中國式天然氣價(jià)改路在何方

我國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上定價(jià)體系存在諸多問(wèn)題，天然氣價(jià)格改革任重而道遠。

天然氣產(chǎn)業(yè)鏈由生產(chǎn)、管道運輸、分銷(xiāo)、零售、終端利用5個(gè)環(huán)節組成。國外的天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上的價(jià)格分為壟斷性?xún)r(jià)格和競爭性?xún)r(jià)格兩類(lèi)。前者多采用成本加利潤和市場(chǎng)凈回值相結合的定價(jià)方式。后者根據競爭方式不同，分別采用捆綁式售價(jià)和市場(chǎng)自由定價(jià)。隨著(zhù)天然氣貿易國際化程度的加深，各個(gè)國家天然氣價(jià)格的相互影響越來(lái)越大。

國內外天然氣定價(jià)仍有較大差異

美國國會(huì )在1978年頒布了《天然氣政策法》，解除了對天然氣井口價(jià)格控制，從而促進(jìn)了天然氣工業(yè)的巨大發(fā)展。隨后是拆分中下游業(yè)務(wù)，開(kāi)放下游市場(chǎng)，使終端出現了競爭市場(chǎng)。英國因其天然氣資源豐富，首先在上游就是開(kāi)放的，然后是終端通過(guò)大用戶(hù)準則引入競爭，拆分中下游業(yè)務(wù)，最終形成競爭市場(chǎng)?？偟膩?lái)看，在世界范圍內，天然氣的定價(jià)政策主要仍采用壟斷性定價(jià)。競爭性定價(jià)只在美國、加拿大、澳大利亞、新西蘭、阿根廷、英國等實(shí)行，但目前許多國家采取措施，逐步放開(kāi)市場(chǎng)，引入競爭。

我國天然氣價(jià)格也屬于壟斷性定價(jià)。從1956年國家制定天然氣井口價(jià)以來(lái)，天然氣價(jià)格幾經(jīng)調整，價(jià)格結構從最初的單一井口價(jià)演變到現在由出廠(chǎng)價(jià)（天然氣凈化費并入天然氣井口價(jià)，改稱(chēng)天然氣出廠(chǎng)價(jià)，國家發(fā)改委制定）、管輸價(jià)(國家發(fā)改委制定)、門(mén)站價(jià)（省發(fā)改委制定）、城市配氣服務(wù)費(省(市)物價(jià)局制定)、終端用戶(hù)結構價(jià)（市物價(jià)局）構成。

我國現行的天然氣價(jià)格結構與其他國家很不相同。2005年12月開(kāi)始，天然氣出廠(chǎng)價(jià)格實(shí)行“政府指導價(jià)”，基準價(jià)和浮動(dòng)范圍由國家核準，分生產(chǎn)區域制定分用戶(hù)類(lèi)型(化肥用氣、工業(yè)用氣和城市燃氣)的結構氣價(jià)。但是在美國、加拿大和西歐等發(fā)達國家，天然氣井口價(jià)或進(jìn)口價(jià)是唯一的，不按用戶(hù)分類(lèi)。

在國外，管輸價(jià)依照用氣負荷和用戶(hù)用氣需求的不同制定不同的費率。而在我國，管輸價(jià)卻實(shí)行一線(xiàn)一價(jià)，并未與用戶(hù)需求掛鉤，這對那些年用氣量大而對管道負荷系數要求不高的用戶(hù)顯然不公平。

我國天然氣價(jià)格存在的突出問(wèn)題

目前，我國天然氣價(jià)格存在以下問(wèn)題。

國產(chǎn)氣價(jià)格與可替代能源價(jià)格相比偏低，各地紛紛進(jìn)行煤改氣、油改氣，爭著(zhù)上以天然氣為原料的加工項目，導致部分地區天然氣供求矛盾較突出。

國產(chǎn)陸上天然氣實(shí)行政府定價(jià)，基本“一廠(chǎng)一價(jià)”“一線(xiàn)一價(jià)”“分類(lèi)定價(jià)”，無(wú)正常調價(jià)機制，政府不定期調整。氣源及天然氣供應網(wǎng)絡(luò )日趨復雜，一省多種氣源價(jià)格、進(jìn)口高氣價(jià)與國產(chǎn)低氣價(jià)的矛盾日益顯現。

價(jià)格體系不盡合理，對用戶(hù)按類(lèi)別分別定價(jià)，多數省份存在“存量氣”價(jià)格、“增量氣”價(jià)格，這導致企業(yè)之間用氣價(jià)格不一，不能體現公平競爭的原則。

目前，國有石油公司控制干線(xiàn)管道、地方控制支線(xiàn)管道。國內管輸費一直采用與天然氣出廠(chǎng)價(jià)一起結算的捆綁價(jià)計價(jià)方式，這種捆綁定價(jià)，難以實(shí)現由市場(chǎng)主體競爭出廠(chǎng)價(jià)。

改革重點(diǎn)是終端用戶(hù)結構價(jià)及門(mén)站價(jià)

