深化中國天然氣價格機制改革的思考

周 娟 魏 微 胡奧林 杜 春

1.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所 2.中國石油西南油氣田公司工程技術研究院3.中國石油西南油氣田公司 4. 中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部

0 引言

隨著2019年末國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（以下簡稱國家管網(wǎng)公司）掛牌成立及2020年國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱發(fā)改委）發(fā)布新版《中央定價目錄》（自2020年5月1日起施行），我國天然氣的價格機制和市場格局面臨著重大的調整與深刻的變化。如何持續(xù)深入地推進中國天然氣價格機制改革，成為市場各方關注和討論的熱點。為此，筆者在調研國外天然氣價格形成機制發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢的基礎上，分析研究了中國現(xiàn)行天然氣價格機制與市場的適應性；在此基礎上，提出了適合中國天然氣市場結構和供需形勢的價格機制目標模式與推進措施，以及近期天然氣價格機制改革的著力點。

1 國外天然氣價格形成機制及其發(fā)展變化

1.1 主要天然氣價格形成機制及其定義

世界范圍內(nèi)，各國天然氣氣源價格形成機制總體可分為以下四大類型[1]。

1）氣—氣競爭：價格由市場供需關系通過氣源之間的競爭形成。天然氣交易在天然氣交易中心進行，包括實體交易中心（如美國的Henry Hub）和虛擬交易中心（如英國的NBP）。天然氣交易以固定價格的短期交易為主，也有較長期限的天然氣交易合約，但這些合約的月度價格采用天然氣現(xiàn)貨或期貨交易的價格指數(shù)。國際LNG現(xiàn)貨交易及多買方和多賣方的雙邊交易也采用氣—氣競爭定價。

2）油價掛鉤：價格通過一個基準價格和掛鉤條款與競爭燃料（通常是原油、柴油或燃料油）的價格關聯(lián)，有時也包含煤炭價格和電價。

3）雙邊壟斷：價格由一個大型買家及一個大型賣家討論和協(xié)商確定，并在一個時間段（一般是一年）固定不變。與多買方和多賣方的氣—氣競爭雙邊交易不同，雙邊壟斷定價至少有一方是市場唯一的買家或賣家。

4）管制定價：管制定價有三種價格模式：①成本加成定價，價格由政府主管部門確定或批準，價格水平包含“服務成本”和合理投資回報；②價格由政府制定，但沒有明確的定價辦法，往往基于政治和社會經(jīng)濟因素；③價格低于生產(chǎn)成本和運輸成本。

國際天然氣聯(lián)盟（IGU）將前三種類型劃為“市場”定價，第四種劃為“管制”定價。

1.2 發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢

進入21世紀后，伴隨著世界各國天然氣市場化發(fā)展和國際天然氣貿(mào)易量的不斷增加，全球天然氣價格形成機制呈現(xiàn)出以下特點和發(fā)展趨勢。

1）世界各國的天然氣價格形成機制與國家的經(jīng)濟體制和天然氣市場結構（壟斷或競爭）相關。北美及歐洲等天然氣市場發(fā)育國家的天然氣價格形成機制只有氣—氣競爭和油價掛鉤定價兩種，其中前者的氣量份額占92%；向市場化轉型國家，如亞太地區(qū)以油價掛鉤為主；非洲和中東地區(qū)則主要采用管制定價。表1為2018年4類天然氣價格機制在國產(chǎn)天然氣本土銷售（國產(chǎn)氣）、國際天然氣貿(mào)易（進口氣）和全球天然氣消費總量中的占比。

表1 2018年4類天然氣價格機制在天然氣交易和消費量中的占比表

2）天然氣價格形成機制的發(fā)展趨勢是由管制定價轉向市場定價，由油價掛鉤定價轉向氣—氣競爭定價。由圖1可見，按天然氣消費總量計，2005—2018年，氣—氣競爭定價的占比幾乎增加了16%，相比之下，油價掛鉤、雙邊壟斷和管制定價分別降低5%、2.5%和9%。如今，北美的天然氣消費全是通過氣—氣競爭價格機制采購，交易大部分發(fā)生在天然氣交易中心。歐洲是氣—氣定價機制發(fā)展最快的地區(qū)，其在天然氣消費量中的占比從2005年的15%增至2018年的76%，油價掛鉤機制則從78%降至24%。油價掛鉤和氣—氣競爭這兩個價格機制在歐洲此消彼長的原因為：①各國的天然氣交易中心發(fā)展迅猛；②交易中心的天然氣成交量和天然氣現(xiàn)貨進口量不斷增加；③中止油價掛鉤的天然氣購銷合同或重新商談定價條款，增加天然氣交易中心價格指數(shù)條款或完全采用天然氣交易中心價格指數(shù)。

