川渝天然气跨省销售价格竞争力分析

梅 琦 王富平 陶 玲 邹晓琴 曾 伟 周悦洋

1. 中国石油西南油气田公司天然气经济研究所, 四川 成都 610051;2. 中国石油西南油气田公司营销部, 四川 成都 610051;3. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;4. 中国石油西南油气田公司川东北作业公司, 四川 成都 610051

0 前言

2020年7月23日,国家油气管网公司正式收购中国石油和中国石化的管输资产,开始全面划转主要石油公司管道相关基础设施资产。随着主要石油公司管输资产注入完成,全国逐步形成实质性的一张网,天然气资源可以跨省、跨区域自由进出,将对天然气销售产生深远影响[1-8]。随着供应主体的多元化,川渝地区将逐步形成国产管道气、进口管道气以及进口LNG的多元供应格局,必将加剧竞争。另一方面,管网独立运行和基础设施公平开放,也极大地增加了用户的选择空间,用户的议价能力也随之增强,价格在供应端的竞争将十分激烈[9-11]。

1 川渝天然气外输销售现状

1.1 川渝天然气外输通道分析

中国已经形成了由西气东输、陕京输气系统和川气东送为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络。支线/联络线工程主要包括忠县—武汉管道(以下简称忠武线)、涩宁兰线等,进口气管线主要包括中亚、中缅以及中俄管线。截至2018年底,中国长输天然气管道总里程近7.6×104km,总输气能力超过3 100×108m3/a。国家油气管网公司成立后,互联互通建设将不断加快,结合国内长输管道分布状况,川渝天然气可通过“东进”“北上”和“南下”三个方向实现外输销售。川渝天然气外输流向见表1。

表1 川渝天然气外输流向表

“东进”方向:一是通过忠武线外输,受管输能力限制,天然气主要输送至湖南、湖北地区,经重庆至武汉、长沙；二是通过中贵线北上,经西气东输管道销往华东地区,途经山西、河南、安徽、江苏到上海；三是通过川气东送管道,自四川达州,沿途经湖北、江西、安徽、江苏、浙江到达上海。

“北上”方向:通过中贵线向北输送,经中卫线、陕京线供应北方地区。途经宁夏、陕西、山西，到达北京。

“南下”方向:通过中贵线向南输送,经中缅线输送至华南地区,途经贵州、广西、广东。

1.2 川气东送管道

中国石化通过川气东送管道,将天然气输送到管道沿线及长三角地区。该工程于2010年8月31日正式投入商业化运行,西起川东北普光首站,东至上海末站,途经四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海6省2市,全长2 229 km,设计输量120×108m3/a。川气东送管道与西气东输一线、西气东输二线联通,实现应急工况下供气补气互保,最大日补气量分别可达1 005×104m3、2 286×104m3。2018年、2019年输气量分别达到137.4×108m3、151.4×108m3。2020年上半年累计输气量达到62.96×108m3,累计输气量突破1 000×108m3。川气东送工程建成投运,不仅有力推动了中国石化天然气业务的发展,改善相关地区能源利用结构,还扩大了中国石化在国内天然气市场的份额。

1.3 忠武线

忠武线是川渝第一条外输通道，该工程2004年11月16日开始投产试运行,设计输量30×108m3/a,充分利用川渝地区富裕的天然气资源满足中南地区天然气用气市场需求,缓解湖南和湖北地区用气紧张的局面,对促进地区经济建设起到了积极作用。2018年、2019年中国石油西南油气田公司通过忠武线外输气量分别达到18.1×108m3、22.4×108m3，至2020年6月底,累计外输天然气103.9×108m3。

1.4 磨溪—铜梁管道

中国石油第二条外输通道磨溪—铜梁管道上载工程于2019年10月投运,设计输量56×108m3/a,至2020年6月底,累计外输气量19.6×108m3。该工程将来自安岳气田磨溪区块龙王庙组的“川气”,通过铜梁站首次增压输入中贵线,实现国内气网贯通,不仅增加了中贵线气源,而且提升了气量调配及管道调峰的灵活度,增强了川渝天然气储备调峰和供应保障能力,充分发挥了中贵线保供、调峰优势,为宁夏、陕西、甘肃等多个省(市)用气提供有力保障。

2 川渝天然气跨省销售价格分析

2.1 各省销售价格比对分析

根据中国石油、中国石化公布的各地区天然气管道运输距离表和价格表,结合天然气外输流向,分析天然气外输销售价格为:

(1)

式中：Pc为天然气外输价格,元/m3;P0为管道气门站价格或进口LNG出站价格,元/m3;Pi为各进气点之间天然气管输价格,元/m3。

虽然天然气门站价格在新版2020年《中央出定价目录》中被移除,但短期内各省对门站价格管理并没有松动,因此计算外输销售价格时仅考虑按照各地基准门站价格进行比较,未考虑上游供气方在基准门站价格上上浮供气价格后,各省终端销售价格联动上调的情况[12-13]。对川渝天然气外输销售价格进行综合测算,结果见表2。

表2 跨省销售价格测算表

“东进”方向:一是通过忠武线外输,重庆至武汉、长沙天然气管输费分别为0.172元/m3、0.227元/m3,销售至武汉和长沙具有价格优势,低于当地门站价0.06～0.12元/m3；二是沿中贵线和西气东输管道外输,从重庆至上海天然气管输费为0.868元/m3,销售至上海、南京、杭州、合肥和南昌均无价格优势,高于当地门站价0.32～0.57元/m3；三是沿川气东送外输,从普光至上海天然气管输费为0.623元/m3(含普光到重庆的天然气管输费0.098元/m3),在上海、南京和武汉无价格优势,高于当地门站价0.04～0.13元/m3[14]。

