基于国外经验的我国天然气市场化定价及其机制设计

2016-12-30陈爱雪

税务与经济 2016年6期

陈爱雪

(内蒙古民族大学区域经济研究所，内蒙古通辽 028000)

天然气与传统的煤炭等能源相比较，具有清洁、高效等特征，因此越来越受到工业化国家的青睐。我国作为世界上最大的能源生产国和消费国，迫切需要在天然气领域进行定价改革，以避免天然气资源浪费。应借鉴国际成熟的市场化定价经验，在现行体制机制的基础上，继续探索天然气定价改革路径，形成市场化的定价机制，推进天然气替代煤炭的进程。

一、关于天然气市场化改革的理论综述

国内学者对于天然气市场化改革问题分别从不同角度进行了研究。杨俊等(2015)[1]认为，单纯改革天然气定价机制无法从根本上解决天然气供气不足的问题，也不利于对企业进行创新激励，因此必须改革市场机制，并以此提出了单边开放天然气市场机制模型。刘力昌、李宏亮(2015)[2]认为，我国天然气定价改革应该包括市场化的竞争环境和市场化的定价机制，并提出了相应的对策建议。苏鹏等(2015)[3]则利用CGE模型模拟分析了天然气价格变动对宏观经济各部门的影响，结果显示，国内天然气价格水平上涨对GDP、出口、居民消费会产生不利影响，而对进口、投资等变量则具有正效应；从整体来看，天然气价格上涨不利于当前我国能源消费结构的优化。何勇健(2015)[4]认为，我国能源价格改革正处于政府定价过渡到市场定价的进程中，必须破除能源垄断，避免“涨价游戏”，有些环节若确需政府定价,也要注重科学性和前瞻性。张露等(2013)[5]利用重点理论和Shapley方法分析了我国天然气供需重心演化路径与重心迁移贡献度，模型分析结果显示，我国天然气市场供需不均衡情况在加剧，气源分布集中及供给结构单一等问题突出。梁亚民、韩君(2015)[6]比较分析了不同的能源资源定价机制，认为能源资源的定价应能够充分反映能源资源的稀缺程度、市场供求关系和环境成本等要素，因此应改革我国单一的定价模式，建立多元定价机制。

二、我国天然气市场化改革现状

(一)我国天然气市场化改革进程

近几年，我国一直在积极探索天然气定价机制的相关改革。从改革开放至2005年，在天然气定价政策方面，尽管经历了双轨制、国家定价与计划指导并存等不同的定价体系，但都具有较强的政府干预的属性。2005年末国家发改委公布天然气价格形成机制改革目标，之后我国天然气定价改革经历了基于成本加成的国家指导价、以净回值法为主的试点市场化定价和全国省份门站定价等定价方式，天然气定价改革逐渐向市场化推进。此后这项重大资源型产品价格改革不断获得实质性推进。2005年末以来的天然气市场化价格改革进程可以划分为以下几个主要阶段。

1.基于成本加成的国家指导价(2005～2011年)。此次改革将天然气出厂价格分为两档，天然气储备丰富、开采地区集中的地区及周边省份执行一档价格标准，其他地区执行二档价格标准。一档价格可在政府指导价10%的范围内自由浮动，由天然气供需双方协商确定具体浮动比例；二档价格可在指导价10%的范围内上浮、下浮不限。此外，政府指导价根据包括煤炭、原油、LPG等相关替代能源品的价格指数确定，每年调整一次。

2.基于净回值法的市场化定价试点改革(2011～2013年)。2011年底，为了进一步促进天然气市场化改革，优化天然气的资源配置，节约节省用气，国家发改委下发了《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》。以广东、广西两省(区)为天然气价格改革试点地区，从成本加成的定价方式转向市场净回值定价方式。