圖1 2005—2018年4類天然氣價格機制發(fā)展走勢圖

3）國際天然氣貿(mào)易從油價掛鉤轉向氣—氣競爭定價。在國際管道氣貿(mào)易中，采用氣—氣價格機制的交易量占比從2005年的23%劇增至2018年的61%。其中，歐洲的管道氣交易量中，氣—氣競爭占比從2005年的7%升至2018年的75%。

2 中國現(xiàn)行天然氣價格形成機制及其適應性

2.1 價格機制改革現(xiàn)狀

中國天然氣價格機制改革始于2011年，近年來進展明顯加快。2015年10月中共中央、國務院發(fā)布《關于推進價格機制改革的若干意見》，提出了“管住中間、放開兩頭”中國天然氣價格改革總體思路[2]。2017年5月中共中央、國務院發(fā)布《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》，部署了8個油氣體制改革任務，包括放開油氣勘查開采、改革油氣管網(wǎng)運營機制和油氣產(chǎn)品定價機制、加快油氣交易平臺建設，通過市場競爭形成價格等[3]。圍繞著既定的天然氣價格改革思路和目標，國家發(fā)布了一系列天然氣價格政策或管理辦法，全面理順了天然氣門站價格；海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣全部放開；制定了天然氣輸配價格機制和成本監(jiān)審辦法，構建起“管住中間”政策框架；明確了儲氣設施相關價格政策；成立了上海和重慶兩個國家級石油天然氣交易中心[4-5]。

2.1.1 目前并行的天然氣價格機制

1）基準門站價格機制。該價格機制歷經(jīng)三個發(fā)展階段：第一階段是將之前實行的天然氣“成本加成”定價改為“市場凈回值”定價，根據(jù)可替代能源價格（燃料油和液化石油氣，權重分別為60%和40%）折算和確定市場中心的天然氣價格，然后按天然氣市場資源主體流向與管輸費用確定各?。▍^(qū)、市）天然氣門站價格；第二階段是將天然氣價格管理由出廠環(huán)節(jié)調整為門站環(huán)節(jié)，門站價格為政府指導價，實行最高上限價格管理；第三階段是將天然氣最高門站價格管理改為基準門站價格管理，供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮20%、下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格。天然氣門站價格機制規(guī)定，門站價格要隨可替代能源價格的變化動態(tài)調整并制定了價格調整公式。因此，現(xiàn)行天然氣門站價格制度的機理是油價掛鉤定價。

2）市場形成價格機制。市場形成價格即供需雙方協(xié)商定價，為市場調節(jié)價。協(xié)商定價先是用于頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣，后又陸續(xù)擴大至液化天然氣氣源價格、非居民直供用戶用氣價格、海上氣和福建省天然氣門站價格。最近，新版《中央定價目錄》規(guī)定：“海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣，2015 年以后投產(chǎn)的進口管道天然氣，以及具備競爭條件省份天然氣的門站價格，由市場形成”[6]。

2.1.2 最新改革動向

2019—2020年初，中國天然氣體制改革分別發(fā)生了對現(xiàn)行天然氣價格形成機制具有重大影響的兩件大事：①國家管網(wǎng)公司掛牌成立；②發(fā)改委發(fā)布新版《中央定價目錄》。

國家管網(wǎng)公司運營可能引起現(xiàn)行天然氣價格發(fā)生以下變革：①天然氣價格結構的變化。管道運輸與上游天然氣供應分離意味著天然氣門站價格將可以分離成氣源（出廠）價和管道運價，如果下游用戶委托第三方天然氣貿(mào)易公司或銷售公司采購氣源和托運天然氣到用戶門站，還將出現(xiàn)天然氣銷售價。②管輸價格機制的變化。國家管網(wǎng)公司運營后，無論商品天然氣交易或交割是發(fā)生在管網(wǎng)入口端還是出口端，都要委托管網(wǎng)公司運輸，就需要向國家管網(wǎng)公司申請和購買管輸容量并支付管道運輸價格。這樣，現(xiàn)行一部制管輸價格就可能轉變?yōu)槎恐?，即管道容量費和輸送費，就需要重新建立天然氣管輸定價機制。

