又是一年冬供时。过去五年因“煤改气”推升全社会用气需求，国内天然气行业每到冬季都要面临市场紧平衡的考验。今年以来持续宽幅波动的国际能源市场，多维度挑战和不确定性进一步增加。国内天然气行业增强产供储销韧性、推进市场化改革的紧迫性一再提升。对于天然气行业的“毛细血管”——城市燃气企业而言，则需要在愈趋复杂的市场环境中寻求可持续发展路径。

2022年市场回顾：气价高企，下游需求承压

受国际地缘冲突影响，今年以来全球能源价格大幅波动，欧洲气价大涨，带动亚太地区液化天然气（LNG）进口成本走高。前三季度，欧洲TTF现货均价达到60美元/百万英热，同比涨幅267%，反映亚太地区的价格指数JKM现货均价47.6美元/百万英热，同比上涨154%。中国自2022年2月开始逐步大幅减少LNG现货进口，1-8月LNG进口量同比缩减了151亿立方米（折合气态），同比下降21.3%。

国际市场价格翻倍，国内市场跟涨，上游市场价格传导到下游。据海关总署的统计，今年1-8月，中国进口LNG和管道天然气的均价同比涨幅分别高达80%和42%。而进口天然气占国内消费量约40%-45%，其进口价格上涨，拉动同期国内用气的整体综合成本增加约30%。

根据中国城市燃气协会（中燃协）的调研，今年采暖季期间，部分全国性的城市燃气企业的非居民气价涨幅超过60%，部分直辖市所属的燃气企业的非居民气价涨幅超过20%。以河北地区市场为例，据隆众资讯，今年1-10月河北的LNG市场均价同比上涨了42%，管道气工业用户价格上涨了12%。

和供应侧的价格相比，需求侧则呈现“冰火两重天”。国内疫情多点散发、经济增速放缓、天然气价格高企等多重因素制约了终端天然气需求。主力消费市场受防疫管控的影响，工业生产活动影响较大，天然气需求在春夏两季提前进入“淡季更淡”状态。

根据国家发改委的统计，2022年1-8月中国天然气表观消费量同比下降0.6%。业界普遍预计今年全年的天然气消费量同比持平或略微下降，这与过去五年5-18%的同比增幅形成鲜明对比，是近十年来最低的同比增速。

从用气终端的经营情况来看，国家统计局的数据显示，今年1-8月全国前十大用气行业除化工以外的利润总额均少于去年同期，行业景气度下降叠加高气价，导致相关行业用气水平下降。

城燃顺价难题

国内天然气产业从气源到消费端，可分为上游（油气企业）、中游（管道运输）、下游（城市燃气）及终端用户（工业、商业和居民）。目前天然气顺价问题集中在下游和终端消费环节，存在不同气源价格透明度有待提升、价格联动机制难以落实等问题。

在全球天然气供应趋紧，国内经济放缓、疫情反复等困难叠加的背景下，中国的上游油气企业面临国际能源价格波动，天然气进口价格水涨船高，现货尤甚。

天然气需求的峰谷差在华北地区尤为凸显，冬季的保供的价格压力放大。以京津冀地区为例，高峰月的日均销售气量是淡季月份的4-5倍。城市燃气物价部门在制定居民与非居民价格时，一直执行的是交叉补贴政策，即，居民气价维持平稳，工商业用户承担绝大部分的价格波动。

进入10月，已有部分地区出台2022年冬季非居民气价调整政策，但用气终端的价格上限调整幅度，不及进口气价以及上游气源供应商对下游分销商的涨价幅度。其中，北京非居民用管道销售气价上浮0.43元/立方米，涨幅15%-18%不等；内蒙古非居民用气销售价格上调0.2-0.53元/立方米，幅度9%-19%不等。

相比工商业用户，居民气价倒挂更为严重。居民用户的气价由地方物价部门统一制定，调价需履行听证程序，常年维持不变；工商业用户、气电厂和大工业用户则由物价部门规定最高限价，虽然通常是价格联动，但幅度和时效性均低于和滞后上游调价。

尽管从全国、全年视角看，居民气量占比较低，2021年，以民用和商业、采暖需求为主的城市燃气占比为32%，但在部分地区的部分时段，如华北地区在冬季采暖期间，居民用气占整体用气量的比例高达50%-60%。

由此，居民用气的主要供应商——城燃企业常年面临季节性的“三重夹击”：更紧张的供应、更高的上游气价、更多的居民用气需要保证。

北方清洁采暖地区矛盾体现在两个方面。第一，增量气价格与销售价格倒挂，物价部门的调价很难弥补采销差价，但是燃气企业往往是上游气源的价格接收者；其二，要保证新增民生用气，特别是集中供暖用气，供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增供暖，势必压减工商业气量，或让工商业承担高气价。

今年上半年，在国家发改委制定的《2022年天然气中长期合同签订履约工作方案》的指导下，部分省份的政府部门出台相应的政策要求，当地的天然气分销商（多为城市燃气企业）与上游天然气供应商（以“三桶油”为代表）之间签订的合同气量应不低于前一年（即2021年）实际消费量的105%。

