門站價格應(yīng)該充分體現(xiàn)用氣峰谷差異性

價格機(jī)制是整個天然氣產(chǎn)業(yè)體制改革核心之一，當(dāng)前天然氣核心問題不是產(chǎn)業(yè)體制改革不到位、競爭主體不夠充分等問題，而是價格問題?？梢哉f，價格改革是整個天然氣體制改革的“牛鼻子”和“先行者”，通過價格改革，可以倒逼整個體制改革。國家發(fā)改委價格監(jiān)測中心高級經(jīng)濟(jì)師劉滿平認(rèn)為，“政府應(yīng)該進(jìn)一步放松管制，構(gòu)建上下游價格疏導(dǎo)機(jī)制。所謂‘放開兩邊’指的是氣源價格與終端銷售價格要放開，而且兩者要及時聯(lián)動起來。因此，應(yīng)鼓勵各地嘗試建立上下游價格聯(lián)動機(jī)制，實現(xiàn)居民用氣價格隨氣源價格變動而正常調(diào)整，如果不調(diào)整居民配氣價格，可直接根據(jù)聯(lián)動機(jī)制疏導(dǎo)天然氣終端銷售價格”。

“我國進(jìn)口天然氣的長期合同價格與原油或成品油價格掛鉤，是市場化定價；國內(nèi)基準(zhǔn)門站價格雖有浮動比例，但受到政府管制，且進(jìn)口氣價格不與國內(nèi)市場接軌。上下游沒有形成價格聯(lián)動機(jī)制，上游的價格變化便無法通過下游市場疏導(dǎo)出去。因此，長期以來，進(jìn)口氣長協(xié)價格與基準(zhǔn)門站價格倒掛，導(dǎo)致上游企業(yè)進(jìn)口氣業(yè)務(wù)虧損。”楊驛昉稱。

海外進(jìn)口天然氣一般通過長約合同鎖定，由于作為一次能源的天然氣開發(fā)投入大，為了平抑投資風(fēng)險，天然氣國際交易慣例是雙方簽訂長達(dá)15年至25年照付不議合同，即現(xiàn)貨市場價格變化時，付費不得變更，用戶購買量不及合同約定時，仍需按約定的量付款，供應(yīng)方供應(yīng)不足約定時，需要作出賠償。一般年購買量有10%的浮動，可在3年內(nèi)補(bǔ)提。而價格方面，照付不議合同價格會與油價掛鉤，標(biāo)準(zhǔn)價格計算公式為基礎(chǔ)價格加上一個系數(shù)乘以油價，系數(shù)范圍一般取0.13-0.17，并且基礎(chǔ)價格的確定也與當(dāng)時油價水平有關(guān)。以管道氣為例，2017年9月，中亞氣在霍爾果斯口岸到岸價為1.29元/立方米，完稅價為1.46元/立方米。而當(dāng)時非居民用氣門站價基準(zhǔn)中，新疆地區(qū)門站價為1.05元/立方米，上海門站價為2.08元/立方米。無論是新疆本地，還是加上管輸費用到上海的成本，中亞氣成本都高于當(dāng)?shù)亻T站價，上游供氣企業(yè)在進(jìn)口管道氣業(yè)務(wù)上幾乎沒有盈利空間。

而LNG進(jìn)口價格更高，目前國內(nèi)LNG進(jìn)口主要由三大國有石油公司供應(yīng)，鎖定的資源國氣量超過4000萬噸，長約價格顯著高于當(dāng)前現(xiàn)貨市場價格。中國海油是目前最大LNG買家，其目前掌握的長約合同資源池價格在8美元-9.5美元/百萬英熱單位。2018年東南亞氣源國到我國的LNG運費為1.2美元/百萬英熱單位，卡塔爾與澳大利亞至我國的運費為1.5美元-2美元/百萬英熱單位，最高可達(dá)2.5美元/百萬英熱單位。如果再考慮到岸接收站的碼頭作業(yè)費和稅費，國內(nèi)LNG長約合同到岸價格普遍高于12美元/百萬英熱單位，按照當(dāng)前美元匯率，氣價最低約合2.7元/立方米。因此，對三大石油公司來說，若用進(jìn)口氣來為居民保供，在國內(nèi)銷售價格基本按照門站價鎖定情況下，海外貿(mào)易進(jìn)口越多，虧損越多。2017年供氣緊張時，中國石油大量采購海外氣源，導(dǎo)致前三季度天然氣與管道進(jìn)口銷售天然氣及LNG凈虧損166.9億元，比上年同期增虧64.2億元。此外，海外LNG經(jīng)由接收站進(jìn)口至國內(nèi)之后通常采用“液進(jìn)氣出”“液進(jìn)液出”兩種模式進(jìn)行銷售。國有LNG接收站一般建成時間較早，管網(wǎng)配套完善，同時由于承擔(dān)保供責(zé)任，大部分采取“液進(jìn)氣出”方式進(jìn)行銷售，但這種方式存在銷售價格與進(jìn)口成本價倒掛現(xiàn)象；而民營LNG接收站一般采用“液進(jìn)液出”模式，以市場價直接銷售LNG，存在明顯套利空間。

