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气源多元化、管道网络化、储气库集群化,加上我国天然气价格市场化进程的加快,都要求中国石油未来的天然气营销体制必须主动变革,与之适应,从而从体制上保证天然气产业的快速发展.总的来说,就是产、运、销、储分立运营
加强管理,是企业走向现代化的必然要求.笔者基于天然气产、运、销分立的商务模式,结合华北地区天然气运营实践,借鉴国外天然气营销经验,针对未来国内天然气营销气源多元化、管道网络化、储气库集群化等特点,从加强财务管理和提高运营效率的角度,提出了完善计量交接、储气库管理、管网定价及结算的对策建议.同时,笔者还延伸提出了天然气管网销售前提下管输公司与销售公司组织变革的几点设想.
一、华北地区天然气产、运、销分立模式的实践
中国石油天然气股份有限公司基于管道投资多元化、天然气资源多样化、管道网络化的客观现实,决策成立了第一个独立的天然气销售公司――中国石油华北天然气销售公司.该公司于2005年1月1日正式运营,承担京、津、晋、冀、鲁天然气市场开发、销售、结算等业务,销售的天然气来自长庆、塔里木等多个气田.
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华北地区天然气运营借鉴国际经验实行了新的商务模式：产、运、销各环节分立运营.销售公司面对用户履行中国石油与用户天然气买卖与输送合同,买断上游资源并委托管输公司运输,统一市场资源配置,负责结算、清欠、推价、用户服务和管理,平抑供需引发的社会矛盾,将货款和管输费收回返给上游、管输公司,从管输公司获得代理销售费用；管输公司受托按销售计划运输、储存、与用户计量交接天然气,收取管输费；上游气田在管道首站交付Ⅱ类标准天然气,收取出厂价款；用户在管道末端（用户门站）接收天然气,兑现买卖与输送合同,与销售公司结算门站价款.
该模式在华北地区天然气营销实践中发挥了其应有的作用,但是从规范管理特别是财务管理角度看,仍然存在着一些问题,需要进一步研究和完善.
二、华北地区天然气产、运、销分立模式存在的问题
(一)储气库管理仍需理顺
中国石油为降低华北地区峰谷差,有效确保华北地区（特别是北京市）的冬季供暖,5年来投入巨资建成大港地下储气库群.在目前产、运、销分立模式下,华北天然气销售公司将上游气田天然气实行首站买断后,夏秋季将管道来气中的大部分注入储气库,冬季用气高峰时采出销售.但是,目前储气库的所有权和管理权均属管道运输企业,华北天然气销售公司无法对储气库存气进行有效管理,加之储气库盘点技术手段尚需摸索和完善,无法对储气库进行盘点,结果导致无法准确界定储气库的库存气量,对天然气销售的安全、平稳有序运行产生不利影响.
(二)计量管理仍需创新和规范
在这种模式下,华北天然气销售公司委托管道运输企业进行所有的贸易计量交接.随着天然气业务的高速发展,华北地区的主供气源已增至5种,主管网已增至6条,且隶属多个单位,主要用户已增至34家,还有近20台管道压缩机组消耗.界面多、主体多、流量计台数和种类多.特别在山东冀宁联络线正式投产后,山东市场计量交接还要委托两家管道运输企业进行.
今后,随着俄气、LNG两种气源的引进,华北地区的天然气市场将进一步扩大,管网将进一步增多,用户将大幅度增加,由于销售公司计量交接系统功能不健全,要全部实行委托计量交接方式,以华北天然气销售公司目前人力和监管手段来看,无法对所有管网进行有效计量监督,以确保对进、销气量进行掌控和平衡.
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三、国外天然气营销模式的部分经验
(一)国外地下储气库发展现状与趋势
地下储气库的历史可以追溯到上个世纪初,1915年加拿大首次在安大略省WELLAND气田实验储气,1916年美国人在纽约BUFFALO附近的ZOAR的枯竭气田利用气层建设储气库.
