我国天然气价格市场化改革路径研究

2016-02-11毛家义

天然气技术与经济 2016年4期

关键词：门站供气市场化

毛家义　舒　红

（中国石油西南油气田公司，四川　成都　610051）

我国天然气价格市场化改革路径研究

毛家义舒红

（中国石油西南油气田公司，四川成都610051）

我国的天然气价格市场化改革经过10余年的不断探索与实践，已经历了准备、试点和推进3个阶段。目前，这一改革正面临难得的历史机遇，按照天然气价格市场化改革“两步走”的战略目标，紧紧围绕使市场在天然气资源配置中的决定作用和更好地发挥政府作用的要求，必须抓住当前有利时机，深化天然气价格形成机制和管理体制改革，促进天然气市场主体多元化竞争，尽快放开天然气价格，建立主要由市场决定价格的机制，这是我国天然气价格市场化改革的必由之路。

天然气价格市场机制管理体制改革路径

0　引言

我国的天然气价格形成机制，先后经历了高度集中的政府定价、价格“双轨制”和政府指导价3个不同的历史阶段［1］。随着全面深化改革的持续推进，目前天然气价格形成机制正在由政府指导价向市场定价机制过渡。为此，笔者拟就我国天然气价格市场化改革历程作一回顾，并就进一步深化改革提出几点建议。

1　天然气价格市场化改革路径回顾

党的十四大确立了社会主义市场经济体制的改革目标，提出要建立起以市场形成价格为主的价格机制。在党的十四大精神指引下，我国天然气价格市场化改革于2005年12月正式拉开帷幕。通过10余年的探索与实践，已经历了准备、试点和推进3个阶段。

1.1准备阶段

2005年12月至2011年12月，是我国天然气价格市场化改革的准备阶段。

1）制定天然气价格市场化改革的“两步走”目标

从20世纪80年代初期起，我国天然气开始实行价格“双轨制”，这是计划经济向市场经济转型过程中所采取的特殊定价安排，是国家实施渐进式增量改革战略的一个重要举措，但价格“双轨制”在实践中也暴露出不少问题。

为适应社会主义市场经济要求，2005年12月，国家发改委下发了《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》，提出了天然气出厂价格形成机制的“两步走”改革目标。第一步目标：理顺天然气与可替代能源的价格关系，建立与可替代能源价格挂钩和动态调整机制。第二步目标：建立竞争性市场结构，通过市场竞争形成天然气出厂价格。这标志着我国正式走上天然气价格市场化改革之路。

2）出台天然气出厂价格形成机制的配套改革政策

为实现天然气价格改革目标，2005年12月国家发改委还同时出台了改革天然气定价机制的相关配套措施：一是简化用气分类。将天然气用气类别简化为直供工业用气、化肥生产用气和城市燃气用气3类。二是归并两档出厂价格。各油气田分别执行对应的一、二档价格。三是改变定价形式。天然气出厂价格统一执行政府指导价。在国家规定的出厂基准价基础上，一档价格可在10%的范围内上下浮动；二档价格上浮幅度最高不超过10%，下浮幅度不限。

3）理顺天然气与可替代能源比价关系

实行政府指导价后，我国天然气仍处于供不应求格局，少数气田还在继续实行价格“双轨制”。同时，自2009年12月起，从中亚进口的管道天然气开始进入我国，且价格较高。在此情况下，为理顺天然气与可替代能源比价关系，2010年5月，国家发改委决定自同年6月1日起，国产陆上天然气出厂基准价格均提高230元/103m3，将辽河等3个油田的一、二档出厂基准价格加权并轨，取消价格“双轨制”，出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮10%，下浮不限。

天然气价格市场化改革目标的提出及配套改革政策的出台，指明了我国天然气价格市场化改革的方向，为逐步引入市场竞争机制作了充分准备。

1.2试点阶段

从2011年12月至2015年4月为天然气价格市场化改革试点阶段。

1）在“两广”地区开展天然气市场价格形成机制试点

为进一步理顺天然气与可替代能源比价关系，2011年12月，国家发改委在广东、广西开展了天然气价格形成机制改革试点。试点综合考虑我国天然气市场资源流向、消费和管道分布现状，选取上海市场作为计价基准点，建立中心市场门站价格与可替代能源价格挂钩机制。中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气，确定广东和广西的天然气门站价格。门站价格不再分类，实行政府指导价。

2）实行天然气门站价格最高限价措施

2013年6月，国家发改委推出天然气价格调整方案，将天然气区分为存量气和增量气。存量气以2012年用户实际使用气量为准，超出2012年的部分为增量气。增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格力争在“十二五”末之前分步调整到位。将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理。

