对我国天然气定价机制改革的思考

冉 磊

（安徽省能源集团有限公司，安徽合肥230011）

对我国天然气定价机制改革的思考

冉 磊

（安徽省能源集团有限公司，安徽合肥230011）

天然气是最清洁的化石能源，在我国能源结构中发挥着举足轻重的作用。天然气定价机制不合理、天然气价格偏低是我国天然气健康发展面临的主要问题之一。在我国天然气定价机制改革中，应充分发挥市场配置资源的基础性作用，兼顾上中下游各方利益，建立能够真正反映市场供求状况、资源稀缺程度以及与可替代能源价格挂钩的定价机制。

天然气；价格；改革；研究

一、我国天然气行业发展现状

天然气是化石能源中最清洁的能源，提高天然气利用比例是我国调整能源结构、减少环境污染、提高能源利用效率、降低CO2排放强度的现实选择。“十一五”以来，我国天然气资源开发利用进入快速发展阶段，天然气探明储量和产量迅速增加，全国性天然气骨干管网架初步形成，液化天然气进口全面推进，管道进口天然气取得实质性进展，地下储气库加紧规划建设。同时我国天然气发展也存在许多问题，主要有：（一）国内天然气资源勘探程度低、勘探对象日趋复杂，未来勘探难度不断增大，开发中后期气田面临提高采收率难题；（二）我国煤层气资源探明程度低、发展潜力大，但其开发成本高；（三）尚未形成全国性和区域性管网多气源供应格局，储备调峰及事故应急设施不足，天然气保供稳供难度大；（四）尚未形成天然气管网监管体系；（五）我国天然气进口增长缓慢，天然气进口风险高；（六）天然气价格形成机制不健全，天然气价格偏低。

其中，天然气定价机制不合理，天然气价格偏低是我国天然气健康发展面临的主要问题之一。这是因为：（一）由于我国天然气资源总体上具有丰度低、渗透率小、埋藏深的特点，生产成本较高，过低的天然气价格将影响上游企业生产积极性；（二）天然气价格背离其市场价值并与其替代能源价格相比过低，是造成地方天然气项目盲目扩张、消费规模增长过快的主要因素；（三）我国天然气资源有限，加大天然气进口量无法避免，过低的天然气价格是我国引进国外天然气资源的重要障碍。

二、国外天然气定价机制简介

（一）成本加成法

通过设定的气量、投资等条件，在保证项目一定收益率的情况下，计算出天然气井口价格及管输价格。优点是限制生产商获取超额利润，保护消费者利益。缺点是确定生产者“合理”收益十分困难，缺乏成本的社会可比性，无法准确评估天然气的市场价值。

（二）可替代能源比价法

以天然气市场价值为基础倒算确定天然气出厂价。优点是出厂价格与市场价值保持一定的联系，有利于降低成本，有利于生产者根据市场制定供应战略和对策。缺点是市场需求、地理位置使不同气田的井口价格存在差异，加上生产成本差别，进一步影响了生产企业盈利水平。

（三）混合定价法

结合上述两种定价方法的混合定价。包括最高价格、最低价格、一个或多个与市场关联的定价／调价公示。该法综合了成本加成法与可替代能源比较法的优点，但操作并不容易，基准价的确定缺乏直观的可量化的指标，人为因素很大。

（四）市场定价

在法律法规完善、市场监管有序、管道发达、市场开放、多气源等情况下，可以形成适度竞争。不管是长期合同基价还是现货价格均由用户与供应商商定。供、输、用三方严格按合同约定执行，承担各自的责任。

国外天然气计量技术经历了体积计量、质量计量和热值计量三个发展阶段。天然气热值计量比体积和质量计量更为科学和公平，按热值计价可以体现优质优价。总的来看，国外天然气定价方法考虑了以下三点：供应各类不同用户所需的成本是制定和调整价格的依据；兼顾社会平均成本和发展成本；兼顾主输气管网成本、支线成本和配气成本。［1］

三、我国天然气定价机制及存在问题

（一）我国天然气现行定价机制简介

我国天然气价格水平大致经历了计划低气价阶段（1950－1981年）、双轨制价格阶段（1982－1992年）、结构价格阶段（1993－2005年）和现阶段国家指导价阶段。目前，我国海上天然气价格实行市场定价，陆上天然气流通各环节的价格均由政府管制，实行政府定价或政府指导价。［2］

1.我国天然气价格实行“分级管理”，井口价、门站价、管道运输价由国家发展改革委监管，配售价由省级政府价格主管部门监管。

2.“西气东输”的井口价，采取基准价加浮动幅度的“政府指导价”形式，在上下10%的浮动幅度内由供需双方根据市场情况确定。“西气东输”进口基准价每年调整一次，调整系数根据原油、新加坡市场离岸价（LPG）和煤炭价格五年平均变化情况，按40%、20%和40%比重加权确定，相邻年度的调整系数最大不超过8%。

