一个不可靠的气改逻辑：新资源对旧规则发起的调整

eo记者 周慧之

天然气市场现有的资源配置规则，是依托于“西气东送”关系的。本质上，这是“中心化”的资源配置方式。

当更多增量非常规气，尤其是大量进口LNG以“自东向西”方向流动时，原有“中心化”的关系将受到挑战，既有资源配置规则将逐渐难以适应。在此过程当中，当气源地与高端消费地重合，局部逐渐形成自我平衡后，就有机会诞生新的中心。

这并不意味着要“去中心”，而是集中与局部分布并存，服务于不同用户的“多个中心”同时存在。背靠欧亚大陆、面向太平洋的版图特点，以及资源禀赋的客观约束，也意味着中国天然气市场长期需要统筹者的存在。

与电力市场以省为单元基本实现就地平衡不同，天然气市场是先有了跨省干线的建设，才有了市场的大发展。由此形成的供应格局是：干线将各省串联起来，由拥有干线的资源供应商作为国家工具，面向沿线各省市进行气源的分配和补给。

这就相当于，在电力市场中，几乎每个省单元都构成一个自我平衡的“中心”，这是一个众多分散“中心”并联存在的市场；相比之下，现阶段天然气市场仅有一个“中心”，实现的是资源在全国范围内的平衡。

简而言之，电力市场是以省为平衡点的“分散式”格局；天然气市场则是全国范围内“集中式”或者可以称之为“中心化”的格局。

这也是为什么第二轮电改当中，每个省单元均成立了交易中心，并能够组织大量卖家与买家参与竞价。而在去年秋季的管道天然气竞价试点当中，只能采取单一气源供应商面向多个用户的竞价模式，由此也遭受到来自下游的颇多质疑。

天然气市场的“中心化”，来自于产运销一体化的统筹者。统筹者是常规天然气的拥有者，并以“西气东送”（包括西气东输、陕京系统、川气东送等）跨区域干线，作为资源配置关系的基础。

门站价格管理体系正是“西气东送”关系的产物。自西向东，门站价格呈现梯次提高的趋势，在最远端的广东、上海、北京达到价格最高点。当然，这并非严格意义上取决于运输距离，还包括地区经济发展水平差异，以及对资源地补偿的考量，甚至也有谈判博弈的因素。

电力与天然气市场现行的两种模式——分散与集中，皆有利弊。

以省单元为一个个平衡点的电力市场，可以通过充分赋权省单元，调动地方政府参与电改的积极性，根据自身特点探索适合本地发展需求的模式。弊端则是，在电力供应宽松时期，省间壁垒为市场派所诟病，跨区域消纳成为难题,从而出现西南弃水和“三北”地区弃风、弃光的现象。

集中式的天然气市场，优点显而易见。不仅几乎不存在跨区域调度难题，更为重要的是，统筹者承担了市场培育期大量基础设施的搭建工作。就像大部分网络型产业（电信、铁路）一样，底层基础设施的搭建往往得益于实力雄厚的一体化企业的主导，甚至是政府的介入。

统购统销模式下的电网，同样承担了统筹者角色。不过由于每个省均有诸多电源点上网，形成了实质上省为实体的格局。

气源点分布的不均衡性要严重得多。中国本身贫油少气，多数省份无法拥有自己的气源点，而且有接近40%的气源来自进口，这就需要一个全国层面的统筹者，来完成进口采购和资源的调配。

基于这种模式的天然气市场，执行力极为高效。一旦局部因不可抗力因素发生供应中断，统筹者可以在全国范围内组织资源进行调配，迅速止血。

集中式的缺陷同样明显。因无法赋权地方和用户而引起更为复杂的内部矛盾。

夏季，统筹者关注企业绩效考核，倾向于将资源输送到用户更为优质、门站价格更高的东部市场。而资源地以及门站价格较低的市场，相应难以获得充足的资源供应；冬季，统筹者要完成局部政治保供任务，其他区域尤其是多气源的华东，就需要压减来自干线的资源补给量。

