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中国天然气管道行业改革动向及发展趋势

2015-11-25

中国天然气管道行业改革动向及发展趋势

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摘要：管道建设运营机制改革是天然气行业深化改革的重点领域。近年来，国家陆续出台了多项与天然气管网设施建设、运营及监管有关的政策法规，指明了天然气管道行业的发展方向。中国天然气管道行业将逐步形成国家管网公司、区域管网公司、支线管道公司的管道建设和运营管理体系。管道公司输销业务将逐步分离，管输服务第三方公平准入、两部制管输定价机制、能量计量方式、管输服务监管模式以及信息定期公开将是大势所趋。管道公司应及时调整管道建设及运营思路，提高管道使用效率、严控成本是在市场竞争中立足的必然选择。

关键词：天然气管道，建设运营机制，第三方准入，国家管网公司，两部制定价，能量计量

截至2014年底，中国已建成天然气管道6.9万千米，干线管网总输气能力超过1700亿立方米/年[1，2]，初步形成了“西气东输、川气东送、海气登陆、就近供应”的管网格局，建成了西北（新疆）、华北（鄂尔多斯）、西南（川渝）、东北和海上向中东部地区输气的五大跨区域天然气主干管道系统。管道是上游资源和下游市场之间的连接纽带，管道建设及运营环节的改革是天然气行业体制改革的关键步骤。自2013年以来，国家发改委、能源局等部门陆续出台了一系列与天然气管网设施有关的政策法规，为中国的天然气基础设施建设提供了清晰的政策导向。展望“十三五”，中国天然气行业改革将继续推进，天然气管道行业的管理体制、市场主体、运营方式、监管模式等都将发生深刻变化。

1 中国天然气管道建设及管理模式

1.1 三大公司主导的干线管道建设和管理模式

三大石油公司依托资源、技术、人才等方面的优势，在中国拥有天然气管道建设和运营管理的先发位置，在干、支线管道建设和运营中处于绝对主导地位。中国石油天然气集团公司（简称中国石油）的天然气管道已经实现了专业化运营和区域化管理，拥有五家专业化公司（管道公司、西气东输管道[销售]公司、西部管道公司、西南管道公司、北京天然气公司）和一家区域化管道公司（西南油气田公司），天然气管道总长度约5万千米，约占全国的78%。中国石油化工集团公司（简称中国石化）.的天然气管道由天然气分公司负责，在建和运营管网4600多千米，逐渐形成“两线”（川气东送管道、榆济输气管道）、“一站”（山东LNG接收站）、“三库”（中原、江汉、金坛储气库）的布局。中国海洋石油总公司（简称中国海油）的天然气管道由中海石油气电集团有限责任公司统一经营和管理，管网布局主要集中在海南、广东、福建、浙江这4个东南沿海省份，总里程达3145千米。

1.2 多元合资的区域管网建设和管理模式

各地政府及地方国有企业通过独资或合资方式组建地方管道公司，不断增强对当地分支管道建设的控制力度。据不完全统计，全国已有25个省（市）组建了32个省市级管道公司，主要负责省（市）内区域管网的规划、建设和经营管理。这些公司主要分为三类：第一类由地方国有投资公司或能源企业占据主导地位，作为省（市）内唯一的区域管道建设方和天然气总买卖方向上游企业购买天然气资源，向下游城市管网和用户销售天然气，例如北京、上海、广东、浙江等省（市）的天然气管道公司；第二类是当地国有投资公司或能源公司组建的天然气管道企业，不能做到省（市）内天然气资源的总买总卖，也不一定是省（市）内唯一的天然气管道公司，在管道建设中面临资源和下游市场控制力度不足的制约，例如湖北、湖南、安徽、河北等省的天然气公司；第三类由石油公司控股或占主导地位，主要承担参股石油公司在区内资源的统一输送和销售，是上游企业向下游市场延伸的产业环节，例如中国石油南疆、中国石化江西、中国海油福建等天然气公司。整体来看，中国天然气区域管网建设和经营主体较为多元，大多数省（市）并没有形成“全省（市）一张网”的管网格局，在一个省（市）内可能有多个省（市）级管道建设主体，例如湖南、江西、山东等省分别与中国石油、中国石化合资组建了省级管道公司。

