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。
