城燃企業順價卡在哪？應全面理順天然氣定價機制！

目前，天然氣定價機制仍不完善，在氣價高漲的當下，工業用戶和城燃企業承受極大壓力。業內疾呼，要盡快實現天然氣上下游價格聯動，取消交叉補貼，理順價格機制。

4月6日，海關總署全球貿易監測分析中心和上海石油天然氣交易中心聯合發布的中國LNG綜合進口到岸價格指數顯示，3月28日—4月3日中國LNG綜合進口到岸價格指數為117.93，同比上漲38.69%。

鑒于近期天然氣價格保持高位，部分地區推出了上下游價格聯動機制的支持政策。

日前，湖南省發改委發布《關于明確2022年度淡季非居民用氣銷售價格的通知》，決定2022年度淡季非居民用氣銷售價格暫不實行新的聯動調整，長沙、株洲等10市繼續執行2021年采暖季價格，其中婁底價格最高，達3.968元/立方米。

“目前，確實有部分地區下發相關通知，其中湖南省是今年首個由省級政府牽頭組織落實順價的省份，其確定的氣價可執行性較強，如果落實到位，可在一定程度上緩解各燃氣公司的經營壓力。”博軼咨詢總經理楊常新說。

業內人士表示，目前我國天然氣上下游順價機制仍不完善，下游價格調整滯后，天然氣價格市場化改革仍任重道遠。

根據上海石油和天然氣交易中心監測，目前天然氣現貨市場成交筆數較少，我國買家并沒有參與近期達成的高價現貨交易。據悉，在目前的天然氣到岸價格指數中，現貨部分的定價時間為今年2月，而該時間段內現貨價格高企，一定程度上抑制了市場對現貨的需求。多方因素影響下，LNG綜合進口到岸價格指數近期波動較大，企業采購積極性不高。

因此，除湖南外，上海、浙江舟山、河北石家莊、廣東韶關、福建南安、廣西三江等地也陸續出臺了淡季非居民氣價方案。在這些方案中，部分地區直接順價漲價，另一部分地區繼續沿用上年采暖季價格，以緩解城燃企業壓力。

其中，石家莊發改委針對淡季非居民氣價發文，明確沿用采暖季價格，主城區非居民用管道天然氣最高銷售價格調整為3.95元/立方米。

上海市規定，氣電廠及漕涇熱電的天然氣銷售基準價格提高0.4元/立方米，其他非居民用戶的銷售基準價格提高0.6元/立方米。同時，取消季節性差價，實際銷售價格以政府制定的基準價格為基礎，由供應企業在上下5%的浮動幅度內確定。

浙江舟山普陀區發改委則表示，為緩解燃氣企業因天然氣進價上漲造成的經營壓力，根據非居民天然氣價格上下游聯動機制，調整非居民氣價，非居民管道天然氣終端最高銷售價格從5.32元/立方米上調為6.8元/立方米。

“在居民用氣價格較難調整的情況下，可以把目前正在大力推行的輸配氣價改革以及大用戶直供等措施所產生的降價空間用于降低工商業氣價。不過，能否順利順價，相關政策能否真正落地還是未知數。例如，舟山某燃氣公司的售氣價格為工業氣價5元/立方米，商業氣價5.3元/立方米。由于LNG現貨價格持續處于高位，該燃氣公司已向政府申請漲價至6.8元/立方米。即便如此，目前申請到的氣價也無法覆蓋當下的成本氣價，而且申請到的氣價究竟能否落實仍未可知，向下游終端用戶順價還是有點難。”一位近舟山燃氣市場的人士說，“從經營角度來看，燃氣企業為保證氣源穩定供應，承受部分成本壓力無可厚非，但是也希望有相關補貼政策能夠‘讓利’。”

“從2021年夏天開始，國內天然氣供需格局整體呈現價高量緊的態勢，城燃企業基本沒有機會儲備低價氣源，卻還要承擔起保供責任，加上順價機制不暢，城燃企業經營壓力很大。”楊常新說。

