制,建立已探明未动用储量加快动用机制,强化国有油气企业能源安全保障考核,引导企业加大勘探开发投入,确保增储上产见实效;要求各油气企业全面增加国内勘探开发资金和工作量投入,确保完成国家规划部署的各项目标任务,力争到2020年底前国内天然气产量达到2000亿立方米以上。

 

从政策成效来看,勘探开发市场化改革已经取得新突破。一方面,自然资源部在2011年推进非常规油气区块探矿权公开招标后,2015年10月公开招标出让新疆油气勘查5个区块,国有石油企业勘探开发专营局面被打破。另一方面,持有天然气探矿权采矿权的企业内部加大勘探开发力度,加快内部天然气区块流转。

 

以中国石油为例,2017年12月实施东西部油田矿权内部流转,中西部鄂尔多斯、四川、柴达木三大盆地及部分外围盆地的16个探矿权、采矿权区块,从西部长庆油田、青海油田、西南油气田流转到东部大庆油田、辽河油田、华北油田以及玉门油田。

 

中游储运设施开放建设双双提速

 

继“十二五”国家先后出台《天然气基础设施建设与运营管理办法》《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》和《国务院关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》等政策后,“十三五”期间,国家发改委等部委先后出台相关细则,鼓励和支持各类资本参与天然气基础设施投资建设,推进已有天然气管网设施逐步向第三方市场主体平等开放。

 

2016年9月,国家能源局印发《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》,要求中国石油、中国石化和中国海油及各省市油气管网设施企业,公开油气管网设施基本情况、准入条件等相关信息;随后,三大石油公司及地方企业陆续公开全部油气管网资产信息,奠定了向第三方公平开放的信息基础。

 

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2017年5月,国家发改委、国家能源局印发《中长期油气管网规划》,提出以扩大设施规模、完善管网布局、加强衔接互联、兼顾公平开放为重点,大力发展天然气管网,提升储备调峰设施能力,提高系统运行智能化水平。从规划实施成效看,重大基础设施投资建设由“十二五”后半期的稳步推进转向加快实施,西气东输三线东段和中卫——靖边联络线、陕京四线重大骨干管道建成投产,东北进口通道——中俄天然气东线北段顺利开工建设,2018年度30多项互联互通工程如期投用,山西、重庆、河北等省(市、区)天然气管道建设顺利。特别是2017年12月,国家首条智能化管道——中俄天然气东线北段全面开工建设,将在提高天然气管网系统智能化运行水平中发挥标杆示范作用。

 

长期以来,受我国储气调峰能力严重不足等影响,每年冬季采暖期,国家相关部委和油气企业都将天然气稳定供应作为一项重大任务,特别是在2017年冬季我国北方部分地区一度出现天然气供应紧张局面。为补足储气调峰短板,2018年4月,国家发改委、国家能源局继2014年印发《关于加快推进储气设施建设的指导意见》后,再次出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》,进一步明确供气企业、管道企业、城镇燃气企业承担季节(月)调峰责任、应急责任和储气指标,明确:

 

到2020年,供气企业拥有不低于年合同销售量10%的储气能力,满足所供应市场季节(月)调峰以及应急状况用气需求;城镇燃气企业不低于年用气量5%的储气能力;地方政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力,且各方储气指标不重复计算,并对相关企业开展年度指标动态考核。在2018年9月国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》中,对以上储气指标又进行强调,并进一步明确相关部委、地方政府及供气企业责任。

 

按照政策要求,各供气企业迅速行动,综合施策,加大储气库等基础设施建设力度。以中国石油为例,2016年成立天然气销售储备气公司,并于2018年5月进一步调整为储气库分公司,一方面,狠抓已投产运行的10座储气库挖潜增效;另一方面,狠抓辽河双6等储气库建设,储气库(群)的工作气量和整体采气能力不断增强。

 

下游天然气销售市场更高效

 