在天然气价格定价机制的主要内容方面：首先，试点地区的天然气定价方式从成本加成为主转向市场净回值方法，在以进口燃料油和液化石油气(LPG)作为可替代能源品种的基础上，建立天然气与可替代能源价格相挂钩并动态调整的价格制定机制。在价格调整周期上，试点改革期间暂为一年一次的调整周期，随着定价机制的不断完善，将逐步形成半年或一季度一次的调整周期。其次，从改革前的出厂价格和管理运输费构成的价格体系转变为只确定和管理天然气门站价格。以计价基准点价格为基础并综合考虑天然气的供应流向和管道输送费用确定各省(区、市)的天然气门站价格。第三，将之前的分类天然气价格改为统一的政府指导价。天然气门站价格不再分类，供需双方可以在政府规定的范围内自行协商确定具体门站价格。放开对门站价格的管制使天然气定价机制向市场化方向迈进了一大步。最后，对于页岩气、煤层气等不进大管网的非常规天然气和煤制气的出厂价格放开，实行市场定价。

在天然气价格主要确定方法方面：首先，确定上海市场作为计价基准即中心市场。这主要是基于我国天然气市场的资源流动方向、消费特征及管道分布等综合因素考虑的。其次，根据可替代能源价格挂钩机制确立了上海中心市场门站价格，且门站价格应略低于等热值可替代能源的价格。分别按照60%和40%的权重选择燃料油和液化石油气(LPG)作为可替代能源品种。可替代能源价格根据其单位热值价格加权平均结果获取。天然气最终价格可以按照可替代能源0.9的系数进行折价确定，以此加强天然气价格方面的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气。最后，充分考虑广东、广西两省(区)经济社会发展特点和水平，以上海中心市场门站价格为基础，依据天然气市场的流向和管道运输费用，确定以上两省(区)门站价格。此外，为了给天然气用户对新的价格形成机制以逐步适应和消化的过程及时间，两省(区)门站价格在其他省份天然气价格改革到位前不再做调整，保持基本稳定。

3.基于净回值法的天然气价格改革全面铺开(2013年至今)。2013年国家发改委出台了《国家发展改革委员会关于调整天然气价格的通知》，以各省的门站价为定价对象，将广东、广西的试点经验向全国渐进式推广。与试点地区一样，门站价格不再分类，在不超过最高门站价格的范围内供需双方可协商制定。对于这些地区的页岩气、煤层气等不进大管网的非常规天然气和煤制气的出厂价格也实行放开，实施市场定价方法。该年各省市的实际消费量为存量气量，今后新增的消费量为增量气量。增量气价格一步到位，按“市场净回值”0.85的折价系数计算；存量气适度调整。居民用户价格水平不变；化肥用户价格最多上涨0.25元/m3，其他用气最多上涨0.4元/m3。到2015年，存量气与增量气价格并轨。本次价格调整方案是中国天然气价格管理方式及价格形成机制的一次重大变革，它标志着中国为最终实现天然气价格市场化迈出了实质性的一步，对促进中国天然气工业与市场实现健康、可持续发展，具有重大意义。

4.十八届三中全会对天然气价格改革提出新要求。党的“十八大”和十八届三中全会对全面深化改革作出了明确要求，提出要使市场在资源配置中起决定性作用。按照《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，根据不同行业特点实行网运分开、放开竞争性业务，推进公共资源配置市场化。要在能源价格领域，尤其在石油、天然气、电力等行业进行价格改革，特别是大力推进竞争性环节的价格改革。而对网络型自然垄断环节的定价则继续实行政府定价。可以看出，国家对天然气价格机制改革的思路是清晰的，即未来希望实现上游竞争定价、中游管制定价的格局，形成与市场化程度较高的欧美国家类似的天然气价格体制机制。目前存量气和增量气的改革只是价格市场化进程中的一小步，市场净回值定价也仅是整个改革进程中的一个阶段。2014年国家能源局工作规划将建立天然气期货市场提上了议事日程。2015年4月，将我国存量气和增量气门站价格并轨，全面理顺非居民用天然气价格，意味着我国天然气价格市场化取得突破性进展。2015年11月，为了促进天然气需求恢复快速增长，缓解天然气市场需求疲弱和产能过剩问题，大幅下调了非居民用天然气门站价格。

