以管网改革为契机理顺天然气产业链价格

张 颙 何春蕾

（1.中国石油天然气集团有限公司财务部，北京 100007；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051）

0 引言

价格是市场机制的核心。理顺天然气产业链价格，是事关我国石油天然气体制改革成败的关键之一，也是事关我国天然气工业与市场健康、可持续发展的大问题。众所周知，天然气工业是由上游的勘探开发、中游的管道运输和下游的城市配送三个基本业务板块所组成的，上游的出厂价格、中游的管道运输价格和下游的城市配送价格构成天然气产业链的价格［1］。我国天然气产业链的现行价格是在我国现行的天然气工业结构基础上形成的，是与我国天然气工业现行的生产（进口）和运输一体化结构相适应的。我国当前正在推进的以管道独立、运销分离为主要内容的油气管网运营机制改革，将使我国天然气工业结构发生重大调整，原先的生产（进口）和运输一体化的上游供气方只负责天然气生产和进口，管道运输将由新成立的国有资本控股、投资主体多元化的油气管网公司负责。天然气工业结构发生了变化，就要相应地调整天然气产业链价格，如果不适时调整天然气产业链价格，就会影响油气管网运营机制改革的顺利实施，如果天然气产业链价格长期处于扭曲状态，就将影响天然气工业与市场的健康、可持续发展。要把理顺天然气产业链价格作为油气管网运营机制改革的一项重要内容。理顺天然气产业链价格，就是要尊重天然气工业与市场的发展规律，使天然气工业上中下游各环节所获得的投资回报与它们所承担的投资风险相匹配。为此，通过对我国天然气产业链的现行价格及其成因进行分析，对油气管网运营机制改革后如何理顺天然气产业链价格提出了建议。

1 天然气产业链价格的一般特点

天然气产业链价格的特点表现在上中下游不同环节所要求的投资回报水平的差异上。从世界范围看，天然气工业不同业务板块所要求及获得的投资回报水平并不完全相同，一般地讲，上游勘探开发所要求及获得的投资回报最高，中游管道运输居中，下游城市配送最低。形成这种差异的根本原因在于天然气工业不同业务板块的投资风险不同［2］。

1.1 上游勘探开发的投资风险与回报

天然气工业上游勘探开发的投资风险最大，因此其所要求的投资回报最高。一般地讲，上游勘探开发要求的投资回报率是中游管道运输和下游城市配送所获得的政府准许收益率的2～3倍。

风险来自不确定性。上游勘探开发的投资风险最大是因为勘探开发处于天然气产业链的起始端，勘探开发商除了承担勘探开发作业本身的风险外还要面对下游市场方面的风险，前者表现为勘探的不确定性，后者表现为市场的不确定性。勘探的不确定性表现为：即使是利用目前最先进的勘探技术也不能保证所勘探区块存在大量的具有经济开采价值的天然气。市场的不确定性表现为：即使发现了具有经济开采价值的天然气藏，但由于天然气的运输成本很高且缺乏灵活性，通常只能用于地区消费，形成对特定市场的依赖。由于特定市场需求量有限或者需要很长的发育过程来发掘需求潜力，天然气在竞争市场中需要与众多替代燃料进行竞争，只能通过极低廉的价格才能卖出大量的天然气，需求对价格产生强烈的依赖。

1.2 中游管道运输的投资风险与回报

一般地讲，管道运输的投资风险低于勘探开发，但高于城市配送。管道运输的投资风险与管道运输采取的经营模式有很大关系。在美国和加拿大，全国管道是由众多的管道公司分散经营的，管道的投资风险较高，政府批准的准许收益率就高一些，但由于管道与管道之间存在着竞争，管道实际获得的投资回报率往往低于政府批准的投资回报率；欧洲大多数国家的天然气管道是由一家管道公司集中经营的，管道的投资风险较低，与城市配送的投资风险相差不大，其所获得的政府准许收益率也较低。

管道的投资风险主要表现在两方面：①对特定资源和特定市场的依赖，由于运输成本很高且缺乏灵活性，使得世界上大部分天然气管道都连接特定的天然气生产地与消费区，对特定资源和特定市场的依赖使得管道投资面临上游勘探和下游市场两方面的风险；②政府价格管制，在许多国家，管输价格通常受到政府管制，投资者主张的价格水平也许得不到批准，申请调整价格到最终获得批准可能需要很长的时间。以上表明管道的投资风险既来自输气行业自身的内在特性也受到监管的影响。