开展天然气价格形成机制试点、实行天然气门站价格最高上限管理等措施，为进一步推进天然气价格改革起到了示范作用，大大增强了市场在价格形成机制中的作用。

1.3推进阶段

2015年4月后，我国天然气价格市场化改革进入推进阶段。

1）实现存量气与增量气价格并轨

在国际油价大幅下降、国内天然气供应充足、宏观经济下行压力加大的情况下，国家发改委决定自2015年4月1日起，实现存量气和增量气价格并轨。根据2014年下半年以来燃料油和液化石油气等可替代能源价格变化情况，按照现行天然气价格机制，增量气最高门站价格降低440元/103m3，存量气最高门站价格提高40元/103m3，实现价格并轨。放开除化肥企业外的直供用户天然气门站价格，由供需双方协商定价。

2）建立上海石油天然气交易中心

随着我国石油天然气对外依存度不断提高，通过市场化手段获取国际油气定价影响力已成为当务之急。为此，由国家发改委、新华社等共同推动的上海石油天然气交易中心应运而生。2015年7月1日，该中心正式挂牌运行，并诞生了首单管道天然气现货交易。上海石油天然气交易中心的成立和网上交易上线运行，标志着天然气价格市场化改革又迈出了关键一步［2］，是中国政府争取国际油气定价权的一次积极突破，有利于提高我国油气定价的国际影响力。

3）进一步推进天然气价格市场化改革

面对国际油价的持续下跌，2015年11月，国家发改委决定自11月20日起，降低非居民用天然气门站价格，非居民用气最高门站价格降低700元/103m3。同时，将非居民用气改为基准门站价格管理。降价后的最高门站价格水平作为基准门站价格，供需双方可以在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。

自2015年4月以来，我国成功实现存量气与增量气价格并轨，并试点放开直供天然气价格，表明天然气价格市场化改革的第一步目标已基本完成，特别是天然气门站价格的大幅下降等价改措施相继推出，标志着天然气价格市场化改革迈出了新的步伐，奠定了天然气市场主体多元化竞争和价格全面市场化的坚实基础。

2　天然气价格管理存在的问题及深化改革面临的机遇

2.1存在的问题

天然气价格市场化改革虽然已取得阶段性成果，但同时也必须看到，目前天然气价格形成机制还不完善，价格管理还存在一些问题。一是市场化程度偏低。天然气门站价格仍属《中央定价目录》范畴，天然气终端销售价格也需地方政府审批。由于天然气市场的区域性和管道运输的自然垄断性，导致天然气价格市场调节功能未能有效发挥，使天然气总体消费不足和局部市场过剩的矛盾同时并存。天然气价格与替代能源价格挂钩调整也不及时。二是结构气价不尽合理。带有计划经济痕迹的天然气同质同量不同价的问题依旧，价格未能真实反映天然气商品的价值和供求关系。特别油气田直供化肥用气价格过低，影响其经营收益，不利于调动油气田生产积极性。三是没有建立起上下游气价联动机制。当处于上游天然气门站价格调整后，国家并未明确以城市燃气公司为主体的下游天然气终端销售价格同步调整，导致下游用户气价调整时间常常推后，影响下游供气企业的生产经营收益和用户利益。四是天然气价格未能真实反映供气企业的储气成本。由于冬季气温低，用气量大，部分油气田和城市燃气公司新建了一些储气设施，以调节用气峰谷，但现行价格却没有包括这部分储气成本，不利于鼓励天然气生产经营企业投资新建储气设施。因储气设施不足，致使局部地区冬季供气紧张。五是经营进口天然气亏损严重。实现存量气和增量气价格并轨后，销售进口气与国产气实行统一价格，但因进口天然气价格较高，导致经营进口天然气亏损严重。

2.2面临的机遇

天然气价格管理中存在的这些问题，必须通过进一步深化改革加以解决。目前天然气价格市场化改革面临极为有利的历史机遇。

1）低油价条件下有利于实现天然气指导价格与市场价格对接

在市场定价机制条件下，国际原油价格的一举一动，无不影响着天然气价格走势。原油价格上涨，天然气价格随之提高；原油价格下跌，天然气价格也会相应下降。从2014年6月下旬以来，国际油价开始大幅下跌，从最高时的每桶110多美元跌破至最低时的每桶30美元以下。目前，国际油价仍在低位震荡。2016年1-5月，国际油价多在每桶30～45美元范围徘徊。按照天然气与可替代能源的比价关系，低油价情况下，天然气市场价格也相应较低，在这时推出天然气市场定价机制，有利于促使供气企业与用户公平合理确定市场价格，顺利实现市场对价，其价格也能够为用户所接受。如果在高油价时推出天然气价改方案，有可能引起社会舆论反对甚至带来不必要的负面效应。

