多气源多用户供气商销售优化模型研究

陈正惠，樊慧，魏繁，宋明国

( 1.中国石油天然气销售南方公司；2.中国石油集团经济技术研究院；3.中国石油天然气集团有限公司咨询中心）

随着国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）正式成立，“X+1+X”的中国天然气行业结构逐渐建立，天然气产业市场化程度日益加深，上游供气商、下游用户日趋多元，多气源多用户的市场特征愈加显著。在新的市场环境下，如何基于已有气源和潜在气源，考虑管输成本，优化天然气销售区域结构与用户结构，实现盈利能力和经济效益最大化，是所有供气商面临的共同问题。本研究通过建立符合中国天然气市场现实状况的供气商天然气销售优化模型，从理论层面给出供气商销售优化问题的解答，并从现实角度解释其经济含义。

1 中国天然气供应商面临新的营销环境

全球范围内，天然气是最具有发展前景的化石能源。2018年，天然气占全球一次能源消费的比例为23.9%。据BP公司发布的能源展望数据，到2040年，全球天然气消费将保持年均1.7%的增速，而同期石油、煤炭的年均消费增速分别为0.3%、－0.1%[1]。2019年，中国天然气消费量为3045亿立方米，在一次能源消费结构中的占比约为8.3%，未来仍有很大潜力。2017年，国家发改委发布的《加快推进天然气利用的意见》明确提出，到2030年，天然气在中国一次能源消费结构中的占比力争提高到15%；国内外主要机构预测，中国中长期天然气需求有望超过6000亿立方米/年。

2019年底，国家管网公司成立，标志着中国天然气管网体制改革迈出关键性步伐，天然气市场向着“管住中间、放开两头”“多供气主体＋国家管网公司＋多下游用户”（业界称为“X+1+X”）的市场结构加快重构。在此背景下，以三大石油公司为代表的传统上游供气商的天然气业务价值链发生重大变化。此前，三大石油公司属于上中下游一体化运营模式，供气、管输、销售三个环节共同构成自身公司天然气产业链收入及利润。管网体制改革后，对传统供气商而言，管输环节的收入转为成本，下游销售成为其天然气业务链利润的关键优化环节。对于新奥公司、广汇公司、九丰公司以及未来众多的新兴天然气供应商而言，管道输送的制约瓶颈减弱，下游销售的空间及范围大大扩展，可以开展更大规模、更大范围的天然气销售业务，但同样面临如何优化天然气销售的现实问题。

当前，中国天然气供应商正面临越来越复杂的营销环境。上游气源方面，气源多元化趋势显著，国产天然气、进口管道天然气、进口液化天然气（LNG）等各类气源成本存在显著差异，进口气源成本随着国际油气价格波动而波动较大，供应商面临如何优化气源配置的问题。下游市场方面，随着中国气化区域的不断拓展，天然气用户数量不断增多，用气地域、用气行业的覆盖面越来越大。此外，天然气价格市场化程度大幅提升，供气商在销售定价方面有了更多的自主决策权。

总之，在新的市场环境下，如何统筹配置上游资源、优化销售区域和销售用户、提升天然气销售业务链整体价值、在承担社会责任的基础上实现利润最大化，都是所有供气商面临的现实问题。

2 中国天然气市场基本状况分析

2.1 供气主体

当前，中国天然气供气商以中国石油、中国石化、中国海油为主，这三家公司2019年供气量占全国市场总供气量的比例超过95%。以陕西延长石油（集团）有限责任公司、广汇能源股份有限公司、新奥能源控股有限公司、广东九丰能源集团有限公司等为代表的民营能源企业也加入了供气商的行列，部分城市燃气公司（例如，北京市燃气集团有限责任公司、深圳市燃气集团股份有限公司）也已开展LNG进口业务。随着国家管网公司的正式运营，国家开放油气上游业务的政策效应逐步显现，“X+1+X”的市场格局将愈加显著，供气领域将涌入更多的供应主体。