目前，由于非居民用氣順價有明確上限且幅度有限，遠低于城燃企業的實際進氣成本上漲幅度，超限部分只能由城燃企業自行消化。

楊常新進一步指出，城燃企業背負的順價壓力是大是小，也取決于企業的氣源結構。“例如，舟山等地以進口LNG為主要氣源的燃氣企業，購買增量氣需隨行就市，經營壓力較大。”

合肥某大型燃氣集團從業人員表示，目前該公司天然氣成本倒掛，但仍需按政府要求“不停一戶氣、不停一方氣”。“我們的主要氣源是管道氣，LNG只是補充。但現在管道氣增量合同氣價格也偏高，補充購買的LNG價格也處于高位，加之現在的營商環境對我們的要求很高，亟需政府各項政策支持。”

山東一位不愿具名的燃氣行業人士表示，目前城燃企業也都在向政府部門申請提價和補貼，但效果并不明顯。

若順價機制順利落地，則意味著天然氣終端工業用戶要分擔城燃企業的成本壓力。

“工商業用戶用氣量大，其用氣價格理應低于居民氣價。但我國長期以來一直采用較低的居民氣價模式，并通過對工商業用戶實行高氣價進行交叉補貼，導致價格水平不能完全反映用戶實際應負擔的成本，一定程度上抑制了價格機制發揮作用。”上述近舟山燃氣市場人士表示。

“非居民用氣終端銷售價格的季節性聯動機制已基本形成，但多以冬季用氣高峰時上調為主，淡季用氣低谷時下調卻很少。我們在調研走訪中了解到，工業用戶對氣價聯動政策的認可度并不高，交叉補貼現象較為突出。”國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員郭焦鋒說。

受訪人士均表示，目前，我國現行的天然氣價格形成機制與油氣改革“管住中間、放開兩頭”的總體思路尚有很大差距，仍以政府管制為主，市場化的定價機制還需進一步完善。

在郭焦鋒看來，完善天然氣價格市場化，首先應最大程度消除由于交叉補貼引起的價格扭曲，盡快全面理順天然氣定價機制，建立合理的成本分攤機制。“應積極推進城鎮燃氣配送網絡公平開放，減少配氣層級，嚴格監管配氣價格，探索推進終端銷售價格市場化，以‘準許成本加合理收益’為基礎，盡快理順價格機制，消除交叉補貼。”

業內人士建議，對不具備取消門站價格管制條件的地區，應完善門站價格形成機制，促進定價機制由政府管制向與油價掛鉤轉變。對具備取消門站價格管制條件的地區，應加快發展天然氣市場交易中心，促進定價機制從與油價掛鉤向“氣與氣競爭”轉變。

“合理的價格是平衡各方利益的重要杠桿，更是天然氣產業健康發展的關鍵，但目前我國還缺乏天然氣市場基準價。發展天然氣市場交易中心，通過交易中心的基準價格替代政府定價，也是實現天然氣價格市場化的一條重要路徑。”上述合肥某大型燃氣集團從業人員表示，“同時，還要加強自然壟斷業務監管，推進配售環節公平競爭試點改革，推動城燃企業整合，提高其經營和服務效率。”

（來源：中國能源報）

【主持者言】

油氣改革核心是管住中間、放開兩頭，重點監管管道運輸成本和價格。在油氣改革的背景下，如何推進城市燃氣企業可持續發展都將是中國能源體制改革中的一個重要研究問題。市燃氣集團在在發展中還面臨氣源采購渠道較為單一。順價機制推進滯后。燃氣設施預埋配套價格偏低。門站價格上調造成企業虧損的政府補貼遲滯。應急保障投入缺乏綜合長效的政府購買服務機制。配氣價格定價沒有體現合理收益。城市燃氣企業一體化和規模化推進較為滯后等問題。這些問題的解決還需要政府的引導和支持。市燃氣集團也會擔供氣責任，更好的服務于杭州市民。

建設全國統一的能源市場 還需下決心打通能源市場“梗阻”