实际上，干线的直供用户为其承担了调峰的角色。在用气紧张时期，率先压减的反而是原本优质、积极开拓的直供用户。这一度让市场参与者对于如此资源配置方式的逻辑感到费解。

一如所有领域“中心化”模式存在问题，无法实现从地方或用户第一人称视角出发来提供服务。与此同时，被重点保护的局部，自身的风险防范能力反而不足。例如华北2017年大规模的煤改气改造，地方政府就并未对需求侧进行有效控制。

这是资源配置规则模式的两难选择。集中式的资源配置无疑是高效的，与之相随的问题则是难以协调的“公平”。这也是国内天然气市场建设当中，央地存在分歧的原因——掌握资源配置规则的供应方，无法满足需求方的服务需求。

天然气具有非常鲜明的季节性调峰特点。如何摆脱被动调峰的角色，像一个真正的用户那样，做自己的“中心”，就成为许多地方政府努力的方向。

LNG正在冲击依托于“西气东送”关系的“中心化”资源配置方式。

冲击是反方向的，自东向西、从南到北的流动：始于沿海、推向内陆。

中国管道气与LNG气源流向示意图

“LNG正在从边缘走向主体，从无奈选择到占据半壁江山。”不少LNG领域资深专家在年初的几场演讲中，纷纷表达了如此感慨。

从2017年的统计数据当中，可以感受到一些变化。国内LNG的供应结构中，接收站首次超过了陆上LNG工厂，占到了52%的份额。去年中国进口天然气当中，LNG进口量也超过了管道气进口量。这可能得益于去年冬季陆上中亚气缺口。待2022年中俄东线到来，陆上管道气能否重新夺回暂时失去的市场，还存在不确定性。

然而，大量来自海上的LNG，已经开始占据沿海省份的市场份额，这些拥有LNG接收站的沿海省份也化身成为气源地。这些东南沿海的新晋气源地，是LNG气源接收和外输干线的起点。

这就向原有以西部为起点、东部为终点的门站价格体系，以及相应的“中心化”的资源配置方式发起了挑战。

正如目前能够观察到的：

山东从2016年开始，从中石化获得的资源全部来自青岛LNG；宁波LNG在去年冬季占到浙江资源供应量的60%（今年舟山LNG将投产，温州LNG、宁波LNG二期也会接连上马）；福建和广东从一开始即以中海油的LNG资源供应占据主导；天津已经拥有中石化和中海油的两座接收站，其中中石化天津LNG还将输向河北、山西；江苏虽然是中石油的传统地盘，但酝酿当中具有战略意义的沿海天然气大管道，接下来也计划接纳来自华电、协鑫、中海油的LNG。

不止于此。能源转型驱动下，越来越多新玩家包括地方国企、大型燃气公司、综合能源公司、其他投资者均在积极入场布局上游资源（尤其是接收站）。无论是增量市场的吸引，还是出于产业链的纵向延伸，或是综合能源的布局。

不难预料，新增资源的到来将伴随新的问题：新资源如何与既有基础设施衔接？更重要的是，新资源该如何配置？现有集中式的资源配置规则还适应吗？

与此同时，为吸取去年冬季气源紧缺的局面，大片基础设施之间的互联互通将开始加速推进。事实上许多省份都在加快与周边地区的互联，一方面实现省间资源的应急互保，另一方面加速省间资源的流通和调剂。

这对于二级转售市场的放开提出了新的要求。原有限制转售的规定，在大规模省际联网和旨在增强天然气流动性的政策趋势下，将难以持续。

当气源地与高端消费地发生重合时，气源流向就会以本地优先为主、余气外输。恰如东南沿海省份的情况，不仅因大量LNG接收站的投产成为气源地，其本身也是国内最为优质的消费市场。

当本地多股LNG气源流入，并占据供应主导时，该消费区域就有机会从被动作为干线调峰的角色当中摆脱出来，拥有实现自平衡的可能性，并成为自己的“中心”。

这个旨在服务于本地流量的“中心”，就有机会形成备受用户认可且愿意参考的“价格基准”。

不少市场化探索者开始将目光瞄准沿海，寻找有条件做进一步市场化尝试的区域。气源地与高端消费低合一的华东和华南区域自然备受关注。事实上，在华东区域内部，浙江已经开始借助舟山自贸区的优势，筹备搭建天然气交易平台。江苏酝酿当中的沿海天然气大管道，远期目标也是形成价格指数。

