天然气市场化以东部地区为突破口

　　业界普遍期待的《油气改革总体方案》有望年底出台，由于我国天然气产业结构、发展阶段同美国和欧洲不同，在充分借鉴国际成熟经验的基础上，如何结合国情找到适合我国天然气市场化改革的发展道路至关重要。

　　我国天然气产业同美国比较，最突出的问题是天然气产业链的上、中、下游竞争不足，尤其以上游生产、中游管道领域更为突出。美国天然气上游由于土地所有权的性质在天然气产业发展初期就形成了众多开发商，美国联邦政府第一部天然气工业监管法律——1938年的《天然气法案》（The Natural Gas Act, NGA）认定当时的天然气上游生产是充分竞争的，没有形成市场力量，仅对州际管道进行监管。如今美国已形成上游天然气生产商6500多家，90家州际管道公司，97家州内管道公司，长输管道50多万公里。而我国的情况是国内天然气生产商主要由三大石油公司控制，陆上长输管道以中石油和中石化为主，其中中石油占绝对优势地位，据中石油2015年报显示其国内生产天然气822亿方，销售天然气1230亿方，分别占全国的63%和64%，天然气管道4.8万公里，占全国的64%，由于上游竞争者太少，本身具有市场力量，必须进行监管，无法实现“放开两头，管住中间”的改革目标。

　　“放开两头，管住中间”实质是将天然气产业分为竞争环节和自然垄断环节，天然气上游的供应与下游的分销是可竞争的，而中游的长输管道由于自然垄断的属性，易于产生排除、限制竞争以及滥用市场支配地位的行为，必须进行监管。现阶段我国天然气行业改革，简单“放开两头“还不行，因为上游没有竞争，在“三桶油”现有管道格局下进行运销分离，财务独立也存在问题：一方面阻力较大，且即使分离了也没有其它供应方。为扩大上游竞争当然可以选择将中石油上游生产公司进行拆分，但同样面临实施难度。比较可行的方法是通过选址合适的区域，形成区域管网公司，实现对三大石油公司管道的纵向拆分，通过培育若干竞争性的区域市场最终形成全国统一的天然气市场。

　　如果仔细观察我国的天然气管道分布图，会发现我国的天然气管道是线性的，美国和欧洲是高度网络化的，这其中即有我国天然气管网里程尚少的原因，更主要是我国天然气管道没有实现互通互联，联络线过少，包括“三桶油”之间的管道和LNG接收站互相都是不连通的。大家清楚天然气介质流通于管道、储气库、LNG接收站这些设施当中，天然气市场的交易依赖于这些基础设施互通互联的物理条件，否则天然气市场在分割的基础设施当中是无法实现充分竞争和活跃交易的。

　　那么，现阶段我国是否可以找到上游供应能够形成竞争的区域？答案是肯定的。我国陆上、海上无论是煤层气、页岩气短期内尚无法形成有竞争力的天然气供应。而2014年下半年国际油价的下跌，以及未来五年国际LNG供应的过剩提供了难得的历史机遇。

　　笔者建议利用这个5-10年的机会，以上海为中心组建包括上海、江苏、浙江、山东、安徽（以下简称东部区域）在内的东部管道公司，将现有的三大石油及省级所属的管道公司全部整合在一起，并通过严格执行管道运输与销售分离，对任何管道运输需求方提供无差别、非歧视的公平服务的措施实现区域竞争性的天然气市场。

　　东部地区能够实现上述目标的有利条件如下：

　　区域的经济规模、天然气市场容量具备基础条件。 欧洲天然气市场交易中心主要有英国NBP、荷兰TTF、德国NCG和GPL、比利时Zeebrugge和ZTP等（见文中附表）。上述东部区域江苏、浙江、山东、安徽、上海五地区，2014年共消费天然气388亿方，市场规模同欧洲主要交易中心建立时的市场规模比较，相当于英国NBP的47%，荷兰TTF的97%，德国的50%，法国PEG的86%，超过比利时的2个交易中心2.3-2.6倍，天然气市场规模具备建立交易中心条件。 从经济总量比较来看，五地区已超过欧洲建立天然气市场中心的国家。

