熊伟：天然气门站价，前世、今生、去何处？
发布时间：2019-11-07 查看次数：1809
细看备注事项：“其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成。”管道气资源在一段时间内仍将维持现行机制，但释放信号明显，最终还将全面放开。2011年以前，我国探索建立天然气价格管理体系，历经完全计划价格管理模式阶段、国家定价和国家指导价并存的价格管理（1994年—2005年）、统一实行国家指导价与价格逐步上调（2005年—2011年）。2011年，市场净回值法定价在两广试点，天然气价格实行政府指导价，不再分类。2013年7月，将天然气价格由出厂环节调整为门站环节，实行最高上限价格管理，区分存量和增量气，2014年适当提高非居民存量天然气门站价格，2015年4月开始，存量和增量气价格并轨，并试点放开非居民直供用气价格。2015年11月20日开始，非居民用气最高门站价格每方降低0.7元，并将最高门站价格调整为基准门站价格，允许1年后供需双方可在上浮不超过20%、下浮不限情况自行协商供气价格。2016年10、11月，分别放开储气价格和化肥用气价格，在福建试点门站价格市场化。2017年9月，非居价格下调0.1元/方。2018年5月国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，实现居民与非居民用气价格机制衔接。非居民天然气门站价格以上海为基准，按照可替代能源进口燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%、40%。考虑陆上国产天然气和进口管道天然气运输成本差异及气源禀赋等因素，对不同省区进行贴水，其中运输成本是起决定性的因素。
P天然气=基准点门站价格（元/方、含税）
K=折价系数0.85
α=燃料油的权重，目前为60%
β=液化石油气的权重，目前为40%
P燃料油=燃料油的价格（元/千克、不含税）
PLPG=液化石油气的价格（元/千克、不含税）
H燃料油=燃料油的低位热值
HLPG=液化石油气的低位热值
H天然气=天然气的低位热值
R=天然气增值税税率，目前为9%
不同油价水平下、基于公式计算的国家基准门站价格如下：
国家发改委制定天然气门站基准价，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动态调整机制。从天然气产业链来看，各省区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，较好发挥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。在改革过程中，也出现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，都将在后续改革中得到解决。有关报道称目前天然气门站价格淡季也涨、冬季更涨，门站价格已成为“遮羞布”，门站价格”是否就此终结？笔者认为未必。世界典型国家天然气发展遵循启动期（增速慢）、发展期（增速快）、成熟期（增速缓）的自生长规律，快速发展期一般经历30年左右的时间。
目前我国尚处于发展期，离成熟期全面市场化尚存在很长的路要走。
此外，当前进口天然气即将达到半壁江山，且主要采取与油价挂钩方式，天然气价格很难摆脱油价影响。在当前中国特色天然气市场环境下，民生及“大民生”用气价格还将受到管制，只允许在门站价格一定范围内浮动，并且在短期内很难取消，基准门站价格在很长一段时间内仍有存在价值。建议定期按照价格公式进行测算，及时还原当前天然气真实价格。2017年8月，国家发改委按“准许成本加合理收益”的原则重新核定的跨省管道运输价格，以“一企一价”代替“一线一价”，管输价格中不包含储气库费用。国家管网公司成立后，互联互通建设将不断加快，进气点与下气点互相交织。构成网络各条管线建设时间不同，很难再用一个项目经济评价模型测算，将逐步采用上一年度实际成本水平测算费率。此外销售流向并非当前实际资源流向，将通过调运计划优化资源流向，管输费率整体水平将出现降低。目前我国计量交接方式主要有体积计量和能量计量，以体积计量为主。国家管网公司成立后，天然气将出现同质化。当前能量计量技术手段、技术标准体系已经成熟，数据获取和计算不存在技术问题，将尽快开展计量设备更新改造，相应配套财务结算系统，满足市场化要求。港华燃气已在上海石油天然气交易中心完成储气库线上交易启动仪式，即将开始调峰气实质性的市场化运作，下一步还将开展储气库库容交易，将为国内其他储气设施市场化定价起到示范作用，逐步实现储气设施市场化定价，推动开展储气设施建设。配气环节成本监审是天然气价格改革关键环节，各地气源、经济社会发展程度有别，消费水平各异，并缺乏统一的配气成本监审办法和配气费定价标准，各地的不同类型用气配气费差异较大。同时对于集中供暖等用气，考虑部分居民承受能力，出现不同类型用气交叉补贴及供热企业气价补贴。要制定成本监审标准，据此核定各地市实际供气成本，并制定价格联动政策，结合上游实际供气成本实时调整终端销售价格，避免繁琐调价听证环节。对于部分涉及民生等居民供热等进行定向补贴，避免交叉补贴。目前我国在天然气现货市场上进行了诸多有益尝试，但目前上游主体较为单一，主要对计划外用气或部分市场化资源进行交易，采取价高者得或先到先得的原则，尚未能充分反映天然气整体价格水平。目前管制气资源能完全满足民生及“大民生”用气需求，可将进口LNG、中俄东线等非管制气资源全部投放交易平台，利用市场化手段进行配置。上游气源多元化后，将陆续出现多家天然气贸易商，多数下游用户缺乏市场预判，为规避价格波动，仍会选择与贸易商签订长期合同的方式，部分用户也会直接选择线上摘单采购资源。交易模式将不断丰富，先期可通过交易平台开展回购或转售，准确地反映天然气在特定现货市场区域的市场价值和供求状况，逐步形成现货交易价格。后期开展中远期及期货交易，并衍生多种金融工具管理价格风险。国家管网公式独立运行后，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，对于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，将逐步按照不同区域实际管输成本，天然气价格将出现“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，沿海地区一直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局。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，还取决于民生及“大民生”用气价格最终并轨时间。
2006年7月-2008年9月，中石油西部管道公司生产运行处主办，驻中石油北京油气调控中心工作，获加拿大Enbridge公司调度员证书，中控调度岗位。
2008年9月-2015年6月，中石油西部管道公司西气东输二线筹备组、规划计划处主办、主管，负责生产运行、企管法规、计划统计、投资管理工作。
2015年7月-2016年12月，中石油西部管道公司油气销售部销售与客户管理科副科长，负责天然气营销、调运、运行协调、客户管理及线上交易工作。
2017年1月-2019年6月，中石油天然气销售西部公司营销调运处调运科科长，高级经济师，负责天然气营销、调运、协调监督及线上交易工作。
2019年7月至今，上海石油天然气交易中心管道气交易部负责人（总监助理）。
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