2018年3月5日，福建省住房和城乡建设厅颁发文件，要求严格燃气项目规划管控，“凡不符合当地城乡规划的燃气工程建设项目，一律不得批准建设”。显然，液化天然气(LNG)点供涵盖在内。寿光市在2018年3月份也发布了《关于进一步规范“煤改气”供气设施建设管理的通知》，要求“确定三家专业力量强，技术人员充足的燃气经营管理企业，对全市‘煤改气’供气设施进行统一管理，统一配送气源”。这与该地区2017年主动提出点供可以区分自备站和非自备站，并允许自备站不受燃气规划限制的政策大相径庭。看来，上一波的点供大发展又需要接受政策和市场新一轮的审视。

2017年冬季LNG价格的暴涨让用户心有余悸，不少燃气企业“弃罐而逃”，这让我们不得不反思，LNG点供的发展是否具有可持续性，如何趋利避害，如何转型升级。本文系统梳理了点供的特点及其发展政策，分析点供再次崛起的原因以及它的主要风险所在，着重强调点供的定位校准和转型升级，并在此基础上给出建议。

点供与管道是给终端用户供应天然气的两种主要方式，技术上是并行不悖的，但在业务上存在替代关系。因此全面理解点供，就需要与管道做一个比较。

举个例子，一个城市有100家工业用户，如果敷设管网，以大型储罐或高压管网、城市主干管网和配气分支管道的形式可以满足;另外一种形式，给每个用户配备一个点供装置分别供气。从技术上来讲都是可行的，但是经济性不同。主要原因有两点，一是储气设施的集中，管网的优势在于通过一个主气源替代了所有点供的储罐，降低了气源的单位投资成本;二是输气管网的规模联网，优化路由，避免重复建设。这两个特征对设施运营也是适用的。即管网的优势在于通过规模化和集约化的投资和运营，提升了经济性。

这是政策侧重于燃气管道发展的经济基础。更为重要的是，燃气管道具有自然垄断特征，即成本的劣可加性，就是输送同样的气量，一张大的管网比多张小的管网更具有优势。

有人误解为这是实行管道燃气特许经营制度的技术经济基础，实际上这是理解上的偏差。特许经营制度是管道输送与燃气供应捆绑经营，依靠管道设施和终端供气的排他性权利，实质上是一种行政垄断。在特许经营制度下，点供只能“点对点”的供应，点供的管网仅限于用户地址红线范围内。即使邻近的企业需要使用天然气，也必须再“另起炉灶”，点供管道无法“翻墙”。

以上的分析隐含三个条件，一是管网的经济性是以具备较大的市场规模为前提的;二是忽略了时间因素，实际上在城镇燃气管网未敷设地区，对个别用户的供气燃气管道需要更大规模的资产投资，其建设速度可能也慢于点供;三是管道输送业务与天然气销售分开经营，如果捆绑，那就构成了行政垄断，导致渠道的经济性无法传导到用户，背离了制度设计的初衷。

除了设施本身以外，经济性的另外一个差别就是气源成本。点供的气源是LNG，气源价格完全市场化;管网气源主要来自于长输管网，门站价格由政府监管。未敷设长输管线的地方，城镇管网的气源暂时由点供提供。管道的气源普遍优于点供。首先，只有城燃企业(指获得特许经营权的燃气经营企业，下同)有资格作为该地区的业主单位与上游气源对接，这个价格通常比较低。以广东省为例，2017年门站基准价是2.15元/m3，但是珠海金湾接收站2017年全年挂牌均价是2.52元/m3。其次，门站价格现阶段还是按照政府模拟市场的定价模式，价格较为稳定。从2015年底开始，管道气门站价格是在基准价的基础上最高上浮20%，这个幅度远小于LNG价格季节性的波动。