2.2 上游气源

中国已形成以国产天然气为主，同时与进口天然气相辅相成的供应结构。2019年，中国天然气总体供应量约为3105亿立方米，其中，国产天然气约占56%，主要来自新疆、青海、川渝和鄂尔多斯等地的气田。国产气以常规天然气为主体，占86%，页岩气、煤层气、煤制气为补充。进口天然气已形成西北（中亚）、西南（中缅）、东北（中俄）、海上LNG四大进口战略通道，天然气进口量快速上升，2019年进口量约为1364亿立方米，对外依存度为44%（见图1）。从地域分布上看，国产天然气主要集中于西北、西南地区，中俄东线及东部沿海进口LNG极大丰富了东部气源，国内形成“四面来气”的供气格局。

2.3 下游市场

从用气区域看，随着中国天然气基础设施的快速发展，31个省（自治区、直辖市）均已接通供应天然气，337个地级及以上城市中超过90%已接通供应天然气，气化覆盖范围快速延伸。其中，长三角、京津、珠三角、川渝等地区消费量相对较高。从行业用户看，中国天然气下游用户大致可分为城市燃气、工业燃料、发电、化工四大领域（见图2）[2]。其中，城市燃气公司有3000多家，规模、级别差异较大，主要向其特许经营范围内的居民、采暖、工业、交通、商业、公服等用户供气，一般上游供气商在批发环节将天然气销售给城市燃气公司，由后者进行零售。工业燃料用气在中国天然气消费结构中的占比约为35%，上游供气商对工业用户实行批发直供，多数由城市燃气公司零售。发电、化工用户总计上百家，其单项目用气量较大，多数由上游供气商批发直供。

2.4 销售价格

目前，天然气批发销售环节可分为管制气与非管制气两大类。根据中国历次天然气价格调整政策及《中央定价目录》（2020年版）规定，海上气、页岩气、煤层气、煤制气、LNG、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气价格，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，这些价格均由市场形成，即实施非管制。不符合上述条件的天然气批发价格执行“政府指导价”，由上游供气方与下游买方以国家发改委规定的基准门站价格为基础，在规定的浮动幅度范围内通过合同约定具体交易价格[1]。

2.5 运输模式

图1 2019年中国天然气供应结构

图2 2019年中国分行业天然气消费结构

近几年，随着中国天然气管网的快速发展，网络化的管网输送模式基本形成。截至2019年底，中国天然气长输管道总里程近7.7万千米，建成了以西气东输、陕京系统、川气东送、中缅等天然气管道为主的骨干管网，形成了“西气东输、北气南下、海气登陆”的输气格局，实现了国产天然气、进口管道天然气、进口LNG资源和用气市场之间的联通[2]。截至2020年3月，中国已建成LNG接收站22座，总接卸能力达到7615万吨/年，沿海LNG接收能力快速提升，部分天然气不通过管网而是采用“液来液走”的方式直接销售。为适应管网第三方公平开放及管网化的运输模式，自2017年9月开始，国家按照“准许成本加合理收益”的原则制定天然气管输价格，实施“一企一价”，每3年进行校核调整。

综合来看，中国天然气市场已经形成多供气主体、多气源、下游用户数量巨大且遍布全国、天然气跨区输送、管网互联互通显著提高的市场结构。本研究建立的供气商销售优化模型基于这样的市场结构。

3 多气源多用户的供气商营销优化模型构建

中国天然气市场地域分布广，各类用户的用气特征差别较大。当前，供气商面临的现实问题是：在天然气价格市场化程度越来越高的情况下，如何统筹自身的气源、管输成本等因素，通过优化不同地域、不同类型用户的销售规模，实现天然气销售业务利润最大化。