截止到目前,全世界大约有604多座地下储气库,气库的总容积约5100×108立方米,可以进行调峰的气量约2500×108立方米.这些储气库主要分布在欧洲和北美洲,分属不同国家的110多个公司,其中既有储气量超千亿方的天然气上下游一体化的大型跨国公司,也有仅经营单纯1-2个地下储气库的小公司.
由于地下储气库在调峰和保障供气安全上具有不可替代的作用,天然气生产和消费大国都把地下储气库的建设作为天然气上下游一体化利用的一个重要组成部分进行总体规划,欧美国家在不断加大储气库的建设力度,增大储气量,除了常规的调峰应急外,已经开始研究建立天然气的战略储备.美国已经就长输管网地下储气库建立相关的法律加以约束,欧洲国家也有立法的趋势.
在气库的建设和运行管理上一般采用四种方式：第一种方式是由天然气供应商承建和管理地下储气库；第二种方式是由城市燃气分销商建设和管理地下储气库；第三种方式是由独立的第三方以营利为目的的建设和管理地下储气库；第四种方式是由多方合资建设地下储气库.主要的应用方式是前两种,第三种一般作为对前两种的补充.
(二)国外天然气定价演进
美国和加拿大曾使用成本加
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四、我国未来天然气营运特点的展望
(一)天然气需求将大幅度增涨
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天然气需求将大幅度增涨,在一次能源消费结构中的比重将由目前的3％增加到6％以上.据中国可持续发展油气资源战略研究报告预测,2000-2020年,我国天然气需求量年增长率为10.8％,而天然气的生产增长却远低于需求增长,年增长率仅为7.5％,供应缺口逐年加大：2010年国内天然气需求量为1200亿立方米,国内生产830亿立方米,缺口370亿立方米；2020年国内天然气需求将达到2000亿立方米,国内生产1100亿立方米,缺口900亿立方米,对外依存度将超过45％.
(二)天然气资源供应多元化
除了目前塔里木盆地、四川盆地、额尔多斯盆地、柴达木盆地和沿海盆地等主要气区外,未来松辽盆地和渤海湾盆地也将成为国内重要的天然气供应地,2010年进口LNG和俄罗斯天然气将在国内天然气消费中占有一定的比例,天然气资源多元化将成为不远的现实.
(三)全国天然气管道互联成网
未来以西气东输管线、陕京一二线、涩宁兰（郑）线、忠武线、俄气进口管线及四川盆地环形管线为骨干,由多条联络线将上述骨干管线连接成网,东海、南海天然气和进口LNG上岸管线也将与陆上管网对接,由此天然气全国管网将最终形成.一个盆地（产气区）通过一条管线连接一个消费市场的格局将成为历史.这将给我国天然气定价和运营等带来实质的影响.
(四)全国将形成四大储气库群
巨大的国内天然气市场需求将极大地推动天然气管道及配套储气库的发展.按目前天然气储气库工作气量约占世界总天然气消费量20％计算,到2015年,中国天然气消费量达到1200×108立方米计算,中国在未来的10年内,将需要建设工作气量240×108立方米的地下储气库,根据中国的具体地质条件,预计将需要建设地下储气库15-20座.到2020年,储气库的工作气量将达到320亿立方米,需要建设的地下储气库将达到30座以上,因此储气库的建设具有巨大的发展前景.
根据中国天然气资源与市场的匹配及未来积极利用海外天然气战略部署,中国将形成四大区域性联网协调的储气库群,包括东北储气库群、长江中下游储气库群、华北储气库群和珠江三角洲LNG－地下储气库群.
中国储气库发展和完善,将会给中国能源地下储存带来革命性的变化,天然气储气库将从调峰型向战略储备型延伸及发展,天然气储备技术的发展将带动石油及液态烃类能源地下储备库的建设.
五、对中国石油完善天然气产、运、销、储分立模式的几点构想
(一)未来中国石油天然气营销体制的变革
气源多元化、管道网络化、储气库集群化,加上我国天然气价格市场化进程的加快,都要求中国石油未来的天然气营销体制必须主动变革,与之适应,从而从体制上保证天然气产业的快速发展.总的来说,就是产、运、销、储分立运营.
