管道天然气降价优势难显

　　近期管道气销售不仅受需求增速缓慢的影响，同时还受到低价海外LNG（液化天然气）的“挤压”。本想利用降价优势夺取被LNG抢占的市场空间额管道气，却再遇进口LNG“白菜价”难抗衡。

　　国家发改委最新数据显示，1-4月天然气表观消费量1044.5亿立方米，同比增长3.3%。前4个月消费量增长微弱，近1个月有缓慢复苏迹象，但供大于求的形势还未转变。

　　中石油给西北内蒙古某液厂管道气打折让利大促销的价格确认书也引发市场关注。中石油调整了管道气的价格政策，整体以降价为主，工厂开工负荷越高，原料气综合成本越低，中石油的气源消化压力显而易见。受此影响，国内燃气发电、工业用气的成本将降低。

　　用的越多优惠越多

　　自2月下半月以来，西部LNG液厂用气价格一直维持在1.57元/方。受疫情影响，西部LNG工厂用气线上竞价交易暂缓开展。据了解，陕西、内蒙古地区从2020年5月20日8:00起，不再延续该固定价格，调整为按照装置负荷实行阶梯价格的模式，这是继工厂原料气线上竞拍后原料气计算方式的又一创新。

　　根据中石油降价“促销”方案，当LNG工厂装置负荷低于40%(含40%)设计产能生产时，该部分量用气价格执行基准价格上浮3%；当LNG工厂装置负荷以40%-80%(含80%)设计产能生产时，超出40%负荷量用气价格执行基准价格下浮5%；当LNG工厂装置负荷高于80%设计产能生产时，超出80%负荷量用气价格执行基准价格下浮10%。

　　由此看出，以前气源紧张时是正阶梯气价，用的越多越贵。现在转变为负阶梯，即用的多优惠多。

　　“目前原料气基准价暂未明朗，但随着冬供结束，原料气成本下调可能性较大，姑且按照原料气成本为1.48元/方计算，初步估计工厂满产状态下LNG生产成本2700-2800元/吨(运营成本暂取0.5元/方)。即便如此，LNG工厂成本也难以与低价海气相抗衡。”卓创资讯分析师陈昭娟指出。

　　进口LNG低价“截胡”

　　低气价有利于降低工商业用户生产成本，但同时对中国管道气形成了挤压。目前，进口LNG已替代了一部分管道气，导致管道气库存压力较大。

　　短期来看，目前拉低海气成本的主要因素是低价现货资源占比明显升高，海关总署全球贸易监测分析中心和上海石油天然气交易中心联合发布的中国LNG综合进口到岸价格显示，5月18日-24日，中国LNG综合进口到岸价格为2184元/吨相比国内液厂价格优势明显。

　　据了解，目前很多工业企业接通的是双气源，既有管道又可接收LNG。在当下LNG极具价格优势背景下，部分双气源企业可能更偏向于使用LNG资源，并且国际油价暴跌对LNG市场的影响将在6月份逐渐显现，届时挂钩油价的长协部分价格会随之下行，海气成本仍存一定的下行空间，因此预计后期LNG市场竞争环境更加激烈。

　　“1-4月国产气增量势头强劲近48亿立方米，虽然进口LNG价格创新低，但是否大量进口也取决于国产气在不压减和控制产量情况下持续供应情况、市场消费增速及储气库设施建设程度而定，如何平衡管道气与进口气也是留给‘三桶油’的一大问题。”北京世创能源咨询公司首席研究员杨建红说。

　　目标仍是降低终端价格

　　在此情况下，管道气市场何去何从？

　　首先，LNG市场之所以如此受青睐，是因为“市场”二字，LNG价格具有市场联动性可随市场需求变化而调整，因此受下游终端用户青睐，管道气市场亦如此。国家发改委宣布，5月1日开始逐渐取消门站中央定价后，管道气市场开始踏上市场化改革的征途，预计后期东部沿海城市将率先形成管道气市场化定价机制，多气源竞争格局下，天然气生产成本将会进一步压缩，最终让利于终端用户。

　　其次，天然气交易中心价格发现作用作用日益凸显，不管是接收站窗口期竞拍还是原料气线上竞拍，都是强调市场的重要性。后期随着国家管网公司步入正轨，各管道管网公司可在交易中心公开剩余管容，向第三方提供代输服务，鼓励上下游通过交易平台直接对接。

　　“ 一方面能大大提高管道管网的利用效率，另一方面，上下游直接对接，仅需支付一定的管输费，减少了中间环节的使用费率，节省下的这部分成本也将在终端用户身上得以体现。” 陈昭娟说。

　　最后，以供求关系定论来讲，管道气价格乃至整个天然气价格将有所改善，究其根本在于供需。为此一方面要加快国内储气设施建设脚步，削峰填谷，平抑季节性价差并鼓励储气设施利用交易中心平台，充分体现储气服务真实市场价值、提高储气设施使用效率；另一方面不断提升国内油气田开采技术，降低开采成本同时又能增储上产，多渠道多元化进口天然气资源，形成合理完善的天然气定价机制。