燃气直供：谁家欢喜谁家忧
如今，随着天然气供应量逐渐增加，进口气量也在同步提升，对上游供气企业而言，如何消化由进口高价气带来的成本亏损，理顺国内外天然气的价格差成为当务之急。
与此同时，在国家节能减排大方针的指引下，各地酝酿上马燃气发电厂的热情愈发高涨。然而，对燃气发电厂而言，“气价过高”依然是不能承受之重。于是在“气价与电价的严重不匹配”的经营压力下，许多项目不得不黯然止步，有的甚至“胎死腹中”，也有一些通过上游生产企业的“直供”以及地方的财政补贴而得以勉强“生存”。
为理顺天然气产业链各环节价格关系，2015年2月，国家发改委下发 《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见 》中首次明确提出，“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供，减少中间环节，避免层层转供，降低供气成本。”发改委官员解释选择放开直供用户用气门站价格，进行改革试点，主要有四点考虑：一是天然气可替代性很强，其他能源产品均可与之形成竞争；二是近年来海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气和液化天然气产能逐步增加，上游气源已形成竞争格局；三是预计今后一段时间国际国内天然气市场供需相对宽松；四是直供用户用气量较大，具备较强的价格谈判能力。
国家在试点放开直供用户用气门站价格的同时，积极推进天然气交易市场建设。直供用户用气门站价格放开后，国家引导直供用气进入上海石油天然气交易中心交易，逐步形成中国的天然气市场价格。
燃气电厂之痛
自本世纪以来，天然气大宗国际贸易价格基本上都是等热值石油价格的70%左右，远低于LPG价格。但事实上，即便以当前价格，天然气下游市场的部分用户，特别是电厂也无力承担。
以目前实际承担基荷发电任务的一个常规9F燃气机组为例，该机组年发电小时5000小时,年发电量30亿千瓦时，年耗用天然气5.7亿立方米。经测算，燃料成本占单位发电完全成本超过80%。
“尽管近年来上网电价在小步上调，但是远赶不上气价上调的幅度。仅2011年，二者上调幅度不一致产生的差额对该电厂经营业绩的影响达到2亿元左右，而且从目前的电价与气价改革趋势上看，这一差额在未来将进一步加大。”某知情人士对记者透露。
气价与电价非同步调整,已经对燃气电厂的经营产生严重影响。以电价承受力较强的上海为例，上海的天然气电厂执行工业用户天然气价格，2006年上海天然气含税价格为1.53元/立方米,自2010年7月1日起，天然气价格上调为2.32元/立方米。同期电价从0.524元/千瓦时涨至0.665元/千瓦时，按照每立方米气发5度电计算,气价涨幅导致电价成本尚有0.017元/千瓦时无法疏导出去，也就是说电价涨幅不能完全覆盖天然气价格涨幅，气价上涨只得到部分补偿。
“在这种情况下，探索合理的天然气价格、天然气供应方式和与之相匹配的电价机制成为我国燃气发电行业面临的巨大挑战。”长期从事天然气利用的内蒙古管理现代化中心首席能源专家杨光教授对记者说。
关键在“交易成本最小化”
“掌控中国天然气大用户终端消费价格的关键是交易成本最小化。”华南理工大学天然气利用中心主任华贲在接受记者采访时说，“办法就是参照发达国家成熟经验，放开中游市场，允许大用户与上游天然气供气商直接交易，只支付合理的输气费用。这样就能够最大限度减少中间交易环节和交易费用。在门站价确定之后，关键就是禁止省、市两级燃气（管网）公司利用行政垄断权力、强行设立两级交易平台，人为加大终端供气成本和价格。这是完全可以做到的。”
记者了解到，广东省物价局于曾经发布消息称制定了西气东输二线天然气临时管输和代输价格。其中临时管输价格为0.263元/立方米。所谓代输价格为电厂用户代输价格和工商业用户代输价格，分别为0.278元/立方米和0.290元/立方米。
虽然广东省物价部门表示，目前该省管输和代输价格在全国处于中下水平。但在华贲看来，“按增加0.27元/立方米算，天然气发电项目的成本就得增加0.054元/千瓦时，这样上网电价至少得提高0.06元/千瓦时。而若按最终180亿立方米/年用于冷热电联供900亿千瓦时的发电量来估算，就需要国家财政补贴54亿元/年，这还没有计算工业燃料用户因为增加0.27元/立方米而承受的燃料成本上升。而这54亿元，实际上是补了电网公司和省管网公司。”