2）天然气供需总体宽松

随着近年来天然气供应量增长，天然气供应与消费总体趋于平衡，局部地区出现供过于求的情况。2015年，国内天然气产量为1 350×108m3，同比增长5.6%；天然气进口量为614×108m3，增长6.3%。由于宏观经济增长放缓，部分企业生产经营困难，能源消耗减少，使天然气消费增速减慢。全年天然气消费量为1 932×108m3，增长5.7%［3］，天然气消费增速创10年新低。天然气供需宽松，有利于天然气与可替代能源之间的市场竞争，也有利于多气源地区天然气供应商之间的竞争，推动竞争性市场价格的形成。

3）放开直供用户天然气价格为深化改革积累了经验

从2015年4月1日起，国家放开了直供工业用户天然气价格，进行市场化改革试点。从运行1年多的实际情况看，直供用户天然气价格主要由供需双方谈判形成，有的油气田还对用户实施价格优惠措施，这实际上是市场因素在价格形成中起到了决定性作用。目前直供用户天然气市场供需形势平稳，价格水平合理，为深化天然气价格市场化改革积累了宝贵经验。

4）非常规天然气价格逐步实现由市场形成

近几年来，国内页岩气、煤层气等非常规天然气勘探开发取得重大进展，特别是页岩气产量增长迅速。2015年全国页岩气产量达到44.71×108m3［4］，较上年增长258.5%。在国家发改委发布的《中央定价目录》中，页岩气、煤层气未列其中，这部分非常规天然气价格主要通过市场形成，这为推进常规天然气价格市场化改革作了有益探索。

3　全面推进天然气价格市场化改革的路径及建议

美国经济学家保罗·A·萨缪尔森和威廉·D·诺德豪斯曾说：“在物品不会多到使每个人都能随心所欲地得到它的意义上，物品永远是稀缺的。价格本身总是在起着配给有限的供应量的作用。它上升，以便抑制过多的消费和扩大再生产；它下降，以便刺激消费、减少生产和消除过多的库存”［5］。天然气价格也是如此。针对天然气价格管理中存在的问题及其市场化改革面临的大好机遇，建议国家尽快出台天然气价格改革方案，加快推进改革步伐，全面实现天然气价格改革第二步战略目标。

3.1发挥市场的决定性作用，完善天然气价格形成机制

通过市场配置天然气资源，这是天然气价格市场化改革的关键。一是进一步完善天然气与可替代能源价格挂钩机制。天然气的可替代能源主要应选择市场化程度高并与之强相关的能源类别，一般选择燃料油、液化石油气和原煤价格作为天然气可替代能源参考价格，其权重可分别按50%、30%和20%确定。二是取消结构气价政策。对化肥用气、直供工业用气和城市燃气不再实行差异化价格，不管什么用途的天然气，均实行同质同价，按照公开、协商、透明的原则决定其市场价格。三是建立上下游气价联动机制。当上游天然气门站价格调整后，要求下游天然气终端价格按上游调价的时间节点同步调整，以兼顾下游天然气销售企业和终端用户双方利益。四是将天然气储气成本计入定价成本范畴。对建有储气设施的供气企业，政府应将其储气成本计入定价的监审成本范畴，以鼓励供气企业投资新建储气设施，为平稳供气、可持续供气奠定基础。五是进口天然气按照“平进平出”原则进行定价。对国外进口天然气所占比重较大或完全以进口天然气作为气源的供气企业，要按照成本加成法核定合理的基准价格，确保经营国产气和进口气都能获得一定的合理利润。六是设置天然气价格调控上下限。国家发展改革委规定的成品油价格机调控上限为每桶130美元，下限为每桶40美元。借鉴新的成品油价格机制，参照可替代能源价格升降变化情况，天然气也应设置调控价格上下限，以维护天然气供用双方的共同利益。当天然气价格高于调控价格上限时，供气企业不得再提高天然气市场价格；当天然气价格低于调控价格下限时，天然气用户不得要求供气企业再降低天然气价格。当天然气价格在调控价格上下限区间运行时，由供需双方自行确定价格。