近日發布的《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》指出，在有效保障能源安全供應的前提下，結合實現碳達峰碳中和目標任務，有序推進全國能源市場建設。從全局和戰略高度明確了全國統一能源大市場建設的總體要求和重點任務，凸顯了打通能源市場“梗阻”的決心。

能源市場化是有效促進能源資源優化配置的重要手段，放開能源價格，打破市場壟斷，還原能源的商品屬性已成為市場發展的必然趨勢。經過多年探索創新，我國煤炭價格基本實現市場定價，油氣勘探開發市場有序放開，油氣管網運營機制改革取得關鍵進展，全國統一電力市場體系建設積極推進，多元競爭的市場格局基本形成。

雖然市場對能源發展的引導作用日益突出，但仍跟不上能源轉型變革的步伐。我國正處在工業化、新型城鎮化快速發展期，對能源的需求量還會不斷增長，能源供需矛盾、結構矛盾將長期存在。同時，穩妥推進碳達峰碳中和對能源保供提出更高要求，單純依靠傳統能源格局，難以滿足新時期發展需要。如何在實現低碳發展的同時，確保能源安全，是迫在眉睫的重大命題。解決這一問題，除了依靠技術創新，還需要在能源市場構建上繼續下功夫。

建設全國統一的能源市場，有利于打通結構“梗阻”，推動我國從能源大國向能源強國轉變。我國是全球最大的能源生產和消費國，可再生能源裝機全球第一。在規模上已形成了全球最大能源市場，但體量龐大并不等同于具備相應的規模效應，能源仍是我國供給約束嚴重的領域。突出表現為，價格不能有效調節能源供需矛盾、煤電“頂牛”時有發生、能源用戶對能源產品選擇空間小、能源利用效率低下、新能源大規模消納難、市場分割和地方保護比較嚴重等。

去年出現了煤炭供應緊張引發的限電問題，足以說明能源市場大而不強。不同于油氣產品主要依靠進口，我國是煤炭生產大國，從產能和儲量上完全有能力保障煤炭自主供應。這種情況下仍出現市場電煤緊缺，一大原因就是煤炭市場運轉低效不暢。建設全國統一的能源市場，就是要打破堵點、痛點，促進能源市場要素流通，讓能源大市場真正發揮規模效應，由大向強轉變，有效保障能源安全、抵御外部斷供風險，促進經濟高質量發展。

建設全國統一的能源市場，有利于打通區域“梗阻”，讓能源在全國范圍內更高效配置。在中國地圖上，從黑龍江黑河到云南騰沖畫一條直線，就是著名的“胡煥庸線”。在分界線兩端，能源分布西高東低、差距巨大。不同于一般商品，能源資源和用能需求逆向分布的特點，決定了我國能源供應需在全國范圍調動匹配。過去幾十年來，通過“西煤東運”“西氣東輸”“西電東送”等重大工程，全力促進能源“大挪移”，但能源局部短缺仍時有發生。隨著對電網性能要求更高的新能源裝機不斷攀升，這種能源供需區域錯配矛盾將更加顯著。

建設全國統一的能源市場，要破除能源跨省跨區交易壁壘。當前迫切需要統一交易規則和技術標準，清理各種歧視性政策，降低交易成本，并通過市場價格信號引導能源高效利用，實現能源資源在全國更大范圍內共享互濟和優化配置。

統一的能源市場有利于打通行業“梗阻”，突破按品種管理能源的思路，真正建立多元供給的現代能源體系。大能源觀下，沒有一種能源可以“包打天下”，能源供給需要堅持類型多元化、供給方式多樣化。過去，煤炭、石油、天然氣、電力等行業一直在各自內部推進改革，自成體系，無法形成相對統一的管理機制，難以形成合力。

能源市場化改革是解決能源轉型過程中各類主體間利益矛盾的重要手段，意味著各類能源協同發展，增強聯動、優化組合，實現市場多元動態平衡，更有利于保障能源安全，推進“雙碳”目標實現。

