中海油研究：中国五千家城燃公司如何转型发展
发布时间：2022-05-11 查看次数：6759
20世纪90年代，陕京一线的投产拉开了中国燃气行业快速发展的大幕。以原建设部2004年发布的《市政公用事业特许经营管理办法》（建设部令第126号）为标志，各地陆续出台相应的燃气管理条例，中国燃气行业开始实行特许经营模式，整个行业发展迅猛。2015年，国家发改委、财政部等六部委联合发布《基础设施和公用事业特许经营管理办法》，进一步规范了特许经营许可制度内容，明确鼓励、引导社会资本参与基础设施和公用事业建设运营。自特许经营制度实行以来，各地结合实际需求，所辖区域内普遍存在多家燃气企业，整个行业由规模大小不一、数量庞大的燃气企业组成。中国目前燃气企业众多，企业类型、规模体量、经营状况各异，经过多年发展，已形成以华润燃气、昆仑能源、中华煤气、新奥能源、中国燃气为代表的5家全国性大型燃气企业，以北京燃气、上海燃气等为代表的地方性燃气企业，还包括数量众多的中小燃气企业。截至2020年，中国已有燃气项目约5 000个，其中5大燃气企业拥有其中的1 830个（表1），其余项目由广大中小燃气企业掌握，行业投资经营主体高度分散，若进一步考虑点供和加气站投资企业，投资经营主体的数量则更加庞大。以天然气利用较早、基础设施较为完备的陕西省为例，全省107个区县共有燃气经营主体131个[9]。
截至2020年，中国5大燃气企业总零售气量约1 240×108 m3，占全国天然气消费量的37.8％（图2）。与“十三·五”开局之年的2016年相比，5大燃气企业总零售气量提升7.5％，已占据行业头部位置。同时，北京燃气、上海燃气零售气量约260×108 m3。
可见，7家大型燃气企业总零售气量占全国表观消费量比例接近50％。此外，考虑到部分大型终端用户由上游资源企业直供，且头部燃气企业除零售业务以外也拥有一定规模的贸易业务，其实际控制的市场份额将进一步提高，行业已进入集团化、规模化时代。近年来，受城镇化进程放缓、区域产业结构持续优化及行业监管政策加强等因素影响，不同燃气企业间经营状况分化，行业间并购交易活跃，大中型燃气企业高速扩张。以华润燃气为例，2020年华润集团以72×108元增持重庆燃气15％股权，2021年拟私有化要约收购苏创燃气。
自油气体制改革以来，上游资源企业加快进入燃气行业，2019年昆仑能源以16.55×108元收购金鸿控股旗下17家公司股权，2020年收购新天然气旗下10家公司股权；中石化长城燃气2020年收购滨海投资29.99％股权，2021年入股浙能集团城市燃气有限公司25％股权。此外，燃气行业现金流充裕、盈利稳定、以用户为中心易衍生多元化增值业务的特点，也吸引了其他资本方的进入。如2019年山东水发集团控股收购大连派思燃气系统股份有限公司29.99％股权，2020年山东海洋集团发起对胜利股份的收购，2021年德泰新能源发起对河北鼎森燃气的收购。相关统计显示，2020年燃气市场投资交易金额达到257×108元，较2019年增长260％[6]。①通过经营市政燃气管网等供配气设施、CNG/LNG点供及加注站等，为具体终端用户提供供配气服务，获取购销价差；
②对用户建筑区划红线内的燃气资产提供工程安装业务，以连接市政管网。
中国大部分承担城区供气的燃气企业，特别是承担居民和商业用户较多、工业用户较少的企业，因燃气管网投资规模和折旧金额大、销售价格受地方政府监管且用户气量总体规模有限，销售业务仅能力争微利或略亏，需要通过工程安装业务的利润“以安补销”，维系企业的盈利和发展。在传统业务之外，燃气行业积极谋求业务延伸，部分有实力的大中型燃气企业选择向上延伸产业链，布局煤层气、LNG液化厂、LNG接收站、地下储气库等业务。
