中國油氣價格改革的比較研究
——加快實現(xiàn)天然氣價格市場化的政策設計

張 颙 何春蕾 杜 波 董振宇

（1.中國石油天然氣股份有限公司財務部，北京 100007；2.中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所，四川 成都 610051）

0 引言

油氣價格改革由于會產生廣泛的社會和商業(yè)影響，往往要經歷十分漫長、曲折的過程才能實現(xiàn)改革目標。進入21 世紀以來，中國油氣價格改革在艱難中向前推進并取得了可喜成績。油氣價格改革的目標是相同的，最終都要實現(xiàn)價格完全市場化，但由于市場發(fā)育程度不同，改革目前所處狀態(tài)存在很大差異，石油價格已經理順，下一步的任務是擇機放開成品油價格，而天然氣價格改革仍處于盡快全面理順價格階段。在中國，天然氣被認為是石油工業(yè)的組成部分，天然氣與石油具有基本相同的工業(yè)和市場結構，三大石油公司，即中國石油天然氣集團有限公司（以下稱中國石油）、中國石油化工集團有限公司（以下稱中國石化）和中國海洋石油集團有限公司（以下稱中國海油），在保障油氣供應方面發(fā)揮主力軍作用。工業(yè)和市場結構的相同或相近以及都具有較高的對外依存度，使得石油和天然氣的價格改革兩者具有諸多共性。分析了中國石油和天然氣的市場結構、發(fā)育狀況，對石油、天然氣的價格改革歷程進行了回顧，對油氣價格改革的路徑和目前所處狀態(tài)進行了比較，剖析了天然氣價格市場化改革所面臨的挑戰(zhàn)，在此基礎上提出如何通過價格、財稅等政策設計，使天然氣在市場發(fā)育成熟度不如石油的情況下，不僅可以盡快實現(xiàn)價格的全面理順，而且可以率先實現(xiàn)價格市場化。

1 市場結構和發(fā)育狀況

1.1 石油市場結構和發(fā)育狀況

2021年中國生產石油總量為1.99×108t，消費總量為7.15×108t，對外依存度為72.2%，石油在一次能源消費中的比重為18.8%；原油加工量為7.04 ×108t，原油加工能力9.11 × 108t，加工能力富余29%；生產成品油（包括汽油、柴油和煤油）3.76 ×108t，凈出口量為0.38×108t，凈出口量占生產量的10.1%［1］；擁有加油站11.9萬座。石油市場已進入發(fā)展成熟階段，據(jù)中國石油集團經濟技術研究院發(fā)布的《2060 年世界與中國能源展望（2021 年版）》預測，在“30·60”雙碳目標下，中國石油需求量將于2030年達到峰值，為7.8×108t，比2021年的消費量增長9%，此后逐步回落，2060年降至2.3×108t［2］（表1）。

表1 中國2021年的石油市場結構

1.2 天然氣市場結構和發(fā)育狀況

2021年中國生產天然氣量為2 086×108m3（含46×108m3煤制氣），消費量為3 726×108m3，對外依存度為44%，天然氣在一次能源消費中的比重為9.3%。天然氣市場尚未進入發(fā)展成熟階段，中國石油集團經濟技術研究院發(fā)布的《2060年世界與中國能源展望（2021年版）》預測，中國對天然氣的需求將在2040年達到峰值，約為6 500×108m3（此時對外依存度將超過50%），比2021年的消費量增長74%，而后平穩(wěn)下降，2060 年約為4 100×108m3，是“30·60”雙碳目標下唯一保持較快增長的化石能源［2］。