建設全國統一的能源市場是一個長期過程，不可能一蹴而就。能源商品特性復雜，且關系國家安全。要立足國情，充分考慮能源市場化對經濟和民生的影響，避免急躁冒進，加大改革成本。

（來源：經濟日報）

【主持者言】

如何在實現低碳發展的同時，確保能源安全，是迫在眉睫的重大命題。解決這一問題，除了依靠技術創新，還需要在能源市場構建上繼續下功夫。建設全國統一的能源市場，就是要打破堵點、痛點，促進能源市場要素流通。

市燃氣集團是城鎮燃氣供應單位，屬于能源企業。公司追求可持續發展應切實響應國家能源發展要求，立足公司發展需求，擴展能源產業服務范圍和服務形式。公司能源轉型的主要方向是發展分布式能源、光伏和氫能等。這些產業都與電能有聯系。未來要為用戶全方位解決用能問題，電力和天然氣需要同時發力，同時作為，相互開放，相互進入，相互融合。

新能源呈現大規模、高比例、市場化、高質量發展新特征

國家能源局總工程師向海平近日表示，加快建設能源強國的重大戰略部署，標志著黨中央、國務院對能源保障和轉型發展提出了新的更高要求。能源行業在推進綠色低碳轉型過程中，要牢牢扛起這一重大歷史責任，著重處理好兩個方面的關系：一是要統籌能源安全和轉型發展。安全是發展的前提，高質量發展是安全的保障。能源發展必須立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破、通盤謀劃，科學把握降碳節奏，保障能源供應，確保安全降碳。二是要推動供給側和消費側雙向發力。要加大供給側非化石能源供應對減碳的支撐作用，充分發揮消費側轉型升級對減碳的引領作用。同時，要推動有效市場和有為政府更好結合，加快建設現代能源市場體系，加強能源轉型政策制度供給。

在“雙碳”背景下，我國能源綠色低碳轉型已站在新的歷史起點上，正呈現兩個方面的鮮明特征：

 一是新能源呈現大規模、高比例、市場化、高質量發展新特征。一方面我國二氧化碳排放要在2030年前達到峰值，另一方面必須在短短不到10年的時間內實現能源轉型發展“先立后破”，意味著新能源發展勢必進一步換擋提速，這就要求加快解決新能源高比例消納、穩定可靠性、產業鏈供應鏈安全等難題。與此同時，還要全面實現新能源無補貼平價市場化發展，對持續提高效率、降低成本、增強競爭力，進一步提質增效提出了新的更高要求。

二是創新引領能源發展第一動力作用更加凸顯。全球新一輪科技革命和產業變革蓬勃興起，新能源、先進核能、新型儲能、氫能等新興能源技術以前所未有的速度加快迭代，各類新模式新業態不斷涌現，成為全球能源轉型變革的核心驅動力，正在推動能源由資源、資本主導向技術創新主導轉變。能源行業要準確把握綠色低碳轉型的新階段、新特征，加快夯實能源產業基礎，加速推動產業鏈現代化，進一步激發能源創新發展新動能。

向海平指出，“十四五”時期，能源綠色低碳轉型面臨歷史性機遇和挑戰，任務艱巨繁重，前景極為廣闊。能源行業要錨定碳達峰、碳中和目標，深入實施能源安全新戰略，積極穩妥推進綠色低碳轉型。

一是打造清潔低碳能源生產消費體系。落實《“十四五”現代能源體系規劃》，堅持新能源開發和利用集中式與分布式并舉，陸上與海上并舉，就地消納與外送消納并舉，單一場景與綜合場景并舉，發電利用與非電利用并舉，單品種開發與多品種互補并舉。在生態保護的基礎上因地制宜開發水電。積極安全有序發展核電。推動新型儲能規模化市場化發展，探索氫能、綜合能源服務發展新模式。統籌發揮煤電基礎保障性和系統調節性電源作用，大力提升新能源消納能力。推動終端用能電氣化，建立綠色能源消費促進機制，充分發揮消費側轉型對減碳的引領作用。