1．中国石油天然气管网统一调控,对外开放容量,打破自己的管线只运自己的气的陈旧观念,也就是说,其他天然气销售商可以租用中国石油的管道容量输送天然气.为此,以适当方式重组中国石油的天然气管道资产,以形成协调、快捷、高效的管道调控体系（机构）,显得尤为重要.分属不同利益主体的管线对外出租容量可以由一个机构（公司）统一代理签约,统一收费结算,然后再进行内部分配.
2．中国石油建立覆盖自己天然气管网的天然气销售公司,由其统一组织（买断）资源、统一开发和管理市场（签订合同、配置资源）、统一制定天然气价格、统一结算气款、统一代理结算管输费.
3．中国石油应尝试建立储气库运营公司,打破储气库隶属不同管线的格局,集中管理储气库及其存气.其良性运营的前提是建立其储气库调峰气价体系.
(二)关于储气库运营管理的设想
基于上述组织架构设想,储气库管理有三种模式可供选择：1．开放储气库容量,租给销售商容量储存天然气,或出租容量作为国家战略储备；2．买断天然气自己储存,除了战略储备气外,调峰时将储备气售出,赚取差价；3．以上两种模式的混合,部分容量储存买断的天然气,部分容量出租.
(三)关于天然气管网价格的形成机制
目前实际操作可行的做法可以考虑与国际市场价格接轨的定价方式,这种做法在国内天然气供应缺乏竞争,而经济改革又要求天然气价格逐步走向市场化的国家得到了普遍应用.将这种做法移植到我国,具体做法是：
1．由于我国东部地区的需求增长主要依靠进口LNG(液化气)来满足,因此,东部市场城市门站价格的确立应以国际市场LNG到岸价为基础,加上LNG的储存、再气化和管道运输成本,形成我国东部市场城市门站价格.
2．由于我国天然气资源主要分布在西部,因此,西部各气田的天然气出厂价格采用市场净回值定价原理,根据我国东部市场的城市门站价格,减去从我国西部气田到东部市场的管道运输成本和储存成本,就形成了西部天然气出厂价格,其他地方的天然气出厂价格可以由买卖双方按照政府的定价机制协商确定.
3．由于天然气产业链是由生产、管道运输、分销、零售、天然气终端利用5个环节组成的,其终端的零售价格也可以按其产业链不同环节的垄断或竞争属性层层制定.确定天然气出厂价格后,根据“成本加利润”方式由政府根据投资者的经营成本和利润以及城市天然气销售公司经营费用,并考虑通胀因素来确定天然气运输企业的管道运费,之后的零售价格短期内仍由政府指导确定,以后可由地方政府参照中央政府的指导价格来确定.
目前国际市场天然气价格在高位运行,如果采用这种方法调整一步到位,势必会引起国内天然气价格在短期内急剧上升,为了减少价格机制改革对经济和社会的冲击,可以考虑循序渐进的方式,价格逐步调整到位.
(四)关于天然气计量交接的模式创新
产、运、销、储分立运营模式的一个关键问题就是各个环节的计量交接问题.产与销、销与储之间交接计量、销售公司与用户的交接计量都要依靠管道的计量交接系统（计量仪表和交接人员）完成.销售公司如何有效对结算依据―计量交接数据进行监督,就成为维护其自身利益、保证会计核算真实性的基础.
1．贸易计量交接采用委托管输公司计量交接与销售公司通过SCARD在线监督相结合的方式,重点用户辅以派专人监督,形成销、运、用三方计量交接方式.
2．储气库注采计量交接因涉及多方,但地点集中和固定,可采取各方派专人参与计量交接方式.至于储气库存气的盘点,鉴于地下储气库无法实物盘点的特点,必须跟踪多个储气库注采周期,研究储气库规律和存气盘点的特殊方法,取得各方认可后予以应用,同时储气库管理者还必须保证注采数据及压力等信息的对称性,保证各方对数据信息的知情权和使用权.
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