根据国家发改委相关规定，300—400公里距离的天然气管输价格约0.15元/立方米。从各省天然气主干管网现状看，占下游市场60%的发电、工业、天然气分布式能源大用户到主干管网的距离均不过100公里，管输均费应小于0.1元/立方米。“按照上述分析，终端大用户实付气价大致比门站价高0.1元/立方米较为合理。”华贲认为。
不仅如此，在华贲看来，“省天然气一张网”应当是在三大油气公司在该省范围内已建主干管网的基础上的完善和延伸后的总和，原则是在主干管网基础上以最小的投资优化连接到所有“终端大用户”。“省管网公司不应是一级天然气交易平台，而应是一个管理机构。 其职能应为：科学规划省内天然气管网、管理‘完善和延伸管线’建设项目、监督其财务评价，省内天然气的输配调度以及天然气管输费核算管理。”
对城市燃气管网，华贲认为，由于城市燃气管网一般面向分散的民、商用低压用户，特许经营公司需要投入大量沉没资本建设城市中、低压管网和各级调压站、计量设施，还需投入大量人员进行操作、维修、管理。基础设施投资折旧费和运营管理费在民、商用燃气价格中占很高比例，因此致使终端气价比门站价高出许多。而发电和大工业用户，因用量大、要求压力高，而且不在城市中心，但由于历史原因使用了城市燃气公司的某一段高压管线，即便如此折旧和管理成本也微不足道，但却因为种种原因承担了高价格成本。
而在国外情况刚恰相反，如果按照市场规律定价，居民气价理应高于工商业气价，除了我国、俄罗斯等极少数国家，绝大多数国家均是如此。
以2007年美国天然气下游市场各类终端用户价格数据为例，其门站价为0.25美元/立方米、发电0.26 美元/立方米、工业0.272美元/立方米、商业0.40美元/立方米、居民0.451美元/立方米。“为什么美国天然气工业和发电气价比民商气价便宜这么多，因为工业发电用气规模大， 直接从中压管网接气，而与燃气公司的管网系统无关。”华贲指出。
“如能控制从门站到发电和工业大用户的价差，使大用户通过主干管网直接向上游天然气供应商购气，减少交易层次和成本，有利于市场开拓。而这需要重新界定城市燃气公司的特许经营权范围。” 华贲说。
华贲特别指出，地处城市燃气公司管网内的工业和冷热电联供项目，特别是连接低压管网的，可以由燃气公司收费管理，但是管输费不应当与居民同价，应当按照实际供气成本核定。
燃气企业不能承受之重
然而，华贲的上述观点，城市燃气企业却不予认同，他们认为，“直供是不是降低工业用户气价或减少中间环节的唯一方法，是值得商榷和研究的。”
有燃气企业人士指出，各国天然气市场的发展路径不同，国外天然气下游市场是从能耗大的发电厂起步而后再应用到城市燃气及民用市场，并且城市燃气的价格远远高于工业用气，直接反映和疏导了居民用气的高供气成本。
而中国却恰恰相反，西气东输一线的时候，上游企业对市场并不看好，要求城市燃气企业必须与之签订照付不议合同。那时城市燃气企业从居民用户起步，才慢慢培育出现在的城市燃气市场。“ 中国的天然气市场是以城市居民、工业和商业用气发展起来的，城市天然气供气的价格也延续了城市管道燃气的定价机制，一种带有‘社会主义特色’的定价机制，居民用气的价格一直很低，到现在即便上游天然气已经过几番涨价，而大多数地区的居民用气也还是没涨到位。”上述燃气企业人士说。
但中国的居民用气价低于工业用气价，是因为居民用气成本低吗？“不是，居民用户由于分散，其管网的铺设维修、管理和安全服务等，要比同等用气规模的工业用户高不知道多少倍的成本。居民用气的定价低是给老百姓的一种让利，但这种让利往往来自于低成本、高定价的工业用户的交叉补贴。”该燃气业内人士说。
这在居民用气量占比大的北方地区更为突出，以北京为例，北京现有460万户居民用户，其运营成本却占北京燃气集团总成本的80%以上。也就是说，北京是由约20%的工业用户在承担着约80%的民商用供气成本。“单就居民用户来讲，北京燃气集团的运营无疑是亏损的。如果把电厂这样的大型用户拿走，那就等于让我们失去了‘造血’的机能，企业的整体运营能力会大大降低。”北京燃气集团副总经理许彤说。