1.3 市場結構和發(fā)育狀況的比較

根據(jù)美國經濟學家貝恩和日本通產省對行業(yè)集中度的劃分標準，如果行業(yè)集中度指數(shù)CR8＜40，則該行業(yè)為競爭型；如果CR8≥40，則該行業(yè)為寡占型，當CR8≥70 時為極高寡占型。從表1 中可以看出，根據(jù)原油產量、原油加工量、成品油產量、加油站數(shù)量等指標計算，反映三大石油公司市場份額的行業(yè)集中度指數(shù)CR3 分別為95、65、71 和46；從表2可以看出，根據(jù)天然氣產量、進口量、國內供應量等指標計算，CR3 分別為98、94 和96。這表明，在中國的石油天然氣行業(yè)，即使是在產業(yè)鏈的競爭環(huán)節(jié)，行業(yè)集中度指數(shù)也都很高。較高的行業(yè)集中度，一方面說明石油天然氣行業(yè)是一個規(guī)模經濟效益非常明顯的行業(yè)，在油氣對外依存度很高的情況下，較高的行業(yè)集中度有利于增強國有重點骨干企業(yè)的經營實力，更好地保障國家的能源供應安全；另一方面，較高的行業(yè)集中度也反映油氣價格市場化改革所面臨的困難，中國油氣價格一直無法完全市場化，至今仍需由政府制定指導價格或實行政府定價，與行業(yè)集中度較高、市場競爭不充分有很大關系。

表2 中國2021年天然氣市場結構統(tǒng)計表

盡管行業(yè)集中度都很高，但比較之下，石油產業(yè)鏈的集中度要低一些，特別是在產業(yè)鏈下游，市場競爭已十分顯著。中國對石油的需求已接近峰值，市場的發(fā)育也比較成熟；相反，在整個天然氣產業(yè)鏈市場競爭十分有限，可供用氣方選擇的供氣方很少甚至只有唯一的供氣方，而供氣方由于承擔保供的政治和社會責任，也不能自由地選擇用氣方。市場發(fā)育也遠未成熟，中國對天然氣的需求仍處于快速增長中。市場結構和市場發(fā)育狀況的區(qū)別，在價格形成機制上必然有所體現(xiàn)。

2 石油的價格改革

2.1 原油價格改革

海上國產原油從一開始就實行市場調節(jié)價，陸上國產原油在過去的很長時間里實行政府定價。現(xiàn)行的陸上國產原油價格形成機制源于1998 年的石油成品油價格改革。1998年中華人民共和國國務院（以下簡稱“國務院”）決定對石油石化行業(yè)進行戰(zhàn)略性重組，按照上下游、產供銷、內外貿一體化經營模式組建中國石油、中國石化兩大集團公司（以下簡稱石油石化兩大集團公司），原油成品油價格改革作為此次石油工業(yè)體制改革的配套措施。原油價格改革的核心思想是國內原油價格與國際市場接軌，具體做法是：①石油石化兩大集團公司之間購銷的原油價格由雙方協(xié)商確定，協(xié)商確有困難時報請國務院價格主管部門（以下稱發(fā)改委）協(xié)調、裁定；②購銷雙方協(xié)商的基本原則是國產原油運達煉廠的成本與進口原油到廠成本基本相當；③購銷雙方結算價格由原油基準價格和升貼水兩部分組成，基準價格由發(fā)改委根據(jù)每月國際市場相近品質原油離岸價加關稅確定，升貼水由購銷雙方根據(jù)原油運雜費、國內外油種的質量價差以及市場供求情況等協(xié)商確定［3］。

國內原油價格與國際市場接軌是基于中國不斷上升的石油對外依存度。在石油對外依存度不斷上升的情況下，國內原油價格與國際市場接軌，更有利于實現(xiàn)國內市場石油供求關系的平衡。中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱發(fā)改委）2009 年和2013 年發(fā)布的《石油價格管理辦法》重申了1998 年確定的原油定價原則。隨著石油對外依存度的不斷攀升，石油石化兩大集團公司都需要進口原油，互供的原油量越來越少，2016 年發(fā)改委發(fā)布的《石油價格管理辦法》明確規(guī)定國內原油價格實行市場調節(jié)價，但由于現(xiàn)行的成品油價格形成機制中隱含國內原油價格與國際市場接軌，國產原油無論是供自己煉廠使用還是對外銷售，在實際操作中仍按發(fā)改委1998年確定的定價原則執(zhí)行。

2.2 現(xiàn)行的成品油價格形成機制

根據(jù)2016 年發(fā)改委發(fā)布的《石油價格管理辦法》，成品油是指汽油、柴油（以下稱汽柴油），成品油價格根據(jù)流通環(huán)節(jié)和銷售方式，區(qū)分為供應價格、批發(fā)價格和零售價格。汽柴油零售價格和批發(fā)價格，向社會批發(fā)企業(yè)和鐵路、交通等專項用戶供應汽柴油的供應價格，實行政府指導價（規(guī)定上限價格）；向國家儲備和新疆生產建設兵團供應汽柴油的供應價格，實行政府定價。