1.3 下游城市配送的投资风险与回报

天然气工业下游城市配送的投资风险最低，其所获得的政府准许收益率不仅远远低于上游勘探开发要求的投资回报率，通常也低于中游管道运输获得的政府准许收益率。下游城市配送所获得的准许收益率通常只比无风险的国债利率高出2～3个百分点。

城市配送的投资风险低于管道运输，主要原因在于：①长输管道的投资几乎是一次性完成的，但市场的发育却不能同步进行，城市配气网络的建设则可分步进行，这就降低了其容量扩张的成本和风险；②与管道运输相比，城市配送的自然垄断程度更高，配送管网之间的竞争几乎不存在，而在成熟的北美和欧洲天然气市场，存在着不同程度的管道与管道之间的竞争；③城市燃气公司服务的用户主要是一些小型用户，其燃料转换成本较高，一旦使用上了天然气就很难在短时期内转而使用其他燃料，而管道公司服务的主要是大用户，特别是在北美和欧洲成熟的天然气市场，工业和发电用户安装双燃料设备的情况很普遍，从而使天然气面临与其他燃料之间的竞争；④城市配气管网一般不依赖特定的生产方或供应方，而长输管道往往依赖特定的生产方或供应方，因此城市配送管网的资源供应风险要低于长输管道。

2 我国天然气产业链价格的特点

高风险要求高回报，这是市场经济的一条基本规律。天然气工业从下游的城市配送到中游的管道运输和上游的勘探开发，投资风险依次递增，其所要求和获得的投资回报率也应依次递增，然而我国的现实情况却是，中游管道运输获得的投资回报率最高，下游城市配送居中（个别地区城市配送获得的投资回报率高于管道运输），上游勘探生产（含进口）最低。我国天然气产业链投资回报与风险不相匹配既有历史和现实的原因，也是多种因素共同作用的结果。

2.1 回报与风险不相匹配的历史原因

从历史上看，导致我国天然气产业链投资回报与风险不相匹配的主要原因有：①东西部地区间的经济发展水平差距较大，天然气主产区位于经济欠发达的西部地区；②天然气工业采取生产运输纵向一体化经营模式，上游供气方既负责天然气生产，又负责管道运输；③国务院价格主管部门（国家发改委）对上游供气方生产的天然气采取出厂价和管输价格分别定价的管理方式。在上述因素的共同作用下，导致国家发改委在制定天然气产业链价格政策时倾向于让出厂价格低一些，长输管道的管输价格高一些。这样有利于平衡上游供气方、东西部用户的利益关系。

20 世纪我国生产的天然气主要留在经济欠发达的西部生产地消费，其中化肥生产用气又占相当大的比重，这使得天然气的出厂价一直维持在较低的水平［3］。2004 年前后一批干线天然气管道投产，西部地区生产的天然气开始通过长输管道向东部地区外输。在制定外输气价格政策时，国家发改委倾向于让出厂价格低一些，让长输管道的管输价格高一些，例如国家发改委是按照12%的全投资税后准许收益率制定西气东输一线的管输价格，按照10%的全投资税后准许收益率制定陕京二线、忠武线的管输价格。在出厂价格和管输价格分别定价的管理方式下，西部地区生产的天然气无论是在当地消费还是外输，都要执行相同的出厂价，让出厂价格低一些，主要是为了照顾西部天然气生产地用户的利益。考虑到东部地区经济发展水平较高，气价承受能力较强，在天然气工业采取生产运输一体化的经营模式下，将长输管道的管输价格定得高一些，有利于调动上游供气方的积极性，也是对上游供气方出厂价较低的一种补偿。

2.2 大规模进口天然气带来的影响

我国发展天然气所面临的一个突出问题是：天然气供应越来越依赖进口，但市场对进口气的支付能力不足。我国自2006 年成为天然气净进口国以来天然气的对外依存度逐年提高，到2018 年已上升至45%，未来还有可能进一步提高［4］；从海上LNG进口和从中亚国家管道天然气进口是我国目前进口天然气的两种主要途径，前者要受亚洲溢价的影响，后者的管道运输成本较高，因此两种途径的进口气使用成本都很高［5］。我国市场对进口气的价格支付能力却相对不足，主要原因是我国作为一个发展中国家人均GDP 低于西方发达国家但单位GDP 能耗却高于西方发达国家，这必然会影响我国对能源价格的支付能力［5］。

