【天然气】供暖季涨价限气 气源地“气荒”再袭 煤改气结束却没气！

      提要：记者获得的一份来自中石油天然气西部公司蒙西代表处的函件显示，中石油增加补充采购大量高价现货弥补缺口。在尽量满足城市燃气供应的情况下，不能足额满足陕西、内蒙古区域LNG工厂客户用气需求。

　　10月31日，陕西、内蒙古的液化天然气企业陆续接到了中石油的通知称，11月国内开始全面集中供暖，由于供需矛盾突出，将陕西、内蒙古LNG(液化天然)工厂的天然气价格上调至1.88元/立方米。这已经是9月以来，中石油第二次上调LNG天然气价格。

　　在此前中石油开展的10月管道气竞价交易中，陕西、内蒙古LNG工厂作为试点，要求企业用气量全部都要在交易中心竞价完成。竞拍起价1.43元/立方米，最高限价为1.70元/立方米。

　　但竞价交易并未如预期顺利。后续中石油将供应价格从1.34元/立方米上调至1.61元/立方米。如果再算上此次上调到1.88元/立方米，两个多月以来，陕西、内蒙古LNG工厂用气成本上升了40%，涨价未来也将传导至终端消费者。

　　在近期的环保部例行新闻发布会上，环保部相关官员表示，现在天然气价格在一些地方确实有波动，对此环保部正与有关部门协调此事，将确保市场平稳。

　　提价限气“气荒”再袭

　　记者获得的一份来自中石油天然气西部公司蒙西代表处的函件显示，中石油增加补充采购大量高价现货弥补缺口。在尽量满足城市燃气供应的情况下，不能足额满足陕西、内蒙古区域LNG工厂客户用气需求。

　　其称，经努力平衡，中石油向陕西、内蒙古LNG工厂供气量为600万立方米/日，11月起供气价格为1.88元/立方米。中石油长庆油田内部人士以及多个LNG企业也都向记者确认了此次涨价的消息。

　　根据一家能源咨询公司向记者提供的数据，陕西和内蒙古是中国LNG的最大生产地，总产能为4000万吨/天，占到国内LNG产能三分之一以上。陕蒙两地实际开工、并使用中石油天然气的LNG工厂，每天的天然气需求量约为1760万立方米。

　　而现在中石油的供气量为600万立方米/日，也意味着陕西、内蒙古两地LNG工厂的开工率或降到三成左右。

　　金联创天然气分析师苗莹莹表示，用气成本上升也导致LNG出厂价 “水涨船高”，陕西及内蒙古LNG出厂均价已达到4200元/吨，较两个月前上涨了1100元/吨， 涨幅约为30%。

　　供给端价涨量跌，但下游需求却在快速增加。

　　根据国家能源局的数据显示，由于北方地区清洁取暖工程加快，二地“煤改气”力度加大，今年前三季度的城市燃气、发电用气、工业燃料、化工用气需求全面增长，前三季度全国天然气消费量约为1710亿立方米，同比增长15.7%左右。

　　此前，国家能源局西北监管局长黄少中向媒体提到，2016年11月15日至2017年3月15日，陕西省天然气供应实际缺口超1.6亿立方米。初步预测，由于天然气使用增长及“煤改气”影响，陕西今冬明春采暖期天然气需求缺口将超6亿立方米。

　　“今年因为环保政策因素影响，下游天然气需求旺盛，供应确紧张。”陕西屹立通新能源有限公司经理陈志(微博)强在接受记者采访时表示，公司的LNG运输现在成本也上升了很多，这种由上游传导的涨价最终都由终端消费者买单，过快的涨幅将不利于下游“点供”市场利用，或也将影响各地的“煤改气”进程。

　　9月13日，陕西省发展改革委组织召开了陕西省天然气供需衔接协调会，要求各市各企业落实“煤改气”需求气量，务必于9月底前签订民用气硬缺口合同。

　　据了解，LNG的使用主要集中在煤改气和车用气，两者占比达85%~90%，发电用气和城市燃气使用占比较少，约为10%~15%。

　　陕西一运输车主表示，现在LNG气价上涨之后，烧气和烧油的成本几乎持平，但是一辆LNG重型卡车比燃油车价格高出近10万元，后续维修成本也大，很多地方的加气站也比加油站少，所以感觉LNG卡车经济优势越来越低了。

　　无奈卡壳的竞价交易

　　陕西是全国最重要的油气生产基地之一，坐拥国内第一大油气田长庆油田和全国唯一的地方油气田延长石油，长输管道陕京线、榆济线、西气东输一线、西气东输二线也从陕北、关中穿过。

　　作为气源地的陕西遭遇“气荒”，究竟是什么原因?