尽管如此，实际的合同签订情况不尽人意。据中燃协的调研，大部分城市燃气企业2022年的实际合同量仅为2021年的80%-90%，且在需求高峰期的冬季，未确定分月度的合同量。在中石油、中石化的年度管道气合同定价方案中，综合价格较基准门站价格的上浮比例普遍超过35%，城市燃气企业成本压力陡增。此外，上游企业还要求10%-15%的气量执行JKM现货价格，意味着这部分气量将直面波动剧烈的国际市场敞口。

中燃协指出，实际运营当中，天然气上下游价格联动机制难落实。一方面，部分省份的非居民气价调价周期长达一年，无法及时反映企业成本变化；另一方面，调价幅度往往与上游不匹配，部分省份价格联动存在上限要求，但上游已经大幅涨价，城市燃气企业无法同幅疏导。另外，不少省份价格联动机制、成本监审规则是在3年前制定的，且只对一部分供气量试行价格联动，不能及时适应新的价格形势变化。

以中石油为代表的“三桶油”在销售不同气源时采取的价格策略大体如下：价格相对平稳的进口管道气和长协LNG保持不亏损，利润主要靠销售国产气赚取，以弥补进口LNG现货的大额亏损。再根据上游气源的气量和成本划分不同层级，匹配下游分销商和直供用户对价格的接受度进行区分定价。

从2021年的全国气源构成来看，46%的供应来自于成本较低的国产常规气，上游综合成本平均低于1元/立方米（气态），占比16%的进口管道气成本稍高，平均1.3元/立方米，这两类供应主要由三大国有石油公司垄断。进口LNG占比29%，价格较高，约2.6元/立方米，三大油也是主要的进口方。

国家发展改革委价格成本调查中心副主任秦成华在发表于《城市燃气》杂志的文章中指出，目前国内管道气源的省级门站价格仍实行指导价格管理，允许根据市场供求情况最多上浮20%。在气源多元化供应和管道互联互通逐步发展的情况下，在省级门站已难以分清进口气源和国产气源。“三大油”掌握了国内市场的大部分气源，且进口管道气、LNG与国产气在管网中相互融通，并按照存量气（2017年的用气量作为基准）、增量气、居民和非居民气等分类划分价格。因此，由于管道气源市场价格波动的透明度不高，甚至有时还存在涨价通知滞后倒找后账的情况，对及时实施合理的价格联动也造成一定的困难。

秦成华建议，考虑到“三大油”在气源市场居于主导地位，根据当前保供稳价的形势要求，应督促其建立公平合理的管输气量资源分配机制，并提高气源销售价格政策的透明度。此外，应稳步推进城市燃气全方位价格联动，逐步缓解居民气与非居民气交叉补贴严重的矛盾。对城市燃气的所有各类用户，都应建立公平合理的采购成本和配气成本分担机制。

市场化改革更待深入

在重庆油气交易中心于11月初举办的行业会议上，中燃协副秘书长吕淼对城市燃气企业更好的参与市场建设提出三个建议：第一，加快储备调峰能力建设，更大程度地满足冬季调峰用气需求；第二，推进城市燃气企业管网串联，形成管网互通、资源互保的形势；第三，上中下游企业共同落实保供责任，互相给与资源、通道和市场方面的支持，各级政府部门积极协调上游气源单位，按照采暖季居民气量足额供应，保证最基础的需求。

2019年国家管网集团的成立，为“管住中间、放开两头”的市场格局改革迈出了关键一步，但“全国一张网”的格局尚未完全形成，仅有7个省级管网合并纳入国家管网体系，后续天然气市场化改革的重点方向将在省级管网改革，疏通基础设施互联互通、区域交易和价格壁垒等“堵点”。

中共中央、国务院于4月发布的《关于加快建设全国统一大市场的意见》, 针对天然气管网的内容继承了十三五期间油气行业体制改革、基础设施互联互通和第三方开放等核心议题，并重申加强对电网、油气管网等网络型自然垄断环节的监管，作为全国统一市场反垄断要求的一部分。

监管部门已推出油气管网设施公平开放的管理办法及管输费“一区一价”定价方案，致力于气价和管输价格分离，作为天然气市场化改革和基础设施向第三方开放的重要条件。但当前国内气源供应仍处于寡头垄断格局，国产气和进口气的供应主体尚未充分多元化，即便整体方向遵循“随行就市”原则，但强势的供应方拥有更多定价话语权，在当前顺价机制下，高气价向下游传导，不利于下游需求可持续发展。

2021年5月发改委《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。

城燃企业也在积极拓展更多元的气源渠道，在气量和气价方面争取更多的主动性。地方省级天然气公司、大型城燃企业和民营天然气企业积极签订进口LNG长协，布局LNG接收站建设。2021年以来，中国公司新签订的26个LNG长协中，有17个来自于“三桶油”之外的第二梯队天然气市场参与者，多为民营企业和地区能源公司。未来随着进口LNG参与主体增加，管网运销分离机制逐步完善，将助推天然气市场化程度愈加完善。研报集纳｜高气价叠加低需求，城燃企业再探顺价机制