新版《中央定價目錄》的涉氣價格及其“備注”中的說明完全遵循了“管住中間，放開兩頭”氣價改革的思路。留在目錄中的只有“跨?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）管道運輸價”，氣源價格或者放開由市場形成，或者“視天然氣市場化改革進程適時放開由市場形成”。該目錄預示著中國天然氣價格的形成機制具有下述發(fā)展動向：①中俄管道進口氣不再采用原進口管道氣的價格機制；②具有多氣源或多賣方的省級或區(qū)域天然氣市場，如浙江、上海、廣東、江蘇省和川渝地區(qū)等，有可能發(fā)展形成氣—氣競爭價格機制；③現(xiàn)行基準門站價格機制近中期內(nèi)還將繼續(xù)存在和應用。

2.2 現(xiàn)行天然氣價格機制的適應性分析

2.2.1 基準門站價格機制

2013年在全國推廣的天然氣門站價格機制是中國天然氣價格改革進程中的里程碑事件，不但解決了當時的天然氣價格改革難題和困局，也與中國天然氣體制結構特征相適應，包括：①通過“市場凈回值”定價將天然氣價格與可替代能源價格關聯(lián)，解決了長期以來困擾中國天然氣發(fā)展的天然氣價格水平過低的問題；②解決了輸氣管道聯(lián)網(wǎng)后多氣源混合輸送難于區(qū)分氣源和管輸路徑，以及進口管道氣與國產(chǎn)氣的價格銜接等問題；③符合中國天然氣產(chǎn)業(yè)上中游一體化運營實際，出廠價與管輸費捆綁在一起結算與單獨分別結算沒有什么不同；④實行天然氣價格與油價掛鉤聯(lián)動符合天然氣價格市場化改革的方向；⑤各省基準門站價格水平基本反映了資源稟賦、經(jīng)濟發(fā)展水平和市場需求狀況。

但另一方面，基準門站價格機制本身及實施過程中仍存在下面一些問題：①天然氣門站價格制度不符合天然氣市場化改革的目標。天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游屬于競爭性領域，價格最終要通過市場形成；中游管輸屬于自然壟斷領域，管道運價受政府管制，兩個價格捆綁在一起，有礙放開上游生產(chǎn)和管道公平開放的天然氣市場化改革[7]。②預定的價格隨替代能源價格變化調整機制并沒有生效。2011—2019年的9年間，天然氣門站價格僅隨油價調整過2次，而國內(nèi)成品油價格上下調整了數(shù)10次。僅有的這兩次價格調整也沒有按照既定的價格調整公式實施。例如，按2011年機制建立時的油價掛鉤公式，油價關聯(lián)氣價的折價系數(shù)取0.9，但在2013年和2015年調價時又分別取0.85和1.0[8]。③“上浮20%，下浮不限”的供需雙方協(xié)商定價雖然增加了價格隨市場供需變化的靈活性，但由于中國天然氣供需缺口較大，買方的定價話語權很弱，天然氣價格的上浮幅度基本上由賣方確定。

整體上看，雖然現(xiàn)行天然氣門站價格機制還存在一些問題，但總體上與中國天然氣體制及市場現(xiàn)狀相適應，也得到了大多數(shù)市場參與者的認同和接受。

2.2.2 市場形成價格（雙方協(xié)商定價機制）

價格放開由市場形成與門站價格機制同步推出。彼時，中國天然氣價格普遍偏低且市場需求旺盛，供需缺口大，并且國家已確定了天然氣價格改革的最終目標是由市場形成，放開頁巖氣等非常規(guī)氣價格和以市場價格銷售的液化天然氣的氣源價格，一是可以通過價格調控需求并激勵頁巖氣等非常規(guī)氣開發(fā)，二是為天然氣市場化定價試水，無疑符合并適應中國天然氣市場供需實際和改革方向。