1.3 输销一体化的运行模式

管道公司作为上游企业的下属企业，负责将上游气田生产的天然气、进口LNG通过长输高压管道输送至下游市场区的城市门站或工厂门站，以门站价格将天然气出售给地方配气公司或大工业用户。管道公司向用户提供运输加销售的捆绑式服务，门站价格是包括上游购气成本和管道运输服务成本在内的捆绑价格。这种运营模式的最大特点是，一方面管道公司拥有对下游市场的供气垄断权，一方面对资源供应的可靠性承担责任，负责季节和大部分的日调峰任务。

1.4 一部制为主的管输定价机制

中国现行的管输定价模式为一部制定价，即按照用户实际发生的输气量一次性收回管输公司的全部成本和收益，包括固定成本、变动成本和合理的投资收益。按照国家发展改革委2013年6月28日印发的《关于调整天然气价格的通知》（发改价格〔2013〕1246号），国家对天然气价格的管理体现在门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理；管道运输价格继续实行政府定价，其中跨省区管输费由国家价格主管部门（国家发展改革委）核定，省内管输费由省级物价主管部门核定。

2 国家政策及改革动向

2.1 鼓励加快天然气管网及配套设施建设

1）投资主体多元化。2014年11月，国务院《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》第二十条指出，鼓励社会资本参与油气管网、储存设施和煤炭储运建设运营，支持民营企业、地方国有企业等参股建设油气管网主干线、沿海LNG接收站、地下储气库、城市配气管网和城市储气设施，控股建设油气管网支线。

2）下放审批权限。《政府核准的投资项目目录（2014年本）》中提出，跨境、跨省（区、市）干线管网项目（不含油气田集输管网）由国务院投资主管部门核准，其中跨境项目报国务院备案，其余项目由省级政府核准。

3）简化审批程序。2014年，国务院办公厅印发《精简审批事项规范中介服务实行企业投资项目网上并联核准制度的工作方案》、《关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知》等文件中提出，除重特大项目外，企业投资项目只保留规划选址、用地预审（用海预审）两项前置审批，其他审批事项实行并联办理，银行贷款承诺、可行性研究报告审查意见等18项一律不再作为企业投资项目核准的前置条件。

4）高度重视储气设施建设。连续出台了《发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》、《关于加快推进储气设施建设的指导意见》等文件，进一步明确天然气销售、天然气基础设施运营和城镇天然气经营等企业的储气调峰责任，并从建设用地、资金安排、融资渠道、气量供应等方面不断加大储气设施建设的支持力度。2015年3月，国家发改委出台的《关于进口原油使用管理有关问题的通知》中也将天然气储气设施建设与进口原油的使用挂钩，进一步鼓励各类社会资本参与储气调峰设施建设。

2.2 天然气基础设施的公平公开准入是近期监管重点

2014年2月，国家能源局正式印发《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》。《办法》要求：油气管网设施运营企业应在互惠互利、充分利用设施能力并保障现有用户现有服务的前提下，按签订合同的先后次序向新增用户公平、无歧视地开放使用油气管网设施，提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务；国家能源局及其派出机构作为市场监管主体，采用两级监管的形式对油气管网设施规划、计划的落实和重大油气项目的实施，油气管网设施公平开放，输送（储存、气化、液化和压缩）能力和效率、价格与成本，接入申请和受理，合同签订与执行，信息公开与报送等油气管网设施公平开放相关事宜进行严格监管。《办法》要求，油气管网设施运营业务应进行独立核算并定期公开，开放的油气管网设施应执行由价格主管部门确定的相应服务价格。《天然气基础设施建设与运营管理办法》第十七条中也明确规定，天然气基础设施运营企业不得利用对基础设施的控制排挤其他天然气经营企业；在服务能力具备的情况下，不得拒绝为符合条件的用户提供服务或者提出不合理的要求。

2.3 输销业务分离和产权独立是下一步改革方向

2013年，国务院发展研究中心公布的“383”改革方案中提出，未来将把石油天然气管网业务从上中下游一体化经营的油气企业中分离出来，组建若干家油气管道公司，并建立对油气管网的政府监管制度。