2022.11.21

又是一年冬供时。过去五年因“煤改气”推升全社会用气需求，国内天然气行业每到冬季都要面临市场紧平衡的考验。今年以来持续宽幅波动的国际能源市场，多维度挑战和不确定性进一步增加。国内天然气行业增强产供储销韧性、推进市场化改革的紧迫性一再提升。对于天然气行业的“毛细血管”——城市燃气企业而言，则需要在愈趋复杂的市场环境中寻求可持续发展路径。

2022年市场回顾：气价高企，下游需求承压

受国际地缘冲突影响，今年以来全球能源价格大幅波动，欧洲气价大涨，带动亚太地区液化天然气（LNG）进口成本走高。前三季度，欧洲TTF现货均价达到60美元/百万英热，同比涨幅267%，反映亚太地区的价格指数JKM现货均价47.6美元/百万英热，同比上涨154%。中国自2022年2月开始逐步大幅减少LNG现货进口，1-8月LNG进口量同比缩减了151亿立方米（折合气态），同比下降21.3%。

国际市场价格翻倍，国内市场跟涨，上游市场价格传导到下游。据海关总署的统计，今年1-8月，中国进口LNG和管道天然气的均价同比涨幅分别高达80%和42%。而进口天然气占国内消费量约40%-45%，其进口价格上涨，拉动同期国内用气的整体综合成本增加约30%。

根据中国城市燃气协会（中燃协）的调研，今年采暖季期间，部分全国性的城市燃气企业的非居民气价涨幅超过60%，部分直辖市所属的燃气企业的非居民气价涨幅超过20%。以河北地区市场为例，据隆众资讯，今年1-10月河北的LNG市场均价同比上涨了42%，管道气工业用户价格上涨了12%。

和供应侧的价格相比，需求侧则呈现“冰火两重天”。国内疫情多点散发、经济增速放缓、天然气价格高企等多重因素制约了终端天然气需求。主力消费市场受防疫管控的影响，工业生产活动影响较大，天然气需求在春夏两季提前进入“淡季更淡”状态。

根据国家发改委的统计，2022年1-8月中国天然气表观消费量同比下降0.6%。业界普遍预计今年全年的天然气消费量同比持平或略微下降，这与过去五年5-18%的同比增幅形成鲜明对比，是近十年来最低的同比增速。

从用气终端的经营情况来看，国家统计局的数据显示，今年1-8月全国前十大用气行业除化工以外的利润总额均少于去年同期，行业景气度下降叠加高气价，导致相关行业用气水平下降。

城燃顺价难题

国内天然气产业从气源到消费端，可分为上游（油气企业）、中游（管道运输）、下游（城市燃气）及终端用户（工业、商业和居民）。目前天然气顺价问题集中在下游和终端消费环节，存在不同气源价格透明度有待提升、价格联动机制难以落实等问题。

在全球天然气供应趋紧，国内经济放缓、疫情反复等困难叠加的背景下，中国的上游油气企业面临国际能源价格波动，天然气进口价格水涨船高，现货尤甚。

天然气需求的峰谷差在华北地区尤为凸显，冬季的保供的价格压力放大。以京津冀地区为例，高峰月的日均销售气量是淡季月份的4-5倍。城市燃气物价部门在制定居民与非居民价格时，一直执行的是交叉补贴政策，即，居民气价维持平稳，工商业用户承担绝大部分的价格波动。

进入10月，已有部分地区出台2022年冬季非居民气价调整政策，但用气终端的价格上限调整幅度，不及进口气价以及上游气源供应商对下游分销商的涨价幅度。其中，北京非居民用管道销售气价上浮0.43元/立方米，涨幅15%-18%不等；内蒙古非居民用气销售价格上调0.2-0.53元/立方米，幅度9%-19%不等。

相比工商业用户，居民气价倒挂更为严重。居民用户的气价由地方物价部门统一制定，调价需履行听证程序，常年维持不变；工商业用户、气电厂和大工业用户则由物价部门规定最高限价，虽然通常是价格联动，但幅度和时效性均低于和滞后上游调价。

尽管从全国、全年视角看，居民气量占比较低，2021年，以民用和商业、采暖需求为主的城市燃气占比为32%，但在部分地区的部分时段，如华北地区在冬季采暖期间，居民用气占整体用气量的比例高达50%-60%。

由此，居民用气的主要供应商——城燃企业常年面临季节性的“三重夹击”：更紧张的供应、更高的上游气价、更多的居民用气需要保证。

北方清洁采暖地区矛盾体现在两个方面。第一，增量气价格与销售价格倒挂，物价部门的调价很难弥补采销差价，但是燃气企业往往是上游气源的价格接收者；其二，要保证新增民生用气，特别是集中供暖用气，供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增供暖，势必压减工商业气量，或让工商业承担高气价。

今年上半年，在国家发改委制定的《2022年天然气中长期合同签订履约工作方案》的指导下，部分省份的政府部门出台相应的政策要求，当地的天然气分销商（多为城市燃气企业）与上游天然气供应商（以“三桶油”为代表）之间签订的合同气量应不低于前一年（即2021年）实际消费量的105%。