　　根据南方能源观察的统计，长庆石油年产气量近400亿立方米，其中一半来自陕西。长庆油田天然气产量近年增产乏力，陕西省的天然气消费增长速度也有所放缓。而由于陕西本地天然气气量55.3%外输，44.7%自用，其中外部市场主要集中在华北地区，尤其北京地区的供气82%来自陕西。随着需求的增加，本地保障能力受到限制。

　　而2013年《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》发出，明确了天然气价格改革思路，将原有的“出厂价+管输费=门站价格”的定价方式，更改为根据市场制定门站价格、再反推出厂价格。这对于作为气源地的陕西而言，定价方式由出厂价变更为门站价格，气价涨幅较大。也由此拉开了陕西省相关部门与中石油之间的博弈序幕。

　　2017年开始，中石油改革了自身的销售体制，在全国建立了五大区域天然气销售分公司，推动竞价销售提升价格的市场化程度。而这一变动与山西省内统购统销、输配气一体的油气企业和管道气液化工厂的存在冲突越发突出。

　　回溯两个月以来，天然气价格的上调，一个关键的事件不能被忽视，那就是9月中旬，中石油天然气销售分公司在东部、北方、南方、西部及西南五个区域分批次开展管道气网上竞价交易。

　　首场东部的交易共成交146笔、共计900万立方米的管道天然气，成交均价为2.5元/立方米，全部以最高价成交。

　　根据中石油天然气西部分公司发布的《关于开展陕西、内蒙古自治区LNG工厂用天然气专场竞价交易》的通知，自9月起，中石油天然气销售分公司不再安排陕西、内蒙古各LNG工厂用户(含转供)用气计划，LNG工厂用气均须在交易中心上竞价交易完成。

　　9月18日，陕西、内蒙古LNG专场交易展开，挂牌8000万立方米天然气，竞拍起价为基准价1.43元/立方米，最高限价为1.70元/立方米。

　　最高限价1.70元/立方米这个价格也比此次公布的1.88元/立方米要低不少，但是在9月18日，西部陕西、内蒙古LNG专场交易上，却一改此前东部地区竞价“火爆”局面——当天只成交了5000万方，而且基本上都以基准价1.43元/立方米成交，只有首单两笔加价1分钱。

　　不仅如此，交易当天下午还未结束，就匆匆收场。上海石油天然气交易中心对外称，由于“系统技术原因”交易暂停。

　　据记者了解，实际上，这次交易暂停的背后另有隐情。

　　就在9月18日当天交易开始，陕西省液化天然气产业协会即委托康达西安律师事务所，向上海石油天然气交易中心通过微信及书面形式发去了律师函，认为此次交易违法，要求立即暂停交易。

　　代理律师李蓉告诉记者，根据《价格法》的规定，主要包括了市场调节价、政府指导价和政府定价三种形式。市场调节价是由经营者充分竞争形成的价格。但是国内70%以上的长输管线掌握在中石油手里，陕西、内蒙古的LNG工厂要获得天然气原料基本上只能向中石油购买，所以这种情况应该是在政府指导价范围内进行定价。

　　而且，此次交易选取的1.43元/立方米是兰州的基准价格，这一价格比陕西、内蒙古的工业用气价格高出0.09元/立方米，采取的价格也没有和下游LNG企业进行过协商。

　　另外，此次交易机制是将1.43元/立方米作为底价，上浮20%至1.70元。这种交易机制只能向上不能向下，违反了国家发改委的规定。

　　2015年11月，国家发改委将当时调整后的非居民用气门站价格改为基准价格，并明确供需双方可以基准门站价格为基础，在下浮不限、上浮20%的范围内协商确定具体门站价格。

　　李蓉认为，如果要竞价交易，应该以当前陕西、内蒙古1.34元/立方米的基准价、上浮20%即1.488元/立方米为最高限价、下浮不限的交易方式进行交易。

　　由于对交易价格及机制存在争议，陕西、内蒙古LNG企业也向地方政府、国家发改委反馈了此事。

　　博弈的结局是，中石油天然气西部分公司没有再安排对陕西、内蒙古自治区LNG工厂的天然气竞价交易，但是供应价格上调至1.61元/方执行，较此前的1.34元/方上涨了20%。

