从国际比较看我国天然气市场化改革

□ 祁 新

国际成熟天然气市场的经验告诉我们，天然气市场化改革首先需要牢固的产业基础，根据产业发展的不同阶段逐步推动定价机制的市场化。

我国已经成为世界上最大的能源生产国和消费国，环境问题的日益严峻和温室气体减排的巨大压力，使天然气作为一种清洁、高效的能源，在我国受到越来越广泛的重视。但目前我国天然气市场还不够完善，定价机制还不够科学，急需学习借鉴国际成熟市场的成功经验，促进国内市场和定价机制的改革，推动我国天然气工业的持续健康发展。

全球天然气主要交易市场和定价机制

目前全球天然气市场主要分为北美、欧洲和亚太三大区域市场，2012年全球天然气消费33144亿立方米，在全球一次能源消费中的比重为23.9%。目前国际天然气定价方法主要有气对气竞争、油价联动、管制定价、双向垄断、市场净回值、无价格六种，世界各大成熟的天然气市场普遍采取市场化程度较高的气对气竞争、油价联动等定价机制。

北美市场。北美市场包括美国、加拿大、墨西哥等国家，2012年天然气消费量达9065亿立方米，占全球消费总量的27.5%。北美市场的天然气基本自给自足，通过完备的输运管网形成对全区域的有效供应。主要采取气对气竞争的定价模式，即通过实行管道第三方准入，建立天然气生产者与消费者的直接联系，构建完全开放的市场。在实际交易过程中，主要通过短期合同进行现货交易，交易价格通过交易中心众多买卖双方的竞争确定。亨利枢纽是北美最为重要的天然气交易中心，其交易价格也是北美市场的基准价格。目前亨利枢纽价格基本维持在3.5美元/百万英热单位，约合0.77元/立方米，处于全球天然气价格最低水平。

欧洲市场。欧洲市场包括以德、法等西欧国家为代表的欧盟27国，2012年天然气消费量达4439亿立方米，占全球消费总量的13.4%。欧洲市场自身的天然气产量远远满足不了需求，需要从外部大量进口，当前约3/4通过欧亚大陆的管道进口，其余1/4通过LNG形式进口。欧洲市场长期以来以油价联动的定价模式为主，即将天然气价格与反映外部市场环境变化的燃油或者原油价格挂钩，使得天然气价格可以随着外部市场环境变化而对应调整，在实际交易过程中，通过长期合同进行交易。2011年以前，欧洲市场超过70%的天然气采用长期合同交易，但2011年后，欧洲天然气定价模式也逐步转为市场化的气对气模式，约有42%的天然气供应已经通过现货交易，到目前已经超过一半，并且在西北欧达到70%。因此形成了英国NBP、比利时Zeebrugge和荷兰TTF等多个枢纽价格。目前欧洲LNG进口价格在10～12美元/百万英热单位（约合1.32～1.76元/立方米）。

亚太市场。亚太市场包括以中、日、韩为代表的亚太国家，2012年天然气消费量达6250亿立方米，占全球消费总量的18.8%，其中中日韩三国合计3160亿立方米，占全球消费总量的9.3%。与北美、欧洲市场以管道天然气为主不同，亚太市场主要以进口LNG为主，日韩更是这一地区进口LNG的主力。亚太市场主要采用油价联动长期合同进行天然气交易，其中最具代表性是与“日本清关原油价格”（JCC）挂钩的定价机制。JCC价格还对LNG定价制定了上下限，以免石油价格剧烈波动而使买卖双方利益受损。韩国和中国从澳大利亚进口的LNG均采用类似的定价模式。这种机制逐渐主导了东亚的天然气定价。根据JCC价格制定的LNG价格也成为全球最高的LNG价格。日本近年来LNG平均进口价格为16～17美元/百万英热单位（约合3.52元～3.74元/立方米），相对欧美市场的溢价非常明显。