但是，隨著放開價格的氣量和用戶的不斷增加，其與中國天然氣市場現(xiàn)狀的不適應性開始顯現(xiàn)：①市場化的價格機制離不開市場化的體制機制和法律法規(guī)制度，但中國在這兩個方面尚不健全或需要完善；②三大油公司（中石油、中石化、中海油）在氣源供應中處于絕對支配地位，天然氣定價的話語權較強；③中國天然氣市場長期處于供不應求的局面，許多地區(qū)的氣源或供應商是唯一的，買方?jīng)]有議價能力。在這種情況下，價格“放開”意味著上漲，市場形成價格名不符實。事實上，近幾年非居民氣價漲幅較大，用戶怨言甚多，不僅引起國家有關部門干預，也影響了天然氣市場消費預期，是造成2019年中國天然氣需求增量和增幅突然銳減的原因之一。因此，用戶對雙邊協(xié)商定價機制的認同和接受程度遠不及基準門站價格機制，用戶頗有微詞。

與國際上“市場化”的天然氣價格形成機制對標分析，中國現(xiàn)行的兩種天然氣價格機制有市場化的成分，但與市場化價格形成機制還有一定距離。

3 中國天然氣價格機制改革的目標模式與推進措施

價格形成機制改革將是下階段中國天然氣市場化發(fā)展的主要任務之一。在這個過程中，有必要在分析中國天然氣市場結構的基礎上，確定與之相適應的天然氣價格形成機制改革目標模式，并制定相應的推進措施。

3.1 中國天然氣市場結構

市場結構決定了市場的價格形成方式。中國現(xiàn)行天然氣價格形成機制存在的不適應性，根源是其與當前的天然氣市場結構不協(xié)調。近年來，通過貫徹執(zhí)行中共中央和國務院發(fā)布的《深化中國石油天然氣體制改革的若干意見》，中國的天然氣體制改革取得了突出進展，但天然氣市場結構并未發(fā)生根本性變化，仍屬于寡頭壟斷。與美國天然氣市場化改革前中游管輸業(yè)構成的市場壟斷結構不同，中國天然氣市場的寡頭壟斷存在于天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的上中游，國家管網(wǎng)公司成立后存在于上游。中石油、中石化和中海油三大油公司除了幾乎擁有中國全部油氣探礦權和采礦權外[9]，在天然氣生產(chǎn)、銷售和進口占有絕對支配地位。2019年，三大公司的天然氣產(chǎn)量、天然氣資源市場供應量（國產(chǎn)氣+進口氣）和進口量分別占全國總量的95.2%、95.8%和96.5%。全國21個進口LNG接收站，由中海油控股的有9個，接收能力為3 140×104t/a，占全國總接收能力的41%，三大油公司合計占總接收能力的85.7%[10]。

天然氣上游的寡頭壟斷型市場結構預示著天然氣供應方具有較強的價格控制力，還不具備完全或在較大程度上放開天然氣價格由市場形成的條件。在這種情況下，天然氣價格形成機制的市場化改革應遵循天然氣市場的發(fā)展規(guī)律，在積極推進天然氣體制機制改革的同時由點到面，循序發(fā)展。

3.2 中國天然氣價格機制的目標模式

中國天然氣價格改革的目標是建立市場化價格形成機制。目前國際上廣泛認同和應用的“市場化”價格形成機制是氣—氣競爭模式和油價掛鉤模式。其中，氣—氣競爭模式完全以競爭方式形成價格，價格與市場供需緊密結合且響應迅速，具有天然氣交易和價格信息公開透明、價格風險可控等特點，20世紀80年代在北美發(fā)展成熟后，逐漸成為全球天然氣價格形成機制的發(fā)展方向。在歐洲，英國20世紀90年代率先全面推廣應用氣—氣競爭價格機制，其他歐盟成員國經(jīng)過近20年的市場試用并與油價掛鉤機制進行比較和權衡之后，最終選擇了氣—氣競爭作為價格形成機制的目標模式。即使是在俄羅斯，現(xiàn)在也在發(fā)電和大工業(yè)用戶市場嘗試多賣方和多買方形式的氣—氣競爭價格機制。