現(xiàn)行的成品油價格形成機制包含如下主要內容：①成品油的政府指導價或政府定價以國際市場原油價格為基礎，考慮國內平均加工成本、稅金、合理流通環(huán)節(jié)費用和適當利潤確定，供應價格、批發(fā)價格和零售價格的區(qū)別，主要在于它們所包含的流通環(huán)節(jié)費用的不同；②當國際市場原油價格低于每桶40美元（含）時，按原油價格每桶40美元、正常加工利潤率計算成品油價格。高于每桶40 美元低于80 美元（含）時，按正常加工利潤率計算成品油價格。高于每桶80 美元時，開始扣減加工利潤率，直至按加工零利潤計算成品油價格。高于每桶130美元（含）時成品油價格原則上不提或少提，采取適當財稅政策保證成品油生產和供應；③成品油價格根據(jù)國際市場原油價格變化每10 個工作日調整一次，當調價幅度低于50元／t時，不作調整，納入下次調價時累加或沖抵［4］。

2.3 成品油價格改革的曲折歷程

1998 年對石油石化行業(yè)進行戰(zhàn)略性重組時，成品油價格改革方案是與原油價格改革方案一并出臺的，改革的核心思想與原油價格一樣，也是與國際市場價格接軌，但成品油價格改革涉及面較廣，經歷了較為曲折的歷程。

1998 年出臺的成品油價格改革方案規(guī)定由發(fā)改委制定汽柴油零售中準價，石油石化兩大集團公司在上下5%的浮動幅度內制定具體零售價格。汽柴油零售中準價的制定原則是，以新加坡市場汽柴油進口完稅成本為基礎，加按合理流向計算的從煉廠到各加油站的運雜費，再加批發(fā)、零售企業(yè)的經營差率制定，當新加坡市場汽柴油交易價格累計變動幅度超過5%時，發(fā)改委調整汽柴油零售中準價［3］。

1998 年出臺的改革方案采用的是一種直接接軌的做法，存在調價滯后期長、方法過于直接透明、與國內市場供求不一致等各種問題，2001 年將國內汽柴油價格與新加坡市場單一掛鉤改為與新加坡、鹿特丹和紐約三地市場價格掛鉤（又稱“三地成品油定價法”），零售價格的允許浮動幅度也由上下5%擴大為上下8%［5］。三地成品油定價法仍然是一種直接接軌的做法，由直接接軌做法所導致的各種問題并沒有從根本上得到解決。

考慮到直接接軌的做法存在諸多弊端，從2006年起改為國內成品油價格與國際市場有控制地間接接軌并出臺財政、稅收等配套措施［6］。間接接軌是指以國際市場原油價格為基礎，加上國內合理的加工成本、稅金、流通環(huán)節(jié)費用和適當利潤確定；有控制地接軌是指當國際市場原油價格超過一定水平時對成品油價格實行有控制地調整，具體做法是扣減加工利潤率直至按加工零利潤計算成品油價格，并規(guī)定成品油價格調整的上限；出臺財政、稅收等配套措施主要是指出臺石油特別收益金征收管理辦法，對國產原油因價格超過一定水平所獲得的超額收入按比例征收的收益金，用于對種糧農民、城市公交、農村道路客運、林業(yè)、漁業(yè)、出租車等行業(yè)或特殊群體的補貼，減輕成品油價格上漲對上述行業(yè)或特殊群體的影響［7］。

采用有控制地間接接軌的做法也有一個不斷調整、完善的過程，事實上直到2009年發(fā)改委發(fā)布《石油價格管理辦法（試行）》，這種做法才基本定型［8］。以后又作了局部性調整，2013 年將“當國際市場原油連續(xù)22個工作日移動平均價格變化超過4%時可相應調整國內成品油價格”調整為“成品油價格根據(jù)國際市場原油價格變化每10 個工作日調整一次，當調價幅度低于50元／t時不作調整，納入下次調價時累加或沖抵”［9］；2016年規(guī)定成品油價格調控的下限并出臺油價調控風險準備金征收管理辦法，當國際市場原油價格低于國家規(guī)定的成品油價格調控下限時，對汽柴油銷售征收風險準備金，統(tǒng)籌用于節(jié)能減排、提升油品質量、保障石油供應安全，以及應對國際油價大幅波動、實施保障措施的資金來源［10］。

