气价疯涨 实际是体制问题！

　　11月29日，由北京市中燃联信息咨询中心主办的第五届中国天然气行业市场发展大会在京召开。国家能源局、发改委相关司局、国土资源部、政府能源智囊机构、科研院所和高校的领导和行业专家参与会议。会议针对天然气行业中最新动态和发展趋势进行了总结和分析，并探讨了当前天然气行业中的若干热点问题。

　　华夏能源网记者整理了会议首日的相关议题，并针对当前最受关注的LNG价格飙升、天然气竞价交易争议、“气荒”与冬季调峰问题的精彩发言进行梳理。

　　LNG价格一路飙升，是价格问题，更是体制问题

　　近期国内LNG价格迅速飙升，呈现爆发式增长的态势，牵扯着行业内的神经。

　　生意社数据显示，10月27日至11月27日，短短一个月的时间，国内LNG价格从4200元/吨涨至6000元/吨。部分厂家的报价甚至飙升至7000元/吨，涨幅达到40%以上。行业内甚至有预言LNG价格会上涨到8000元/吨甚至10000元/吨。

　　价格的飙升严重影响着下游的用气需求。以车用LNG为例，据悉，10月份LNG重卡的销量环比下降34%，LNG重卡的价格优势逐渐消失，终端用户承受着LNG涨价压力。

　　针对LNG涨价以及后续走势问题，中国国际经济交流中心信息部副部长景春梅在会议上表示，目前发改委、能源局高度关注LNG疯涨问题，正在努力想办法。

　　“LNG价格疯长问题引起了较大的社会影响，发改委价格司也频繁接到反映问题的电话，包括来自LNG重卡司机的反馈。”

　　但景春梅同时补充道，LNG涨价问题属于市场化领域，政府直接干预不符合要求，因此目前发改委、能源局也在寻求更好的解决办法。

　　景春梅认为目前LNG价格疯涨表面上是价格问题，实际上是体制问题。“体制改革是国家层面的大事，改革没有到位，很多改革成本由下游企业承担了。承担着联系民生和保供的压力，从企业角度包袱越来越重，长此以往肯定不可持续。长远来看，LNG市场情况主要受油气体制改革影响，体制改革推动步伐大的话，可能有根本改观。”

　　景春梅继而提出建议，下游行业应当一致合作，通过协会、学会、联合会等方式，把当前存在的矛盾和困难及时向政府反馈，争取政策能够给予支持。在政府政策制定意见征求时，积极参与，发表意见。

　　天然气价格市场化改革引争议

　　9月12日，上海石油天然气交易中心举行中石油的首次天然气竞价交易，中石油东部销售公司的900万方天然气全部以20%限价火爆成交。

　　但是在目前的天然气体制下，市场内的买卖双方参与主体并不充分，竞价交易和交易中心的作用也引起业内人士怀疑。

　　9月18号陕西液化气协会向上海交易中心致函，认为交易违法要求暂停交易。陕西省燃气设计院院长郭宗华的两篇文章《天然气价格市场化改革  请你慢些改》、《再论天然气价格市场化改革》引发了业内的广泛关注与讨论。

　　当前的天然气竞价交易导致价格上升，下游城市燃气公司面临价格困境。

　　景春梅表示，目前气源紧张，天然气价格高，城市燃气公司通过竞价交易购得的天然气价格也相应上升。但国家对居民用气实行价格限制，城市燃气公司针对下游的居民用气没有谈判能力，处境艰难。

　　“天然气竞价交易中心发挥作用是有前提的，前提有三个，第一，主体多元，多卖多买才有可能竞争形成价格，才有可能降低成本；第二，管道和基础设施必须公平开放，有的下游企业可能拿到国外气源，但进口气来了以后不能进管道，不能用LNG接收站，这样不能整体降低价格水平，所以制度因素——管道基础设施问题是制约天然气价格非常大的瓶颈，第三个就是经营性环节价格放开，输配环节价格独立，独立上下游才能直接见面交易，需要输送根据独立输配气价。根据现有条件，中石油的天然气竞价交易做得有点超前，主要原因是三个前提中的前两个不能满足，导致出现一系列问题。 ”

　　5年之内，“气荒”很有可能会持续下去

　　我国冬季调峰储气设施的不足与建设落后已经是业内的共识。

　　《中国天然气发展报告（2017）》白皮书显示，截至2016年底，我国已建成地下储气库18座，有效工作气量为64亿立方米/年，约占全年消费量的3%。而美国的储气库工作气量占全年消费量的20%，在欧盟这一数字为25%，我国与欧美国家的水平差距明显。

　　此次会议上，国家能源局原副局长张玉清表示，今冬天然气的供应紧张。一方面是源于对今冬天然气市场形势估计不足、第二个最主要原因天然气储备建设严重滞后。 

　　中石油经济技术研究院高级经济师徐博更是在会上表示，“目前的主要挑战是冬季天然气供应跟不上去，可以说在短期内，5年之内，气荒可能还要持续下去。”

　　徐博呼吁，解决我国“气荒”问题和储气库不足问题的首要任务是先立法，通过立法规定供应方、需求方、燃气企业、管道企业、上游企业、主机企业的职责，要求燃气企业参与到储气库的建设当中。

　　而针对储气库建设的缓慢的原因，国家发改委价格监测中心研究院刘满平博士表示，主要有两方面的原因。

　　“第一个原因是，调峰储气库的投资成本过高，当前的工作气量单位储存空间投资额高达3-6元/立方米，而却缺乏专门的调峰价格。工业用户和城市燃气公司很难从中获利，因此投资储气库的动力很弱，当前主要依赖国家财政补贴和石油公司通过管输费用和销售利润来进行消化。第二个原因是，我国储气库建设的资源条件较差，选址资源少。我国的油气田多分布在中西部地区，消费市场处于中部和东部沿海地区，而中东部地区气藏少，没有足够的气田用于建库。”

　　而刘满平建议，通过提高调峰价格等多种措施，提高储气库的投资回报率；同时降低储气库建设的审批门槛，引进先进技术，降低建设和运营成本。（作者/王方玉）