大部分企业则依托市政燃气管网的自然垄断优势，以用户为中心，开发增值业务，特别是大中型燃气企业，依托规模优势，普遍延伸至燃气灶器具、燃气保险销售领域，并逐步向生活电商、氢能、光伏、充电站以及供热领域发力。以中国燃气为例，根据上市公司年报，在2020/2021财年，燃气销售、工程安装、其他增值业务的收入结构为70.2％:18.8％:11.0％，利润结构为33.2％:48.5％:18.3％，近3个财年以来，燃气销售与增值业务的营收和利润贡献持续上升（图3）。
燃气具有易燃易爆易扩散特性，且燃气行业属市政公用事业，风险隐患点多、面广，安全生产关系重大。随着中国燃气行业规模持续扩大、市场繁荣发展，管网覆盖率提升，燃气管网外力破坏、高压运行、腐蚀老化等问题突出，部分企业施工质量欠佳、操作不规范、片面追求短期利润而忽视安全生产投入，加之区域内燃气市场碎片化发展，经营企业良莠不齐，致使行业安全生产形势复杂且严峻[10]。根据中国城市燃气协会安全管理工作委员会发布的《全国燃气事故分析报告》，得益于中国燃气行业持续加大隐患排查力度，2017—2020年中国内地燃气事故总体呈下降趋势，分别为925、813、721、615起；2021年燃气事故有所回升，呈多发势头，仅1—6月已发生544起。2021年6月以来，湖北省十堰市等多地相继发生燃气爆炸事故，国家部委和地方政府开展了一系列专项整治工作，燃气行业安全生产警钟再响，加大安全生产投入和进一步规范管理势在必行。2020年9月，习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论发言时，首次提出中国将采取更加有力的政策和措施，CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的碳减排总体目标（简称“双碳”目标）。在“双碳”目标下，中国将加快能源结构的脱碳化进程，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。对于燃气行业而言，可再生能源的替代，机遇与挑战并存。在机遇方面，天然气作为清洁低碳的化石能源，既是实现能源结构向低碳转型的现实选择，也是可再生能源规模化发展及新型电力系统保持安全稳定的关键。根据预测，中国天然气需求将在2040年前后进入峰值平台期，约5 500×108～6 500×108 m3/a，2020—2040年期间的年均增长超过2.8％，其中天然气的需求增量主要来源于发电和工业燃料，用以支撑电力和工业部门的碳减排行动计划。
2021年以来，中国加强落实能源消费强度和总量“双控”政策，坚决遏制“两高”（高耗能、高排放）项目盲目发展，开启了电力和工业部门的碳减排行动进程。在挑战方面，可再生能源近年来的技术进步使其成本进入竞争区间，在“双碳”目标约束下，氢能、风能、太阳能等可再生能源将逐渐占据主体地位。在终端市场上，全社会终端电气化率提升，2050年中国整体终端电气化率预计将由2020年的26.8％提升为45.1％～60.2％[11]。用户的天然气需求场景面临竞争，用气分散的城镇燃气和工业燃料领域存在下行压力，清洁采暖需求的释放则成为天然气市场重要支撑，预计总体需求量中长期处于平台期。“十三·五”以来，中国经济发展进入新常态，产业结构深度调整，城镇化进程逐渐进入下半场，人口持续由中小城市向中心城市、大都市集聚，不同区域经济结构和增长动力开始分化。
工业发达地区在“煤改气”政策助推下，天然气需求快速增长；经济增长乏力、人口外流的区域，天然气增长则主要依靠城镇化进程的自然增长以及居民采暖的“煤改气”。工程安装业务所依托的房地产行业坚持“房住不炒”定位，行业增速开始放缓，不同区域市场分化，燃气行业传统的“以安补销”模式面临挑战。“十四·五”期间，中国经济发展前景向好，但依然面临转变发展方式、转换增长动力的攻关任务，再加上人口总规模增长惯性减弱[12]、新冠疫情、外部环境变化，各类衍生风险不容忽视。在中国降低天然气中间环节成本的总体监管思路下，燃气企业间经营环境的分化将进一步加大，特别是对于区域经济基础薄弱、气源采购议价能力与成本管控水平不佳的企业将更具挑战。碎片化的燃气市场格局为保障供气安全、全面推进配气价格成本监审、统一提升服务水平带来诸多弊端，近年来日益受到关注，部分地方政府已提出相应的规模化导向政策。