天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源。我国既要加快推进天然气利用,提高天然气在一次能源消费中的比重,又要努力实现高效科学利用,把天然气能源用好。2007年和2012年,国家发改委先后两次出台《天然气利用政策》,明确天然气利用顺序,加强需求侧管理,着力提高天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益。

 

但由于近些年来天然气发展定位不明确、鼓励政策不配套、基础设施存在短板、价格机制没有理顺等问题,2013—2015年天然气消费量年均增速由2000—2012年的16%下滑至7%,天然气产业发展进入平台期。

 

为此,2017年6月,国家发改委等13部委联合出台《加快推进天然气利用的意见》,提出“逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一”“到2020年,天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右”等总体目标,并确定以燃料清洁替代和新兴市场开拓为主要抓手,加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用,着力做好北方地区冬季清洁取暖、快速提高城镇居民燃气供应水平、打通天然气利用“最后一公里”、大力发展天然气分布式能源、鼓励发展天然气调峰电站和有序发展天然气热电联产,以及实施工业燃料、交通燃料升级工程等重点任务。

 

从近两年全国天然气消费情况来看,国家天然气终端利用政策已见到实实在在效果,2017年天然气消费量达2352亿立方米、同比增长17%,2018年天然气消费预计达2700亿立方米左右,连续两年实现两位数增长,重回2000年以来高速发展轨道。

 

气价改革迈出实质性步伐

 

近些年来,天然气价格机制改革始终是我国推进资源能源价格改革的重点。“十一五”之前,我国天然气定价处于传统价格管理阶段,即政府对陆上天然气实行以成本加成为基础的价格管制,采用国家确定天然气出厂价格和各管道的管输价格、天然气生产和管输企业负责收取费用的计价方式。但随着我国经济社会快速发展,国内天然气生产已无法满足经济发展需求的快速增长,石油企业通过跨国管道和贸易方式积极引进境外天然气和液化天然气(LNG)资源,全力满足国内市场需要。但由于仍按照国产气定价机制确定进口气价格,导致天然气进口成本与销售价格倒挂,造成天然气资源进口企业“进口越多、亏损越多”的局面,严重制约了天然气产业的持续健康发展。

 

“十二五”期间,我国首先在广东、广西两省(区)开展天然气价格改革试点,随后在全国范围内推广,明确放开气源和销售价格最终目标,将计价方式从出厂价管理改为门站价管理,并建立天然气与进口燃料油等可替代能源之间的比价关系,区分存量气和增量气进行价格调整。2015年10月,中共中央、国务院印发《关于推进价格机制改革的若干意见》,提出按照“管住中间、放开两头”总体思路,推进天然气等能源价格改革,尽快全面理顺天然气价格,加快放开天然气气源和销售价格;按照“准许成本加合理收益”原则,合理制定天然气管网输配价格。

 

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“十三五”以来,国家发改委持续推进天然气价格改革,密集推出一系列天然气价格政策。2016年8月,针对一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题,国家发改委印发《关于加强地方天然气输配价格降低企业用气成本的通知》,要求各省(市、区)发展改革和物价部门全面梳理天然气各环节价格,加强天然气输配价格监管,降低过高的省内管道运输价格和配气价格,取消不合理收费,减轻用气企业负担。2016年10月,配套出台了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,改革管道运输定价机制,推进价格监管办法和成本监审办法全覆盖。两个办法的出台,标志着天然气输送自然垄断环节价格监管向精细化、制度化迈出实质性步伐,并为实施管道第三方公开准入、推进天然气价格市场化改革奠定了基础。另外,随着天然气消费量迅速增长,为解决日益突出的储气设施建设速度偏慢、调峰能力不足的矛盾问题,2016年10月,国家发改委明确储气设施市场化价格政策,即储气设施经营企业可根据市场供求情况自主确定对外销售价格,以及与委托企业双方协商确定储气服务价格,对鼓励投资建设储气设施非常具有价格导向作用。

 

全面理顺居民非居民用气价格是“十三五”天然气价格改革的最大亮点。继“十二五”期间存量气与增量气价格并轨后,2016年11月,国家发改委在化肥行业产能过剩等形势下,全面放开化肥用气价格,明确化肥用气价格由供需双方协商确定或通过市场交易平台形成价格,至此非居民用气价格彻底放开。