尽管如此，实际的合同签订情况不尽人意。据中燃协的调研，大部分城市燃气企业2022年的实际合同量仅为2021年的80%-90%，且在需求高峰期的冬季，未确定分月度的合同量。在中石油、中石化的年度管道气合同定价方案中，综合价格较基准门站价格的上浮比例普遍超过35%，城市燃气企业成本压力陡增。此外，上游企业还要求10%-15%的气量执行JKM现货价格，意味着这部分气量将直面波动剧烈的国际市场敞口。

中燃协指出，实际运营当中，天然气上下游价格联动机制难落实。一方面，部分省份的非居民气价调价周期长达一年，无法及时反映企业成本变化；另一方面，调价幅度往往与上游不匹配，部分省份价格联动存在上限要求，但上游已经大幅涨价，城市燃气企业无法同幅疏导。另外，不少省份价格联动机制、成本监审规则是在3年前制定的，且只对一部分供气量试行价格联动，不能及时适应新的价格形势变化。

以中石油为代表的“三桶油”在销售不同气源时采取的价格策略大体如下：价格相对平稳的进口管道气和长协LNG保持不亏损，利润主要靠销售国产气赚取，以弥补进口LNG现货的大额亏损。再根据上游气源的气量和成本划分不同层级，匹配下游分销商和直供用户对价格的接受度进行区分定价。

从2021年的全国气源构成来看，46%的供应来自于成本较低的国产常规气，上游综合成本平均低于1元/立方米（气态），占比16%的进口管道气成本稍高，平均1.3元/立方米，这两类供应主要由三大国有石油公司垄断。进口LNG占比29%，价格较高，约2.6元/立方米，三大油也是主要的进口方。

国家发展改革委价格成本调查中心副主任秦成华在发表于《城市燃气》杂志的文章中指出，目前国内管道气源的省级门站价格仍实行指导价格管理，允许根据市场供求情况最多上浮20%。在气源多元化供应和管道互联互通逐步发展的情况下，在省级门站已难以分清进口气源和国产气源。“三大油”掌握了国内市场的大部分气源，且进口管道气、LNG与国产气在管网中相互融通，并按照存量气（2017年的用气量作为基准）、增量气、居民和非居民气等分类划分价格。因此，由于管道气源市场价格波动的透明度不高，甚至有时还存在涨价通知滞后倒找后账的情况，对及时实施合理的价格联动也造成一定的困难。

秦成华建议，考虑到“三大油”在气源市场居于主导地位，根据当前保供稳价的形势要求，应督促其建立公平合理的管输气量资源分配机制，并提高气源销售价格政策的透明度。此外，应稳步推进城市燃气全方位价格联动，逐步缓解居民气与非居民气交叉补贴严重的矛盾。对城市燃气的所有各类用户，都应建立公平合理的采购成本和配气成本分担机制。

市场化改革更待深入

在重庆油气交易中心于11月初举办的行业会议上，中燃协副秘书长吕淼对城市燃气企业更好的参与市场建设提出三个建议：第一，加快储备调峰能力建设，更大程度地满足冬季调峰用气需求；第二，推进城市燃气企业管网串联，形成管网互通、资源互保的形势；第三，上中下游企业共同落实保供责任，互相给与资源、通道和市场方面的支持，各级政府部门积极协调上游气源单位，按照采暖季居民气量足额供应，保证最基础的需求。

2019年国家管网集团的成立，为“管住中间、放开两头”的市场格局改革迈出了关键一步，但“全国一张网”的格局尚未完全形成，仅有7个省级管网合并纳入国家管网体系，后续天然气市场化改革的重点方向将在省级管网改革，疏通基础设施互联互通、区域交易和价格壁垒等“堵点”。

中共中央、国务院于4月发布的《关于加快建设全国统一大市场的意见》, 针对天然气管网的内容继承了十三五期间油气行业体制改革、基础设施互联互通和第三方开放等核心议题，并重申加强对电网、油气管网等网络型自然垄断环节的监管，作为全国统一市场反垄断要求的一部分。

监管部门已推出油气管网设施公平开放的管理办法及管输费“一区一价”定价方案，致力于气价和管输价格分离，作为天然气市场化改革和基础设施向第三方开放的重要条件。但当前国内气源供应仍处于寡头垄断格局，国产气和进口气的供应主体尚未充分多元化，即便整体方向遵循“随行就市”原则，但强势的供应方拥有更多定价话语权，在当前顺价机制下，高气价向下游传导，不利于下游需求可持续发展。

2021年5月发改委《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。

城燃企业也在积极拓展更多元的气源渠道，在气量和气价方面争取更多的主动性。地方省级天然气公司、大型城燃企业和民营天然气企业积极签订进口LNG长协，布局LNG接收站建设。2021年以来，中国公司新签订的26个LNG长协中，有17个来自于“三桶油”之外的第二梯队天然气市场参与者，多为民营企业和地区能源公司。未来随着进口LNG参与主体增加，管网运销分离机制逐步完善，将助推天然气市场化程度愈加完善。研报集纳｜高气价叠加低需求，城燃企业再探顺价机制