管网独立有三种模式[3]，一是财务独立，即管网还是原来的公司控股，但财务分开，账目能够监管和查验；二是法律独立，即把管网业务剥离出来成为独立运作的法人公司，关联交易要被严格监管；第三种是彻底的产权独立，管道资产和业务与母公司剥离，作为公立平台。

中国目前出台的相关政策主要集中在油气管网设施的财务独立方面。《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》第十九条、《天然气基础设施建设与运营管理办法》第十六条均规定：油气管网设施运营企业同时经营油气生产、销售等其他业务的，应当逐步建立健全财务制度，对油气管网设施运营业务实行独立核算，确保管道运输、储气、气化、液化、压缩等成本和收入的真实准确。

随着管道公司财务和产权逐步独立，输销业务分离是大势所趋。《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》第九条提出，鼓励以自行协商或委托代理等方式由不同市场主体的上游用户向下游用户直接销售油气，并由上、下游用户与油气管网设施运营企业签订合同或协议。《关于理顺非居民用天然气价格的通知》规定：放开天然气直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价，进行市场化改革试点。可见，虽然目前政策没有涉及剥离油气管网设施运营企业销售职能的条文，但是上下游用户之间达成销售意向，再与管网运营企业签订管输合同的销售模式将对现存的管网运营企业统购统销模式产生冲击。

3 行业发展趋势

3.1 管道行业重组与整合将持续推进

随着国家天然气行业体制改革的推进，现有以三大公司为主的管道建设和运营模式将发生重大改变。综合考虑改革实施进程，借鉴欧美等国家和地区的发展经验，预计中国天然气管道行业市场化改革还需经过两个阶段。

第一个阶段，各石油公司通过业务整合、吸收社会资本进入等方式，实现管道业务的法律独立。2013年6月，中国石油与泰康资产、国联基金共同设立中石油管道联合有限公司；2014年8月，中国石油成立东部管道公司并拟打包出售；2014年12月，中石化冠德控股有限公司收购榆济管道公司全部权益。这些举措表明石油公司管道资产的法律独立正在进行，预计“十三五”期间管道资产的法律独立举措将持续进行。

第二个阶段，国家将通过资产剥离、资本运作等方式，推动不同市场主体之间的管道公司资产的整合，实现产权独立。预计管道业务整合将按照管道类型、功能定位的不同而区别对待：跨区域、资源通道型骨干天然气管道未来将从三大石油公司中剥离，在国家主导下成立一个或若干个国家管道公司，实现生产运行的统一管理和集中调度；各省内区域性、支线天然气管道，从促进竞争、有利于吸收社会资本和加快行业发展的角度，将允许多个市场主体的存在。最终，将在全国范围内形成国家骨干管网公司、省级区域管网公司、支线直供管道公司的管道公司体系。

3.2 天然气管道建设呈现新特点

3.2.1 长输管道建设节奏可能会适度放缓

中国天然气产业还处于快速发展期，与产业发展相适应的管网设施基础还比较薄弱，因此长输管道的建设还将持续较长一段时间。国家规划2020年长输管网（含支线）总规模达15万千米左右，输气能力达4800亿立方米/年左右；储气设施有效调峰能力约620亿立方米，其中地下储气库调峰440亿立方米，LNG接收站调峰180亿立方米；LNG接收站投产18座，接收能力达7440万吨/年左右[4]。在行业改革的背景下，天然气长输管道建设将主要由新成立的国家管网公司承担。在国家管网公司成立之前，鉴于管道项目投资大、项目回收期长的特点，企业长输管道建设的重心将集中在资源外输或市场开发急需管段方面，例如西三线、西四线、新粤浙、中俄东线境内段等管道。国家管网公司成立后，预计其工作重心应首先是大量资产的整合、重组以及已开建管道的推进。对于新管道的投资决策，由于建设方成为独立的盈利主体，且不掌握资源和市场，其决策过程将会更加审慎，对前期研究工作的要求更加细致。

3.2.2 区域管网和直供管道建设将进入新的高峰期

作为不被国家管网公司收购的区域管网，在延伸资源输送范围，提高终端控制力度方面具有天然优势，因此三大公司将把较大的力度转移到支线管道及区域管网建设上来。在建设模式选择上，干线周边的大用户直供管道多由资源企业主导建设，区域管网的建设则会多采用与地方企业合资合作的方式。可以预计，在各路资本的共同推动下，天然气输送网络将从省会、地级城市向县级城市和村镇延伸，天然气支线管网建设将在“十二五”期间“市市通”基础上向“县县通”发展，部分东部沿海省份将实现天然气管道“村村通”。其中长三角、珠三角、环渤海和华中地区等主要的消费增长地区将进行更多的支线管道建设。

