天然气：产业链结构改革应置于首位

2014-11-14刘毅军

中国石油石化 2014年1期

○ 文／刘毅军

产业链各环节打破行政性垄断应当成为天然气改革的突破口。

自2004年底，以西气东输一线全线正式商业运营为标志，中国天然气产业进入快速发展阶段。根据整个天然气管网设施建设情况、资源勘探开发程度、市场发育状况等，以国外经验，预计该阶段仍将持续10年左右。这也是整个天然气产业链结构剧烈变化的关键期。近年，从顶层设计角度，推动天然气产业链向竞争性结构演变的改革举措已有推进，惜乎力度不足。十八届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》（以下简称《决定》），对此提出新的要求，这里谈三点思考。

扩大资源开放

近年，在国内非常规天然气资源向石油公司之外开放上，有了一定突破。主要集中在煤层气、煤制气、页岩气上，包括民营资本等进入上游资源，陆续成为天然气新品种的生产商。可以说天然气的生产商数量逐步增加了、所有制形式多样了。在石油公司之外，包括民营资本等，也开始尝试到海外去获取天然气资源，参与资源的勘探开发、贸易等。但在国内，常规天然气资源、相对优质非常规资源仍为主要国有石油公司等控制，将潜在资源转化为现实资源动力不足，满足不了经济发展对天然气作为清洁能源长期快速增加的需求。

为化解这一矛盾，《决定》今后的细化落实，将加快上游存量资源的对内、对外开放步伐，增加新的进入市场主体、创新原有市场主体形式，形成与不同资源品种、类型相适应，在不同层面市场主体有适度竞争性的格局，增加上游资源勘探开发、生产活力。这里的关键在转变观念、解放思想，修订已有法规，制定新的制度规则，对已获取的矿权制定时效性，实行透明而严格的矿权合同管理，从矿权获取上打破行政性垄断，建立矿权交易市场和交易规则，不同资本组成的市场主体能够平等公平获取、转让矿权，在天然气产业链上游环节实现可竞争性。

新制度规则的制定及执行如真正有效，2020年前应能够观察到。一方面，现有主要国有石油公司为适应新制度，主动针对获取的可分割矿权，建立更多与矿权相适应的混合所有制企业；另一方面，一定数量的中小型新天然气生产商出现。国有资产运营将转型国有资本运营。

推动管网分离

天然气生产商一体化建设运营天然气管道等基础设施体制，在天然气产业链引入和进入快速发展阶段初期曾起到重要作用。但目前看，主要国有石油公司将竞争重点转向对天然气管道等基础设施的控制，具体从所有权控制、甚至运营权的控制层面展开，至少产生两个方面的问题：一方面，由于天然气管道等基础设施的自然垄断属性，天然气生产商将利用对基础设施的控制，引发严重的不公平竞争，限制天然气产业链上游环节可竞争性的实现，窒息上游资源勘探开发、生产活力，可能导致管道等基础设施的重复建设；另一方面，引发地方政府以保护用户利益等名义，强化对区域支线管网的控制，形成新的垄断环节，导致多重过重天然气加价，这种现象已经在广东等多地区出现。

在上游，关键是制定新的规则，实行透明而严格的矿权合同管理，从矿权获取上打破行政性垄断。

美国自不必说，欧洲的天然气产业链，自1998年起通过立法保障，推动天然气产业链由垄断性结构向竞争性结构演变，经过15年的不懈努力，逐步扩大实现将运输所有权从天然气供给活动中分离出来。在此基础上，就跨国贸易的天然气而言，到2010年时，欧洲地区“气-气”竞争的定价方式已由6%发展到了33%。这里的关键在天然气生产和输送分离，天然气生产商、供应商要足够多。《决定》提出“根据不同行业特点实行网运分开”，这是第一次明确涉及天然气产业链中游环节的管道等基础设施改革的目标和时间表，从国际经验和国内改革大潮看，在这一点上不会有例外。

从中国天然气产业链的发展阶段看，将产业链中游环节的管道等基础设施分离出来还需要一个过渡期、一个过程，天然气生产商或供应商同时运营管道等已建基础设施的企业，应当建立健全财务制度，对天然气管道等基础设施的运营业务实行独立核算，并接受独立审计，按照政府制定的统一规则，为第三方提供非歧视接入服务，2020年前陆续“实行网运分开”。对新建管道等基础设施应当单独设立企业，允许包括民营资本等多投资主体的准入，直接“实行网运分开”。2020年开始探索“实行网运分开”的高级实现形式。国家对管道等基础设施服务的政府定价进行统一规范，特别是制定合理的管输价格标准。对此，应在将发布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》中明确“实行网运分开”的改革目标、路线图、时间表。政府管好管道等基础设施，做基础设施的守望者。

推进市场化定价

天然气产业链进入快速发展阶段后，由于煤、油等替代能源价格市场化步伐加快，特别是处于长期上行通道期（煤炭价格2012年下半年转入下行通道），而天然气价格受到政府管制，使天然气进入长期比价严重偏低局面，加之近年高价进口天然气比例迅速攀升，2012年进口资源占国内消费总量的比例达27%，并将继续增加。天然气产业链结构化改革进展缓慢，依赖政府有形之手进行，以模拟市场为特征，进行价格形成机制改革，每次改革又都是供气紧张的“气荒”之后推出。例如2004年底至2005年初的冬季就经历了严重的“气荒”，政府非常担心2005年底的冬季再次出现“气荒”，国家以特急的形式，在2005年12月下旬推出价格改革，改革又伴随价格上调，使得改革实际上首先体现的是对提高作为天然气生产商的石油公司保障供应的激励，其次才是更大地发挥价格在资源配置中的作用，这似乎成为惯例。

2013年7月的天然气价格调整，从增量气的价格水平看，调价幅度从未有过，极大提升了以价格手段对供求失衡的调整作用。即便进行综合作价，以北京为例，存量和增量气价假如按最高价格执行到位，如2015年消费量达到200亿立方米，即使期间存量和增量气价均不再调整，门站综合作价也将达2.74元/立方米，这使将进入北京的大唐煤制天然气的价格非常具有竞争力。

以天然气产业链各个环节打破行政性垄断、去除政府不当干预为突破口，立足产业链结构改革为前提，加快推进天然气价格市场化改革，主要以市场化的方法减少非常规天然气资源开发对财政补贴依赖应成为取向。

由于价格双轨制可能产生的严重问题，应确保2015年前实现价格并轨。下游用气端的一个观察指标是建立天然气季节性差价、可中断气价等差别气价制度。另一个观察指标是居民用气价格的调整，从历次居民用气价格管理制度和气价水平变化看，均以上游价格调整为改革动力契机，涉及上游价格欠账调整、下游与上中游气价联动和阶梯价格制度的建立，在此过程中需切实保证居民基本用气需求支出增速低于平均可支配收入增速，通过补贴使低收入群体支出不增。从不同区域天然气价格水平看，西部地区，特别是产气区价格水平偏高问题，可以通过提高资源税税率等加以缓解。

以提速天然气产业链结构改革，尽快替代通过“市场净回值”模拟市场的办法，实现天然气价格的市场化，使产业链更具有竞争性是其可持续发展的动力源泉。为此加快制度改革力度和步伐将成为落实《决定》的体现。