3 天然氣的價格改革

3.1 價格體系與價格管理體制

天然氣工業(yè)是由上游勘探開發(fā)、中游運輸儲存和下游城市配送三個基本業(yè)務板塊所組成，在2019年國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（以下稱國家管網(wǎng)公司）成立前，中國天然氣工業(yè)采取生產（進口）、運輸、儲存和銷售縱向一體化結構，上游和中游業(yè)務由三大石油公司負責，下游業(yè)務主要由地方企業(yè)負責，中國現(xiàn)行的天然氣產運儲銷價格體系以及價格管理體制是基于中國天然氣工業(yè)先前的縱向一體化結構而建立的，主要特點是：

1）中國石油、中國石化是從事跨省天然氣供應業(yè)務的上游供氣企業(yè)，按照門站銷售價格向城市燃氣公司、直供大用戶等下游買方供應天然氣，門站銷售價格由發(fā)改委管理。氣源采購價格（包括國產天然氣的出廠價格和進口天然氣的到岸價格）、管輸價格、地下儲氣庫的儲氣費以及進口LNG 的氣化費等，作為上游供氣企業(yè)的內部結算價格，與下游買方不發(fā)生直接關系，其中管輸價格、進口LNG 的氣化費按照“準許成本加合理收益”原則實行政府定價，國產天然氣的出廠價格、地下儲氣庫的儲氣費由上游供氣企業(yè)自己制定，進口天然氣的到岸價格由天然氣進口企業(yè)與境外出口商通過合同約定。

2）中國海油是從事省內天然氣供應業(yè)務的上游供氣企業(yè)，門站銷售價格由地方價格主管部門管理。中國海油的天然氣門站銷售價格是由氣源銷售價格和天然氣基礎設施服務價格兩部分組成，管輸價格、進口LNG 的氣化費按照“準許成本加合理收益”原則實行政府定價，進口LNG 的氣源銷售價格依據(jù)進口LNG 的到岸價格采取順價方式確定，海上國產天然氣的氣源銷售價格由買賣雙方協(xié)商確定。

3）由地方參與投資建設的省內短途管道的管輸價格以及城市燃氣企業(yè)的配氣價格和終端銷售價格，由地方價格主管部門管理，一般按照“準許成本加合理收益”原則制定。

3.2 現(xiàn)行的門站價格形成機制

發(fā)改委管理的門站銷售價格在中國的天然氣產運儲銷價格體系中處于核心地位，發(fā)改委對門站銷售價格采取“基準價+浮動幅度”的價格管理方式，這是一種政府管控與市場調節(jié)相結合的價格管理方式?？紤]到發(fā)改委已放開了部分用戶、部分天然氣的門站銷售價格，依據(jù)發(fā)改委發(fā)布的《中央定價目錄》，在執(zhí)行“基準價+浮動幅度”政策時對浮動幅度需要區(qū)別對待［11］。

2）供應給城市燃氣企業(yè)的天然氣，如果合同約定供應的是市場化資源，門站銷售價格完全放開，浮動幅度不受限制，否則上浮幅度最高不能超過20%，下浮幅度不受限制。以下資源為市場化資源：供應給市場的海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、進口LNG、2015 年以后投產的進口管道氣以及通過儲氣庫、上海和重慶天然氣交易中心等方式供應的天然氣。

盡管現(xiàn)行的門站價格體系很復雜，發(fā)改委管控天然氣價格的總體思路仍然是國產氣與進口氣綜合定價，但并沒有形成明確的定調價規(guī)則［12］。對于重要的民生用氣即使是通過市場化資源供應的，通常也要求執(zhí)行發(fā)改委的政府指導價。