 

2018年5月,国家发改委针对居民用气门站价格低于进口气引进和国产气供应成本的“价格倒挂”、价格不能反映供需变化,以及上游供气企业与下游燃气公司争论居民用气用于非居民用气等问题,特别是在2017—2018年冬季采暖期国内天然气供应紧张情况下,印发《关于理顺居民用气门站价格的通知》,明确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,供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格,实现与非居民用气价格机制衔接。

 

同时,鼓励供需双方企业通过上海、重庆石油天然气交易中心等平台进行公开透明交易,并要求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。至此,天然气价格改革迈出了居民用气与非居民用气价格并轨的关键性步伐。

 

政策落地效果仍待检验

 

可以预见的是,随着国家一系列改革政策逐项落地,天然气产业发展的深层次矛盾及不平衡不充分问题将逐步得以解决,天然气发展成为我国现代能源体系中的主体能源之一也指日可待。但从天然气产业持续健康发展来看,有关政策落地效果还有待检验,特别是一些问题还需要从政策层面进行解决:

 

天然气价格动态调整机制不到位。

 

当前,随着能源价格波动周期加快、波幅加大,天然气与石油、煤炭、电力等能源的比价关系变化也越来越大,天然气与其他能源经常处于“替代”“逆替代”状态。早在2011年12月,国家发改委《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》明确提出,天然气门站价格实行动态调整机制,根据可替代能源价格变化情况每年调整一次,并逐步过渡到每半年或者按季度调整。而民用天然气门站价格仅在2018年6月进行了8年以来的首次调整。

 

进口气成本与基准门站价依然“倒挂”。

 

比如,中缅进口管道气和部分进口LNG购销价差仍在1元/立方米以上,天然气资源进口企业承受巨额亏损,虽然进口气退税可以弥补一些损失,但从政策层面没有得到根本性解决。

 

配气环节管理亟需加强。

 

部分省市终端用户价格因配气环节成本过高依然高居不下,短距离配气环节成本远远高于长距离管道、海上LNG运输及气化等成本,已经成为天然气大规模利用的“肠梗阻”。

 

天然气分布式能源、天然气交通等终端利用方式的政策支持力度有待加强。据调查,目前国内天然气分布式能源项目普遍年利用小时数偏低,一年仅开机2—3个月,这样造成天然气分布式能源发展缓慢。同时,在一些城市交通领域,天然气公交车、出租车逐步被以煤电为动力的新能源汽车及普通汽柴油汽车替代。

 

为促进天然气资源科学高效利用,逐步把天然气培育成为现代能源体系的主体能源之一,建议加快天然气上游勘探开发领域的改革政策落地,促进天然气增储上产,保障国家能源安全和资源稳定供应;

 

加强输配气环节成本的定期监审,特别是配气环节的成本监审,一方面激发相关企业加大输配气管网建设力度,另一方面要避免输配气环节成本过高,确保天然气终端销售价格科学合理,让终端用户“用得上、用得起”;

 

推进天然气基础门站价格与替代能源价格动态联动,建议按季度进行调整,保持天然气与替代能源合理的比价关系,促进天然气大规模利用,实现天然气产业高质量发展;

 

加大供气企业、管道企业、城镇燃气企业和地方政府的储气调峰应急能力建设政策引导和推进力度,尽快解决储气设施短板,确保高峰高日期间终端用户“用得稳”;

 

进一步加大天然气分布式能源、天然气交通等政策支持力度,努力提高天然气终端利用比重,促进天然气清洁资源的科学高效利用。

 

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全球天然气市场格局正面临重塑。受益于页岩气革命的成功,美国从天然气进口国变身为净出口国,并全速进军亚、欧市场。中国则在过去两年里,成为最耀眼的天然气需求市场。

 