我国天然气定价机制存在的问题

我国长期以来对天然气实施国家管制定价，生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价，其中生产、管输环节的价格由国家发改委制定，配送环节的价格由地方政府制定。政府基于企业的生产成本或进口成本，再考虑企业的合理利润来核定天然气井口价或进口价，加上净化费、气化费、管输费和城市配送费等，最终形成终端价格，其本质为供应推动型的成本加成法。

成本加成法在实施之初有效防止了自然垄断的产生，鼓励了居民和社会用气，对我国天然气产业的发展起到了保护作用。但随着天然气消费的快速增长和国际能源形势的复杂变化，成本加成法确定的价格不能有效反映市场供求关系和国际能源价格的变化，严重制约了天然气工业进一步发展。

价格缺乏市场敏感性。天然气价格需要靠行政管理部门每年定期调整，无法反映资源稀缺性，也无法正确传递价格信号以实现对资源的有效配置，2009年冬季多地爆发的“气荒”现象就是对这一问题的集中体现。

与替代能源的比价不合理。从世界范围看，石油与天然气的替代性最强，天然气价格应该与石油保持一个稳定的比例关系，但我国天然气与石油的比价仅为0.5:1，低于国际市场平均值0.7:1。同时，国内天然气与进口天然气的价格也存在严重的不平衡。当前国内天然气出厂价为0.79～1.61元/立方米，而中亚进口天然气价格约为2.5元/立方米，LNG的到岸价更是高达3.12元/立方米。

各行业气价梯度倒置。国外天然气价格梯度是居民用气价格最高，工业用气价格次之，发电用气价格最低，一般情况下发电用气的价格仅为居民用气价格的一半。而我国的天然气价格梯度与国外不同，工业用气价格最高，发电等公共服务用气价格次之，居民用气价格最低。由此造成我国居民用气占终端用气比例过大，没能有效开发下游市场。

推进天然气市场化改革的路径

近年来，我国已经在天然气定价机制改革上进行了积极探索。2011年底，在广东、广西两地启动了由价格管制的成本加成法向市场净回值法转变的试点。2013年，《国家发展改革委员会关于调整天然气价格的通知》将两广试点经验渐进式向全国推广。2014年3月，国家发改委发布《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，要求在2015年底前建立居民生活用气的阶梯价格制度，同样是以渐进、温和的方式体现天然气的稀缺程度，抑制过度消费。但总的来看，我国天然气定价的市场化改革还任重而道远。国际成熟天然气市场的成功经验告诉我们，天然气市场化改革首先需要牢固的产业基础，同时根据产业发展的不同阶段逐步推动定价机制的放开。

完善我国天然气市场需要从以下方面入手：

加强天然气产业基础设施建设。北美、欧洲地区发达、完备的基础设施是其实现市场化定价的基础。目前我国天然气管网总量不足，也没有形成全国统一的管网体系，主线、支线管网支离破碎，难以满足输运的需求，天然气储气库和LNG进口设备也都还比较缺乏。因此需要尽快加大建设力度，并充分整合资源、合理布局，实现天然气的便利流通，充分体现其商品属性，才能在此基础上实现充分的市场化竞争。

完善以市场净回值定价为主的天然气定价机制。以市场净回值定价代替成本加成法定价，是天然气定价机制市场化的重要一步，也与我国天然气工业当前发展阶段的实际相符合。下一阶段，应进一步研究市场净回值定价涉及的可替代能源品种选取、计价标准、调整系数等关键问题，同时缩短价格调整周期，提高价格对市场反映的灵敏度，一步步将市场竞争传递至出厂价格，逐步实现我国天然气价格与全球油价有效联动、与全球气价基本接轨。

进一步深化阶梯气价机制。通过阶梯气价机制，不断调整我国气价结构和价格梯度，在实施居民用气阶梯气价制度的基础上，进一步将阶梯气价机制推广到工业和公共服务业。充分考虑到用户类型、使用时间、使用量等各方面因素，分类设定用气价格，理顺天然气价格，不断提高天然气的使用效率和市场配置效率。