2022.11.21

又是一年冬供时。过去五年因“煤改气”推升全社会用气需求，国内天然气行业每到冬季都要面临市场紧平衡的考验。今年以来持续宽幅波动的国际能源市场，多维度挑战和不确定性进一步增加。国内天然气行业增强产供储销韧性、推进市场化改革的紧迫性一再提升。对于天然气行业的“毛细血管”——城市燃气企业而言，则需要在愈趋复杂的市场环境中寻求可持续发展路径。

2022年市场回顾：气价高企，下游需求承压

受国际地缘冲突影响，今年以来全球能源价格大幅波动，欧洲气价大涨，带动亚太地区液化天然气（LNG）进口成本走高。前三季度，欧洲TTF现货均价达到60美元/百万英热，同比涨幅267%，反映亚太地区的价格指数JKM现货均价47.6美元/百万英热，同比上涨154%。中国自2022年2月开始逐步大幅减少LNG现货进口，1-8月LNG进口量同比缩减了151亿立方米（折合气态），同比下降21.3%。

国际市场价格翻倍，国内市场跟涨，上游市场价格传导到下游。据海关总署的统计，今年1-8月，中国进口LNG和管道天然气的均价同比涨幅分别高达80%和42%。而进口天然气占国内消费量约40%-45%，其进口价格上涨，拉动同期国内用气的整体综合成本增加约30%。

根据中国城市燃气协会（中燃协）的调研，今年采暖季期间，部分全国性的城市燃气企业的非居民气价涨幅超过60%，部分直辖市所属的燃气企业的非居民气价涨幅超过20%。以河北地区市场为例，据隆众资讯，今年1-10月河北的LNG市场均价同比上涨了42%，管道气工业用户价格上涨了12%。

和供应侧的价格相比，需求侧则呈现“冰火两重天”。国内疫情多点散发、经济增速放缓、天然气价格高企等多重因素制约了终端天然气需求。主力消费市场受防疫管控的影响，工业生产活动影响较大，天然气需求在春夏两季提前进入“淡季更淡”状态。

根据国家发改委的统计，2022年1-8月中国天然气表观消费量同比下降0.6%。业界普遍预计今年全年的天然气消费量同比持平或略微下降，这与过去五年5-18%的同比增幅形成鲜明对比，是近十年来最低的同比增速。

从用气终端的经营情况来看，国家统计局的数据显示，今年1-8月全国前十大用气行业除化工以外的利润总额均少于去年同期，行业景气度下降叠加高气价，导致相关行业用气水平下降。

城燃顺价难题

国内天然气产业从气源到消费端，可分为上游（油气企业）、中游（管道运输）、下游（城市燃气）及终端用户（工业、商业和居民）。目前天然气顺价问题集中在下游和终端消费环节，存在不同气源价格透明度有待提升、价格联动机制难以落实等问题。

在全球天然气供应趋紧，国内经济放缓、疫情反复等困难叠加的背景下，中国的上游油气企业面临国际能源价格波动，天然气进口价格水涨船高，现货尤甚。

天然气需求的峰谷差在华北地区尤为凸显，冬季的保供的价格压力放大。以京津冀地区为例，高峰月的日均销售气量是淡季月份的4-5倍。城市燃气物价部门在制定居民与非居民价格时，一直执行的是交叉补贴政策，即，居民气价维持平稳，工商业用户承担绝大部分的价格波动。

进入10月，已有部分地区出台2022年冬季非居民气价调整政策，但用气终端的价格上限调整幅度，不及进口气价以及上游气源供应商对下游分销商的涨价幅度。其中，北京非居民用管道销售气价上浮0.43元/立方米，涨幅15%-18%不等；内蒙古非居民用气销售价格上调0.2-0.53元/立方米，幅度9%-19%不等。

相比工商业用户，居民气价倒挂更为严重。居民用户的气价由地方物价部门统一制定，调价需履行听证程序，常年维持不变；工商业用户、气电厂和大工业用户则由物价部门规定最高限价，虽然通常是价格联动，但幅度和时效性均低于和滞后上游调价。

尽管从全国、全年视角看，居民气量占比较低，2021年，以民用和商业、采暖需求为主的城市燃气占比为32%，但在部分地区的部分时段，如华北地区在冬季采暖期间，居民用气占整体用气量的比例高达50%-60%。

由此，居民用气的主要供应商——城燃企业常年面临季节性的“三重夹击”：更紧张的供应、更高的上游气价、更多的居民用气需要保证。

北方清洁采暖地区矛盾体现在两个方面。第一，增量气价格与销售价格倒挂，物价部门的调价很难弥补采销差价，但是燃气企业往往是上游气源的价格接收者；其二，要保证新增民生用气，特别是集中供暖用气，供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增供暖，势必压减工商业气量，或让工商业承担高气价。

今年上半年，在国家发改委制定的《2022年天然气中长期合同签订履约工作方案》的指导下，部分省份的政府部门出台相应的政策要求，当地的天然气分销商（多为城市燃气企业）与上游天然气供应商（以“三桶油”为代表）之间签订的合同气量应不低于前一年（即2021年）实际消费量的105%。