如何理解中国天然气市场增长的驱动力?中国海洋石油集团有限公司干部学院院长、党校常务副校长徐玉高在2018上海能创论坛上表示,中国天然气市场的发展有两个大的周期,前一个周期主要是经济繁荣推动的,最近这一轮是明显的政策驱动。

 

对于政策的拉动能否为天然气消费的增长提供持久的动力,徐玉高持保留意见,“中国天然气消费能不能一直是两位数(增长),这个我有疑问。”关于天然气市场盛宴是否提前结束的话题,此前曾引发业内关注。

 

不过,徐玉高依旧认为,中国将在未来成为LNG的主要进口国之一。日本核电的重启,其LNG进口量将出现下滑趋势。“日本的一降,中国的一升,中国的进口需求在2026年会达到一个数值。”

 

无论是为了更好的拥抱、融入全球天然气产业链分工当中,还是理顺内部行业体制、价格机制的不健全,中国的监管部门在积极推动天然气的市场化改革。这当然不是件易事。

 

“价格改革的进程比较快,相当一部分的气价已经放开了,应该说气价市场化程度已经是半壁江山了。而且统一了非常复杂的价格体系,(批发环节的)居民气价与非居民气价实现了统一。”对外经济贸易大学教授、中国石油流通协会副会长董秀成表示。

 

不过对于下一步的价格改革方向,董秀成还是表达了担忧,他认为现在天然气价改有两大问题,一是门站价格怎么办,(继续存在)合理不合理;另一个是城燃的价格机制,如果上游的价格放开,那么城燃的价格怎么办。“这是两大核心,当然下一步还会继续推进。”

 

对于天然气市场化改革的未来,徐玉高则表示,天然气改革会与电力改革类似,政府指导价格可能会持续比较长的时间,LNG液态与管道气双轨制会长期存在。

 

国家管道公司以何种方式实现独立,是业内现阶段颇为关注的焦点问题。“大家对于管道独立的理解不一样,包括三桶油对管道独立的理解也不一样。管道独立的核心不是管道业务单独注册成一个公司。管道必须独立于生产供应商,必须独立于大的消费者,这是核心问题。”董秀成说。

 

在历经上百年的发展后,美国的天然气市场(包括管道的密度程度、价格形成机制)显然成熟得多。在LNG出口模式方面,也在推进着创新。

 

美国切尼尔能源公司中国代表处首席代表贾颖介绍,与之签订合同的买方拥有灵活性与自由度,可以将货物运到不同的地方。“美国的LNG推动了整个行业的变革,价格变得多元化,透明性也强了,所有的这些将帮助市场慢慢形成未来的指数。”

 

将大数据应用到非常规油气资源的勘探开发当中,是国际油气巨头正在探索的方向。康菲石油中国有限公司业务发展及政府关系总监李昕表示,“如果能改变过去数据处理的思路,能够对油田、钻井定制一套方法(以搜集数据),这个数据对于降成本、增产量就会有非常大的帮助。”

 

事实上,正如李昕所言,“油气行业特别是上游不是一个传统行业,而是高科技行业。这里面的科技含量非常高。如果非常规(资源)和大数据结合起来,将会发生化学反应。”(南方能源观察)

 

2019年国内LNG价格仍存上行空间

 

延续2018年市场增长趋势,预计今年的中国液化天然气(LNG)市场价格仍存一定的上行空间,但幅度相对前两年或有所缩小。迅速增长的供应量,对未来LNG价格的影响增大。

 

在天然气供应市场以及大宗商品“领头羊”原油期货价格的震荡变化下,2018年LNG价格波动起伏,一度出现“淡季不淡,旺季不旺”的季节脱轨现象,但相比于原油价格及上年LNG市场行情,变化幅度较小,市场整体趋稳。

 

2018年以来,国内LNG价格从2017年底的1.3万元/吨出厂历史高位开始震荡下行。随着供暖季结束,4-6月的LNG价格原本应大幅回落,在天然气重卡需求增长、西气东输管线检修限气和国际油价增长的带动下,出现逆势上涨,“淡季不淡”现象明显。

 