二是提升能源產業科技創新能力。落實《“十四五”能源領域科技創新規劃》確定的重點任務，加快推動先進可再生能源發電及綜合利用、新型電力系統、安全高效核能、綠色高效化石能源開發利用、能源系統數字化智能化等重點領域技術攻關和示范。圍繞新型電力系統、新型儲能、氫能與燃料電池、碳捕集利用與封存、能源系統數字化智能化等重點領域，適時布局一批國家能源研發創新平臺等共性技術平臺。健全依托工程推動能源技術創新工作機制，持續推進首臺（套）技術裝備評定和示范應用，大力促進科技創新成果產業化。

三是健全能源轉型市場化機制。重點聚焦系統靈活調節能力、綠色能源消費、綜合能源服務和新模式新業態發展等方面，推動機制建設取得新突破。做好南方、長三角、京津冀等區域電力市場建設，健全中長期、現貨交易和輔助服務交易有機銜接的電力市場體系。同時，為分布式發電就近交易、微電網、綜合能源等新產業新業態新模式發展創造良好環境。

四是完善能源轉型政策法規。落實近期已經印發的《推動能源綠色低碳轉型做好碳達峰工作的實施方案》《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》以及電力、煤炭、油氣、可再生能源、新型儲能等分領域政策措施，進一步建立健全能源綠色低碳轉型的政策體系，形成全行業共同推進能源綠色轉型和安全保供的長效機制和工作合力。

（來源：環球網）

【主持者言】

“十四五”時期，能源綠色低碳轉型面臨歷史性機遇和挑戰，任務艱巨繁重，前景極為廣闊。市燃氣集團在這一歷史機遇期，將勇于迎接挑戰，加快產業鏈延伸布局，力爭發展成為綜合智慧能源服務商。進入新能源發展的“快車道”，加大對新能源項目的拓展力度，圍繞“建成一批、論證一批、儲備一批”的目標推進相關工作。為用戶提供多元化能源供應及服務。

政府主導 企業主體 共商共建 加快推進

——省市區行業管理部門與企業共商燃氣“規模化、一體化”改革工作

2022年4月22日下午，浙江省住建廳城建處調研員鄧富根，杭州市城管局黨組成員、二級巡視員謝勝才，杭州市公用事業監管處處長何鑫瀾，杭州市軌道交通運行和公用事業保障中心副主任閆瑞龍，建德市住建局副局長詹軼凡，德清縣住建局副局長姚敏亞，浙江浙能燃氣股份有限公司黨委書記、董事長陳方正、副總經理黃登欽及計劃發展部負責人來到杭州綠色能源體驗中心，調研天然氣“規模化、一體化”改革，交流商議加快推進工作。杭燃集團領導蘆俊、盧智宏、徐小冬、胡裕民、施永晟參加。

蘆俊對省市區三級行業主管部門多年來對杭州燃氣事業的支持表示感謝。指出：省市區各級政府部門及主要城燃企業對天然氣“規模化、一體化”改革的共識正在不斷提升，我們要堅持“政府主導、企業主體、市場運行、加快推進”的目標不動搖，合力加快推進。盧智宏交流杭州幾個區縣的進展和下一步想法。陳方正表示將繼續積極做好溝通，努力完成政府改革工作任務。詹軼凡、姚敏亞均表示屬地黨委政府均十分重視燃氣一體化改革工作，建德市已列為人大為民實事工程，在省市業務部門指導下，將全力推進杭州建德及德清地區的天然氣改革工作。

謝勝才副局長表示，杭州地區將積極推動城鎮“規模化、一體化”改革，不斷提升杭州市民美好生活水平，為建設平安杭州做出貢獻，作出示范。鄧富根強調，各級政府部門及城燃企業要加強溝通交流，加快進度，全力推動杭州及周邊地區天然氣“規模化、一體化”改革工作，提升市民獲得感、滿意感，推動天然氣企業可持續健康發展。