尽管如此，实际的合同签订情况不尽人意。据中燃协的调研，大部分城市燃气企业2022年的实际合同量仅为2021年的80%-90%，且在需求高峰期的冬季，未确定分月度的合同量。在中石油、中石化的年度管道气合同定价方案中，综合价格较基准门站价格的上浮比例普遍超过35%，城市燃气企业成本压力陡增。此外，上游企业还要求10%-15%的气量执行JKM现货价格，意味着这部分气量将直面波动剧烈的国际市场敞口。

中燃协指出，实际运营当中，天然气上下游价格联动机制难落实。一方面，部分省份的非居民气价调价周期长达一年，无法及时反映企业成本变化；另一方面，调价幅度往往与上游不匹配，部分省份价格联动存在上限要求，但上游已经大幅涨价，城市燃气企业无法同幅疏导。另外，不少省份价格联动机制、成本监审规则是在3年前制定的，且只对一部分供气量试行价格联动，不能及时适应新的价格形势变化。

以中石油为代表的“三桶油”在销售不同气源时采取的价格策略大体如下：价格相对平稳的进口管道气和长协LNG保持不亏损，利润主要靠销售国产气赚取，以弥补进口LNG现货的大额亏损。再根据上游气源的气量和成本划分不同层级，匹配下游分销商和直供用户对价格的接受度进行区分定价。

从2021年的全国气源构成来看，46%的供应来自于成本较低的国产常规气，上游综合成本平均低于1元/立方米（气态），占比16%的进口管道气成本稍高，平均1.3元/立方米，这两类供应主要由三大国有石油公司垄断。进口LNG占比29%，价格较高，约2.6元/立方米，三大油也是主要的进口方。

国家发展改革委价格成本调查中心副主任秦成华在发表于《城市燃气》杂志的文章中指出，目前国内管道气源的省级门站价格仍实行指导价格管理，允许根据市场供求情况最多上浮20%。在气源多元化供应和管道互联互通逐步发展的情况下，在省级门站已难以分清进口气源和国产气源。“三大油”掌握了国内市场的大部分气源，且进口管道气、LNG与国产气在管网中相互融通，并按照存量气（2017年的用气量作为基准）、增量气、居民和非居民气等分类划分价格。因此，由于管道气源市场价格波动的透明度不高，甚至有时还存在涨价通知滞后倒找后账的情况，对及时实施合理的价格联动也造成一定的困难。

秦成华建议，考虑到“三大油”在气源市场居于主导地位，根据当前保供稳价的形势要求，应督促其建立公平合理的管输气量资源分配机制，并提高气源销售价格政策的透明度。此外，应稳步推进城市燃气全方位价格联动，逐步缓解居民气与非居民气交叉补贴严重的矛盾。对城市燃气的所有各类用户，都应建立公平合理的采购成本和配气成本分担机制。

市场化改革更待深入

在重庆油气交易中心于11月初举办的行业会议上，中燃协副秘书长吕淼对城市燃气企业更好的参与市场建设提出三个建议：第一，加快储备调峰能力建设，更大程度地满足冬季调峰用气需求；第二，推进城市燃气企业管网串联，形成管网互通、资源互保的形势；第三，上中下游企业共同落实保供责任，互相给与资源、通道和市场方面的支持，各级政府部门积极协调上游气源单位，按照采暖季居民气量足额供应，保证最基础的需求。

2019年国家管网集团的成立，为“管住中间、放开两头”的市场格局改革迈出了关键一步，但“全国一张网”的格局尚未完全形成，仅有7个省级管网合并纳入国家管网体系，后续天然气市场化改革的重点方向将在省级管网改革，疏通基础设施互联互通、区域交易和价格壁垒等“堵点”。

中共中央、国务院于4月发布的《关于加快建设全国统一大市场的意见》, 针对天然气管网的内容继承了十三五期间油气行业体制改革、基础设施互联互通和第三方开放等核心议题，并重申加强对电网、油气管网等网络型自然垄断环节的监管，作为全国统一市场反垄断要求的一部分。

监管部门已推出油气管网设施公平开放的管理办法及管输费“一区一价”定价方案，致力于气价和管输价格分离，作为天然气市场化改革和基础设施向第三方开放的重要条件。但当前国内气源供应仍处于寡头垄断格局，国产气和进口气的供应主体尚未充分多元化，即便整体方向遵循“随行就市”原则，但强势的供应方拥有更多定价话语权，在当前顺价机制下，高气价向下游传导，不利于下游需求可持续发展。

2021年5月发改委《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。

城燃企业也在积极拓展更多元的气源渠道，在气量和气价方面争取更多的主动性。地方省级天然气公司、大型城燃企业和民营天然气企业积极签订进口LNG长协，布局LNG接收站建设。2021年以来，中国公司新签订的26个LNG长协中，有17个来自于“三桶油”之外的第二梯队天然气市场参与者，多为民营企业和地区能源公司。未来随着进口LNG参与主体增加，管网运销分离机制逐步完善，将助推天然气市场化程度愈加完善。