2020年，浙江省率先提出“推动城镇燃气扁平化和规模化改革，开展管道燃气特许经营评估，鼓励城燃企业间进行规模化、集团化整合”，并发布了管道燃气特许经营评估的管理办法；云南省则提出对“圈而不建”的特许经营权全面清理。
2021年，广东省跟进相关政策，提出“以市场化方式推动城燃企业规模化整合”；陕西省提出要出台本省的燃气特许经营评估管理办法。可见，各地逐渐将燃气特许经营评估、清理“圈而不建”、鼓励规模化整合等一系列引导政策提上日程，有望推动燃气行业间并购重组，朝着“一城一企”的方向发展。2017年以来，作为深化石油天然气体制改革的重要内容，中国深入推进“X+1+X”的油气体制改革总体框架。同时，还提出燃气行业主要政策监管方向为“促进天然气配售环节公平竞争，降低中间环节成本，严厉打击燃气企业的竞争与垄断行为”。
针对燃气销售/配气业务，2017年6月国家发改委在《关于加强配气价格监管的指导意见》中提出，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，加强城镇燃气配送环节价格监管，配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，且准许收益率按不超过7％确定等。
针对燃气工程安装业务，2019年6月国家发改委在《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》中，明确规定“收费范围仅限于建筑区划红线内用户资产，初装费、接驳费、开通费等一律不得收取，工程安装收费原则上成本利润率不得超过10％”。上述多项政策构成了燃气行业监管政策的总体框架，后续各地方政府相继落地具体实施要求，成本监审、服务标准、信息公开等要求逐渐严格。
2021年，国家发改委、财政部等五部委在《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展意见的通知》中，进一步强调“取消燃气企业应通过配气价格回收成本的收费项目和取消与建筑区划红线内燃气工程安装不相关或已纳入工程安装成本的收费项目”及“加快核定独立配气价格”，在监管政策体系基本完善的背景下，以降低中间环节成本、限制竞争与垄断行为的监管力度进一步提升。管网、LNG接收站等基础设施具有自然垄断性，油气管网独立以来，上游资源供给侧正形成多主体、多渠道竞争态势，管网基础设施互联互通能力进一步提升。为稳定市场份额、对冲风险，上游资源企业多措并举，不约而同地发挥各自在资源、资金、保供等方面的差异化优势，提升燃气销售溢价或以资源换股权，加快进入燃气市场。在日趋困难的经营环境下，部分中小型燃气企业只能让渡股权甚至退出市场。大中型燃气企业为维持市场份额，实现规模化、集约化发展，也加入竞争之列，行业掀起并购热潮，不断推进兼并重组。同时，燃气行业准入条件放宽，2019年6月，中国取消了50×104人口以上城市燃气管网需由中方控股的限制[13]，至此外资也加入竞争之列。中国油气长输管道完整性管理已发展20余年，目前已形成以中国特色风险预控为核心的完整性管理技术体系[14]，成为实现事前预控、提高本体安全、预防管道事故的重要手段。燃气行业与长输管道行业同为运营管网设施，但燃气行业完整性管理工作则相对起步较晚，2010年中国石油、北京燃气、深圳燃气等公司开始完整性管理的科技攻关和实践工作[15]。为切实提高燃气行业安全管理水平，充分借鉴长输管道完整性管理实践经验，有必要尽快在全行业全面推行燃气设施完整性管理。鉴于燃气管网和长输管道主要区别在于压力等级、管道材质不同所导致的主要风险因素差异，需要根据燃气管网特点和管理现状建立与燃气行业相适应的完整性管理体系，并贯穿燃气管网设计、采购、施工、投产、运行及废弃等全生命周期的各阶段[16]。