　　陈志强告诉记者，石油天然气企业既拥有上游资源又占据了中游管道，下游用户缺乏议价能力，只能被动接受涨价。近两年来国内天然气市场改革力度很大，相较于市场热议的管网独立，企业更希望能够培育出多元化的市场主体，加大供应和竞争。

相关：今冬最最悲哀的事情出现了：当你煤改气结束的时候 气没了！

      赵本山说，人这一辈子最最悲哀的事情是什么?人还活着，钱没了。而对很多企业而言，这样的悲哀却在这个冬天出现了。

      在环保重压之下，近一年多以来，各地掀起了“煤改气”热潮，可当煤改气已经结束的时候，很多企业发现，天然气的供应并不充足，很多企业的正常生产“断了粮”，尤其是供暖季到来之后，为了保民生，更让一些企业陷入了吃了上顿没下顿的窘境。

      于是，企业限产停产便成了常态。入冬以来，山东、河北等地的天然气纷纷断供，致使一些企业不得不停产。仅河北廊坊市，近期就有449家企业停产限产。

      研究天然气的顶级专家告诉我，今年1—9月份，全国天然气表观消费量1719亿方，绝对消费量1671亿方，增幅18%。预计全年绝对消费量2320亿方，比上一年增加340亿方，增幅17%。

      这一增长幅度，不仅创出了近年来新高，更让很多业内人士大呼意外。

      事实上，天然气消费量的增长，无论对我国能源结构的优化，还是对大气质量是改善，都大有裨益，因为相比于24%的国际平均水平，天然气在我国一次能源消费中的比重还不足7%，未来的增长空间不可谓不大。即便全年消费达到2320亿方的水平，我国天然气消费总量也不过是美国的1/4。那么，这样的消费水平，为什么又出现了气荒了呢?

      毫无疑问，在煤改气驱使下，天然气消费量大幅增长是一个重要因素，但这一因素绝不是致命的，最根本的原因在于，中国目前的地下储气库严重缺乏，天然气的调峰能力严重不足。

      众所周知，天然气消费具有明显的季节性，夏季需求疲软而冬季旺盛，中石油销售数据显示，近几年北京市冬季最高月用气量是夏季最低月用气量的6倍至8倍。

      因此调峰需求显而易见。

      一般而言，天然气调峰主要靠地下储气库、LNG和天然气田等方式，而地下储气库具有初期容积大、经济、不受气候影响、安全可靠、能够合理调节用气不平衡等特点，是当今乃至今后世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段。

      数据显示，目前我国的地下储气库仅不足20座，有效储气量仅占天然气消费的2%左右，大大低于国际16%的平均水平。正因为如此，目前我国主要依赖气田调峰和压减市场等刚性措施。

      由于天然气消费季节性明显，夏季需求不足时，供气企业便会压产、转售长期合同LNG资源等措施匹配市场需求，这样一来，冬季需求增长时，保供压力就会陡然上升。也因此会变得“峰更高，谷更深”。

      相比之下，美国目前地下储气库数量将近500座，有效储气能力占总消费量的占比接近20%，因此美国尽管天然气消耗量巨大，也存在削峰填谷问题，但却很少出现气荒的状况。

      之所以我国地下储气库建设严重滞后，最主要的原因在于，我国天然气价格机制问题还未厘清，企业缺乏建设地下储气库的动力。由于我国天然气价格实行政府管制，民用气价与工业气价存在倒挂，季节性价格差又比较小，导致商业地下储备库几乎为零。目前运营的储气库，也多为两大公司“义务”兴建，当然也很难有商业利润。

      而在美国，天然气价格是完全放开的，冬高夏低，价差可达50%以上。法国则实行冬夏差别价格，冬季气价是夏季的1.2倍至1.5倍。这样的价差，让商业地下储气库有利可图，最终“削峰填谷”的任务交由市场顺利完成。

      在我国天然气价格还未理顺的当下，地下储气库的建设自然就难以推进。因此，加快天然气价格改革，让市场决定价格，才能有利于商业储备库的建设，才能最终解决冬季气荒难题。

来源：中国经营网&能源杂志
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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