“北上”方向:沿中贵线向北,从重庆输送至北京的管输费为0.770元/m3,川渝天然气销售无价格优势,分别较北京、太原门站价高0.44元/m3、0.40元/m3。

“南下”方向:沿中贵线向南,从重庆输送至广州的管输费为0.553元/m3,川渝天然气在贵阳、南宁和广州销售均无价格优势,高于当地门站价0.04～0.11元/m3。

2.3 进口LNG价格比对分析

低油价和新冠疫情导致全球LNG供需宽松,2020年上半年全球LNG现货价格创历史新低,2020年6月中国现货进口均价为0.50元/m3(2.1美元/MMBtu),同比下跌52.8%。以2020年8月26日东北亚LNG到岸价3.848美元/MMBtu(按美元汇率7,折算后的价格为0.95元/m3),按照气化后管道销售的方式,考虑接收站的运营成本、利润和税费,LNG出站价格(不含天然气管输费)为1.48元/m3,LNG现货出站价格测算[15-16]见表3。

表3 LNG现货出站价格测算表

目前，中国进口LNG以长协居多,但全球天然气市场总体仍处于供大于求的宽松态势,在未来不断扩大需求的预期下,高效利用低价进口资源是中国天然气市场发展的必然趋势[17-19]。川渝天然气也将面临与低价进口LNG资源的竞争。根据天然气外输销售价格公式,沿海LNG接收站气化后通过管道输送至就近城市的天然气销售价格测算结果见表4。在进口LNG现货价格为3.848美元/MMBtu时,LNG销售价格分别低于广州和上海的门站价格0.51元/m3和0.43元/m3,略高于北京的门站价格0.13元/m3，大幅度低于川渝气外输至当地的销售价格0.31～0.55元/m3。川渝天然气较进口LNG(按气化后销售考虑)无价格优势,当进口LNG现货价格上升至4.88美元/MMBtu以上时,川渝天然气外输较进口LNG才能有价格优势。如果LNG接收站公平开放,现货LNG进口有望快速放量,当进口LNG现货价格低于3.52美元/MMBtu时,现货从北海LNG接收站管输至川渝地区销售将低于门站价格,对国产气在消费地会形成较大的冲击[20]。

表4 川渝天然气与进口LNG现货价格竞争分析表

3 结论和建议

天然气销售价格是决定天然气竞争力的关键因素之一,而价格的基础是成本。在新版《中央定价目录》中,虽然明确了具备竞争条件省份的天然气门站价格由市场形成,但上游的市场化进程尚不到位,现行门站价格机制暂未调整,因此流通成本即天然气管输费用直接影响了天然气的销售价格竞争力。川渝天然气销往沿海地区,与2020年低价进口LNG现货比较,缺乏价格优势。比较各城市现行门站价格,川渝天然气除外输至湖南和湖北地区有一定价格优势外,外输北方、华东、华南和西南地区均无竞争力。另一方面,如果与目前进口管道气和LNG长协的实际成本相比,川渝天然气是有价格竞争力的。

1)天然气在川渝地区就地销售效益最高。以川气东送为例,管道从四川到上海天然气管输费约0.623元/m3,高于上海与四川的天然气门站价差0.51元/m3,天然气输送至上海销售,收益反而下降,供气企业更愿意将天然气留在区域内消纳。近年来,川渝地区天然气消费增速放缓,而资源供应量充足,需要不断挖掘市场潜力,扩大市场规模。一是分领域拓展天然气利用市场。围绕区域发展新战略,在川渝地区集中发展具有高附加值的支柱产业,重点培育能源化工,工业燃料升级。二是推动多能互补融合发展。结合氢能重点发展方向,探索天然气、水电、氢能的协同运行,减少弃水限电。因地制宜、统筹开发,加快可再生能源和分布式能源融合发展。在发电领域,积极开展天然气调峰发电布局,提高能源系统综合效率。

2)两湖地区是川渝气外输的优先选择。湖南和湖北作为中部内陆省份,能源自给率较低,天然气消费增速和占比低于全国水平。天然气产业规模较小,工业用户和燃气发电比例偏低,但居民天然气壁挂炉采暖系统的发展又超过了预期,加剧了季节用气峰谷差。当地政府高度重视天然气产业发展,不断加大扶持力度,积极推进天然气消费结构优化。应充分利用湖南、湖北地区天然气发展的契机,推进天然气在工业领域、交通运输和分布式能源的开发利用。在管道沿线地区挑选优质、潜力客户开展直供，另外,通过合资合作的方式参与终端市场开发,扩大天然气的消费规模。

3)根据天然气管输价格变动实时调整销售方案。在现有市场条件下,通过天然气管输费和购销价差,天然气供应商更愿意将天然气资源输送至东部销售获利。一旦天然气管输费由盈利来源变为成本,以主要石油公司为代表的天然气供应商天然气销售业务盈利模式将会发生根本变化,需要测算各地不同输送成本,结合当地经济条件和天然气消费量水平,进一步优化资源配置。

4)差异化竞争战略应对低价进口LNG现货冲击。随着沿海LNG接收站接受能力不断增加,若进口LNG到岸价继续下降,沿海LNG资源将会部分向川渝地区市场转移。在市场竞争日趋激烈的形势下,应采用差异化市场开发和营销战略,提供卓越的客户价值,从而帮助企业赢得竞争优势。

5)呼吁地方政府出台扩大天然气利用政策支撑。“煤改气”、发电和分布式能源、交通领域在推广实施过程中还存在诸多困难,政府及相关部门出台的多项鼓励政策缺乏相应的补助配套措施。建议地方政府及时出台并实施有利产业支持的细化政策措施,进一步深化区域内天然气利用。