油價掛鉤價格機制曾廣泛用于歐洲各國的長期天然氣購銷合同，由于這一模式下氣價隨油價變化存在3個月以上的滯后期，在反映能源市場價格、供需變化時效性及價格信息的公開透明等方面不如氣—氣競爭價格模式。隨著舊天然氣購銷合同到期，歐盟國家新的天然氣購銷合同或采用氣—氣競爭模式，或在價格條款中增加現(xiàn)貨或期貨氣價因子。

顯然，作為目標模式，中國天然氣價格形成機制別無選擇，只有氣—氣競爭定價。但是，實現(xiàn)氣—氣競爭定價需要滿足以下充要條件：足夠的供氣商和多元化的氣源結構；天然氣管網(wǎng)基礎設施發(fā)育并公平無歧視向第三方開放；天然氣供應量充足；天然氣購銷合同從長期轉化為中短期和現(xiàn)貨交易；天然氣交易中心（市場）成熟，現(xiàn)貨交易量大，流動性好；多賣方、多買方等。顯然，中國天然氣市場并不完全具備這些充要條件，還有很長的路要走。

相比之下，同為市場化的油價掛鉤價格機制不但與當前中國現(xiàn)行的天然氣基準門站價格機制比較接近，也符合中國天然氣市場結構和供需現(xiàn)狀，市場各方容易接受。因此，應將氣—氣競爭價格形成機制作為中國天然氣價格機制發(fā)展的最終目標模式，而將油價掛鉤作為第一目標模式，通過創(chuàng)造條件和市場化改革過渡到最終目標模式。從當前中國天然氣體制機制、市場結構和供需現(xiàn)狀與發(fā)展前景分析看，油價掛鉤定價機制或許是中國較長時期內(nèi)較為理想的天然氣價格形成機制。

3.3 天然氣價格機制市場化發(fā)展的推進措施

按照目標模式發(fā)展中國天然氣價格形成機制與中國天然氣市場化改革一樣，任重道遠。不僅需要政府及市場各方的共同努力，還需要積極有效的推進措施?；谥袊烊粴馐袌霈F(xiàn)狀，今后一個時期應從以下6個方面作為推進重點。

3.3.1 貫徹落實天然氣勘查開采領域全面開放政策

放開天然氣勘查開采是實現(xiàn)多氣源供應競爭的先決條件。2019年，國家部委接連發(fā)布數(shù)個天然氣上游領域開放的重磅文件，全面放開了油氣勘查和開采的市場準入。接下來需要從以下兩個方面推進這些政策落地實施：①在政府層面，自然資源部應會同相關職能管理部門，抓緊制定礦產(chǎn)資源管理改革的詳細實施辦法及油氣勘查區(qū)域競爭出讓和退出辦法，并積極推動先行先試；②在油公司層面，應持開放、包容的態(tài)度和市場化的理念，退出或對外轉讓其持有但未進行勘探投入或勘探投入不足的天然氣礦權區(qū)塊。通過這些舉措，吸引各種資本和市場主體投資或參與天然氣勘查開采，實現(xiàn)供氣商與氣源的多元化。

3.3.2 加強對國家管網(wǎng)公司的監(jiān)管

天然氣管網(wǎng)獨立運營和公平無歧視開放是確保氣源公平競爭的關鍵。國家管網(wǎng)公司獨家壟斷全國天然氣供需咽喉，具有龐大的體量、絕對的市場控制力和超強的話語權。若不能按相關規(guī)章對其進行嚴格、有效的監(jiān)管，將直接影響我國天然氣體制改革的效果。監(jiān)管的內(nèi)容包括：①定期成本監(jiān)審并核定管道運價；②管網(wǎng)基礎設施開放是否公平、公開和公開；③管網(wǎng)設施、管輸容量和管道運價等信息披露是否公開透明；④是否有與管網(wǎng)運營無關的經(jīng)營業(yè)務等。