还有更重要的一点是调峰，上述燃气业内人士指出，如果没有工业用户的话，居民用气的日、时峰谷在管网里的波动会非常大，工业用户用气量是稳定的，工业用户在很大程度上其实是把居民的日常调峰吸纳了，所以城市燃气的工业用户对平衡燃气管网运行压力、调节城市供气的日、时不均匀性起着重要的作用。“如果把工业用户拿走的话，城市燃气管网的投资、运营和供气成本失衡，供气设施需要重新改造、价格形成机制需要重新变革，居民用户需要接受高价格的理念，承担高价享受燃气供应的支出。如果这些都不改变，只谈大工业用户直供，其结果或是供气成本转移至城市居民，或会降低城市燃气安全供气和服务质量。”他说。
“在现行价格机制和结构下，一方面燃气企业要靠大用户来维系运营和生存，另一方面，燃气电厂等大用户对平衡城市管网的用气负荷、优化用气结构、体现规模经济起着重要的支撑作用，一旦将这些大用户剥离出去，那么下游城市燃气企业的生存将难以为继，极大影响城市燃气供应的稳定性。”杨光指出。
城市管网的自然垄断国家承认， 并由“特许经营管理”来加以约束，这在各地的情况不尽相同，“一般地，我们在与地方政府签订特许经营协议的时候，地方政府往往会对城市燃气企业作出如下要求，即城市规划范围的更新与城市燃气经营范围同步。”某燃气企业人士对记者说。
这位燃气企业人士指出，“如果一个项目完全可以脱离原来城市的经济结构体制的话，单独发展没有问题。而实际上近些年所发展的燃气发电项目往往是热电联产或者冷热电三联供项目，这就必然要与城市的发展规划紧密联系在一起。这么多年来，我们在规划城市燃气管网时是考虑了市场需求的未来扩张的，也就是说设计管容量往往要超过实际需求量，而且还在不断地追加投资。一旦允许了直供，那这部分超出实际容量的投资就等于极大地被浪费了。不要说将这些工业用户全部剥离出来，就是只剥离其中一部分，对城市燃气企业而言也有很大的影响。”
许彤说：“对特别是像北京这样的北方城市而言，所谓大型用户‘直供’对城市燃气企业是非常致命的。第一，直供必然有一个管网分离的问题，因为城市燃气是纳入到城市整体保障体系的。对燃气热电联产或冷热电联供项目而言，虽然燃气本身只相当于初始燃料，真正保障城市正常运行要提供热力和电力。对北京而言，目前北京已经建成一张整体联通的燃气管网，北京燃气集团已建成接通六环路的整体配送体系。其中给燃气热电电厂的供气管线也是与城市管网连通的。如果这部分燃气电厂直接从上游直供，那北京的整体供气保障能力无形之中就会下降。而且北京每一天的气量都需要进行统一调度，如果把目前已经形成一张网的用户分离开来，那对现有统一调度系统的冲击就非常大，因为主动权已不掌握在城市手里。”
上游企业变相的“直供换利益”之嫌
事实上，如果由大型用户直接去上游企业直接签订购销合同，对许多大型用户而言，他们更担心自己是否具备相应的议价能力。在杨光看来，目前格局下，尽管用户对城市燃气供应商的相对议价能力较弱，但是用户的气量气价、气质根据购销合同基本有保障，如果直供，用户面对的是三桶油，用户将非常被动。
“我们的直供协议是由总公司与中石油签订购销合同的，如果我们自己去谈，人家根本理都不理你。”某燃气电厂负责人对记者说。
而且，“如果直供是采取用户从接受门站开始自建管线，那么较高的初始管线建设费用和设备维护费用，将由用户承担，用户需要组建和本身业务不相关的巡检、维修、抢险甚至调峰队伍，这对用户而言将是一笔长期的支出。”杨光说。
某业内权威专家指出，按国外经验，上游企业要进入下游，会通过组建合资公司来共同运营，这样大家可以利益共享。这种做法中国也应该考虑。“但事实上，国内上游生产企业在进入下游市场的时候，通常会利用‘资源换市场’的优越条件将原有经营商排挤出去，往往容易诱发纠纷。如果由政府协调，总会出现新情况而导致协调不够及时。”
即便成立合资公司，原本弱势的燃气企业能否如愿享受该得“利益分成”也要打个问号。