这就有机会改变过去“单一中心”的格局，甚至在沿海形成“多个中心”。这并不意味着原有中心的消失，而是新旧中心同时存在。

“鼓励省（区）进行自我平衡，尽量把问题（例如调峰差、保供）在小范围内解决。”一位业内人士针对去年冬季用气紧张的情况提出了建议。这句话强调了区域内部需要增强自身风险防范能力的重要性，无论是季节性用气差大的北方，还是相对平稳的南方。

新中心能否出现，还取决于原有中心能否修改规则适应这一点。例如中石油能否在局部放开销售价格的定价权。有中石油业内人士曾建议过，在部分省份试点批发销售价格的放开，而不是由总部统一制定价格的模式。

从集中化到局部多个平衡点的出现，看上去像是分布式发起对集中式的挑战。但我们依旧需要集中式的存在，一如我们同样离不开国家层面的天然气统筹者。

现阶段天然气市场的统筹者是一个“产运销”一体的企业。而电力市场的统筹者则是一个“运销”一体的企业，这跟欧美天然气市场的情况一致，“从一开始就采取产运分离模式，第三方开放前由管道公司通过提供捆绑供气服务统筹产运储销。”

可以看出，天然气市场的统筹者具有鲜明的上游色彩。这也是理顺天然气价格机制时，出厂价无法直接获得，只能通过倒推法来得到的原因。

充满上游色彩的统筹，影响着人们对接下来可能成立国家管道公司效果的评价。业内之所以对是否成立、以何种形成组建国家管道公司尤为关注，核心在于这有可能会改变现有的资源配置规则。

不少人认为，如果执行厂网分离，统筹与保供责任将传递到管网手中。然而“保供是资源的保供”，上游拥有绝对资源量的供气商还是难以摆脱保供责任。

“管道分离出去后，中石油将作为一个主要的上游生产商和进口商，不会作为气源方面的大统筹商，它没有这个能力。” 一位中石油人士表示。

“现阶段是由产运储销一体化的公司进行统筹，管道分离后是否由生产公司（它同时也负责储存和销售）进行产运储销统筹，可能还需要论证，如果由生产公司负责产运储销统筹，管道独立没有实质意义。”

事实上，由于国内不少省份仅有单一气源或者双气源，以及内陆腹地难以拥有条件实现自我平衡。无论国家管道公司是否成立，原有“集中式”的资源统筹者都有存在的必要，而且还将继续面对各省配置资源。

天然气改革之所以令人感到困惑，是在改革路线图并不明确的前提下，担心出现“为改革而改革”的情况。

环保驱动下的能源转型，可能是推动这一场天然气改革的重要动因。2017年7月，原本一次能源占比较低的天然气，正式被官方推上了主体能源的位置。尽管业界对于国内原本供应体系脆弱的天然气，到底能否担当主体能源的角色持保留意见。

这实际上对天然气行业提出了两大基本要求：一是供应的安全保障，二是价格的竞争力。

主体能源的决定，释放了中国作为天然气增量空间巨大的需求市场的强烈信号。为全速推进这一建设进程，有诸多人士认为天然气市场实际上适合更为集中的模式，避免因内部竞争抬高进口采购价格。

然而作为大宗商品，天然气进口可能走向更加开放。尤其是LNG进口，正在中美贸易摩擦当中充当调和剂功能。从去年11月，美国总统特朗普访华签订的能源大单中，LNG进口所占的份量就可以窥见这一点。年初，中石油完成其与美国的首笔液化天然气长协大单。中共中央政治局委员、中财办主任刘鹤在1月份参与达沃斯论坛时表示，中国在纪念改革开放40周年时，将推出新的、力度更大的改革开放措施。

不难感受到，“市场化改革”并非目的，更像是工具和方法，服务于宏观经济的导向和国家的安全需求。

无论是天然气进口通道的多样性，基础设施实现物理上的互联，甚至包括对于价格指数的探索，都是为了指向建设一个“更有竞争力”的内部市场：能够有效抵御外部不可控的冲击；拥有更好的议价能力、国内享受更为廉价的资源；并以更具主动的姿态，参与到全球对话当中。

这又需要央地站在一起，共同面对。