燃气行业特别应加强数据管理、泄漏管理，全面开展地下管网普查，对各类管网、设施、场站、使用场所的隐患进行排查整治，加快老旧管道安全评估和更新改造，全面推广燃气管网在线监测平台、物联网智能燃气表，对重要节点实时监控，实现燃气管网智能化、信息化管理。在“双碳”目标约束下，清洁低碳转型和安全供应保障并举，天然气将是可再生能源规模化发展的重要支撑。
天然气通过与可再生能源融合发展，替代传统高碳化石能源，仍将保持较大的增长空间。在消费侧，天然气通过因地制宜地与可再生能源多能互补，集供电、供气、供冷、供热于一体，为用户提供高效、智能的能源供应和增值服务，再加以用户需求管理，推动可再生能源就地生产、就近消纳，提升能源综合利用效率，并降低对电网系统的依赖。
面对天然气与可再生能源融合发展的机遇和挑战，燃气企业可主要关注：
①应充分发挥贴近用户、增值服务黏性高的优势，进一步围绕用户，审慎确定发展战略和结构布局，由燃气供应逐步拓展到综合能源供应；
②在现有增值业务的燃气保险、厨卫用具、互联网电商等领域持续创新，挖掘用户消费场景和习惯，努力提升用户黏性；
③积极发展减碳和碳汇项目，特别是依托现有基础设施密切跟踪氢能产业技术进步和应用场景创新路线，探索氢能产业与工业耦合发展路径，及时抢占市场份额。通过数字化转型，实现效率提升、收益增加、单位能耗下降，是企业实现碳中和的重要路径。中国数字经济规模位居世界前列，2020年已达39.2×1012元，占国内GDP的38.6％，成为稳定经济增长的关键动力。受数字经济影响和新冠肺炎疫情冲击，燃气行业逐渐认识到基于数字化、智能化的数智化转型发展已成为提升管控效能、带动利润增长的新引擎[17]，部分大中型燃气企业正开展积极探索。
“十四·五”期间，中国在数字社会建设方面，将分级、分类推进新型智慧城市建设，将物联网感知设施、通信系统等纳入公共基础设施统一规划建设，推进市政公用设施、建筑等物联网应用和智能化改造[18]。燃气行业作为公用事业和能源体系的重要组成部分，应充分发挥“数据”效力，以“云移物大智网”为基础，加快智慧燃气的构建[19-20]，实现市场研判模型化、资源平衡预测智慧化、营运优化决策精准化以及客户服务智能化，积极融入智慧城市建设中。燃气行业部分区域碎片化发展，圈而不建、无序竞争、经营实力与服务水平参差不齐等矛盾突出，增加了行业配气价格成本监审等规范化管理实施的难度，也与地方政府社会经济发展诉求不符。
“十四·五”期间，为满足新型城镇化建设与乡村振兴战略的推进，各地政府有必要进一步鼓励和引导行业间进行区域化、规模化整合，优先选择管理水平高、抗风险能力和政治担当意识强的集团企业，充分发挥其集约化经营优势，带动经营成本和地方监管成本下降，为实现同行政区域内用户同网同价的规范化管理奠定基础，使用户享受到均衡化的燃气公共服务。同时，可以通过规模化经营提升效率来带动行业整体实现能耗强度下降，并反哺、助推其他领域碳减排行动。此外，规模化经营还有利于在统筹运作的前提下，通过区域间的合理搭配组合，适度带动经营基础欠佳的地区加快发展。
对于具有经营优势的燃气企业，也可依托规模化整合，推进产业链深度协同，进一步提升成本竞争力，形成良性循环。
