【天然气】能源杂志：城市燃气市场的新特征

文：能源杂志（微号：energymagazine） 作者：吕淼
「城市燃气」

       2017年，受经济好转、社会用电量增加、大气污染防治工作深入实施多重因素推动的影响，中国天然气市场需求呈现出爆发式增长。2017年天然气绝对消费量2335亿立方米，表观消费量达到2399亿立方米，天然气占一次能源消费总量达到7%。全年天然气消费增量超过340亿立方米，天然气需求增速17%，重回两位数增长态势，刷新我国天然气消费增量历史，创“十二五”以来新高。

       作为天然气产业链的重要一环——城市燃气行业天然气用气量超过900亿立方米，在全国天然气消费结构占比超过38%，同比增长14%。在过去的一年，城市燃气行业呈现出哪些特征，有什么新的变化？笔者分析总结如下。

1、齐心协力应对2017年天然气“气荒”

       2017年，我国天然气消费大幅度增长，从9 月份开始，部分城市燃气企业开始出现10-20%左右供应缺口。针对天然气供应不足，城市燃气企业在地方政府大力支持下，采取多项举措保障城市各类用户用气。

• 一方面积极组织多种气源保障供应。借助上海天然气交易平台，积极参与天然气竞拍，同时加大LNG资源采购量，不计成本、不计代价获取资源，全力保障民用供气；

• 另一方面受资源总量限制，城市燃气企业在与地方政府、终端用户积极沟通的基础上，按照“保民压非”的原则，对部分电厂、工业、商业等用户实施停限气措施，以保障居民生活、供暖等民生用气。

2、城市燃气企业天然气销售量增速大幅攀升

       受国内经济回暖、气价竞争力凸显和“煤改气”等利好因素影响，2017年全国天然气需求增速大幅增加，城市燃气行业受益明显。全国性城市燃气企业天然气销售量增幅均超过双位数，这与2016年的消费增速低迷形成了鲜明对比。

       各城市燃气企业2017年快报显示，中华煤气销售天然气总量接近205亿立方米，同比增长14%；华润燃气销售天然气总量达196.67亿立方米，同比增长20.9%；新奥燃气销售天然气总量达196.2亿立方米，同比增长36.9%；中国燃气销售天然气总量预计达160亿立方米，同比增长有望超过60%；北京燃气集团天然气销售量达145.5亿立方米，同比增长1.1%；昆仑能源销售天然气总量达118.25亿立方米，同比增长28.2%。

3、“第二梯队”企业加快构建LNG贸易业务

       2017年3月，中央发布了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，在天然气气源进口方面，《意见》指出依据市场化原则，允许符合条件的企业参与天然气进口。这说明政府将以深化行政体制审批改革为主要动力，继续简政放权，加大进口气源的引入，实现气源的多样性。受到政策的积极影响，部分城市燃气企业持续加强LNG贸易业务，试水接收站第三方准入，并加快LNG接收站建设速度。

• 以浙江能源、广东粤电、河北建投为代表的省级管网及省级能源企业，尝试进入市场寻找上游LNG资源供应方；

• 以北京燃气、上海申能、广州燃气、深圳燃气、中国燃气、新奥燃气为代表的城市燃气企业，借助自身在下游分销市场积累的用户优势和未来市场发展潜力，正在成为第二梯队的主流；

• 以华电集团、京能集团、深圳能源、协鑫集团等为代表的发电企业，出于LNG价格处于低位锁定电厂资源的角度，加快进入LNG贸易领域以获得稳定的天然气资源供应；

• 以新疆广汇、宁夏哈纳斯、九丰能源为代表的能源贸易企业，凭借自身灵活多变的交易机制和快速获取市场信息的能力，正在成为LNG现货市场的主力。
  

      2017年，以部分城市燃气、电力企业和能源贸易企业为主的“第二梯队”LNG进口量占比已经从2016年的不足3%升至4.2%。受冬季短缺和价格上涨的刺激，“第二梯队”中的城市燃气企业未来将积极寻求独立建站和独立采购，但最大的顾虑仍然是管道的第三方准入。

       例如：2017年6月，新疆广汇能源股份有限公司江苏启东LNG接收站，迎来首艘进港的LNG运输船——6万5千吨的超大型LNG专用运输船“阿卡西娅”轮（GRACE ACACIA）。伴随接收站的投产，广汇启东站也成为唯一向其他进口企业开放第三方准入的接收站。