3.3 對天然氣價格改革歷程的回顧

在過去的很長時間里一直采用非捆綁定價方式，發(fā)改委按照成本加成定價原則制定中國石油、中國石化的陸上國產天然氣的出廠價格和管輸價格。中國石油從2010 年開始大規(guī)模進口天然氣，其進口的天然氣參照國產氣供同類用戶價格執(zhí)行［13］。進口氣參照國產氣供同類用戶價格執(zhí)行，是指進口氣的氣源銷售價格和管輸價格均執(zhí)行國產氣供同類用戶的氣源銷售價格（出廠價格）和管輸價格。由于進口氣的價格遠高于國產氣，進口氣參照國產氣供同類用戶價格執(zhí)行只能作為一種臨時措施。

從2013 年開始采取捆綁定價方式，中國石油、中國石化等上游供氣企業(yè)供應給下游買方的天然氣不區(qū)分國產氣和進口氣，均按發(fā)改委制定的捆綁式門站價格進行結算。發(fā)改委制定門站價格的指導思想是將價格較高的進口氣與價格較低的國產氣綜合定價，以利于進口天然氣的銷售。門站價格分省制定，最初采取“上限價格+與油價掛鉤”管理方式：各省最高門站價格=上海計價基準點價格-地區(qū)貼水。上海計價基準點價格按照中國進口燃料油（占60%權重）和液化石油氣（占40%權重）的海關統(tǒng)計價格折算成等熱值天然氣價格并乘以0.85 的折價系數(shù)確定，這實際上是一種與國際市場油價直接掛鉤的定價方式；地區(qū)貼水綜合考慮各省天然氣運輸成本差異、是否是西部大開發(fā)省份、是否是天然氣主產區(qū)等因素確定［14-15］。

正如將國內成品油價格與國際市場成品油價格直接掛鉤存在諸多問題一樣，將天然氣門站價格與國際市場油價直接掛鉤也存在明顯缺陷，主要是高油價時門站價格過高下游用氣方難以接受，低油價時門站價格過低上游供氣方難以接受［16］。為此從2016 年起發(fā)改委將門站價格的管理方式由“上限價格+與油價掛鉤”改為“基準價+浮動幅度”［17］?；鶞书T站價不再根據(jù)油價的變化動態(tài)調整，因油價在一定范圍內變化導致的進口氣成本變化，通過價格浮動機制疏導。自2016 年以來，除了因為增值稅稅率調整以及2017 年由于管輸費調整對基準門站價進行了調整，沒有因為油價變動而調整門站基準價。為貫徹落實黨中央、國務院確定的按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革，促進市場主體多元化競爭，發(fā)改委放開了部分用戶、部分天然氣的門站銷售價格。

4 油氣價格改革的比較

4.1 價格改格所處狀態(tài)的比較

中共中央、國務院2015年發(fā)布的《關于推進價格機制改革的若干意見》提出擇機放開成品油價格，盡快全面理順天然氣價格，加快放開天然氣氣源和銷售價格［18］。由此可見，油氣價格改革的目標是相同的，最終都要完全放開價格，政府不再制定價格。

盡管改革的目標是相同的，但采取的改革路徑有所區(qū)別，改革目前所處狀態(tài)也存在很大差異。石油價格改革的路徑是先理順后放開，由于石油市場發(fā)育比較成熟，石油價格已經理順，所謂已經理順是指由政府制定的價格與放開價格后由市場形成的價格兩者差距不大。石油價格改革下一步的任務是擇機放開成品油價格，但何時放開價格，并沒有明確的時間表，考慮到價格已經理順，在行業(yè)集中度較高的情況下，繼續(xù)采用現(xiàn)行價格形成機制也是一種很好的選擇。

天然氣價格采取邊理順邊放開的改革路徑，雖然放開了部分用戶、部分天然氣的門站銷售價格，但由于天然氣市場的發(fā)育遠未成熟，天然氣價格尚未理順，所謂尚未理順是指由政府制定的價格與放開價格后由市場形成的價格兩者差距較大。用戶之間存在嚴重的交叉補貼現(xiàn)象，是天然氣價格尚未理順的又一重要表現(xiàn)。這表明盡快全面理順天然氣價格，仍然是今后一段時期天然氣價格改革的重點任務。