3.2改革天然气价格管理体制，更好地发挥政府作用

改革的主要内容：一是重新界定中央政府和地方政府的天然气价格管理权限。国家发改委行使中央政府的天然气价格管理职能，主要职责为是负责公布直供天然气市场参考价格，审批跨省（市、区）的长距离天然气管道运输和进口天然气管道运输价格，不再对天然气门站价格进行直接定价或核定指导价。省、市、县三级地方政府价格管理部门行使本辖区内的天然气价格管理职能，主要职责为：负责公布辖区内转供天然气、城市燃气的市场参考价格，批准辖区内的天然气管输价格，不再对城市燃气公司终端销售价格进行直接定价或核定指导价。政府价格管理部门公布的市场参考价仅作为处于市场主体供需双方定价参考，只要不高于政府最高调控价格上限或低于政府最低调控价格下限，就允许供需双方根据市场自主决定。二是管住处于垄断环节的输配气价格。天然气输配业务一般被认为具有自然垄断性质。如果天然气管道输配企业不向其他燃气企业和用户开放输配气业务，就会形成对供气区域的市场垄断。因此，对处于中间环节的输配气价格，要按照“准许成本加合理收益”的原则，由政府合理定价或实行政府指导价，目的在于打破垄断。三是保障公平竞争。在天然气市场区域可以引入竞争机制，打破市场垄断，推动建立公平市场竞争环境。在一个供气区域，可允许两家以上的天然气供应企业通过竞标等方式取得供气权；对直供工业用户、直供化肥用户，原则上由最先取得经营权的天然气供气企业供气，但对一家供气企业不能满足用户的用气需求时，也可由两家或两家以上的供气企业多气源供气；对终端燃气经营继续实行许可证制度，燃气企业的市场区域通过竞争后，由政府授权取得。四是大力加强市场监管。发挥政府在天然气价格改革中的积极作用，健全市场规则，加大执法力度，依法维护天然气市场秩序，维护公平正义，维护生产者和消费者合法权益，督促企业严格执行政府核定的管输价格，严肃查处价格违纪违法行为。

3.3设立天然气价格特别补偿基金，弥补市场失灵带来的不同风险

由于天然气销售的特殊性、化肥用户在保障国家粮食安全中的重要性、特殊困难用户群体需要实行救助等多种因素，仅依靠市场机制配置天然气资源，无法实现效率的帕累托最优，市场失灵是常有现象。这就更需要发挥政府作用，以弥补市场失灵给部分用户带来的风险。设立天然气价格特别补偿基金，不失为拯救市场失灵而采取的有效手段。天然气价格特别补偿基金，是指天然气供气企业从营业收入中按规定比例提取用于补贴特定天然气用户的一项专用基金。建议由国家出台具体管理办法，依法设立这项基金。包括油气田供气企业、CNG加气站和城市燃气公司在内的所有供气企业，都应从营业收入中按规定比例提取天然气价格特别补偿基金。根据各地天然气用户数量、用气规模等具体情况，基金提取比例可控制在营业收入的2%左右，具体提取标准由各地物价部门根据实际情况核定。供气企业提取的天然气价格特别补偿基金应实行专户存储，专款专用。其主要用途有：一是对化肥用气实行市场价格后，为支持农业生产，对化肥生产企业因化肥价格较低、出现经营亏损时的用气补贴；二是城市燃气公司对所供低保户、贫困户等特殊居民用户的家庭燃气补贴；三是当天然气市场价格过高、CNG等车辆经营经营困难时，对其发放的燃气补贴。

3.4坚持依法合理定价，确保价格公开透明

实行市场定价机制后，供气企业的定价自主权增大，但这种权力只能在阳光下运行，供气企业必须增强自律行为。一是要自觉维护公平竞争的市场环境。供应企业不得为了独占市场而采取非法手段排挤竞争对手，不得以低于成本的价格招揽用户用气后又随意抬高价格。具有竞争关系的供气企业，不得相互串通操纵市场价格，不得损害用户合法权益。二是坚持公平、协商、合理定价。供气企业要建立健全定价制度，遵循公平、合法和诚实信用的原则，以生产经营成本和市场供求状况合理决定价格。天然气价格必须在天然气销售合同中明确，严格按合同规定价格执行。三是坚决防止价格腐败行为。供气企业要完善内部控制机制，规范定价流程，明确职责权限，杜绝价格运行中的权钱交易。即使根据市场行情需要提高或降低天然气价格，也必须履行必要的民主决策程序，防止自主定价格中的“暗箱”操作。四是自觉接受政府监管。政府价格管理部门要求提供成本监审资料时，必须如实提供，对政府组织的价格检查，要积极配合。对查出的价格违纪行为要承担责任，依法接受处罚。