3.陆上非“西气东输”天然气价格的管制方式。2005年12月，国家发展改革委印发了《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》（发改价格［2005］2756号），决定改革天然气出厂价格形成机制。经过此次改革，陆上非“西气东输”项目与“西气东输”项目的天然气出厂价定价机制基本一致。

4.管道运输费标准是依据“按距收费”的原则，在管道平均输送量和14年折旧期的基础上，通过计算管道项目的经济成本加上12%的内部收益率（外资项目15%）来确定管输费。

5.天然气配售价由省级政府价格主管部门监管。目前没有全国统一的天然气配售价格监管规则，各地的管制方式有很大差别。

6.我国天然气井口价格和终端销售价格，都以体积计价。优点是计价方式比较简便，缺点是难以全面反映不同气田天然气的品质差异。

（二）定价机制存在问题

1.没有反映市场经济条件下商品定价基本原则

现阶段我国天然气定价机制与产业市场化运行脱节，天然气生产企业既需要按市场价格购入生产资料，但又不得不按国家制定价格销售天然气，没有体现出按市场供需决定商品价格的基本原则。天然气定价缺乏需求方参与，不能真正反映市场供需关系和价值规律，在一定程度上扭曲了天然气投资、生产和消费环节的利益关系。由于定价机制改革滞后，造成天然气价格缺乏弹性，由此带来天然气与可替代能源比价不合理、消费结构不合理、供需矛盾加剧等问题。现行天然气出厂价仍采用按用途分类的作价办法，直接造成用户利益差别。

2.与天然气产业链的发展不协调，管输费价格和配售价格缺乏统一规范

随着我国天然气产业快速发展，将形成多气源、多管道、跨地域的销售格局，上中下游产业逐步剥离，天然气价格构成与天然气产业链发展的相互配套问题将日趋突出。虽然政府直接或参与制定管输价和终端售价，但受监管能力、技术水平等因素影响，无力对具体成本构成进行有效监管。除了距离外，影响天然气管输的还有输送气质、管径、地区、用户等其他因素，现行管输费制定没有反映这些因素。城市燃气公司配送价格占天然气最终用户价的比重过大，存在着监管不透明、不到位问题。在成本加成的定价原则下，生产企业缺乏降低成本的动力。管输价格按“一线一价”并按递远递增原则制定，难以适应未来多气源发展需要，不利于资源优化配置。天然气价格和管输费没有峰谷用气价格差别规定。

3.天然气价格体系弹性差，不利于调动企业积极性

以成本为基础的定价方法，一方面使政府与天然气企业间信息不对称，政府对企业成本往往不能进行及时正确的估算，导致天然气价格的变化滞后于企业成本的变动，加上政府的严格控制，导致价格调整机制刚性太强，不能充分发挥价格在调节资源配置方面的作用；另一方面，使得生产企业缺乏降低成本、提高效率的内在动力和外部压力，背负了经济和社会双重责任，不利于提高企业生产积极性，加剧了市场供需矛盾。［3］

四、天然气定价机制改革思路及设想

我国天然气“十二五”规划预计年内发布，天然气定价机制改革工作将随后开展，改革试点区域有望得到进一步扩大，天然气管道到各省价格也有望放开，我国天然气将进入“量价齐升”发展时期。未来天然气定价机制改革应按照我国社会主义市场经济的客观要求，围绕有利于优化我国能源结构、有利于天然气行业可持续发展、有利于扩大利用国外天然气资源的三大目标，充分发挥市场机制在天然气价格形成中的基础作用，兼顾上中下游各方利益，建立能够真正反映市场供求状况、资源稀缺程度以及与可替代能源价格挂钩的定价机制。［4］

（一）天然气出厂价格

1.简化价格分类，规范价格管理。将现行按用途的分类方法逐步调整为按天然气的用气特点进行分类。

2.理顺价格水平，建立天然气价格与可替代能源价格挂钩动态调整机制。从目前国际通行做法看，在长期条件下天然气的定价主要是从竞争性角度出发，以可替代品煤炭、成品油等价格加权平均值作为定价依据。目前我国也已建立了国产天然气与可替代能源产品价格挂钩的机制，应在对政策执行效果评估基础上不断完善。

3.坚持以市场为导向，逐步放松对井口价格的政府管制。为更好地反映市场供求，天然气出厂定价改革要坚持以市场为导向，增加政府定价灵活性，逐步放松井口价格管制，最终实现市场竞争定价。