目前我國天然氣價(jià)改集中在中下游領(lǐng)域，也就是門(mén)站價(jià)及終端用戶(hù)結構價(jià)，而出廠(chǎng)價(jià)、管輸價(jià)、城市配氣服務(wù)費方面的價(jià)格改革仍顯停滯。當前全國有關(guān)天然氣價(jià)格調整的方案已初步制定完成，待國家發(fā)改委和國務(wù)院審批，而后在全國范圍發(fā)布實(shí)施。

價(jià)改重點(diǎn)是終端用戶(hù)結構價(jià)，建立氣價(jià)聯(lián)動(dòng)機制、執行階梯氣價(jià)。在深圳、株潭、南京居民用氣執行階梯氣價(jià)之后，目前廣東、河北、江西、安徽、湖南等省也在積極調研，逐步推行階梯式氣價(jià)，并建立購氣成本與城市管道燃氣銷(xiāo)售價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制。

“一省一價(jià)”的門(mén)站價(jià)格僅在個(gè)別省份出現，難以一步到位。2011年在廣東、廣西實(shí)行的天然氣價(jià)格形成機制改革試點(diǎn)的辦法，國家按“市場(chǎng)凈回值”方法定天然氣經(jīng)干線(xiàn)管道到達省級地區門(mén)站價(jià)格，之后經(jīng)由地方政府核定價(jià)格的省級干線(xiàn)管道，形成到達城市的門(mén)站價(jià)格。2012年7月2日，廣東省物價(jià)局制定了西氣東輸二線(xiàn)天然氣到廣東門(mén)站價(jià)格為3.003元/立方米。“一省一價(jià)”目前在廣東省初現雛形，但是在全國范圍內推廣仍有難度。2012年12月7日，四川省決定除居民生活、車(chē)用壓縮天然氣（CNG）和化肥生產(chǎn)用氣外的其他用氣，實(shí)行1.98元/立方米的全省統一最高門(mén)站價(jià)。這主要是因為四川省有自產(chǎn)氣，也是化肥生產(chǎn)大省，需考慮到化肥企業(yè)聚集、居民用氣價(jià)格較低的現實(shí)，所以暫時(shí)這幾個(gè)價(jià)格仍無(wú)法完成同氣同價(jià)。

區分“存量氣、增量氣”的門(mén)站價(jià)或將營(yíng)造不公平競爭環(huán)境。據卓創(chuàng )資訊了解，2013年國家發(fā)改委價(jià)改將天然氣分為存量氣和增量氣兩部分，各省門(mén)站價(jià)格按存量氣和增量氣區別定價(jià)。增量氣為用戶(hù)使用的超出存量氣部分的氣量將執行增量氣氣價(jià)。2013年，江蘇省存量氣最高門(mén)站價(jià)格為2.42元/立方米，增量氣最高門(mén)站價(jià)格為3.3元/立方米。卓創(chuàng )資訊認為，未來(lái)各省存量氣的門(mén)站價(jià)格提價(jià)幅度在0.4元~0.6元/立方米，增量氣的漲幅甚至可能達到0.7元~1元/立方米。陜西省天然氣價(jià)改改革的基本思路是，天然氣增量氣價(jià)一步調整到位，存量氣價(jià)格分步調整到位，居民用氣價(jià)格暫不調整，并規范天然氣管道運輸和城鎮管道天然氣價(jià)格管理。以長(cháng)慶氣田原料氣為例，目前LNG工廠(chǎng)采購天然氣的價(jià)格為1.49元/立方米，若實(shí)行以上價(jià)格方針，使用存量氣的LNG工廠(chǎng)成本將增加280元~590元/噸，使用增量氣的LNG工廠(chǎng)成本將增加1260元~1540元/噸。這種存量氣、增量氣的定價(jià)模式將造成天然氣下游用戶(hù)失去公平競爭的環(huán)境，不利于天然氣下游產(chǎn)業(yè)的良性發(fā)展。目前除了陜西省公布了天然氣價(jià)改思路外，山東、江蘇、河北、安徽等省的天然氣價(jià)改思路也陸續浮出水面。整體看，這四省價(jià)改思路一致，也是實(shí)行區分“存量氣、增量氣”的門(mén)站價(jià)格。

我國天然氣價(jià)格決定權在政府，定價(jià)公式不透明，調價(jià)時(shí)間不確定。目前價(jià)改是對中下游價(jià)格的調整，并未涉及上游及管輸領(lǐng)域。而天然氣定價(jià)已市場(chǎng)化的英美首先在上游就是開(kāi)放的，然后是拆分中下游業(yè)務(wù)，最終形成競爭市場(chǎng)。為此，建議采取天然氣生產(chǎn)、輸送、配送分開(kāi)核算，單獨計價(jià)收費，井口價(jià)格與競爭燃料的價(jià)格相關(guān)聯(lián)，價(jià)格水平由市場(chǎng)供需調價(jià)，輸配送服務(wù)費率按成本定價(jià)并由政府監督的定價(jià)方式。