【国投安信|能源新星】天然气期货品种手册系列（二）：天然气物流与价格体系

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【国投安信|能源新星】天然气期货品种手册系列（二）：天然气物流与价格体系

发布时间：2021-5-6 14:42阅读：863

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【国投安信|能源新星】天然气期货品种手册系列（一）：天然气产业基础

天然气市场结构在上游和中游较为复杂，主要是天然气在从生产到配送至终端用户这一过程中可能会经历多种形态的变化，同时也有众多企业参与。这一过程中会出现不同报价，我国天然气市场正处在从政府管制到市场化的改革中，导致这些报价的定价模式也有所不同。本文简要梳理天然气市场各物流环节和价格体系的现状。

一、天然气物流体系

天然气物流最核心的渠道是通过管道运输，我国管网结构按照长度可分为三级，分别是以长输管道为主的主干管网、省内运输的省级管网以及直接输送到终端用户的城市管网。此外对于年用气在一定规模以上的大客户，部分地方政府允许在满足条件后建造直供管道，绕开城燃企业直接向生产商或进口商采购天然气。过去三级管网分别由“三桶油”、省级管网公司以及城燃企业所拥有，2019年国家管网公司成立后，截至2021年4月主干管网已完全划归管网公司所有，广东、湖北、海南、湖北和福建五省省级管网也已完成划归，根据《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中“完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”的规划，最终主干管网和省级管网将均由管网公司管理。目前我国天然气管网已形成“四大（进口）通道”和“三纵三横”的格局，长输管道建设较前期有所放缓。

表1：我国主要天然气长输管道

资料来源：公开资料整理，国投安信期货

表2：我国天然气进口管道状况

资料来源：公开资料整理，国投安信期货
LNG的物流则相对更为灵活，国际市场中的LNG通过VLGC运输至沿海的LNG接收站后，可通过槽车运输或直接气化进入管网系统；国产天然气也可在LNG工厂液化后以槽车运输。由于LNG进口更为市场化，调节LNG进口量是从供给端进行季节性调峰的重要措施。LNG接收站过去大多数由“三桶油”经营，少部分由燃气企业经营，目前有7个接收站已划归管网公司，其接收能力对市场开放。由于我国天然气消费增速较快，同时过去管网系统未对第三方开放，因此也有较多国产气在气源地加工成为LNG后以槽车进行长途运输，近年来国内LNG厂的产能和利用率也持续提高。

表3：我国LNG接收站现状

资料来源：公开资料整理，国家管网公司，国投安信期货

二、天然气的价格体系

1.全球天然气定价体系
IGU把目前行业内天然气各种定价机制分为两大类八种。国际市场中，进口定价一度以OPE（油价联动）为主，而国内市场中亚太、欧美以GOG（气对气竞争定价）和OPE为主，独联体、中东以RCS（服务成本定价）、RSP（社会&政府监管定价）为主。中国天然气的国内市场定价正由RSP转变向RCS；PNG进口定价几乎全为OPE，LNG进口定价包含OPE和GOG。从趋势上来看，首先全球国内市场的定价机制市场化水平都在持续提高，其次是市场定价机制中，OPE占比持续下降而GOG明显上升，天然气较原油的价格独立性正在提升。造成这一变化的主要原因是以市场定价为主的LNG在全球贸易占比中持续增长，同时天然气自身供需较原油的独立性强化，也使得在LNG贸易中越来越多的采取GOG定价。表4：天然气定价机制

资料来源：IGU，国投安信期货

国际最常用的价格指标包括美国的HH价格、英国的NBP价格、荷兰的TTF价格和日韩的JKM。亨利枢纽（Henry Hub）位于美国路易斯安那州南部，当地是美国天然气最重要的物流节点，全球最活跃的芝商所天然气期货也正是以当地天然气为交割标的。随着美天然气出口的持续增长，HH价格对全球天然气市场的影响力正持续放大。NBP(National Balancing Point)和TTF（Title Transfer Facility）分别是英荷两国的天然气交易中心，主要衡量了西北欧市场价格，在ICE也有对应的活跃期货品种。JKM（Japan-Korean Marker）由普氏公司每日发布，为普氏日韩标杆指数，根据日韩地区到岸LNG现货价格编制，是亚太地区最主要的价格指标，但目前基于该指标的衍生品交易较少。亚太地区长协交易时也常使用JCC（Japanese Crude Cocktail，日本原油综合指数）或布伦特等原油价格为基准,如“长协价=A*JCC+B”的定价模式，其中A称为斜率，B称为截距，通常在签订长协合同时确定。

2.我国天然气定价体系
国内市场中，LNG的各个环节已完全由市场定价，PNG则较为复杂，不同环节涉及不同规定，市场化程度则有所不同。2017年国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出天然气价要“管住中间、放开两头”，自此开始了天然气价格的市场化改革。
目前部分环节已实现市场化定价，最早是页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气可完全市场化定价，后又陆续扩大至液化天然气气源价格、非居民直供用户用气价格、海上气和福建省天然气门站价格。在2020年新版《中央定价目录》规定：“海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015 年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成”。
对于非市场化定价的气源，采取围绕基准门站价浮动的定价机制。该价格机制下，首先是实行“市场净回值”定价，根据可替代能源价格（燃料油和液化石油气计价期内海关进口价格按单位热值折算后，分别按60%和40%加权）得到市场中心（上海）的基准门站价，然后按天然气市场资源主体流向与管输费用确定各省（区、市）天然气门站价格；供需双方以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。对于长输管道费和城市配送费，其定价权分别由发改委和地方相关部门所有，据《天然气管道运输价格管理办法》，按“准许收入=准许成本+准许收益+税金”原则确定相应管输费。之后对于非市场化气源，其产地的井口价=门站价-长输管道费。城燃企业在以门站价购气后以终端价销售给用户，此时不再区分气源是否市场化，用户的终端价=门站价+城市配送费，居民用户的终端价受地方政府管控，以终端价为基础实行阶梯定价，非居民用户则根据各地规定在该基准终端价上按一定比例浮动。
总体来看，我国主要对各地门站价（福建除外）和两个管道配送费共三个环节实行政府管制，趋势上会逐步扩大产地和终端价格的市场定价程度。从我国天然气供给结构来看，其中的LNG和非常规气主要为市场化定价，因此在2020年我国约有52.6%的天然气实现了以市场定价为主。

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