(二)我国天然气市场化定价改革进程中存在的问题

1.目前实施的市场净回值方法中，各项指标权重的设计不甚合理，导致由此计算出来并决定的各地区天然气价格相对较高，影响市场需求。尽管国家对国产陆上常规气和进口管道气实行了门站价格最高限价政策，但由于天然气供应市场存在垄断因素，导致门站价最高限价基本代表了气源价格。研究表明，这种价格水平比天然气全成本高约30%。[7]这导致天然气上游产业具有较大的盈利空间，而中下游产业在产业链中由于低附加值而受到影响，不利于促进天然气消费市场的发展。

2.现行的增量气存量气价格方案在对国内陆上对外合作开发天然气定价方面带来了新问题。一方面，现行方案缺乏价格执行依据。公司已签订的合作开发天然气合同中的价格条款大多以国家发布的出厂价为依据。但价格改革后，国家文件中只发布各省的门站价格，包括增量气价格和存量气价格，但没有明确给出各气田的出厂价。按照价格条款中的约定，需要与相关公司重新谈判确定价格，增加了谈判成本。另一方面，天然气对外合作项目按照综合门站价格执行，由于增量气价格相对较高，依据“门站价-管输费”推算的对外合作项目天然气出厂价也比较高，将增加外方获得的超额利润。因此，在增量气和存量气并轨后，下一步应考虑国内气和国外气并轨。

3.现行的以上海为计价基准点，根据天然气流向通过回推方式形成其他地区的门站价格，将形成东部价格高、西部价格低的天然气供应格局。在现阶段，这种情况符合中国区域经济发展特点；但长期来看，不利于东部地区的发展。

(三)继续推进我国天然气价格市场化改革的优势

从区位优势、基础设施、市场主体、市场意愿、国家战略等因素分析，我国逐步推进天然气价格改革，具有多方面的优势。

1.从中国所处的区域特点来看，我国与中亚和东北亚接壤，拥有连接中东、中亚和东北亚的唯一陆上通道。中国还是天然气消费大国，是东亚唯一拥有自产气、PNG进口和LNG进口的国家，拥有中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道。这为我国建立天然气交易市场、逐渐推进天然气市场化改革提供了有利的条件。

2.天然气供应基础设施逐步完善，可以保障天然气交易的气量交割。近年来，全国天然气基础设施建设突飞猛进，不仅使跨区域的天然气资源调配成为现实，而且新疆、川渝地区、北京、陕(西)甘(肃)宁(夏)地区、广东、上海、沈阳已经或正在成为我国重要的天然气管道枢纽或天然气供应集散地。同时，储气库的建设和规划也正在紧锣密鼓地推进之中。基础设施的建设与完善为促进天然气交易，形成市场化价格奠定了基础。

3.天然气供应量快速增长，供应商和气源多元化。进入21世纪以来，我国天然气供应量和供应能力大幅提高。2014年和2015年我国包括常规气和非常规气的国产气产量分别为1308亿立方米、1343亿立方米，2016年预计达到1390亿立方米，实现了稳步增长。2014年和2015年我国进口气总进口量分别为595亿立方米和624亿立方米，2016年预计将达到690亿立方米，逐年增加。由此可见，我国有天然气供应量增长的空间和条件，为天然气价格市场化改革提供了气量保障。此外，随着进口管道气和LNG进口项目的不断完工投产，我国天然气供应已形成了国产陆上气、海洋气和LNG、进口管道气和LNG的多源格局。除国内三大石油公司外，地方石油公司(陕西延长石油)、浅层气公司(重庆鼎发公司)、煤层气公司(中联煤、河南煤层气公司、山西晋煤集团)、煤制气公司(大唐、汇能、新疆庆华等)、LNG生产公司(新疆广汇)、页岩气勘探开发公司等中小型天然气生产供应商也在向市场供应天然气。多元化的天然气供应商，对形成天然气交易市场的竞争性供应有利。

4.天然气属于清洁能源，符合未来社会发展和需求趋势。受国内经济增长速度放缓、气候温和、起价缺乏竞争力等多方面因素影响，2015年我国天然气消费增速创10年来最低，甚至出现了以煤炭替代天然气的“逆替代”现象。但从长远来看，天然气作为一种清洁能源，有良好的经济性和环保性。在我国国民经济平稳较快增长、人民生活水平不断提高的推动下，未来天然气市场必定有广泛的需求前景，天然气价格承受能力不断提高。