王老師：我們是教師，要判斷我們能否勝任高一級職稱的工作，應該衡量我們的教學能力，為什么要考察研究能力呢？

4.2 從長遠看油氣價格改革將殊途同歸

如前所述，中國最終是通過如下方式理順石油價格的：①國內原油價格與國際市場接軌；②以國際市場原油價格為基礎制定國內成品油價格；③根據(jù)國際市場油價的變化定期調整成品油價格；④在高油價時對國產原油征收特別收益金?？紤]到工業(yè)和市場結構的相同或相近以及都具有較高的對外依存度，從長遠看，天然氣價格改革將與石油價格改革殊途同歸，也就是要采取與理順石油價格相同的方式理順天然氣價格，具體表現(xiàn)為：①允許進口天然氣至少要按照到岸采購成本順價銷售，消除因政策原因導致的進口氣銷售虧損；②用戶無論是使用國產氣還是進口氣，支付的門站價格相同，也就是國產氣與進口氣價格接軌，避免由于國產氣與進口氣采取不同的價格政策導致資源配置困難（也就是讓誰使用價格高的進口氣，讓誰使用價格低的國產氣）；③由于進口天然氣與國際市場油價掛鉤，在允許進口氣至少要按照到岸采購成本順價銷售以及國產氣與進口氣價格接軌的情況下，需要根據(jù)國際市場油價的變化定期調整國內市場的天然氣價格；④出臺財政、稅收等改革配套措施，例如在高油價時對國產天然氣征收特別收益金，用于對特定行業(yè)和特殊群體財政補貼的資金來源。

很顯然，按照上述方式全面理順天然氣價格，不僅是實現(xiàn)天然氣價格完全市場化的必然要求，也是實現(xiàn)進口氣與國產氣公平競爭，促進市場主體多元化競爭，加快建立“X+1+X”型油氣市場體系的必然要求。同時也要看到，即使按上述方式理順了天然氣價格，也并不意味著就可以實現(xiàn)天然氣價格完全市場化，因為已按相同的方式理順了石油價格，但由于行業(yè)集中度較高、市場競爭不充分，至今仍然沒有放開成品油價格，就很好地說明了這一點。這也是中國按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革所面臨的挑戰(zhàn)，像歐美國家那樣天然氣價格通過“氣與氣”競爭方式形成，對于中國可能并不現(xiàn)實，從而決定了中國不宜照搬歐美國家的做法推進天然氣價格市場化改革。

4.3 從近期看國產氣與進口氣綜合定價更現(xiàn)實

中國天然氣對外依存度較高而且進口氣價格遠高于國產氣，以及在現(xiàn)階段國內市場對進口天然氣的價格支付能力相對不足。在進口氣價格遠高于國產氣的情況下，允許進口氣至少按到岸采購成本順價銷售以及國產氣與進口氣價格接軌，必然會推動國內市場天然氣價格整體水平的大幅上升，特別是在高油價的情況下，天然氣價格可能會成倍上升，這是現(xiàn)階段的國內天然氣市場所難以接受的，比較之下，采取國產氣與進口氣綜合定價，可以有效地降低國內市場天然氣價格的整體水平，降低國際市場油價對國內市場天然氣價格的影響。

自2010 年中國石油開始大規(guī)模進口天然氣以來，發(fā)改委一直采取國產氣與進口氣綜合定價的總體思路管控國內市場的天然氣價格。國產氣與進口氣綜合定價，不僅可以避免因國產氣與進口氣實行不同的價格政策導致資源配置困難，也有利于促進天然氣進口和消費。中國從2006 年開始成為天然氣凈進口國，在進口氣使用成本很高的情況下，天然氣消費量從2005 年的470 × 108m3上升到2021 年的3 726×108m3，年均增長率高達13.8%，天然氣凈進口量在2021 年達到1 640×108m3成為全球第一大進口國，與采取國產氣與進口氣綜合定價有直接關系。各方面的研究顯示，中國天然氣市場的快速增長階段至少要持續(xù)到2035 年才能進入到發(fā)展成熟階段［19］。在天然氣市場進入發(fā)展成熟階段前，繼續(xù)采取國產氣與進口氣綜合定價仍然是最優(yōu)選擇，盡管這會給上游供氣企業(yè)天然氣保供造成很大壓力。