3.3.3 改革和完善現(xiàn)行天然氣門站價格機制

以建立油價掛鉤天然氣價格形成機制為目標，對現(xiàn)行門站價格機制進行改革和完善，包括：①適當調整原上海計價基準點價格的油價掛鉤計算公式。其中，油價關聯(lián)氣價的折價系數(shù)可以固定不變，但在油價超過100美元/桶和低于50美元/桶時，氣價不再調整或者略微調整；或者采取折價系數(shù)隨油價的上升和下降分別減小和加大的方式，將氣價維持在合理區(qū)間[8]。②根據(jù)國際油價變化，選擇適當時機重新核定天然氣基準門站價格。其中，天然氣門站價格的地區(qū)升貼水應適當考慮經(jīng)濟發(fā)展水平、地區(qū)差異和氣源產(chǎn)區(qū)等因素，即沿海地區(qū)和經(jīng)濟發(fā)達省份適當提高基準門站價格，而西部欠發(fā)達地區(qū)及氣源產(chǎn)區(qū)，如川渝、陜甘寧和新疆等地區(qū)則適當降低基準門站價格。③明確基準門站價格調整周期。初期可定為6個月，按上下半年實施，隨著執(zhí)行情況調為3個月，按季度實施；調整期的油價為月或周移動平均價格。④實行天然氣季節(jié)差價[11]。冬季門站價格上浮，浮度不超過20%；上浮起止時間按供暖期，南方適當縮短。⑤門站價格含天然氣氣源（出廠）價和管道運價，可分別結算和分開結算，具體結算方式由購銷雙方根據(jù)天然氣的購銷方式和交割點確定。

3.3.4 發(fā)展多氣源和多賣方的市場競爭

與天然氣交易中心的競爭性現(xiàn)貨交易相比，中國實行多賣方和多買方的雙邊協(xié)商交易更加現(xiàn)實。隨著氣源的多元化發(fā)展，中國許多省或區(qū)域天然氣市場具有發(fā)展多賣方與多買方協(xié)商定價的條件和潛力，如上海、浙江、江蘇、遼寧、廣東等?。ㄊ校┖痛ㄓ宓貐^(qū)等。其中，現(xiàn)在上海氣源供應包括西氣東輸進口管道氣和國產(chǎn)管道氣、“川氣東送”管道氣、海上氣和進口LNG等，賣方有中石油、中石化、中海油、上海申能、廣匯能源等；川渝地區(qū)的氣源既有本地氣，也有西二線的中亞進口氣，今后還可能有北海的進口LNG等，在當?shù)貜氖绿烊粴忾_發(fā)的企業(yè)除了中石油和中石化的數(shù)個地區(qū)油田公司外，還有不少混合所有制的頁巖氣開發(fā)公司；廣東省除西二線進口中亞氣，本省內(nèi)及其周邊的進口LNG接收站眾多。上述三個地區(qū)最有可能出現(xiàn)多氣源和多賣方的市場競爭。地方政府應予以積極支持并創(chuàng)造條件，天然氣供需雙方應作好相應準備。

3.3.5 建設和發(fā)展天然氣交易中心

天然氣交易中心（市場）是通往氣—氣競爭價格形成機制的必由之路，如果交易中心的天然氣交易沒有發(fā)現(xiàn)并形成中國天然氣基準價格，中國天然氣價格機制改革就永遠“在路上”。因此，應從兩個方面推進交易中心的建設和發(fā)展：①推進區(qū)域性天然氣交易中心建設，與國家級交易中心遙相呼應、互為支撐或補充，從中發(fā)現(xiàn)并確立中國天然氣價格基準點[12-13]；②推進現(xiàn)有交易中心現(xiàn)貨天然氣交易的發(fā)展，包括創(chuàng)新交易模式、增強競爭性、增加交易量、吸引交易商參與和交易信息公開透明等，為形成中國天然氣基準價格奠定基礎。

國家管網(wǎng)公司的成立為天然氣交易中心的建設與發(fā)展增添了動能，其職責范圍不僅使建設管道樞紐型天然氣交易中心成為可能，而且有助于加快區(qū)域天然氣交易中心建設步伐。因此，國家管網(wǎng)公司應積極參與交易中心的建設和運營。管網(wǎng)公司主導或參與交易中心運營（不參與氣量交易），可以使成交氣量的交割更加方便快速，并可發(fā)展管輸容量一次和二次交易。