2019年以來，三大國有石油公司一直倒掛銷售LNG，淡季時一度低至2700-2800元/噸，同期相對應(yīng)的LNG進(jìn)口成本高達(dá)超過4000元/噸。海關(guān)總署數(shù)據(jù)顯示，2019年9月，我國進(jìn)口天然氣821.4萬噸，環(huán)比減少12.4萬噸，降幅1.5%；同比增加59.4萬噸，增長7.8%。9月天然氣進(jìn)口額為34.42億美元，環(huán)比增加0.44億美元，增幅1.3%；同比增加1.53億美元，增幅4.7%。據(jù)此測算，9月我國天然氣進(jìn)口均價為419美元/噸，環(huán)比增加11.4美元/噸，增幅2.8%；同 比 減 少12.6美 元/噸， 降 幅2.9%。1-9月，我國共進(jìn)口天然氣7122.2萬噸，同比增長10%；累計進(jìn)口額為310.82億美元，同比增長18.6%。據(jù)此測算，1-9月份我國天然氣進(jìn)口均價為436.4美元/噸。在這種進(jìn)口氣成本壓力下，門站價格就應(yīng)該體現(xiàn)峰谷差異性。由于淡季價格偏低，冬季有所上漲正是價格合理回歸與LNG調(diào)峰價值的顯現(xiàn)。

在國內(nèi)氣源難以保障情況下，相關(guān)政策制定應(yīng)該充分考慮進(jìn)口氣成本，應(yīng)積極研究天然氣峰谷價格，通過制訂不同用氣時段的“峰谷價格”等方式引導(dǎo)市場的天然氣“調(diào)峰”能力建設(shè)，利用價格杠桿引導(dǎo)天然氣用戶合理避峰。

2019年11月4日國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于《中央定價目錄》（修訂征求意見稿），在這次修訂稿中，相比2015年發(fā)布的正式版本，各省（自治區(qū)、直轄市）天然氣門站價格由國務(wù)院價格主管部分定價的內(nèi)容被移出。不過，在定價目錄（意見稿）后特地備注說明了：海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、福建省用氣、儲氣設(shè)施購銷氣、交易平臺公開交易氣以及2015年以后投產(chǎn)的進(jìn)口管道天然氣的門站價格，由市場形成；其他國產(chǎn)陸上管道天然氣和2014年底前投產(chǎn)的進(jìn)口管道天然氣門站價格，暫按現(xiàn)行價格機(jī)制管理，視天然氣市場化改革進(jìn)程適時放開由市場形成。

單看公告本身，特別是備注說明的內(nèi)容來看，國內(nèi)管道天然氣門站價格機(jī)制管理內(nèi)容和以前實施的方案沒有變化，基本上仍然沿用下來。雖然以后國內(nèi)天然氣價格機(jī)制向市場化改革推動是大勢所趨，但短期來看，雙軌制定價體系（管制氣按現(xiàn)行門站價價格機(jī)制管理；非管制氣根據(jù)買賣雙方協(xié)商價）還可能會并行一段時間。門站價仍然適用于我國50%以上的管道氣資源，而且它可能是全市場天然氣定價的“錨”，非管制氣價格也是在它的基礎(chǔ)上上下浮動，所以短期內(nèi)門站價仍然將扮演十分重要的角色。