天然气价格形成机制该如何改革

□ 刘满平

（作者单位：国家发改委）

在放开直供用户等用气门站价格的基础上，择机全面放开非居民用气价格，推动形成非居民用气价格的市场基准价格。

目前的上海石油天然气交易中心只能发现交易量，尚不能真正发现和提供市场基准价格，市场认可的仍是国家管制价格。李晓东 供图

党的十八大以来，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，有关部门通过先易后难的推进方式，采取先非居民后居民、先试点后推广、先增量后存量、边理顺边放开的实施步骤，推进天然气价格市场化改革。同时，加强自然垄断环节的输配价格监管，着力构建起从跨省长输管道到省内短途运输管道再到城镇配气管网等天然气产业链各环节较为完善的价格监管制度框架，取得了不错的成绩。但也要看到，当前我国天然气价格形成机制仍存在不少问题，因此仍需进一步改革天然气价格形成机制。

存在六大问题

定价体系中存在两种“双轨制”。一是市场化定价与政府定价并存。例如，页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气气源价格及LNG价格放开，由市场定价；其他常规天然气气源价格尚由政府定价。二是在管道气的定价中，根据用户的不同，又分为可浮动的政府弹性定价和不可浮动的政府定价。这种双轨制是导致供气企业在冬季气源紧张、成本增加的情况下供应居民用气的积极性受挫，部分地区民生用气出现短缺的重要原因之一。

居民与非居民用气价格之间存在交叉补贴。一方面，长期以来我国居民用气的价格明显低于工商业用气价格，居民用气成本高，但价格却低，用气量越大的用户，享受的补贴越多，没有体现公平负担。另一方面，使得部分用户过度使用天然气，加大了天然气供应压力。据初步测算，2017年全国居民用气与非居民用气交叉补贴规模在160多亿元。

产业链环节过多，抬高用气成本。天然气产业链从上游气田至终端用户涉及长输干支管道、省域管网、城市燃气管网等多个环节。而省域网和城市配气环节过多、收费过高，不仅妨碍市场公平竞争，还增加了终端用户用气成本。据测算，在国内主要城市工业用气价格构成中，输配费占比平均水平超过40%，某些城市占比甚至超过50%，远远高于发达国家水平。

天然气上下游价格缺乏畅通的疏导机制。我国天然气定价机制的一大特点是“分级、分段管理”，即中心城市门站价格由国家价格主管部门制定，而终端用户用气价格由省级及以下政府价格主管部门制定。由于居民用气关系到社会民生，终端居民用气价格的调整（尤其是价格上涨时）受到各地出台的《价格听证管理办法》的约束。出于民生的考虑，一些地方终端居民用气价格调整往往与上游气源价格调整不同步，上游气源价格波动无法及时疏导至下游。

难以及时有效反映可替代能源价格变化。目前我国天然气中心城市门站价格采用“市场净回值法”，依据等热值进口燃料油市场价和等热值液化石油气市场价按照一定折算比例计算。由于进口燃料油和液化石油气价格是市场定价，每天都有波动，而中心城市门站价格的调整间隔时间比较长，导致难以及时有效反映可替代能源价格变化。

居民与非居民用气价格之间存在交叉补贴。东方IC 供图

由于缺乏峰谷气价和调峰气价，尚未实现以热值计价。天然气是一个季节性波动很强的商品，需求淡季和旺季城市用气峰谷差很大。欧美国家实行天然气峰谷价，美国天然气冬夏季的价格相差50%以上，法国冬季气价是夏季的1.2～1.5倍。而我国目前缺乏峰谷气价和调峰气价。此外，我国天然气是以体积计价，无法反映不同来源的天然气热值差别。