綜上分析可以看出，像歐美國家那樣天然氣價格通過“氣與氣”競爭方式形成，對于中國可能并不現(xiàn)實，從而決定了中國不宜照搬歐美國家的做法推進天然氣價格市場化改革；另一方面，中國已理順石油價格但仍然沒有放開成品油價格，天然氣市場不如石油市場發(fā)育成熟，天然氣價格改革如果不另辟蹊徑，要加快實現(xiàn)天然氣價格市場化幾乎是不可能的。通過政策設計使上游供氣企業(yè)建立一種自我約束機制，在完全放開價格的情況下，使它們更愿意按照國產氣與進口氣綜合定價的方式銷售天然氣，而不是按照國產氣與進口氣價格接軌的方式銷售天然氣，就成為當前情況下加快實現(xiàn)天然氣價格市場化的關鍵。

5 加快天然氣價格市場化的政策設計

5.1 對上游供氣企業(yè)采取收益監(jiān)管

完善天然氣價格形成機制，核心問題是處理好政府與市場的關系，既要使市場在資源配置中起決定性作用，又要更好發(fā)揮政府作用?，F(xiàn)行的門站價格體系比較復雜，實施效果也不夠理想，各方對此都不甚滿意。政府價格主管部門不甚滿意，認為門站環(huán)節(jié)價格多維度放開導致政府對管制氣與非管制氣在技術上難以有效監(jiān)管［20］；上游供氣企業(yè)不甚滿意，主要是政府管控門站價格，但沒有明確的定調價規(guī)則，特別是進口氣成本的變化沒有在門站價格中得到及時、準確的反映，導致上游供氣企業(yè)天然氣業(yè)務的經營狀況充滿不確定性，開發(fā)大型天然氣進口項目面臨投資決策難的問題；下游買方不甚滿意，主要是在上游供氣企業(yè)擁有市場支配地位以及沒有建立健全上下游價格聯(lián)動機制的情況下，它們并不贊成門站價格實行上浮政策以及多維度放開。

中國天然氣對外依存度已超過40%且存在進一步上升的可能，由于進口天然氣的價格與國際市場油價掛鉤，制定國內天然氣價格政策不考慮國際市場油價的影響顯然是不現(xiàn)實的，但是由發(fā)改委制定門站價格與油價掛鉤的動態(tài)調整機制是否可行值得認真研究，主要原因是，面對多渠道的天然氣資源供應，多樣化的天然氣市場需求，由發(fā)改委制定適用于所有資源來源和市場需求的與油價掛鉤公式，不僅制定會很困難，執(zhí)行起來也會很困難，發(fā)改委在2013 年建立了門站價格動態(tài)調整機制但以后很難執(zhí)行就很好地說明了這一事實。

建議對上游供氣企業(yè)采取非對稱監(jiān)管，對于擁有市場支配地位的上游供氣企業(yè)（以中國《反壟斷法》作為認定依據(jù)），采用收益監(jiān)管取代現(xiàn)行體系復雜且各方都不甚滿意的門站價格監(jiān)管辦法，具體做法是：由發(fā)改委規(guī)定上游供氣企業(yè)國產氣勘探開發(fā)的準許收益率和銷售每方進口氣的準許利潤，如果國產氣與進口氣的年度實際收益合計超出了政府準許收益，超出部分以特別收益金的形式上交國家財政。采用收益監(jiān)管后除居民用氣的門站價格執(zhí)行發(fā)改委的政府指導價，其他用氣的門站價格均由上游供氣企業(yè)與下游買方通過合同約定或通過天然氣市場交易中心形成，條件成熟后居民用氣的門站價格也完全市場化。由于超額收益要上交國家財政，對上游供氣企業(yè)采取收益監(jiān)管隱含國產氣的氣源銷售價格按完全生產成本加合理收益原則確定，進口氣的氣源銷售價格按到岸采購成本加合理利潤確定，并以國產氣與進口氣的綜合價格對外銷售，從而實現(xiàn)了在放開價格的情況下通過政策引導上游供氣企業(yè)更愿意按照國產氣與進口氣綜合定價的方式銷售天然氣，而不是按照國產氣與進口氣價格接軌的方式銷售天然氣。發(fā)改委管理的上游供氣企業(yè)目前只有中國石油、中國石化兩家企業(yè)，而且每年都要求上游供氣企業(yè)上報天然氣業(yè)務生產經營的詳細情況，對上游供氣企業(yè)采取收益監(jiān)管從技術層面上看是可行的。隨著中國加快建立“X+1+X”型油氣市場體系，在未來可能會出現(xiàn)更多的上游供氣企業(yè)，對于不擁有市場支配地位的上游供氣企業(yè)不實行收益監(jiān)管，但門站銷售價格要執(zhí)行發(fā)改委的統(tǒng)一價格政策。