以天津市燃气集团为例，根据记者所获材料，中石油于2008年提出与天津市进行局部地区的天然气管网建设和运营的合作，为有利于天然气资源落实，2010年8月，天津市燃气集团与中石油合资成立了中石油天津天然气管道有限公司，中石油占51%、天津市燃气集团占49%。在国家“十二五”发展的总体规划下，为加大天津天然气供应，近期中石油又在初步承诺在“十二五”期间为该市提供110亿立方米天然气的同时提出，“要进一步扩大与该市在燃气高压管网建设和运行管理的合作”，然而面对全市几十年形成的一整套燃气管网体系，双方的进一步合作却在中石油方面坚决要求对合资公司实行“绝对控股”（51%），并要“直接对电厂大用户进行销售”上，着实让天津燃气集团犯了难。
天津燃气的上述遭遇正是让众多燃气企业恐慌的真正原因所在。在众多燃气行业人士看来，直供的做法无非是使得上游供气企业由“资源换市场”变成了赤裸裸的“直供换利益”。
不仅如此，“现如今，很多省级管网公司都是石油公司的，他们也要追求企业利润，事实上由此对用户而产生的加价要远比交叉补贴来得多。如果下游企业联合起来组建一个省级管网公司，是不是也就可以省去这部分省级管网的中间环节？”业内人士刘先生指出。
“如果上游企业能直接给大用户让利，城市燃气企业为什么不可以？对上游企业而言，无非是让利对谁的问题。况且工业用户也是要区别对待的，要具体问题具体分析。如果是像钢铁、玻璃、陶瓷这样的大工业用户他们的产品本来就随行就市，因原材料成本增加引起的产品生产成本上升，是由市场和用户来承担的。”另一位不愿意透露姓名的行业人士对记者说。
“对于‘直供’我们的理解是上游供气企业欲藉此手段来扩大销售的一种商业行为，直接导致的后果就是更深度的纵向一体化垄断，并不是真正的降低成本。从各个地区已经涌现的众多直供项目，城市燃气企业已经深刻地感受到，这将成为城市燃气不能承受之痛。”一提及直供问题，刘先生满脸的愤懑与无奈。
这位行业人士指出，“如果一种上游的资源，加上中游的配送管网再到下游的企业，形成完全垄断的话，那对于未来市场经济的发展，以及未来的民生，都是有问题的。而如果一个企业拿着这个资源作为要挟，或者作为一个手段来逼迫各地政府，各个城市的燃气企业让出市场份额，局部可能获利，但是会损害行业的整体利益。”
利益共享是良策
“从资源配置的角度讲，直供可能是一个比较好的方向。但利益权衡是问题的关键。看各方面的协商，并不是一件不可以处理的事。”某天然气行业分析师指出。
但“直供不是降低气价最好的方式，国家主管部门应从天然气全产业链健康发展的角度去制定价格政策。应该出台鼓励大用户在气源地建厂政策，比如气电一体化，一些采用天然气为原料的化工企业应当原料多元化。”杨光认为。
“要想一步和国际接轨，如果真正能把国际市场的燃气使用效率和供气成本平衡在一起的话是可以的，但如果这条路走不通，就最好按现在的稳定结构走，不要谈什么上游直供，特别是在城市燃气经营区内。否则最终真正损害的还是老百姓的利益。”某燃气企业负责人说。
华贲指出，市场经济的驱动力是赢利，但也必须靠各种法律、法规等“游戏规则”来抑制各种极端的、损害他人或整体利益的逐利行为。
多位受访者同时指出，即便是试行直供，也需要考虑如何平衡各个利益方，同时不应破坏城市燃气供应的完整性。
“为避免恶性竞争，应尽量保持原有的城市燃气规划和建设序列，保持已经形成的燃气设施布局。 ”杨光说。
某燃气协会人士认为，如果城市管网的压力等级能够满足大工业用户需要就应该由城市管网去供给。对于那些供气压力等级要求高，城市燃气管网又满足不了的大电厂类工业项目就只能直供了，需要具体情况具体分析。
“原则上地方管网覆盖的工业不宜直供，否则会导致重复建设。如果一定要直供的话大电厂可考虑，因为天然气发电成本过高，上网困难。比较起来，直供更比城市燃气管网配气的费用更合算。 但如果所有工业用户都直供，城市燃气公司难以为继。如果直供要借城市管网代输的话，管输费要严格控制，量大费低才合理。”广东油气商会会长吴清标指出。
杨光指出，“需要合理界定直供大工业用户。对于燃气电厂，由于其价格敏感度较高，耗气量大，电价消纳通道窄，在主管网附近，可考虑直供。而对于市场化程度高、气价承受能力较强的用户，如钢铁、陶瓷、高附加值的化工企业，因为其产品价格可以随行就市，不宜直供。”
他还指出，如果直供的目的是降低大用户的用气成本，也可以从产业链角度来探讨其他方法，比如适当降低上游的门站价，也就是上游企业让出一块利润来；中游管输企业合理减免管输费用；下游企业在保证正常用气质量和安全的情况下，适当降低供应气价。
