石油圈7月4日，由国家发改委、科技部等13个部门共同制定的《加快推进天然气利用的意见》正式印发，提出逐步将天然气培育成为“我国现代清洁能源体系的主体能源”之一，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，到2030年将这一比例力争提高到15%左右。 三年内天然气消费比重达到10% 《天然气发展“十三五”规划》发布后，舆论普遍认为，“十三五”规划强调到2020年消费占比力争提高到10%，表明今后天然气发展力求“进”字优先的主基调，预示着天然气市场化改革力度将进一步加大。 中国商报记者注意到，今年1月19日对外发布的《天然气发展“十三五”规划》中提出，到2020年我国天然气综合保供能力应达到3600亿立方米以上，天然气消费占一次能源消费比例达到8.3%－10%。随后在2月份国家能源局又公布了《2017年能源工作指导意见》，提出计划在2017年把非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右。同时，《能源发展“十三五”规划》及《可再生能源发展“十三五”规划》都指出:“十三五”时期非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%。 “十二五”期间，我国天然气产业发展取得了很大成绩，但同时也面临着勘探开发投入不足，效率偏低，勘探开发对象日益复杂，上产稳产难度大，基础设施公平开放不够，储气调峰设施建设严重滞后，管道安全状况不容乐观等多重问题。特别是从2013年下半年开始，受宏观经济增速放缓、国际油价大幅下跌、气价机制尚未理顺等因素影响，天然气需求增速出现阶段性放缓。 有业内人士透露，在“十二五”期间，原计划是达到2700亿立方米的消费目标，但是由于反复涨价，最后只完成了1920亿立方米。恰恰是因为天然气的价格太高，导致很多的企业“不能用”“不敢用”“不想用”，天然气的需求上不去。 《天然气发展“十三五”规划》发布后，舆论普遍认为，“十三五”规划强调到2020年消费占比力争提高到10%，表明今后天然气发展力求“进”字优先的主基调，预示着天然气市场化改革力度将进一步加大。 与此同时，“十三五”规划对天然气行业的认识、发展天然气目的的表述也与此前不同：“十二五”规划认为，由于国内天然气用户承受能力有限，完全理顺天然气价格还需要一个过程，主要考虑怎么提高天然气消费的比重。而“十三五”规划则明确了推动市场体系建设，逐步把天然气培育成主体能源之一。 在“进”字优先的主基调下，此次发布的《加快推进天然气利用的意见》，提出要深化天然气价格改革，推进非居民用气价格市场化改革，进一步完善居民用气定价机制。上游经营主体多元化和基础设施第三方公平接入实现后，适时放开气源和销售价格。完善天然气发电价格机制，完善气电价格联动机制，有条件的地方可积极采取财政补贴等措施，疏导天然气发电价格矛盾。随着电力体制改革进程推进以及电力辅助服务市场的进一步推广，逐步推进天然气发电价格市场化。 意见提出，完善财政支持，鼓励地方政府因地制宜配套财政支持，推进天然气管道、城镇燃气管网、储气调峰设施、“煤改气”、天然气车船、船用LNG（液化天然气）加注站、天然气调峰电站、天然气热电联产、天然气分布式等项目发展。2017年12月31日前对新建LNG动力船或以动力系统整体更新方式改建为LNG动力船舶按规定享受有关专项补贴政策。 在拓宽融资渠道方面，支持地方政府、金融机构、企业等在防范风险基础上创新合作机制和投融资模式，创新和灵活运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大天然气利用及基础设施建设运营领域融资支持。 确立天然气价格改革方向 相比机制改革，价格改革利益链条更简单，紧迫性也更突出。 实际上，自2016年8月以来，一系列涉及天然气市场化改革的政策先后出台，主要围绕着价格改革和机制改革两大核心。此次发布的《关于推进天然气利用的意见》则提出，通过推进试点、示范先行，有序支持重庆、江苏、上海、河北等省市开展天然气机制改革试点。 相比机制改革，价格改革利益链条更简单，紧迫性也更突出。从近年的情况看，市场需要灵活的定价机制，且部分企业已开始根据供需关系实施差别化定价。《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》给予了市场在天然气价格机制中的决策地位。该文件要求，化肥用气价格自2016年11月10日起全面放开，由供需双方协商确定。同时鼓励化肥用气进入石油天然气交易中心等交易平台，通过市场交易形成价格，实现价格公开透明。对此，行业专家称，全面放开化肥用气价格是天然气价格改革的重要举措，意味着向市场化目标再迈进了一步。 此前，国家发改委发布了《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点。对于将福建作为价格改革试点地区，业内认为这更多是从价格市场化改革角度来考虑，主要方法是西气东输门站价格由上下游自行协商确定，并将取得的经验在全国范围内进行借鉴推广。至此，国家已针对天然气市场化改革中价格改革和机制改革两大核心分别设立试点。 价格改革提速的同时，客观上也为机制改革提供了助力，如国家发改委去年8月31日下发了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，在规范收费行为、减少过多中间供气环节、降低省内管道运输价格和配气价格的同时，建立健全监管长效机制。此外，《天然气管道运输价格管理办法》和《天然气管道运输定价成本监审办法》详细规定了国内天然气长输管网（跨省输气管道）的计价方法，确立了“准许成本+合理收益”的计价原则。这也为未来第三方公开准入提供了缴费标准，响应了“放开两头，管住中间”的机制改革方向。 天然气市场化改革加速无疑已成定局，而终端销售价格仍由地方物价部门管制。今年5月，国家发改委起草的《关于加强配气价格监管推进非居民用气销售价格改革的指导意见(征求意见稿)》发布，非居民用气价格逐步放开箭在弦上。分析人士指出，征求意见稿旨在解决天然气市场化改革“最后一公里”的难题，对天然气产业链终端进行规范。 征求意见稿提出，地方价格主管部门要核定独立的配气价格，制定区别用户类别的配气价格。配气价格按照准许成本加合理收益原则制定，准许收益率原则上不超过有效资产税后收益率的6%。同时发改委鼓励具备条件的地区放开非居民用气销售价格，不再制定具体价格；暂不具备条件全面放开地区可率先放开大型用户用气价格，建立非居民用气购销价格联动调整机制，鼓励大型用户自主选择气源，推动配气与销售业务分离。各地要制定配气价格管理和定价成本监审规则，其中对地方燃气公司税后6%收益率的规定，将对天然气下游终端市场的利益进行重新分割。该意见一经实施将有效降低天然气终端价格，拉动包括发电和工业用气部门在内的非居民用气需求。 在民营资本准入方面，国家能源局于去年9月发布的《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》要求，国有石油天然气企业公开管道运输网络信息。未来管网将向第三方开放，成为促进上下游互动的基础设施，非石油央企的油气都可以通过管网进行便利运输，以激活市场。同时鉴于管网分离、网运分开是大势所趋，中石油和中石化等大型国有石油天然气公司也在做出更多调整。 此次的《关于加快天然气利用的意见》还提出，要加强对民间投资的金融服务，积极推广政府和社会资本合作（PPP）等方式，吸引社会资本投资、建设、运营天然气基础设施。在清洁能源利用和大气污染治理领域，支持京津冀晋鲁豫等重点地区金融支持政策先行先试。
未经允许，不得转载本站任何文章：