在进口气价格高而价格承受能力不足的情况下，为了促进境外天然气资源的引进，满足国内市场天然气消费量快速增长的需求，从2013 年7 月起国家发改委对天然气实行门站价格管理，无论是国产气还是进口气均按照国家发改委规定的门站价格销售，解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾。由于上游供气方既负责国产气生产，又负责进口气引进，实行门站价格管理后，上游供气方国产气生产和销售所实现的利润都被进口气销售亏损抵消，天然气工业上中下游各环节所获得的投资回报率与它们所承担的投资风险更加不匹配［6］。中国石油作为我国最大的国产气生产商和最大的天然气进口商，从2010 年开始大规模进口天然气，而在2010-2018 年的9 年时间里其国产气生产和销售所实现的利润还不足以弥补这一期间的进口气销售亏损，也就是说作为一家上游供气企业这一期间在国产气勘探开发中投入的数千亿资金的投资回报率实际上是一个负数。

3 理顺自然垄断环节的输配气价格

按照 “管住中间、放开两头” 的总体思路推进天然气价格改革，中游的管道运输价格和下游的城市配送价格都属于政府管住范畴。近年来我国在加强自然垄断环节的输配价格监管方面取得了有目共睹的成绩，但仍需持续发力，在我国天然气对外依存度不断上升、进口气价格高企而市场支付能力不足的情况下，管住中间显得尤为重要。

3.1 理顺中游的管道运输价格

国家发改委2016 年10 月下发的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》（以下简称《办法》）规定核定跨省管道的管输价格时税后全投资准许收益率为8%。这是一个不低的收益水平。我国经济发展已经进入新常态，整个国民经济增速已不足7%，管道运输作为基础设施行业，其准许收益率水平过高将会给整个天然气行业与市场的发展带来压力，但理顺管道运输价格需要一个过程。2016年10月下发的《办法》规定准许收益率为8%主要是基于如下考虑：我国对天然气实行门站价格管理，虽然管输价格是生产运输一体化的上游供气方的内部结算价格，与下游用气方无直接关系，但上游供气方属于上市企业，管道价格的调整也要考虑对资本市场的影响［6］。

税后全投资准许收益率可按如下公式计算得出：税后全投资准许收益率＝权益资本比例×权益资本收益率+债务资本比例×债务资本收益率，权益资本比例+债务资本比例＝1。国务院2009 年5 月下发的《关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（国发〔2009〕27 号）规定管道项目的最低资本金比例为20%。假定管道运输企业在建设管道项目时充分利用财务杠杆，项目的资本金比例即权益资本比例以及债务资本比例分别为20%和80%，债务资本收益率即债务资本成本取我国5年以上银行长期贷款基准年利率（目前为4.9%），当全投资税后准许收益率为8%时，权益资本收益率可以达到（8%-80% × 4.9%）／20%＝20.4%，这是一个很高的收益水平。

天然气管道运输与输配电都属于网络型自然垄断行业，目前国家发改委核定区域电网输电价格时权益资本收益率取5%，管网运营机制改革后我国的油气管网由国家管网公司统一经营，管网的投资和经营风险与电网相类似，但我国管网的建设相对滞后，为促进管网建设，可以考虑现阶段核定价格时管网的权益资本收益率比电网高2～3 个百分点，即现阶段管网的权益资本收益率按7%～8%确定，同时要求国家管网公司保持合理的资本结构，降低资本成本，随着管网建设的不断完善逐渐降低管网的权益资本收益率，最终使管网和电网获得大致相同的准许收益率。

3.2 理顺下游的城市配送价格

国家发改委2017年6月下发的《关于加强配气价格监管的指导意见》要求地方价格主管部门按照税后全投资准许收益率不超过7%的原则核定城市配气价格。假定城市燃气企业也充分利用财务杠杆，其权益资本比例和债务资本比例分别为20%和80%，债务资本成本也为4.9%，当全投资税后准许收益率为7%时，权益资本收益率可以达到（7%-80% × 4.9%）／20%＝15.4%，这也是一个很高的收益水平。

如前所述下游城市配送的投资风险低于中游的管道运输，如果说现阶段中游管道运输的合理权益资本收益率为7%～8%，那么现阶段下游城市配送的合理权益资本收益率就应为6%～7%，建议国家发改委要求地方价格主管部门按照权益资本收益率不超过7%的原则核定城市配气价格，同时要求城市燃气企业保持合理的资本结构，降低资本成本。