　　进口LNG价格已可同陆上管道气构成竞争。 国家发改委2015年11月18日公布的五地区省门站价分别为上海每立方米2.18元、江苏2.16元、浙江2.17元、山东1.98元、安徽2.09元。2016年以来LNG进口东亚地区到岸价在4-6美元/百万英热单位之间，加上进口环节增值税和接收站气化管输费相当于1.47-2.00元/立方米，已同陆上管道气到达五地区构成竞争优势。

　　天然气供应可形成竞争格局。五地区有中石油的西一线、西二线、陕京线气源，中石化川气东送、鄂尔多斯气源，接收站已投产的有中石化青岛LNG、中海油宁波LNG、中石油如东LNG、申能上海LNG，在建的有新奥舟山LNG、广汇启东LNG。通过管网和接收站的互通互联，五地区可形成多气源互相竞争的局面。五地区2014年天然气消费388亿方，到2020年按每年增长10%估计，需求量将达到687亿方，增加近300亿方，以上LNG接收站都有扩建二期计划，假设扩建二期容量全部对第三方开放，开放的接收能力将达到2000万吨/年，同增量的300亿方市场量相当，上述地区管网独立后即可强化三大石油公司之间的竞争，因LNG接收站300万吨容量可引入2-3个供应竞争者，届时LNG上游新增供应竞争者将达到12-18个，同现有三大石油公司形成有力的竞争局面。

　　有利于形成我国天然气交易价格指数。 2015年1月5日组建的上海石油天然气交易中心，确立了建成立足中国，面向全球的国家级、国际性石油天然气交易平台，形成中国天然气交易价格指数的目标，随着上述五地区管网的互通互联，配合开放下游大型工业客户，培育交易商等手段，借助交易平台和金融工具，有望逐步形成我国天然气交易价格指数。

　　增加的LNG需求，不会对国际LNG价格产生过大影响。 国际机构普遍预测，到2020年国际LNG供应潜在过剩在4000-5000万吨左右，如果五地区增量1000-1500万吨来源于国际LNG，不会对国际LNG价格造成实质性的影响。

　　为保证上述区域天然气市场竞争局面的形成需要采取以下措施：

　　整合区域内三大石油及省级全部管道公司，保证全部管道同接收站互通互联，直接面对下游城市燃气、燃气电厂、大型工业客户，严格执行管网运输与销售分离，不允许新成立的管道公司经营天然气销售业务；

　　对管输价格进行严格监管，价格按“二部制”设计，即容量预定费和使用费，可按“邮票”制方法形成2-3个价格区域，保证各气源到达目标市场管输费用接近，强化气对气的竞争；

　　建立管道、接收站容量二级市场，未使用能力全部纳入二级市场交易，通过扩大管输量进一步降低管输成本，同时要求管道公司提供可中断服务以加强竞争；

　　所有管道和接收站项目的新建或扩建必须以对第三方开放作为核准的前提条件；

　　培育中间交易商，满足客户多样性的需求，将中小客户需求打包，并保证管网流量和压力的平衡；

　　充分利用上海石油天然气交易中心，立足天然气用户交易便利化设计交易产品，在做大日、周、月现货品种的基础上，适时推出期货品种。

　　通过5-10年时间利用以上改革方法，在形成活跃的东部区域市场的同时，抓紧开放国内陆上常规天然气、页岩气、煤层气的勘探和开发，培育国内上游供应竞争者，并依靠国内竞争性天然气资源形成京津冀区域市场、华南区域市场、川渝区域市场。待区域市场内充分竞争局面形成后，区域之间如果存在超过管输成本的差价，由于有区域间连通的管道，该机会会被交易商很快捕捉，填平差价，全国性的基于管输成本差异的统一的天然气交易市场会自然形成。（高光 作者系新奥（舟山）液化天然气有限公司副总经理。本文系作者个人观点，与所在单位无关）