除此之外，点供的劣势还有：①点供可替代性强，议价能力弱;而管输刚好相反，只此一家，终端价格议价能力强。②点供供气保障程度低。气源来自于槽车运输，容易受台风等恶劣天气影响，供应保障相对较低。同时，在气源供应紧张的时候，点供的气源供应保障优先序落后于城市燃气。

除了自身的技术特点以外，点供发展的另外一个障碍来自于政策的约束。不少地区“宜管则管，宜罐则罐”还只是停留在口号上，管道对点供形成了“重管轻罐”的挤压态势，进一步压缩了点供的生存空间。

地方政策对点供的发展实施了不同程度的限制。第一种是“弹簧门”，进入市场后政策变卦被“反弹”了回来。以山东临沂为代表，山东省支持点供力度较大，但受安全事故的影响，临沂兰山区随后对点供实施了“一刀切”式的禁止。第二种是“玻璃门”，看似发展路径清晰，实则执行不了。以福建为代表，点供建设要符合燃气规划，看似一笔带过，但是各地规划中点供定位为应急保供和调峰，企业供气项目落地实则无规划可循。第三种是“旋转门”，政策变化快，时关时闭。以寿光市为典型，2017年8月，寿光市发文点供区分自备站和非自备站，自备站数量和位置不受规划的限制，显著降低了审批门槛。而2018年3月政策转向，确定三家企业统一管理、统一配送气源，有形之手抬高了准入门槛。

显然，限制点供的发展是不符合逻辑的。是好是坏，市场说了算。对点供发展的限制，背后是政府的利益关联。城燃企业为了在土地、规划、定价等方面获得更大的话语权，通过与当地政府股权合作的方式，实现了利益捆绑。而政府为了增加收入，提升对城燃的控制权，也是乐见其成。

以福建省为例，在福建省9个地市中，8个地市的主要城燃企业均有当地政府入股，结果是政府充当了裁判员和运动员的双重角色，也实现了对政治和经济的双重利益诉求。自然地，其对燃气企业的规划和监管等就有利益倾向，“拉偏架”现象频出，而管道保民生定位也给了政府对管道企业偏袒的“护身符”。点供动了城燃企业和政府的奶酪，受到政策的挤压也就不足为怪了。

不论是自身经济性还是政策支持，点供均应避免与管道正面竞争，打“时间差”，抢在管网敷设到来之前，利用自己建站速度快的优势快速供气。实际上，这几年点供也是遍地开花，呈燎原之势。以福建省漳州为例，2015～2017年近三年新增30余个点供项目，超过过去10年增加数量的总和。2017年，全国天然气终端新增的一半消费量来自于工业用户，且在终端中LNG消费量同比增长了49%，增速创下了近5年新高。这其中的奥秘在于两点，一是“价格差”，利用管输垄断对用户收取高企的“开口费”和居高不下的价格，获得对价格敏感、用气量稳定的工商业用户;二是“政策差”，利用城燃履行普遍供气义务不到位的缺点，快速满足用户“煤改气”等环保治理的需求。

2015～2017年间进口LNG价格的断崖式下跌，为点供发展提供了充足的气源。2012～2014年，中国进口LNG到岸价在2.54～2.7元/m3之间，2015年降至2.01元/m3，2016年进一步下滑到1.63元/m3，2017年略有反弹(见表2)。这一改过去点供LNG出气价与进气价倒挂的不利局面，LNG点供发展迎来了重要机遇期。

这些价格为LNG提供了与管道争夺市场的底气。2015～2017年沿海地区门站均价是2.33元/m3，进口LNG接收站出站平均成本是2.36元/m3，如果扣除增值税返还，LNG接收站出站成本略低于沿海省份门站价格。

始于2013年的大气污染治理，尤其是2016年和2017年，临近煤改气考核年份，为点供的发展提供了重要机遇期。首先，城燃独木难支，无法完成集中式的煤改气任务。况且不少企业处于管道空白区域，敷设管网既需要时间，也需要接受城燃企业经济账的考验。其次，燃气企业嗅到了商机，点供建站快速、灵活的特点也发挥作用了。另外就是降本增效的要求，国家要求天然气企业降本增效，地方政府要给企业减负、稳增长，这与管道气用气贵、用气难形成了鲜明的对比。