3.2.3 联络管道建设将成为新的热点

输气管道第三方公平公开准入实施的前提是，不同投资主体的天然气管网能互联互通。中国的天然气管道多处于独立运行状态，未来在监管和利益的驱动下，不同主体管道之间连通管道的建设将成为必然选择。从实施难度来看，干线管道连通由国家管网内部实施，由于在输气规模、管径等方面基本一致，且一般在同一公司内部进行，实施难度较小；而区域管网连通方面，由于各公司管道输气规模、压力等级、管径等要素各异，在技术和运行方面具有较大的实施难度。

3.2.4 储气设施建设速度将加快

为保障输气管网的安全平稳运行，提高输气管道的输送效率和经营收益，必须加快相关的储气设施建设。国家陆续出台的相关强制性及鼓励性政策的落实将会推动储气设施建设。预计国家将出台调峰气价等政策，以使储气设施在市场化运营机制下具有盈利能力。在调峰责任更加明确、盈利模式逐步完善的基础上，地下储气库、LNG接收站储罐、城市门站调峰设施的多元化调峰储备体系将加快形成。

3.3 管道经营方式和监管模式将发生深刻变化

1）管道公司的运输与销售业务逐步分离，管道企业未来只提供管输服务。在法律独立阶段，管道公司除了向母公司提供服务，也要向其他竞争者提供公平、公开、无歧视的管输服务。在产权独立阶段，管道公司将公平、公开地向上下游所有参与者提供服务。随着各地天然气交易中心的建立，管道容量将成为商品在市场中交易。

2）管输监管方式由门站价格监管向管输服务监管转变。根据已出台的政策，未来对管道的监管主要由能源局及各地的能源监管办公室负责，监管内容主要包括：管网互联互通及向第三方提供接入服务，接入条款、服务价格和服务质量，以及运营主体提供服务的非歧视性等。其中管输服务的定价方式和管输成本的公开透明将是监管的重点。

3）管输定价机制向两部制转变，并最终实现国家监管下的市场自主定价。两部制定价机制的主要特点是将管输费用分为与输量无关的容量费和与输量有关的使用费，充分考虑不同管输用户的差异性，公平兼顾管道投资方和管输使用方的利益。在陕京线及忠武线投产时，国家曾按照两部制定价思路核实了管输容量费和管输使用费，但并没有执行[5]。预计“十三五”期间国家会开展相关试点工作，并逐步推广两部制定价机制。

4）计量方式由体积计量向能量计量转变。采用国际通行的能量计量方式，有助于完善中国天然气价格形成机制，实现市场化条件下多气源、多气种供应格局下的公平交易。中国天然气按能量计量的技术已没有任何障碍[6，7]，标准体系已基本具备，且已持续开展多项前期研究与模拟试验，企业及用户也普遍赞同。未来更多的工作是国家进一步完善相关的实施标准，建立更高水平的天然气量值溯源体系，建立天然气质量监督体系，出台合理的天然气能量价格政策，支持和引导天然气实施能量计量和计价。

5）管道公司的信息定期公开披露并接受监管。2014年2月，国家能源局印发了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，对信息披露的时间、内容提出了初步要求。随着市场化进程的发展，管道的规划及建设、管输使用及剩余容量、管输服务对象及服务条款、管输费定价方式和费率等信息均需要定期披露，接受国家相关部门和社会公众的监管。

随着国家天然气行业改革的逐步深化，管网独立、输销业务分离和第三方公平公开准入是大势所趋，管道建设和运营的成本控制将成为管道公司的核心竞争力。管道公司为提高竞争能力，首先要优化管网规划，合理确定管道建设规模，与市场需求相匹配，避免投资成本的浪费或追加；其次尽量提高管道使用效率，可采取提前锁定用户、提高服务水平、加强技术创新等手段来实现；再次要严格控制人工、燃料、动力费用及管输损耗等，降低运营成本。