各省可考虑借鉴浙江省燃气特许经营评估的实践经验，并结合本省实际情况，强化市场准入、减少供气转输层级，采用混合所有制的模式，鼓励燃气企业规模化发展。规模化整合机遇也为其他企业，特别是天然气产业链相关企业创造了投资进入的机遇。上游资源企业直供终端用户可有效降低中间环节成本，特别是在燃气管网未覆盖、所需供气压力为高压且靠近主干长输管道的区域具有积极意义。近年来，中国部分省份出台相应的支持政策，但全面推广仍面临以下困难：①全面直供会引发燃气企业优质用户流失，不具备直供条件的中小用户所分摊的配气成本势必增长，终端销售价格差距拉大、燃气企业负担加重；②直供项目通常对单一或少数用户供气，投资回报风险高度依赖用户经营状况，一旦发生变化易造成资产闲置浪费；③视各地燃气特许经营协议约定不同，上游资源企业直供会与部分当地燃气特许经营权存在一定冲突。与此相对，采取燃气管网配气代输的配售分离模式则较为现实，该举措总体尊重管道燃气特许经营权，将燃气企业定位为管网配气设施运营商，有利于企业稳定盈利、基础设施公平开放及天然气市场价格的进一步形成。
目前，中国天然气市场化机制逐步完善，产业链在供给侧已形成多气源竞争格局，在中游主干长输管道环节已实现油气管网公平开放和运输价格管理，配气环节的燃气行业虽尚未配售分离，但已开展配气价格成本监审多年，进一步推进燃气行业配售分离的时机日渐成熟。因此，“十四·五”期间，可充分借鉴油气管网管输与销售分离的经验，兼顾到不同地区成本疏导压力的差异以及市场格局整合的实际情况，因地制宜地完善相应政策体系，逐步实现配售分离。中国正在加快新型城镇化建设，“十四·五”期间，常住人口城镇化率将从2020年底的约60％进一步提升至65％[18]，用气人口数量将进一步提升，构成了燃气行业发展稳中向好的基本面。此外，国家能源局公开数据显示，2020年底北方地区清洁取暖率约为65％[21]。2021年，全国“两会”进一步提出2021年北方地区清洁取暖率将达到70％。随着北方清洁取暖持续推进、长江流域清洁取暖需求不断增加，燃气行业应在消费侧加大居民清洁取暖项目开发力度，特别是在碳中和背景下，清洁取暖及供热项目既是未来一段时期内天然气消费增量的重要支撑，也将是进一步发展多能互补综合能源系统的市场基础[22]。同时，在交通领域，应紧抓重型车辆和船舶碳减排机遇，注重发展LNG重型车辆和船舶加注产业。在供给侧，调峰性需求将进一步加大，特别是中国中部省份尤为突出。由此，LNG接收站、储气库等储备调峰性基础设施需求和管网互联互通程度在“十四·五”期间会进一步提高，基础设施的投资机会有望成为上游资源企业和燃气企业深化合作的利益点。燃气行业可借此拓展上游资源采购业务，上游资源企业也可据此做好资源统筹，有利于提升双方资源购销的抗风险能力。同时，此类集约化、规模化发展的基础设施有望具有一定的成本优势。因此，在储气指标约束下，燃气企业应加强与上游资源企业协同，在布局基础设施和资源采购业务的同时，也可进一步参与上游勘探开发业务，加大天然气产业链纵向布局力度。“十四·五”期间，中国将全面推进乡村振兴、加快新型城镇化建设，用气人口数量稳步增加，燃气行业发展基本面总体向好。
在碳中和背景下，未来20年天然气消费量将保持增长并进入平台期，但中长期应用场景仍面临可再生能源竞争，特别是在城镇燃气、工业燃料等分散用能领域将受终端电气化提升所影响。
面对机遇和挑战，可加强政策引导，全面推进燃气完整性管理、鼓励规模化整合，并逐步推进配售分离；燃气行业应持续提升行业安全生产管理水平，主动顺应行业规模化发展和低碳转型趋势，积极拓展天然气产业链延伸业务和综合能源业务，应以用户为中心，秉持为用户提供均衡化服务和共赢理念，将中间环节成本管控在合理区间，加快数智化转型，推动企业向数字能源平台运营商升级发展。参考文献：
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本文来源：油气储运2022年 1 月第41卷第3期
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