3.3.6 發(fā)揮市場配置資源和政府管控的雙重作用

中國經(jīng)濟體制和天然氣市場結構及供需現(xiàn)狀決定了在中國天然氣市場化發(fā)展過程中，很大程度上和相當時期內(nèi)還離不開政府的“手”。最現(xiàn)實的例子就是針對新冠病毒對經(jīng)濟的沖擊，發(fā)改委要求降低非居民用氣價格。2019年12月的中央經(jīng)濟工作會議也提出了“降低企業(yè)用電、用氣、物流等成本”。因此，在天然氣供需緊平衡和上游高度集中的市場條件下推行中國天然氣價格改革，市場配置資源和政府調控及指導都不可或缺。例如，放開部分氣源和用戶的價格沒有問題，但應有一定的限制或制約（如與替代能源價格關聯(lián)等）并予以監(jiān)控，不能一放了之。放開不等于政府不管，美國天然氣供需和價格早已實現(xiàn)市場配置，但美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）仍在時刻關注每天的天然氣交易中心（市場）的天然氣價格動態(tài)，一旦出現(xiàn)異動，立即著手質詢或調查。

4 近期天然氣價格機制改革建議

4.1 用多種方式合力緩解進口氣虧損

進口氣進銷價格倒掛是一個困擾天然氣進口商多年的問題，長期下去不僅不利于今后引進境外天然氣資源，而且會影響中國天然氣供應安全。在天然氣上中游一體化運營的情況下，天然氣管輸業(yè)的利潤較高，連同國產(chǎn)氣的利潤，進口商天然氣與管道板塊能夠實現(xiàn)財務平衡和贏利。管輸業(yè)獨立運營后，如何控虧和減虧引人關注。簡單的辦法是提高天然氣價格，但這會引起市場強烈反響并置疑天然氣體制改革的效果。同時，目前中國天然氣批發(fā)價格水平已高居世界第7位，僅低于中國臺灣、新加坡、韓國、日本、德國和波蘭[1]。2010年前中國上調天然氣價格時，一個主要理由是中國天然氣價格比國外低，現(xiàn)在情況已發(fā)生了逆轉。顯然，提價這條路走不通。

因此，解決進口氣虧損原則上應保持當前價格總水平穩(wěn)定，建議綜合采用以下幾種辦法化解：①國家予以稅費減免，如加大進口增值稅返還比例等。②作為管道資產(chǎn)劃撥的遺留問題，從國家管網(wǎng)公司的管道運價收入中給予進口氣補貼。③視市場供需通過價格上浮向用戶疏導，如這幾年對直供和非居民用戶采取的氣量差別價格等。④進口商自我消化。實際上，2013年國家實行天然氣門站價格考慮了進口價格較高的因素[14]，雖然進口氣虧損，但天然氣業(yè)務仍然贏利并保持增長。⑤從進口源頭上予以疏解。近年來，國際天然氣市場氣源充足，交易價格下行，同時國際天然氣貿(mào)易的價格機制也在發(fā)生變革，價格條款趨于靈活。中國進口商應主動積極與出口方商談，爭取修改進口合約中的價格條款或重啟價格談判，從源頭上解決進口氣價格高的問題。

4.2 完善管道運價機制，降低輸氣價格

中國天然氣長輸管道運價（包括省級管網(wǎng)運價）較高是不爭的事實，這也是造成我國天然氣批發(fā)（門站）價格高的原因之一。“管住中間”系列政策發(fā)布后，跨省長輸管道和部分省級管網(wǎng)運價略有下降，但仍有下調空間：①現(xiàn)行管道運輸價格機制中的定價關鍵指標不合理，投資收益率與其承擔的風險相比較高，管道折舊年限較長等[15]；②省級管網(wǎng)運價較高，如陜西省管網(wǎng)的運價超出按國家統(tǒng)一管道運價確定的川渝地區(qū)管網(wǎng)運價1倍。

此外，國家管網(wǎng)公司運營后，面臨是繼續(xù)延用現(xiàn)行一部制管道運價還是采用歐美國家慣用的二部制運價的抉擇。二部制管道運價符合管道建設和營運的特點，價格公平合理，保證了管道公司與用戶雙方的利益[16]，但其還不適合中國天然氣市場，至少近中期內(nèi)不適合。早在2004年，發(fā)改委就決定在忠武線和陜京管道系統(tǒng)嘗試二部制運價，但沒有落地實施。點對點的單管道運輸都未能成功運用，現(xiàn)在國家管網(wǎng)公司運營的是縱橫交錯的全國性管網(wǎng)，進氣和出氣點眾多，實施難度更大。更重要的是，實行二部制勢必增加輸氣量季節(jié)性差別大、用氣穩(wěn)定差的城市燃氣公司的管道總運價，推高包括居民用氣在內(nèi)城市燃氣用戶價格，不符合國家的民生政策。因此，建議近中期仍采用一部制運價。