虽然一些地方政府在城燃中获得收益，但是面临串谋、垄断等监管问责，以及对保增长、保就业等指标的考核，在市场需求和上级政策的双重压力下，政府也给LNG点供留了一扇政策之门。

不论煤改气还是降本增效，都给政府带来了两难问题，一方面要完成上级任务的考核，另一方面却要面临点供证照不齐、安全事故带来的问责。理性的选择是两害相权择其轻。客观地讲，点供的发展“宽容期”，均是市场需求和上级监管合力推动的结果，政府多是应景的“相机抉择”，缺乏前瞻性的主动谋划。

2017年冬季的气荒，LNG气价冬季最高飙涨到12000元/t，让不少用户心有余悸。一些以固定价格供气的企业甚至“弃罐而逃”，市场信誉扫地。此外，市场竞争的加剧、煤改气市场空间的压缩、城镇管网的逐渐完善、政策的反复均放大了点供风险。

储气设施和供气管道一起投资以及点对点的供应模式，决定了点供是一个资产专用性高的投资项目，客户不用气、少用气以及竞争者替代都可能导致点供资产的沉没。即使是管道空白区域，大规模的专用性资产投资也容易导致客户的短期机会主义行为，面临价格重新谈判和款项回收困难等难题。不少项目受制于价格上的争议，条款无法及时签订，逾期问题突出，合作关系也危如累卵。

LNG价格的波动主要来自两个方面，一是季节性的波动，LNG正常波动在30%～50%，幅度远大于管道气;二是周期性的波动，主要与国际原油价格等宏观因素相关。

中国的LNG进口长协定价模式与日本相仿。2001～2016年，日本LNG到岸价格最低的是2002年的4.27美元/MBtu(1Btu=1055.06J，下同)，最高的是2012年的16.75美元/MBtu，是前者的3.92倍(见表4)。一般的点供项目折旧周期是15～20年，也就是说，在合同期内的价格波动可达3～4倍。没有合适的价格传导机制，供气企业将面临巨大的价格风险。

除了进口LNG价格波动外，还要面临市场格局变化带来的价格波动。国内沿海不同的接收站价格差异较大。随着气源的增加和市场规模的扩大，各个气源点的市场辐射半径动态调整，所带来的也是点供价格的变化。表5是各个时期接收站长协的挂靠系数。

为了规避点供的资产沉没和气价波动风险，是否可以完美预计并约定不同市场情景下的应对策略和违约条款，这涉及到交易成本的问题。首先，合同必然是不完全契约，难以预料到未来所有的情景，即使预料到也难以用双方都可以接受的方式约定并且被法院等所理解和支持。这种费时耗力的谈判，高昂的交易成本可能导致用户直接寻找一个新的供气商。

随着天然气提升为国家主体能源，各地城镇管网的敷设也日臻完善，点供发展的市场空间被进一步压缩。以福建省为例，2020年省级长输管道要实现“县县通”，城市燃气普及率要达到99%以上，县城及小城镇的燃气普及率要达到96%以上。随着第一阶段中小锅炉改造的完成，煤改气释放的市场空间也在缩小。集中式的环境治理过后，城燃争抢占有率的竞争必将来临。

①无证经营的风险。点供的高门槛在政策上没有明显松动过，包括在《加快推进天然气利用的意见》中再次强调要符合燃气规划，要求办理经营许可证。2018年3月份福建和寿光的政策出台，意味着要开启新一轮的清理。无论是安全事故高压下的排查还是政策转向下的整顿，当点供的作用减弱时，关停查封无证经营总是难免的。