天然气交易中心的价格尚未真正成为市场基准价。一个完善、成熟的天然气交易中心不仅能够促进供需输多方直接交易，降低交易成本，还能及时反映市场供求，形成市场基准价。自2015年上海石油天然气交易中心试运行以来，我国从无到有搭建了直接交易平台，交易的规模也不断扩大。但受油气体制改革还不到位，管网尚未独立、竞争性市场尚未形成，价格仍被管制等多重因素制约，目前的天然气交易中心只能发现交易量，尚不能真正发现和提供市场基准价格，市场认可的仍是国家管制价格。

五项改革建议

继续推进非居民用气价格市场化改革可以尝试在有多个气源竞争的地区试点完全放开销售价格。东方IC 供图

继续推进非居民用气价格市场化改革。建议在放开直供用户等用气门站价格的基础上，择机全面放开非居民用气价格，推动形成非居民用气价格的市场基准价格。可以尝试在有多个气源竞争的地区试点完全放开销售价格。例如，在上海和广东等进口气源多元化、大用户众多的消费地，以及四川、重庆等资源丰富产区，初步具备市场化定价的条件。

采取措施消除交叉补贴，尽快实现居民和非居民价格并轨。天然气交叉补贴长期以来都被天然气上游供气企业、下游城市燃气企业当作承担保供责任的一项重要理由，甚至被形容为进行天然气市场化改革的前提条件，为此，政府决策部门应重视交叉补贴并采取措施消除。更何况，现在不解决交叉补贴问题，未来随着天然气利用领域的不断拓展、规模的逐渐扩大，交叉补贴规模会越来越大，解决难度会更大。参考国内外解决电力、电信等公用事业交叉补贴经验，可以采取以下措施应对：一是逐步提高居民气价。由于国内多地居民气价多年未提高，可以考虑适当逐步直接提高居民气价，或者通过适当降低阶梯电价居民第一档用气量等间接提高居民气价，运用正确的舆论引导居民按用气成本支付气价。二是出台独立的天然气普遍服务政策。首先是明确天然气普遍服务的资金来源和性质，并在相关政策中反映。如征收普遍服务基金或电费附加，政府财政支出或补贴，政府授权在供电企业成本中开支等。其次是由各省出台独立的天然气普遍服务政策，以保障困难用户的基本用电需求为原则，明确服务对象、范围、条件、内容和资金来源等。三是把输配气价改革及推行大用户直供等天然气市场改革产生的降价空间用于降低工商业气价，可以相应减少部分交叉补贴。

进一步放松管制，建立上下游价格疏导机制。气源价格与终端销售价格要放开，而且两者要及时联动起来。因此，应鼓励各地尝试建立上下游价格联动机制，实现居民用气价格随气源价格变动而正常调整。如果不调整居民配气价格，可直接根据联动机制疏导天然气终端销售价格。

逐步推行峰谷气价、季节性差价和以热值定价等。我国应积极研究天然气峰谷价格，通过制定不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的天然气“调峰”能力建设，利用价格杠杆引导天然气用户合理避峰。

继续引导价格放开的天然气进入交易中心交易，加快推动天然气市场建设。应加快引导非居民用气进入天然气交易中心，力争用2～3年时间全面实现非居民用气的公开透明交易。同时，推进天然气交易的公开透明，鼓励交易中心规范管理、专业运作、透明交易，不断探索发现价格的新模式、新方法、新手段，尽早发现并确立公允的天然气价格，定期向社会发布，为推进价格全面市场化奠定坚实基础。

加快推进其他天然气配套体制改革，与价格改革协同配合。还原能源商品属性，建立由市场决定的价格机制，前提是要构建有效竞争的市场结构和市场体系。天然气行业改革也是如此。如果上游没有更多的竞争者，中游基础设施不对外开放，光放开价格，就会导致价格改革单兵突进，用户可能会面临更高的价格，无法实现价格改革红利。只有推进其他天然气配套体制改革，把竞争性的环节放给市场，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，加快管道、LNG接收站、储气等基础设施建设和公平开放，广开气源，气畅其流，通过增加竞争来降低成本，才是推进天然气全产业链改革、促进天然气普及利用的根本之道。

（作者单位：国家发改委）