4.3 并行采用天然氣門站價和氣源（出廠）價

國家管網(wǎng)公司獨立運營意味著門站價格面臨消亡，取而代之的是氣源（出廠）價和管道運價。事實上，發(fā)改委發(fā)布管道運輸價格機制并核定國內(nèi)13家跨省管輸企業(yè)的管輸價格（運價率）后，解決了實行門站價格之前因多氣源多管道聯(lián)網(wǎng)輸送難于確認氣源和管輸路徑的問題?，F(xiàn)在長輸管道由一家公司運營，又解決了與不同跨省管輸企業(yè)結算管輸費的麻煩。氣源（出廠）價和管道運價可以分別計價和結算，特別是在天然氣長輸管道入口端存在多氣源的情況下，采用氣源價可以推進多氣源之間的價格競爭。

然而，如前所述，現(xiàn)行門站價格制度的定價機理是關聯(lián)國際油價并掛鉤聯(lián)動，與中國天然氣價格形成機制改革的第一目標模式吻合，只是需要進行改革和完善。其中，將門站作為油價掛鉤價格機制中，氣價隨油價變化調整的關聯(lián)點是一個較為現(xiàn)實的選擇。因此，天然氣門站價格在近中期內(nèi)有繼續(xù)存在的必要。

4.4 降低城市配氣價格水平，取消居民用氣階梯價格

中國城市配氣價格一直較高，許多城市非居民用戶的配氣價格都超過1元/m3。為此，發(fā)改委要求地方政府科學制定配氣價格，降低過高的配氣價格。但是執(zhí)行效果不太理想，大工業(yè)用戶要求上游直供的呼聲強烈。在這方面，地方政府應認真履行監(jiān)管職責，按規(guī)定對城市燃氣公司的配氣成本進行嚴格監(jiān)審，降低過高的城市配氣價格，或者直接限定配氣價格。

城市燃氣居民用戶實行階梯氣價的背景：①天然氣供需缺口較大，特別是冬季保民生用氣的壓力很大；②居民用氣與非居民用氣存在較大價差，為減少交叉補貼并控制超出基本生活要求的用氣量。目前，居民用氣門站價格已經(jīng)理順，天然氣市場供需也由緊張轉為平衡，預計從今年起將趨于寬松。實行階梯氣價的初衷已經(jīng)消失。而且，由于上游氣源價格并未實行階梯氣價，城市燃氣公司的階梯氣價的差價收入即為凈利潤，這對上游供氣方很不公平。因此，建議取消居民用氣階梯價格。超基本生活用氣量主要是城市居民冬季取暖用氣，取消居民用氣階梯價格不但可以提高人民對高質量生活的向往，而且在當前市場疲軟的情況下，有助于刺激天然氣消費。

5 結論

1）中國現(xiàn)行天然氣基準門站價格機制總體與中國天然氣市場結構和供需實際相適應，但應進行改革和完善。中國天然氣價格形成機制市場化改革的目標模式應選擇氣—氣競爭定價，將油價掛鉤定價機制作為價格機制改革的第一目標，通過創(chuàng)造條件和市場化改革過渡到氣—氣競爭價格機制。

2）應從6個方面推進中國天然氣價格形成機制市場化改革：①貫徹落實天然氣勘查開采領域全面開放政策；②加強對國家管網(wǎng)公司的監(jiān)管；③改革和完善現(xiàn)行天然氣門站價格機制；④發(fā)展多氣源和多賣方的市場競爭；⑤建設和發(fā)展天然氣交易中心；⑥發(fā)揮市場配置資源和政府管控的雙重作用等。

3）提出了近期天然氣價格機制改革的4點建議：①綜合采用多種方式緩解進口氣虧損；②完善管道運價機制，降低輸氣價格；③并行采用天然氣門站價和氣源（出廠）價；④降低城市配氣價格水平，取消居民用氣階梯價格。