參加座談會的來賓興致勃勃地參觀了小和山綠色能源體驗中心，對杭燃集團企業文化體驗經濟成果表示贊賞。

（來源：市燃氣集團）

【主持者言】

杭州市域范圍存在多家燃氣經營企業，其中有央企、省屬國企、市屬國企和民營企業等。存在無序競爭和重復建設等問題。而且各燃氣企業公共服務均等化差距大，市民意見多。一些民營企業過多追求經濟利益，對準公共產品供應缺少社會擔當。

圍繞“政府主導、企業主體、市場運行、加快推進”的目標推進天然氣“規模化、一體化”改革，將有利于實現資源共享、調峰儲氣共享、應急處置共享、服務共享，實現城鄉統籌，同城同服務，同城同價。進而推動天然氣發展利用，改善生態環境、優化能源消費結構，助力城市綠色發展。

液化天然氣市場信息

4月15日-21日，本周全國LNG出廠成交周均價為7716.99元/噸，環比上漲26.01元/噸，漲幅0.34%。其中，接收站出廠周均價 8460.47元/噸，環比下跌209.53元/噸，跌幅2.42%。工廠出廠周均價為7152.85元/噸，環比上漲57.67元/噸，漲幅0.81%。

國內LNG均價先漲后跌。供應方面，本周國內LNG產量環比小幅下降。海氣到港量雖有所增加，但受制于價格高位，海氣仍以氣化外輸為主，接收站槽批出貨持續減少。

需求方面，隨著華南、華中局部地區價格下跌，北氣南下阻力增大，資源流向華東、華北地區增多，當前終端需求一般，多按需采購為主，部分地區工業用戶需求仍待恢復。

我國東北、西南、華南LNG地區成交價格有所下滑，其他地區價格有所回升。具體分析來看，東北地區受下游需求低迷和東北海氣降價影響，地區成交價格有所下滑；華南地區受前期西北降價影響，本周價格自下調后未有回升，而華南價格的下降進一步給西南液源東進帶來阻礙，因此西南地區成交價格亦有所下滑。其他地區來看，受本周各地交通運輸逐步恢復，上游液廠庫存下降影響，本周該部分地區成交價格有所回升。

我國各地區 LNG 下游接貨價整體弱勢，局部地區價格出現上漲。受東北、西南、華南等地上游降價影響，該部分及周邊地區下游接貨價格相應出現下滑；京津冀地區受自身供應偏少，其下游需求主要液源來自西北、內蒙古地區，因此京津冀地區本周下游接貨價呈現出跟其地區成交相反的走勢，價格出現下跌。

根據預測，近期LNG出廠均價為7635.39元/噸。工廠方面，從開停工情況來看，下周內蒙古、西北等地有工廠檢修計劃，涉及產能在 500 萬方上下，山西等地有少數工廠即將恢復開機，涉及產能在50萬方上下，故兩相抵消下，預計L NG工廠開工負荷或有所下降。接收站方面，國際局勢影響下，海氣供應短期內很難有明顯好轉，且由于LNG價格的長期高企，部分終端企業已完成了管道氣的切換，這可能刺激了部分接收站的氣化外輸需求，LNG槽批出貨量反而會延續低位。綜上所述，預計LNG整體供應或有一定減少空間。

LNG市場需求或難見起色，臨近勞動節假期，出于對節假日高速路危化品車輛禁行規定實施的考慮，在工廠的排庫措施下，不排除終端企業節前提前囤貨的可能。但不可否認的是，近期有特殊因素所引發的交通運輸限制影響雖有所減少但仍然存在， 加之高價的持續打壓，目前中下游仍然普遍反映接貨難度較大。LNG消費需求的變動恐僅限于小幅范圍內。

綜合整體供需情況來看， LNG供應或有減少空間，需求或難見起色。從近期市場情況來看，目前多數工廠生產較為穩定，出貨一般，雖然液位普遍不高，但鑒于五一假期即將到來，屆時高速公路將禁止危化品運輸車輛的通行，近日部分LNG工廠已著手為后續的低庫存運行作準備，下周還將有越來越多的工廠陸續采取降價排庫措施，故預計短期內LNG價格或小幅下行。