       2017年12月，新奥燃气舟山LNG接收站项目已经接近工程尾声，项目一期建设2座16万立方米LNG储罐及配套辅助设施，LNG年处理能力可达300万吨。在加快舟山LNG接收站建设的同时，新奥燃气与澳大利亚Origin公司签订了长期供应合同（五年期框架协议），根据协议内容，最早可于2018年向舟山液化天然气项目运送LNG。同时，新奥燃气与浙能集团达成协议，通过建设海底管道的方式将舟山LNG接收站天然气输送进入浙江宁波，并由浙能集团统购统销。

       2017年6月，中华煤气拟投资建设河北沧州市黄骅港LNG接收站项目，项目包含4座储罐，设计规模达到260万吨，预计2021年投产。建成后将成为河北省进口液化天然气的主要通道，并与中华煤气参股河北省天然气中游管线项目形成较好的协同效应。

4、城市燃气企业加快推动综合能源服务业务

       受政策利好和天然气价格调整的积极影响，城市燃气企业开始逐步从单一的天然气分销商阶段向综合能源服务商阶段迈进，在带动销售气量增长的同时全面推进综合能源销售和服务的发展。华润燃气加快向天然气分布式能源领域进军；北京燃气实施多能协同、智能耦合，进一步拓展下游市场；新奥燃气利用贴近终端用户的优势，在全国重点城市全面推进综合能源业务。

       华润燃气充分利用现有客户资源优势，积极推进分布式能源及充电桩等新业务，满足不同客户的用能需求，培育新的增长点，拓宽集团收入来源。全年新增9个分布式能源项目，投资总额22.2亿港元，项目建成后将带来95MW的装机容量及2.5亿立方米的新增气量。其中，无锡惠山分布式能源项目投产后将带来新增气量1.4亿立方米，同时还将在当地打造包括光伏、地源热泵、充电桩、微电网、配售电等多能互补的智能能源系统。

       北京燃气集团投资建设了以北京城市副中心6号能源站、中关村延庆园八达岭片区能源供应项目、陕西宝鸡石鼓•天玺台、太阳市能源站具有代表性的一批京内外重点分布式能源项目，未来有望带来将近2亿立方米的气量增长；同时着力打造清洁、高效、安全的城市综合能源供应体系，深入推动 “多能协同、智能耦合”的能源协作模式，为南京江北区、南昌赣江新区、广州空港经济区等7个国家级新区提供能源系统全面解决方案。

       新奥燃气以“泛能网”理念获取25个城市综合能源经营权，树立青岛中德生态园、温州经济开发区等一批国家级示范项目，并着重开拓具有多种能源需求的园区、城市区块及公共建筑、工业类客户，以快速拉动气、电、热（冷）及蒸汽等能源销售。

5、城市燃气企业在售电领域逐步站稳脚跟

       2016年，国家电力体制改革进程进一步加速，《售电公司准入与退出管理办法》的出台为培育售电市场主体提供管理体制保障，《有序放开配电网业务管理办法》的颁布为社会资本建设配电网提供管理指引。随着国内电力销售市场规模的日益庞大，市场化程度不断高，改革红利不断释放，售电侧市场进一步放开，城市燃气企业在进入这一市场的基础上已经逐步站稳脚跟。

       2017年，新奥燃气签订了温州金海园区、湘潭经开区等35个配电网项目，其中包括河池大任产业园、益阳高新技术产业开发区、南京江北新区玉带片区等8个国家试点项目。旗下有16家企业获得售电准入资质，全年电量交易达40亿千瓦时；华润燃气杭州充电桩公司投入运营，日均充电量约4.5万度，运营当年即实现盈利，与华润电力合资设立福建售电公司已在当地取得售电牌照。

6、响应国家“一带一路”倡议  积极布局上游资源市场

       随着“一带一路”倡议的持续深化，并且在全球能源合作密度不断强化的共同影响下，城市燃气企业纷纷加快进军海外步伐，获取上游气田资源及LNG资源量。

       2017年2月，北京燃气出资11亿美元收购俄罗斯石油公司上乔项目20%股权。该项目拥有东西伯利亚最大油气田，油可采储量约2.1亿吨，天然气可采储量约967亿立方米，拥有该项目所产天然气后将大幅提升北京燃气集团气源供应保障能力。2017年7月，北京燃气集团并顺利完成交割，成功迈出了海外拓展的第一步，北京燃气将在开发合作以及大宗管道天然气贸易中进一步融入世界天然气贸易体系。

       2017年11月，中国燃气与美国Delfin液化天然气公司在北京签署了进口LNG项目的合作备忘录，该项目总投资约80亿美元，预计将在2021-2022年投运营，年出口总量达1300万吨。

7、加快地下储气库及LNG储备调峰设施建设

       按照《天然气基础设施建设与运营管理办法》中提出的“地方城燃企业和不可中断大用户要在2020年底前形成不低于其年用气量5%的应急储气能力”的要求，以及城市燃气企业自身发展及商业需要，天然气地下储气库和LNG调峰设施建设领域开始成为“焦点”。