5.从国家战略角度看，随着全球环境变暖和传统能源出现危机，后金融危机时代各个国家都在寻求替代能源用以替代传统能源，并将其作为基本的战略国策。我国关于温室气体减排的国际承诺和低碳发展的国家战略还将进一步拉动市场的天然气消费。此外，随着“一带一路”国家开放战略的实施，将形成欧亚非的互联互通，这为油气资源整合提供了良好的前景。

三、天然气市场化定价的国际经验

目前世界各国的天然气价格形成机制逐渐从管制定价向以气气竞争和油价指数为主的市场定价方向发展。按照国际天然气联盟(IGU)的统计，气气竞争、油价指数、管制定价三种定价机制所占全球市场份额最大。特别是中国、俄罗斯等重要天然气生产国或消费国，近几年逐步调整传统的成本加成定价方式，转而向与替代能源相挂钩的油价指数定价的方向发展，使本国内部天然气价格逐步走向市场化，优化了资源配置。

1.市场化程度较高的国家采用气气竞争的定价方式。目前，北美地区(包括美国、加拿大)和英国的天然气定价采用不同气源之间竞争性的市场化模式。这三个国家的典型特征是天然气资源丰富、天然气市场与监管政策完善，可以实现多元并具有竞争力的供应主体。因为天然气输送配送环节具有典型的自然垄断特征，因此被政府严格监管。此外，其他环节，包括天然气井口价格和终端销售价格的制定，都采取气对气竞争的定价模式。天然气用户可以在市场中自由选择供应商，管输系统等天然气供应的基础设施的完善对实现非歧视性的“第三方准入”提供了有利条件。

市场竞争形成价格的典型特点是气与气竞争，前提条件是天然气在上游供应领域形成充分竞争，下游用户可以自由地选择供应商，同时要求管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施已经建设完善，具有富余的运输、储存、气化加工容量。在这种情况下，可以解除对天然气井口价格的管制。强制要求管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施实行管道第三方准入制度，在天然气的上下游即生产者与消费者之间、供应方与购买方之间直接联系，建立完全开放的天然气竞争市场。竞争性市场需要供应环节的可靠性和多样性，以及发育成熟的市场基础。北美地区气对气竞争性市场的建立符合天然气工业和市场长期发展的客观规律。北美地区，包括美国、加拿大、墨西哥等国家的天然气价格以期交所交易形成的Henry Hub(亨利枢纽)价格为基准价。亨利枢纽连接了十六个州内和州际管道，天然气在这里进行交易和交割，加升贴水后作为实际交易价格。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美元/立方米，处于全球天然气价格最低水平。[8]英国的天然气定价体系中也有一个虚拟平衡点(NBP)。英国与北美的天然气定价机制相同，但是由于资源的特殊性及区域因素，这两个天然气市场是相互独立的。