又是一年冬供时。过去五年因“煤改气”推升全社会用气需求，国内天然气行业每到冬季都要面临市场紧平衡的考验。今年以来持续宽幅波动的国际能源市场，多维度挑战和不确定性进一步增加。国内天然气行业增强产供储销韧性、推进市场化改革的紧迫性一再提升。对于天然气行业的“毛细血管”——城市燃气企业而言，则需要在愈趋复杂的市场环境中寻求可持续发展路径。

2022年市场回顾：气价高企，下游需求承压

受国际地缘冲突影响，今年以来全球能源价格大幅波动，欧洲气价大涨，带动亚太地区液化天然气（LNG）进口成本走高。前三季度，欧洲TTF现货均价达到60美元/百万英热，同比涨幅267%，反映亚太地区的价格指数JKM现货均价47.6美元/百万英热，同比上涨154%。中国自2022年2月开始逐步大幅减少LNG现货进口，1-8月LNG进口量同比缩减了151亿立方米（折合气态），同比下降21.3%。

国际市场价格翻倍，国内市场跟涨，上游市场价格传导到下游。据海关总署的统计，今年1-8月，中国进口LNG和管道天然气的均价同比涨幅分别高达80%和42%。而进口天然气占国内消费量约40%-45%，其进口价格上涨，拉动同期国内用气的整体综合成本增加约30%。

根据中国城市燃气协会（中燃协）的调研，今年采暖季期间，部分全国性的城市燃气企业的非居民气价涨幅超过60%，部分直辖市所属的燃气企业的非居民气价涨幅超过20%。以河北地区市场为例，据隆众资讯，今年1-10月河北的LNG市场均价同比上涨了42%，管道气工业用户价格上涨了12%。

和供应侧的价格相比，需求侧则呈现“冰火两重天”。国内疫情多点散发、经济增速放缓、天然气价格高企等多重因素制约了终端天然气需求。主力消费市场受防疫管控的影响，工业生产活动影响较大，天然气需求在春夏两季提前进入“淡季更淡”状态。

根据国家发改委的统计，2022年1-8月中国天然气表观消费量同比下降0.6%。业界普遍预计今年全年的天然气消费量同比持平或略微下降，这与过去五年5-18%的同比增幅形成鲜明对比，是近十年来最低的同比增速。

从用气终端的经营情况来看，国家统计局的数据显示，今年1-8月全国前十大用气行业除化工以外的利润总额均少于去年同期，行业景气度下降叠加高气价，导致相关行业用气水平下降。

城燃顺价难题

国内天然气产业从气源到消费端，可分为上游（油气企业）、中游（管道运输）、下游（城市燃气）及终端用户（工业、商业和居民）。目前天然气顺价问题集中在下游和终端消费环节，存在不同气源价格透明度有待提升、价格联动机制难以落实等问题。

在全球天然气供应趋紧，国内经济放缓、疫情反复等困难叠加的背景下，中国的上游油气企业面临国际能源价格波动，天然气进口价格水涨船高，现货尤甚。

天然气需求的峰谷差在华北地区尤为凸显，冬季的保供的价格压力放大。以京津冀地区为例，高峰月的日均销售气量是淡季月份的4-5倍。城市燃气物价部门在制定居民与非居民价格时，一直执行的是交叉补贴政策，即，居民气价维持平稳，工商业用户承担绝大部分的价格波动。

进入10月，已有部分地区出台2022年冬季非居民气价调整政策，但用气终端的价格上限调整幅度，不及进口气价以及上游气源供应商对下游分销商的涨价幅度。其中，北京非居民用管道销售气价上浮0.43元/立方米，涨幅15%-18%不等；内蒙古非居民用气销售价格上调0.2-0.53元/立方米，幅度9%-19%不等。

相比工商业用户，居民气价倒挂更为严重。居民用户的气价由地方物价部门统一制定，调价需履行听证程序，常年维持不变；工商业用户、气电厂和大工业用户则由物价部门规定最高限价，虽然通常是价格联动，但幅度和时效性均低于和滞后上游调价。

尽管从全国、全年视角看，居民气量占比较低，2021年，以民用和商业、采暖需求为主的城市燃气占比为32%，但在部分地区的部分时段，如华北地区在冬季采暖期间，居民用气占整体用气量的比例高达50%-60%。

由此，居民用气的主要供应商——城燃企业常年面临季节性的“三重夹击”：更紧张的供应、更高的上游气价、更多的居民用气需要保证。

北方清洁采暖地区矛盾体现在两个方面。第一，增量气价格与销售价格倒挂，物价部门的调价很难弥补采销差价，但是燃气企业往往是上游气源的价格接收者；其二，要保证新增民生用气，特别是集中供暖用气，供暖用气政府定价较低，有限的存量资源要保证新增供暖，势必压减工商业气量，或让工商业承担高气价。

今年上半年，在国家发改委制定的《2022年天然气中长期合同签订履约工作方案》的指导下，部分省份的政府部门出台相应的政策要求，当地的天然气分销商（多为城市燃气企业）与上游天然气供应商（以“三桶油”为代表）之间签订的合同气量应不低于前一年（即2021年）实际消费量的105%。