（二）管输价格

天然气长距离管道输送业务比较单一，由政府按照成本加成法进行严格的价格核定。对管输定价要逐步采用国际通行的两部制收费方式，即基于回收管道固定成本的“管道容量费”按照用户高峰期需求来收取，基于回收管道变动成本的“管道使用费”按照用户实际提气量来收取。在条件合适时可采用高峰低谷定价，以有效缓解用气高峰和低谷差，提高供气系统利用率。

（三）城市配气价格

城市燃气公司配送费的费率水平应满足以下目标：鼓励各类用户用天然气替代其他燃料；获得合理的投资回报；有利于稳定用户负荷。

1.配送费定价依据和构成。以成本加成法为基础，由国家统一制定成本构成和费率测算标准，将城市配送费分为两部分测算，即送气费具有垄断性质，严格按照规定成本进行核定；配气费具有经营性质，如实反映城市燃气公司调度成本。

2.制定不同的最终用户价。燃气公司分供给用户的天然气销售价，仍然维持分类作价。不过其作价的指导原则不再是用户的承受能力，而是其用气要求。各类用户价格的差异，反映了配气成本的不同。

3.邻近地区的配送气费率相对稳定。地方政府在制定本地区范围内配送气费率时，应采取相同的费率测算标准，避免出现区域内不同城市费率水平不一致或差距较大的现象。

4.加强费率监管和成本监审。政府从公平对待投资者和用户角度，加强城市配送气费率监管和成本监审，既要严禁配送气公司虚增费用、乱摊成本，也要给投资者留下合理的利润空间。

5.建立浮动价格机制。建立浮动价格机制，天然气成本与市场实际采购价格联动，下游供气价格与上游市场联动，各环节相互制约、风险共担，使产业链各节点通过自身调节以适应最终需求。［5］

五、对我国天然气定价机制改革的相关建议

（一）完善天然气价格结构，引导天然气利用方向

天然气产业主要由生产、净化、输送、配送各环节组成，各环节应独立核算，单独计价收费，与之相对应的天然气价格就应细分为出厂价、管输价、门站批发价、终端用户价。其中门站批发价作为直接与用户打交道的环节，不仅解决多气源、多管道联合供气情况下供用气双方在结算价款时所适用基价问题，还可以使天然气价格能够动态地反映天然气的市场价值，以价格杠杆和市场手段来调节供需平衡，调动产供销各个环节积极性，真正起到按价格导向配置资源、引导消费的作用。

（二）积极推进天然气能量计价，促进能源结构调整

积极推进天然气能量计价，尽快制定天然气能量计价标准和天然气产品质量检测方法。把热值高低作为天然气价格的重要考虑因素，不仅可以适应多气源、多管道联合供气以及长输管道供气的要求，建立一个较为公平的、大家便于接受、方便交易的价格，还可以与其可替代能源价格建立一个可对比的基础，以进一步理顺天然气与其可替代能源的价格关系。

（三）弱化政府定价职能，建立天然气监管机构

为了推进我国天然气体制改革，必须使政府的政策制定职能和监管职能相分离，弱化政府定价职能，减少政府干预，建立专门的天然气监管机构。其主要应从两个方面进行监管：一是经济监管，包括对天然气生产、运营的服务价格、服务质量和公平竞争条件进行监管等；二是技术监管，包括对天然气企业进行安全、环保领域的技术监管等。［6］

［1］ 王刚，等.天然气业务定价、结算与商业运营研究［M］.北京：中国市场出版社，2008.

［2］ 王国梁.天然气定价研究与实践［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［3］ 张淑英，等.浅析天然气价格研究［J］.中国能源，2006，（10）.

［4］林伯强.加快天然气价格改革步伐［J］.价格与市场，2010，（10）.

［5］ 杜蘅.天然气价格与天然气发展问题探究［J］.现代经济信息，2011，（18）.

［6］ 董秀成，等.我国天然气价格改革浅析［J］.中外能源，2010，（9）.

（责任编辑 陶有浩）

A Discussion on China’s Natural Gas Pricing Reform

RAN Lei

（Anhui Province Energy Group Company Limited，Hefei 230011，China）

Natural gas is the most clean fossil energy，plays a decisive role in the energy structure in China.Unreasonable natural gas pricing mechanism and low natural gas prices are the major problems affecting the healthy development of natural gas.In China’s natural gas pricing mechanism reform，we should give full play to the basic role of the market in resource allocation，give consideration to the interests of all parties，and establish the pricing mechanism which can truly reflect the supply and demand in the market，and the degree of scarce resources and alternative energy prices.

natural gas；price；reform；research

F206

A

1674－2273（2012）05－0062－04

2012－05－07

冉磊（1979－），男，安徽阜阳人，安徽省能源集团有限公司经济师、工程师，电气工程硕士。