近几年，阿根廷、新西兰等国家的天然气市场也逐步放开，实行气气竞争的市场化定价方式，这些举措使市场在资源配置中起到了决定性作用。

2.欧洲国家实行与替代能源挂钩的指数化定价方式。与替代能源挂钩的定价方法中，将天然气价格与其替代能源——石油的价格相挂钩，是长期石油进口合同的延续。具体方法是，天然气的终端销售价格与可替代能源价格相联系，将天然气价格调整与其有替代关系的石油的市场价格进行参照并确定比例关系，之后依据“传递要素”形成天然气的价格。此外，各供应环节的价格应在此基础上扣除掉中间费用回推形成，例如城市配送费、管道运输费等，最终形成各环节天然气价格。企业(或用户)使用天然气要等于使用相同热值可替代燃料所需支付的成本，即通常所说的“替代成本”。天然气市场价值为确定其终端价格提供了客观参考，只要天然气终端价格不超过其市场价值，就不会增加用户支出，也就为用户创造了价值剩余。天然气采用此种定价法，可以使天然气价格更充分地反映市场价值，既有利于鼓励企业生产和引进天然气，约束成本和保证供应，也有利于引导天然气资源的合理使用，避免浪费。但是，使用此种定价法的前提是可替代天然气能源的价格必须通过市场竞争确定，这是确定天然气价格的基础。与替代能源相挂钩形成天然气终端销售价格的方法起源于20世纪60年代的荷兰。1964年位于荷兰陆上的欧洲最大的气田—格罗宁根(Groningen)气田正式投产，对其生产采取了此种定价模式，后被欧洲大陆国家广为采用。直到现在,这种定价方法仍然是欧洲天然气工业链价格形成的基础。与北美和英国不同的是，欧盟国家与国家之间、企业之间、管道之间存在分割。因此，欧盟尽管颁布了很多旨在统一天然气市场的相关政策法令，但至今其市场的自由准入和流动性不如北美国家。

东北亚的LNG定价模式也受到该方式的影响，被出口合同所采用。除此之外，中国、俄罗斯等国家也在尝试该价格形成机制。2011年我国在广东、广西两地试点新的天然气价格机制，并于2013年在全国推开试点。俄罗斯从2006年起就开始进行国内天然气价格改革，逐步转变以往政府按成本(甚至低于成本)定价的方式，采取放开电子交易平台、上调国内气价、两次推出定价公式等措施，将定价机制逐步调整为以市场净回值为中心的方式。

3.资源国在天然气工业发展初期常常采用基于成本加成的管制定价方法。政府主要依据天然气生产成本，通过生产经营企业的生产成本加一定合理比例的利润最终测算天然气价格。例如美国在天然气市场发展初期就曾采用过这种定价方法。实践表明，成本加成定价方法的优点是方便政府监督管理，消费者可以享受较低的价格。但是此种方法的缺点是，由于信息不完全，政府难以掌握企业真实成本，既不利于激励企业勘探开发投资和降低成本，也不利于对企业形成约束机制。此外，这种方法形成的价格往往低于天然气实际市场价值，带来资源浪费。较低的价格还会刺激天然气需求盲目扩张，加剧供求矛盾。美国就曾因采用成本加成法严格管制天然气井口价格，造成了20世纪70年代严重的天然气“短缺”，给居民生活和国家经济发展带来严重影响。

现阶段，中亚、中东等地区主要采用成本加成的管制定价机制。中国、俄罗斯等主要天然气资源国正在逐步从成本加成转向油价指数定价，其原因是政府的过度监管将导致天然气市场价值被低估，而基于市场净回值的油价指数定价能够大幅度提高天然气价格，激发生产积极性。

四、我国天然气市场化定价机制设计

1.形成市场为主体的价格形成机制。中国的天然气定价背景与欧洲大陆市场有较多相近之处，在天然气市场处于起步阶段的欧洲大陆，其天然气价格是与整个能源体系相挂钩的。历史经验表明，与能源相挂钩的市场净回值定价方法是一种相对较合理，符合市场规律的价格体系，能够体现天然气在能源市场中的替代价格，也能够体现天然气市场买卖双方的利益。首先，应当继续完善市场净回值方法中与天然气相关的可替代能源的选取、定价方式、指数制定等制度，缩短调整价格的周期，使天然气价格能够真正反映市场需求，实现我国天然气价格与全球的联动机制。其次，继续合理调整天然气与可替代能源比价关系。建立天然气与可替代能源价格相挂钩的定价机制，需要与其挂钩的可替代能源能够正确传递市场的供求信号，形成合理的市场价格。因此，一方面，应完善石油、煤炭等可替代能源的价格形成机制，推进其市场化程度。另一方面，应逐步完善价格动态调整机制，使其能够更及时准确地传递天然气能源的市场供求信号和资源稀缺信息。最后，天然气的相对价格长期高于其替代能源，可能会导致消费者和企业选择较低价格的替代能源而导致出现“逆替代”现象，这不符合产业和社会发展的规律，尤其是东部地区的工业经济相对发达、人口密集，对能源的需求量较高。因此，应形成多元化的竞争格局，逐步放宽对上游开采、中游管输的市场准入，鼓励民间企业参与天然气的勘探开发，对各市场主体提供平等参与的机会和平台。继续推进天然气市场的均衡发展，现阶段形成各省份合理范围内的门站价格差，在长期，逐渐缩小价格差距。因此，要完善现行的市场净回值定价方法，引入多元化的竞争格局，促进天然气上中下游产业链的平衡协调发展。