尽管如此，实际的合同签订情况不尽人意。据中燃协的调研，大部分城市燃气企业2022年的实际合同量仅为2021年的80%-90%，且在需求高峰期的冬季，未确定分月度的合同量。在中石油、中石化的年度管道气合同定价方案中，综合价格较基准门站价格的上浮比例普遍超过35%，城市燃气企业成本压力陡增。此外，上游企业还要求10%-15%的气量执行JKM现货价格，意味着这部分气量将直面波动剧烈的国际市场敞口。

中燃协指出，实际运营当中，天然气上下游价格联动机制难落实。一方面，部分省份的非居民气价调价周期长达一年，无法及时反映企业成本变化；另一方面，调价幅度往往与上游不匹配，部分省份价格联动存在上限要求，但上游已经大幅涨价，城市燃气企业无法同幅疏导。另外，不少省份价格联动机制、成本监审规则是在3年前制定的，且只对一部分供气量试行价格联动，不能及时适应新的价格形势变化。

以中石油为代表的“三桶油”在销售不同气源时采取的价格策略大体如下：价格相对平稳的进口管道气和长协LNG保持不亏损，利润主要靠销售国产气赚取，以弥补进口LNG现货的大额亏损。再根据上游气源的气量和成本划分不同层级，匹配下游分销商和直供用户对价格的接受度进行区分定价。

从2021年的全国气源构成来看，46%的供应来自于成本较低的国产常规气，上游综合成本平均低于1元/立方米（气态），占比16%的进口管道气成本稍高，平均1.3元/立方米，这两类供应主要由三大国有石油公司垄断。进口LNG占比29%，价格较高，约2.6元/立方米，三大油也是主要的进口方。

国家发展改革委价格成本调查中心副主任秦成华在发表于《城市燃气》杂志的文章中指出，目前国内管道气源的省级门站价格仍实行指导价格管理，允许根据市场供求情况最多上浮20%。在气源多元化供应和管道互联互通逐步发展的情况下，在省级门站已难以分清进口气源和国产气源。“三大油”掌握了国内市场的大部分气源，且进口管道气、LNG与国产气在管网中相互融通，并按照存量气（2017年的用气量作为基准）、增量气、居民和非居民气等分类划分价格。因此，由于管道气源市场价格波动的透明度不高，甚至有时还存在涨价通知滞后倒找后账的情况，对及时实施合理的价格联动也造成一定的困难。

秦成华建议，考虑到“三大油”在气源市场居于主导地位，根据当前保供稳价的形势要求，应督促其建立公平合理的管输气量资源分配机制，并提高气源销售价格政策的透明度。此外，应稳步推进城市燃气全方位价格联动，逐步缓解居民气与非居民气交叉补贴严重的矛盾。对城市燃气的所有各类用户，都应建立公平合理的采购成本和配气成本分担机制。

市场化改革更待深入

在重庆油气交易中心于11月初举办的行业会议上，中燃协副秘书长吕淼对城市燃气企业更好的参与市场建设提出三个建议：第一，加快储备调峰能力建设，更大程度地满足冬季调峰用气需求；第二，推进城市燃气企业管网串联，形成管网互通、资源互保的形势；第三，上中下游企业共同落实保供责任，互相给与资源、通道和市场方面的支持，各级政府部门积极协调上游气源单位，按照采暖季居民气量足额供应，保证最基础的需求。

2019年国家管网集团的成立，为“管住中间、放开两头”的市场格局改革迈出了关键一步，但“全国一张网”的格局尚未完全形成，仅有7个省级管网合并纳入国家管网体系，后续天然气市场化改革的重点方向将在省级管网改革，疏通基础设施互联互通、区域交易和价格壁垒等“堵点”。

中共中央、国务院于4月发布的《关于加快建设全国统一大市场的意见》, 针对天然气管网的内容继承了十三五期间油气行业体制改革、基础设施互联互通和第三方开放等核心议题，并重申加强对电网、油气管网等网络型自然垄断环节的监管，作为全国统一市场反垄断要求的一部分。

监管部门已推出油气管网设施公平开放的管理办法及管输费“一区一价”定价方案，致力于气价和管输价格分离，作为天然气市场化改革和基础设施向第三方开放的重要条件。但当前国内气源供应仍处于寡头垄断格局，国产气和进口气的供应主体尚未充分多元化，即便整体方向遵循“随行就市”原则，但强势的供应方拥有更多定价话语权，在当前顺价机制下，高气价向下游传导，不利于下游需求可持续发展。

2021年5月发改委《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。

城燃企业也在积极拓展更多元的气源渠道，在气量和气价方面争取更多的主动性。地方省级天然气公司、大型城燃企业和民营天然气企业积极签订进口LNG长协，布局LNG接收站建设。2021年以来，中国公司新签订的26个LNG长协中，有17个来自于“三桶油”之外的第二梯队天然气市场参与者，多为民营企业和地区能源公司。未来随着进口LNG参与主体增加，管网运销分离机制逐步完善，将助推天然气市场化程度愈加完善。