5.2 合理確定上游供氣企業(yè)的準許收益

管網(wǎng)運營機制改革后中國的天然氣工業(yè)是由上游的勘探開發(fā)和進口、中游的管道運輸和下游的城市配送3個基本業(yè)務板塊所組成，就投資和經營風險而言，上游勘探開發(fā)和進口最大，下游城市配送居中，中游管道運輸最低，按照投資應遵循收益與風險相匹配原則，上游勘探開發(fā)和進口獲得的投資回報率應該最高，下游城市配送居中，中游管道運輸最低。國際石油公司通常要求上游勘探開發(fā)獲得的投資回報率為中游管道運輸和下游城市配送的政府準許收益率的2 倍左右［21］。發(fā)改委現(xiàn)行的價格政策規(guī)定，核定管道輸配氣價格時準許收益率取8%（跨省管道和省內短途管道）或不超過7%（城市配氣管道）［22-24］。因此對上游供氣企業(yè)采用收益監(jiān)管，上游供氣企業(yè)國產氣勘探開發(fā)的準許收益率應高于8%，進口天然氣至少不虧損，如果國產氣勘探開發(fā)所獲得的投資回報率遠低于8%，進口天然氣嚴重虧損，就會影響上游供氣企業(yè)國產氣勘探開發(fā)的積極性和進口天然氣的積極性，長此以往，就會影響中國天然氣的“長供久安”。

5.3 建立健全上下游價格聯(lián)動機制

與成品油價格發(fā)改委一直管理到終端零售環(huán)節(jié)有所不同，對于天然氣價格，由于發(fā)改委只管理到門站批發(fā)環(huán)節(jié)，城市配送環(huán)節(jié)的價格由地方價格主管部門管理，建立健全上下游價格聯(lián)動機制就顯得非常必要。目前有些省份已建立了上下游價格聯(lián)動機制，有些省份還沒有建立；已建立了上下游價格聯(lián)動機制的省份，也僅限于非居民用氣，不適用于居民用氣。在沒有建立健全上下游價格聯(lián)動機制的情況下，上游供氣企業(yè)上調門站價格意味著加重下游城市燃氣企業(yè)的負擔，進而導致發(fā)改委的門站價格市場化政策在執(zhí)行過程中面臨很大阻力。在中國天然氣價格市場化程度將越來越高，建立健全上下游價格聯(lián)動機制，應成為當前推進天然氣價格市場化改革的一項重要內容。

6 結論

1）工業(yè)和市場結構的相同或相近以及都具有較高的對外依存度，使得中國的石油和天然氣價格改革兩者具有諸多共性，都需要財政、稅收政策相配合。從長遠看，將采取與理順石油價格相同的方式理順天然氣價格，也就是要允許進口氣至少要按到岸采購成本順價銷售以及國產氣的銷售價格與進口氣接軌，在高油價時對國產氣征收特別收益金。

2）從近期看，要加快實現(xiàn)天然氣價格市場化，需要采取與石油價格改革不同的政策設計，使上游供氣企業(yè)在完全放開價格的情況下更愿意按照國產氣與進口氣綜合定價的方式銷售天然氣，而不是按照國產氣與進口氣價格接軌的方式銷售天然氣，具體做法是對擁有市場支配地位的上游供氣企業(yè)采取收益監(jiān)管而不是直接規(guī)定具體門站價格，如果年度實際收益超出了政府準許收益，超出部分以特別收益金的形式上繳國家財政。

（本文僅代表作者觀點，與作者所在單位無關——編者注）