5月14日,国内165家LNG工厂平均出厂价格达到4433元/吨,较4月30日的均价上涨超过三成。目前,中国LNG价格指数主要分为出厂价(以国产LNG为主)和到站价(以进口LNG为主)。

 

2018年上半年,国内LNG均价约为4330元/吨,较上年同期增长约13.05%-22.67%。

 

下半年以来,LNG价格整体为小“V”型走势,呈现出与原油价格走势分化的趋势。

 

9月底,据监测显示,大宗商品价格涨跌榜中的能源板块,LNG为跌幅最大的大宗商品,环比下降9.81%,涨幅前三的大宗商品分别为Brent原油期货、二甲醚和WTI原油期货。

 

三季度以来,随着各地环保政策执行力度不减,LNG终端工业用户开工数量相比上年有所下降,抑制了LNG的需求。

 

截至9月30日,国内LNG均价为4031.25元/吨,同比上年上涨21.47%,较二季度价格小幅下调6.92%。

 

自2018年11月进入供暖季以来,伴随着国际油价暴跌,LNG价格却开始震荡上行。

 

气温成为LNG价格短期变动的最主要因素之一,与之呈负相关关系。气温回升,LNG供暖需求和价格下降;气温下降,LNG供暖需求和价格上升。

 

截至2018年12月28日,中国LNG市场均价为5138元/吨,周环比上涨2.62%。从日增长看,LNG价格已经出现“五连涨”。

 

12月中旬以来,国内频现全国性冷空气肆虐,多地气温骤降,民生供暖需求增长,价格出现上行空间。

 

预计在明年4月供暖季结束前,气温对LNG价格的作用仍持续凸显。

 

从短期看,元旦等节日危化品车辆限行政策的施行,或使LNG价格开启稳中下行模式,但下行幅度不大,预计在100-200元/吨。

 

2019年1月2日,中国LNG市场均价约为5300元/吨,其中宁夏、内蒙古、陕西、山西和山东等省的液厂开始降价50-200元/吨。

 

根据此前中石化经济技术研究院发布的《2019中国能源化工产业发展报告》(下称《报告》)中表示,2019年,中国天然气市场将继续保持供应紧平衡局面,天然气供应能力将提升,基本能够满足市场需求,但在“煤改气”等政策推动下,部分地区需求高峰期仍将存在供应紧张形势。

 

《报告》预计,2018年中国天然气的消费量将达2770亿立方米,同比增长17%,占一次能源消费比重近8%。预计2019年中国天然气需求将达3050亿立方米,同比增长10%,增速下降7个百分点,供需有望实现紧平衡。

 

在天然气市场供不应求的基本趋势下,预计2019年LNG价格有望继续上升。在天然气需求增速基本稳定的前提下,供应成为左右天然气价格的最大因素之一。

 

2018年年初,中国石油集团经济技术研究院发布的《国内外油气行业发展报告》中表示,截至2020年,中国天然气消费量有望超过3500亿立方米,其中,2018年-2020年间,预计天然气需求年均增长率约为13%。

 

2020年前,中国的天然气供应量有望得到大幅增长。从管道气看,年输气量380亿立方米的中俄东线,计划于2019年10月北段投产,2020年全线贯通。

 

在LNG供应方面,未来两年预计将有1055万吨LNG接收站项目投产。包括接收能力为260万吨/年的绥中港LNG项目,接收能力均为200万吨的江阴LNG储备站、潮州LNG储配和阳江LNG调峰储备库三大项目,以及接收能力为80万吨/年的深圳燃气LNG接收站、接收能力为60万吨/年的防城港LNG接收站和接收能力为55万吨/年的启东LNG接收站二期项目等。

 

截至2018年年底,中国已经投产LNG接收站22座,总接收能力每年近7000万吨。

 

在需求增长的带动下,三大国有石油公司均加大了国内油气勘探开发力度,预计2018年的产量将达1603亿立方米,同比增长7.8%,其中页岩气等非常规气产量占比将达14.2%。(界面新闻)


来源:中国能源报   责任编辑:陈辰

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