以中国石油为例，目前每年销售气量近2000亿立方米，销售区域覆盖全国29个省区，涵盖所有用户类型，各地各用户销售价格、管输成本差异极大，销售到不同区域和不同类型的下游用户所产生的收益显著不同。优化销售流向与销售结构，已成为供气商提升天然气销售业务盈利能力的关键所在。综合考虑，可归纳为存量气与增量气的销售问题，以下分两种情景展开分析。

3.1 情景一：已落实气源的优化销售问题

供气商已落实的天然气资源包括下属油气田自产天然气、已签在履约的进口天然气合同的“照付不议”气量等刚性天然气资源。这部分天然气资源既使销售整体亏损，也必须销售出清。优化销售决策，就是要实现供应商收益最大化，把亏损降到最低。基于这一框架，本研究建立了供气商销售优化模型。

3.1.1 基本限定条件

1）气源按已落实且全部销售出清设定。已落实气源主要为国产气和进口长期合同天然气，国产气量基本全产全销，进口长期合同气有“照付不议”气量约束，上下浮动空间有限。模型假设已落实气源的数量、采购价基本确定。

2）区域销售市场按省市区划分。销售市场根据不同用气层级、不同用气地域进行划分，本模型将省级销售市场作为区域销售市场进行分析。

3）下游用户类型按有关规定划分。参照《天然气利用政策》[3]及现实情况，本模型将用户类型划分为城市燃气、工业用户、发电用户、化工用户四类。

4）承运能力满足销售要求。国内主要承运商有国家管网及地方管网等公司，本模型假设天然气承运商管输能力足够，即供气商可以通过天然气承运商将天然气顺利运输至下游用户，不存在运输瓶颈。

5）管输费采用国际通行的定价方法。本模型假设天然气管输费用采用两部制价格，即“容量费＋使用费”，其中，容量费在所有天然气用户间进行分摊，使用费与管输距离有关。

6）天然气交接点在管输末端。本模型假设供气商与下游用户的天然气交接发生地在用户的接气端，天然气销售价格为“送到价”，即城市门站销售价格或工厂门站销售价格，中游管输费由供气商支付给天然气承运商。

7）最低供应量按供应商已供的民生类用户等刚性需求量考虑。天然气供应必须满足销售区域内民生保障、公共服务设施运行、大气污染治理目标等刚性需求。本模型假设供气商在每个地区都有最低销售气量的约束限制，这部分最低供应量由供应商与有关政府主管部门和用户共同商定。

3.1.2 建立模型

某供气商A共有n1种气源，n2个区域销售市场（可理解为省级销售市场），每个省级销售市场中有n3种用户类型（可理解为城市燃气、直供工业、电厂、化工用户等）（见图3）。

3.1.3 主要参数

上述已知变量中，部分变量的取值是既定的，部分变量的取值是不断变化的，供气商在实际工作中应注重对这些变量的分析预测，用于供气商对明确的资源进行销售优化决策。确定这些变量的大小是对资源进行优化配置的前提条件，直接影响优化配置的结果。

3.1.4 管输费参数

图3 供气企业多气源多用户销售示意

目前国家管输费政策仍处于国家管网公司成立后的过渡阶段，管输费率仍沿用上游供气商供气、管输一体化时的政策。鉴于新的管输价格政策还未出台，本研究假设：管输价格按照国家管网公司“准许成本＋合理收益”（即年度总成本）的原则制定，国家管网公司为供气商A供气，付出的年度总成本可划分为固定成本F与可变成本B，其中，固定成本F主要包括制造费用、人员工资，可变成本B主要包括主要材料、燃料、动力和损耗。

总成本由全部管输气量分摊。

B 为全网平均单位周转量可变管输成本，单位是“元/（千立方米·千米）”，即b=

供气商A将第m种气源销售至i省j类用户产生的收益

供气商A销售天然气所产生的全部收益

要在满足各省天然气供应量最低值、各气源气量全部销售的情况下，实现供气商A的收益最大化，构建线性规划模型如下：

约束条件：

3.1.5 模型解析

1）供气商在优化已落实气源的地域用户、行业用户的销售结构和流向时，与已落实气源的购气总成本、购气价格、购气量均无关，即C总为既定常数。其经济含义为：任何气源只要已发生采购决策，在优化销售流向时就无需再考虑其成本问题。