2.建立天然气交易市场为主体的安全的天然气供应机制。首先，建立天然气交易市场，实现天然气现货交易，对于促进我国天然气市场发展，解决现存的一些突出问题具有积极的作用。天然气现货交易的价格机制有利于天然气生产企业提高天然气价值，有利于促进天然气生产和进口，扩大市场供应空间，缓解供需矛盾。其次，通过天然气交易市场增加天然气供应机制的弹性，在天然气价格、气候等因素发生变化时，用户可以对气量需求灵活进行调整。此外，建立天然气交易市场不仅可以满足高端用户的天然气需求，促进资源优化配置，而且市场化的价格机制可以促使各行业及居民了解天然气的真实价值，提高节能意识并付诸行动，有利于节能减排，兑现我国政府的国际承诺。最后，建立天然气交易市场可减少对进口天然气的依存度。现行的定价机制解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾，使国产气和进口气在价格方面不再有区别，在一定程度上缓解了全球天然气“亚洲溢价”问题，建立天然气交易市场有利于继续减少进口气和国产气之间的价格差距，减少对进口天然气的依存度。

3.完善我国天然气相关的公共产品供给机制。北美天然气市场发展经验表明，四通八达的管网输送设施等基础设施的完备是定价市场化的基础。目前我国天然气输送、存储等设备落后且总量不足，地区间没有形成充分的管网覆盖。因此，加快建设天然气基础设施，合理布局，促进天然气的充分便利流通，既可以降低天然气的输送成本，也能够充分体现天然气的商品属性。天然气市场化有赖于配套硬件设施的完善，主要包括油气输送管网和储气设施的建设。天然气基础设施的成熟、配套和完善是天然气市场高效运行和不断发展的充分必要条件之一。当前，随着上海石油天然气交易中心的建成与运行，中国天然气的市场化迈入了新的发展阶段。但是，我国与市场化配套的基础设施建设相对滞后，以储气库为例，截至2014年底，我国已建成储气库18座，设计工作气量177亿立方米，但形成的调峰气量只有43亿立方米，仅相当于2014年表观消费量的2.5%。而且，储气库主要分布在西气东输沿线与京津地区，其他地区的储气库偏少，西南地区仅建成了相国寺储气库。现行的储气库规模与分布难以适应峰谷差越来越大的市场现实，迫切需要加快建设，以适应市场化趋势下天然气供求调节的需要。尽管我国由于需求疲弱而导致天然气产能过剩的趋势，但是造成这种情况的主要原因在于定价机制不完善。随着天然气价格改革的不断推进，加之天然气作为清洁能源符合经济社会发展方向，必定有广泛的需求前景。满足未来不断增加的天然气市场需求有赖于完备的基础设施供给。

4.完善法律法规及政策环境。美国 1978年颁布《天然气政策法案》标志着天然气市场化改革的开始，市场化机制直至上世纪90 年代中期才基本实现。英国1986 年《天然气法》开启了市场化改革进程，但其真正的市场化直到2000年以后才初步实现。[2]天然气的市场化改革是一个循序渐进的过程，不能一蹴而就，而且必须有健全的法律法规作保障。我国天然气市场化改革，包括市场化的竞争机制、市场化的定价机制的形成并走向成熟，需要一个逐步发展完善的过程，并且需要不断完善相关法律法规。国外成功经验说明，健全的法律法规能够为天然气市场化定价及交易提供有力的保障。因此，国内亟需建立一套从天然气勘探开采到市场交易和终端消费的包含天然气产业链各环节的法律法规体系。明确界定市场和政府的职能范围，弱化政府价格干预职能，强化监管和监督职能，为天然气的市场化创造公平的环境。