       2017年7月，中华煤气在江苏省常州市金坛区建设的地下盐穴储气库一期工程已经完成，作为国内首个由城市燃气企业建设的地下储气库，一期储气能力达到1.4亿立方米，对于中华煤气在华东地区的多个城市燃气项目冬季用气高峰将起到重要的补充调节作用。

       为保障北京市天然气供应以及应对较为严峻的冬季保供形势，2017年8月份，北京燃气开始着手唐山曹妃甸三期储罐建设工作。拟新建2座16万立方米LNG储罐用于北京市应急储备，储气能力1.9亿立方米，项目总投资约12亿元，计划2020年12月底前投产。

       2017年各主要城市燃气企业围绕落实国家“一带一路”战略，加快“走出去”步伐；大力推进“农村煤改气”，助力政府打赢“蓝天保卫战”；结合企业实际，在综合能源服务、LNG贸易和天然气储备调峰等诸多领域取得显著成绩和进展。目前，我国天然气产业正在从以往的供应推动型向消费驱动型、速度型向质量型转变，城市燃气行业发展的主要矛盾已经由保障供应向更好满足人民群众日益增长的美好生活用气需要转变，由人民群众“用得上”向“用得起”“用得好”加快转变，只有认清这一形势，城市燃气行业才能在“十三五”后半程持续发力、砥砺奋进，不断创新，为人民群众获得清洁能源、享受绿水青山做出贡献！

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文：百度文库

       这些年，诞生了大批民营企业，他们发展迅速，有一些民营企业甚至外资企业纷纷进军城市燃气行业，很多城市燃气公司多年来的垄断经营开始遭遇市场竞争。那么，面对如今的市场环境，煤气公司就需要做财务成本管理。

       本文以T燃气公司为例，在深入剖析T燃气公司成本管理构成及存在问题的基础上，提出了相应的解决方案，以期为提高燃气公司成本管理水平提供参考建议。

城市燃气公司成本构成

(一)燃气采购成本。

       气源采购成本是燃气公司成本的主要部分，占燃气公司总成本的百分之八十以上。以T燃气公司为例，其气源主要有管道气和LNG气源，气源采购即向上游油气田生产企业或中间燃气管输企业采购，气源单位主要有中石油、中海油。每年与气源单位签订气源采购年度合同，确定年度基本供应量和基本价格政策，根据实际采购情况签订补充协议，确定具体价格。北方由于存在采暖季，冬季用气量大，气源紧张，管道气气源价格比夏季要高，即使如此在冬季燃气公司依然存在气源缺口，要采购高价LNG作为补充气源。气源采购成本关系着燃气公司的生死存亡，由于管道气门站价格由国家发改委控制，企业没有调节空间，LNG气源政府并没有价格控制，燃气公司自主谈判，稍有控制空间。

(二)燃气接驳工程成本。

       燃气接驳工程指为工商业或住宅项目在管网建设区域红线内敷设庭院管、调压箱和户内管等设备。以T燃气公司为例，燃气接驳工程成本包括施工费(包工包料)、监理、检测和其他相关费用。

(三)管道输送成本。

       管道输送成本是指支付給燃气输送企业的燃气管输费用等。T燃气公司向上游采购气源，气源单位负责将天然气输送至各省市天然气门站，从门站到燃气公司需要经过燃气输送企业的管网，向燃气输送企业支付天然气管道运输费用。管道输气价格未来也将由城市发改委定价，燃气公司没有讨价还价的余地，只能通过控制输气量来控制此成本。

(四)人工成本、检修运维成本、折旧等间接费用。

       人工成本包括职工工资、福利费、五险一金、教育经费、工会经费等。以T燃气公司为例，公司管理架构设机关本部和四分公司，其中两个销售分公司，一个市场开发分公司和一个输配分公司。分公司所有人工成本在制造费用中核算，最终体现在主营业务成本中。T燃气公司为老牌国企，员工人数较多，人工成本占间接费用比例近百分之五十。控制住人工成本是控制间接费用的关键。

       折旧费用主要是管网、调压设备等资产的折旧，说明公司管网资产投资增加，市场在开拓发展，与之对应的是公司燃气销售量的增加，销售收入的上涨。但同时也要分析折旧费用增加的合理性，折旧增加也可能是不合理的管网设备投资或虚高的资产购置成本导致，这种情况折旧增加不仅对公司没有好处，还会长期增加燃气公司的成本负担。以T燃气公司为例，折旧费用占间接费用的百分之四十，也是成本控制的关键。检修运维成本保证燃气管道和设备正常运行发生的检测、维修维护等费用。此项费用应尽可能的保证其支出，可控制其发生的合理性。