2）供气商在优化已落实气源的地域用户、行业用户的销售流向时，最重要的决策参数是即下游用户的销售价格与运输到该用户所发生的可变管输成本的差值，供气商应优先将气源供应给最高的地域用户、行业用户。其经济含义为：对于供气商而言，将某种已采购气源销售至某地区的某类用户的边际价值只取决于两个参数，一是即销售给该用户的销售价格；二是即将m气源供应至i省j类型用户发生的可变管输成本。终端销售价格减去可变管输成本，差值越大的终端用户，供气商越要优先供应。

3）供气企业在优化已落实气源的地域用户、行业用户的销售流向时，与其支付给管道承运商（国家管网公司）的固定管输成本F无关。其经济含义为：固定管输成本在管输活动发生前已形成，属于沉没成本，与供气企业销售优化没有直接关系，即F与的关联度很低，在优化时，对F可不予考虑。

该模型及上述结论同样适用于拥有管输网络，通过自有管网进行天然气销售的供气商，模型中的管输成本可视为供气商的内部管输成本，在固定管输成本已沉没的情况下，优化销售用户时，应重点参照销售至下游用户的天然气价格与其可变管输成本的差值，排除固定管输成本对销售决策的干扰。

3.2 情景二：增量气源的采购决策及优化销售问题

现实情况下，增量气源一般是增量进口天然气资源，包括长期合同资源和现货资源。情景二主要为供气商在增量气源采购、优化增量天然气资源的销售以获得最大收益等问题的事前决策提供支撑。在已落实气源的基础上，供气商引入新增气源销售带来的增量利润必须大于零，使供气商在情景一下的利润有所改善，实现利润增加或者亏损减少。

为实现供气商A在情景二的收益最大化，构建线性规划模型如下：

约束条件：

4 结论与建议

随着国家管网公司的成立，在天然气运输与天然气销售分离的运营模式下，传统供气商的盈利逻辑发生根本性变化，新兴供气商也可以在更大地域范围内开展更大规模的销售活动。不同区域、不同类型的用户对天然气价格的支付能力和需要供气商提供的服务不一样，同样的天然气资源销售给不同的用户，将付出不同的成本，产生不同的收益。供气商需要优化销售结构以实现效益最大化，并决策在什么情况下应新增气源，以扩大销售规模。

本文提出的决策模型，结合中国供气商面临的实际问题，归纳为两种情景展开分析。一种情景是对必须销售出清的天然气资源进行销售优化，供应商需要决策的是，如何实现收益最大化或最大程度地减少亏损。模型分析表明，要实现效益最大化，供气商应尽可能多地选择“销售价格与可变管输成本之差”相对大的用气区域和用户，而与购气成本以及固定管输成本无关。另一种情景是供气商需要决策是否应新增气源，以及新增后如何优化销售的问题。模型结果显示，在一定的假设条件下，只要新增气源的销售价格大于气源购买成本与可变管输成本之和，就可引入这种气源。要实现对新增气源的优化销售，同样需要优先考虑那些产生边际收益相对大的用气区域和用户。

需要说明的是，供气商面临的实际销售问题比本文建立的模型更加复杂，本研究只是提供一种解决思路。建议供气商根据自身的目标市场，依据销售至用户的价格差异以及需要考虑的前置条件，例如国家的有关天然气利用政策、价格政策和一些特殊要求，划分不同区域和不同类型的天然气用户，作为优化配置的目标单元市场，确定约束条件，建立适合自身的天然气销售优化模型，为天然气销售提供决策依据，以实现天然气销售效益最大化。