②供气保障的政策风险。LNG购气合约的履行，以约束“政府权利机构的作为”和接收站的正常运营为前提。以2017年气荒为例，当异常天气和进口管道气不足导致北方供暖等民生问题时，政府就会干预LNG资源的调配，打乱了接收站的原有运行计划，LNG购气合约在“不可抗力”下执行受到严重影响。

面对政策红利的衰减和管道的卷土重来，现在点供需要严肃对待的问题是，如何校正自身定位，如何转型与升级。

这是为点供发展做除法。点供应该避免与管道的正面竞争，定位为空白区域的供气气源。同时需要考虑管网敷设到的时间表，至少留有5年的项目回收周期。对于大中型企业，考虑到较高的管理成本，可以对点供的供气规模设定一个最低要求。

这是为点供发展做减法。为了规避资产沉没风险，可以采取如下措施：

①对客户的资信进行调查，核实用户业务稳定性和合约履约能力，降低用户不用气和用不起气的风险。

②约定最小气量，并结合价格与用气量阶梯挂钩的定价方法。

③建立与上游气源联动的定价模式，减少气源波动带来的风险。

④由用户投资土建和安装，供气企业只投资设备。

这是为点供发展做加法。LNG点供具有建设周期短、布局灵活等特点，在目前储气库明显短缺、LNG接收站距离较远的情况下，大型LNG点供是调峰和应急保供的必要选择。山东、河北等省份明确要求加快LNG储罐等应急储气设施建设(见表6)。从盘活资源的角度考虑，对于已经投产的大型点供企业，可以考虑为第三方提供调峰和应急保供服务，这是点供的增值服务。国家政策也是明确支持的，《加快推进天然气利用的意见》中明确“鼓励承担储气调峰责任的企业从第三方购买储气调峰服务和调峰气量等辅助服务创新”。

这是为点供发展做乘法。以点供为气源，为园区提供集中供热和分布式能源，延伸产业链，增加投资规模，扩大产品“护城河”。集中供热的优势是污染的集中治理和实现规模化经营。与传统的一个工厂配备一台锅炉相比，集中供热通过高能效的大型锅炉，将蒸汽通过热力管道输送到各个用户，以规模化投资和运营的优势降低用户用能成本。与管道燃气相似，2004年《市政公用事业特许经营管理办法》明确“供热”可以实行特许经营办法，见表7。

天然气分布式能源是集中供热的业务升级版，也是热电联产的技术升级版。与集中供热相类似，分布式能源示范项目也可以获得冷、热、电特许经营权。更为重要的是，集中供热和分布式能源特许经营的排他性权利，保障了开发者的市场权利，即使以点供形式供应天然气，也避免了单一用户带来的高风险。同时，给予了市场新进入者与管道燃气企业从同一起跑线上公平竞争的机会。

LNG点供是一个传统的供气方式，技术上与管道供气并行不悖，但在业务上二者存在竞争关系。在LNG价格低迷和煤改气政策的推动下，点供近年再次崛起。但是，2017年冬季LNG价格的暴涨和供气保障不力让用户心有余悸，政府也再次收紧了对点供的约束，点供发展的可持续性饱受质疑。面对管网的围堵，点供亟需调整定位，积极地转型与升级。针对于此，笔者建议：

①积极应对二次转型。不少点供企业从贸易商转型而来，通过资产投资增加用户黏度。但终端竞争的加剧逼迫这些企业二次转型，通过延伸产业价值链和提升风险的综合控制能力，向终端综合服务商转型。

②降低点供合规门槛。现阶段一些地方政策朝令夕改，甚至“卸磨杀驴”，点供面临“玻璃门”、“弹簧门”和“旋转门”等重重难题，亟需政策明确点供应有的定位。首要的是在规划上重视点供的发展，支持与管道气的连接，确立大型点供发挥应急保供和调峰作用。

③政府应择优选择合作企业。在大型园区等发展集中供热和分布式能源项目，通过公平竞争的方式引入新的第三方，破除管道燃气的垄断，并树立新的终端参照价格，以市场手段缓解现有管道气行政垄断的不利影响。