(五)期间费用。

       期间费用包括销售费用、管理费用、财务费用等。以T燃气公司为例，收费人员薪酬发放核算均在分公司，为简化管理，分公司发生的费用均在间接费用里核算，未进销售费用。T燃气公司机关管理人员占公司总人数比例较低，管理费用总额在公司总成本费用中占比较低。财务费用主要是管网铺设基建项目贷款和日常经营需要的流动贷款产生的利息支出，还有为维持公司正常经营持有的一定金额的货币资金产生的利息收入，其作为利息支出的抵减项。

燃气公司成本管理存在的问题

(一)企业文化中缺乏成本管理观念，成本节约意识淡薄。

       国有燃气公司员工普遍存在成本节约意识淡薄，管理粗放，铺张浪费现象比较严重。企业文化中缺乏成本控制的理念，成本管理基础工作薄弱，甚至部分员工认为成本控不控制，降不降低跟自己没关系。

(二)没有实行全面成本管理。

       公司成本管理没有贯穿到公司经营的全部过程，没有让每一位公司员工都参与进来。T燃气公司的成本管控主体往往只涉及财务人员，管控重点主要停留在成本占比较低的一些间接费用控制上，没有充分利用不同气源的价格特点，制定最优的气源方案，降低燃气采购成本，对基建工程项目立项、设计、施工到竣工验收等具体生产经营环节的成本管控不足。

(三)成本管理缺乏有效激励约束机制。

       成本管理控制激励机制不足，要么无考核指标，要么有考核无奖惩，不能做到奖罚分明。成本管理考核制度不完善，考核办法不明确，奖惩措施力度不大，无法调动员工努力降低公司成本的积极性。

加强城市燃气公司成本管理与控制的对策建议

(一)倡导科学的企业文化，树立成本管理控制意识。

       在公司企业文化中增加成本管理控制观念，宣传倡导全面成本管理思想和理念;公司对新入职员工培训中增加成本管理控制相关知识，定期开展相关培训，使公司员工熟悉了解相关业务环节成本管理与控制的关键点和工作标准，提升员工对具体成本管控工作的认知。

(二)完善成本管控措施，控制关键业务成本

• 1、控制进销差成本。进销差又称输差，输差大小直接影响利润，是燃气公司非常关键的指标。加强对计量仪表的管理，提高计量仪表精度与适用性，控制住计量仪表引起的输差。同时加强抄收管理，完善抄表稽查和考核制度，检查考核抄表的准确率，查处漏抄、少抄和错抄现象。

• 2、控制工程建设成本。燃气公司涉及大量的燃气管网基础设施建设项目和用户燃气安装工程，建立贯穿工程立项、设计、施工到竣工结算的工程项目全过程成本管控体系十分重要，重点控制管网投资成本，加强工程材料采购及领退料管理，确保成本真实准确。

• 3、控制人工成本。机构臃肿、人员冗余是人工成本居高不下的重要原因。定员定编，合理分配工作岗位，提高员工工作效率，人在精而不在多，严把招聘用人关。同时推进业务系统信息化建设，推进与银行、第三方支付平台关于代收燃气费的业务合作，多元化用户缴费体系和结算方式，能够减轻工作人员数量的需求，进而降低人工成本。

• 4、加强资金管理，降低财务成本。实行收支两条线管理，加强应收账款回款期管理，加速资金周转，降低财务成本。对工商业推行物联网表预付费结算方式，对用气量较大的趸售户采取预付气费、按月结算方式，加速资金回笼。与合作银行签订协定存款协议，争取较高的存款利率，增加存量资金的收益。

(三)加强成本管控信息化建设。

       成本信息的及时性和准确性，直接决定着其决策有用性。搭建业财一体化的成本管控信息系统平台，能促进财务部门与业务部门的成本信息共享，提高成本管理控制效率。

(四)加强预算管理，实施有效激励约束机制。

       企业应结合自身实际情况，借鉴其他燃气公司的成功做法，同业对标，制定适合本企业的成本管理控制预算指标，并将成本管理控制责任分配到相应部门和个人。有指标更要有考核，按季度或年度根据指标完成情况，给予一定的激励措施，同时制定科学合理的薪酬制度配合成本管理指标考核，通过严格执行成本预算管理考核，奖优惩劣调动各部门、各员工成本管理控制工作的积极性和主动性。

       以上就是燃气公司财务成本管理的简介，需要从内部管理工作质量入手，树立员工的节约意识，完善相应的管理制度，才能真正提高成本管理与控制质量、提升燃气公司实际经济效益，促进其长期健康发展。

来源：能源杂志（微号：energymagazine） 作者：吕淼&百度文库

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt） 
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