4 理顺竞争环节的气源和门站价格

按照 “管住中间、放开两头” 的总体思路推进天然气价格改革，气源销售价格和门站销售价格属于放开范畴。近年来我国在放开两头、推进天然气价格市场化方面取得了长足的进展，但就整体而言我国的天然气市场远未发育成熟，完全放开两头尚不具备条件，理顺竞争环节的价格也是我国天然气价格改革的难点。

4.1 气源和门站价格管理现状

迄今为止，我国天然气工业一直采取生产（进口）和运输纵向一体化经营模式，中国石油、中国石化和中国海油等生产（进口）和运输一体化的上游供气企业在城市门站或工厂门站按照门站价格向省天然气公司、城市燃气公司和直供大用户等下游买方供应天然气。为避免上游供气企业规避国家的门站价格管理，凡是政策允许门站价格执行市场调节价的天然气，国家发改委都会在相关的文件中明确气源价格放开。如此政策下，如果上游供气企业不选择在门站环节销售天然气而是选择在国产气出厂环节或进口气到岸环节直接销售天然气，除非政府价格主管部门在相关文件中已明确气源价格放开，上游供气企业不能按市场调节价销售天然气。

门站价格属于国家发改委管辖范围内的天然气目前分为以下两类：①门站价格执行市场调节价的天然气。包括供应给市场的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，通过进口LNG、2014 年底后投产的进口管道气项目、储气库、上海和重庆天然气交易中心等方式供应给市场的天然气，供应给LNG生产企业、化肥生产企业和其他直供工业用户的天然气，通过西气东输管道系统供应给福建省的天然气等，门站销售价格完全市场化。②门站价格执行政府指导价的天然气。凡不符合以上情况的天然气，执行政府指导价，目前的做法是采取 “基准价+浮动幅度” 的管理办法，由上游供气方与下游买方双方以基准价为基础在规定的浮动幅度范围内协商定价，对于浮动幅度的规定是最高可以上浮20%，下浮不限。

4.2 管网运营机制改革带来的问题

在欧美国家，对天然气工业实行以管道独立、运销分离为主要内容的结构改革措施后，两头的气源和门站销售价格就不在政府的管制范围以内了，中央政府只对中间环节的管输价格实行管制。在我国，即使对天然气工业实行以管道独立、运销分离为主要内容的结构改革措施后，由于以下原因完全放开两头的气源和门站销售价格仍不具备条件：

1） 天然气市场发育不成熟。欧美国家的经验表明，“放开两头、管住中间” 是与天然气市场进入稳定增长阶段、天然气的定价机制采取气气竞争相适应的，据有关方面的预测，我国天然气市场的快速增长至少要持续到2030 年才有可能进入到稳定增长阶段。

2） 天然气对外依存度不断上升而且进口气成本很高。为了促进境外天然气资源的引进，2013年7月在全国范围内实施的天然气价格改革方案采取国产气与进口气综合作价方式，解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾，采取国产气与进口气综合定价，就意味着无法“放开两头”。

3） 东西部地区间的经济发展水平差距较大。目前国家发改委在制定不同地区的门站价格时不仅考虑供气成本因素，也考虑经济发展水平、是否为天然气主产区等非成本因素，如果放开两头，市场在形成价格时就不会考虑非成本因素，西部地区的价格就会上升［7］。

另一方面，管道独立、运销分离后政府价格主管部门无论是直接规定门站销售价格还是直接规定气源销售价格，都与管网运营机制改革的宗旨相背离。从欧美国家的经验看，管道独立、运销分离后将存在以下三种销售方式：①上游供气方在气源地直接将天然气销售给下游买方，由下游买方向管网公司购买管道运输容量并向其支付管输费；②上游供气方继续在下游市场区的城市门站或工厂门站实现天然气销售，由上游供气方向管网公司购买管道运输容量并向其支付管输费；③在位于两者之间的天然气交易枢纽（通常位于多条管道的交汇点）实现天然气销售，这种情况下由上游供气方委托管网公司将天然气运输到天然气交易枢纽，完成交易后再由下游买方委托管网公司将天然气运输到城市门站或工厂门站。在我国管道独立、运销分离后天然气在哪个环节实现销售，也应该由作为市场参与主体的上游供应方与下游买方决定，而不是由政府强制规定，如果政府直接规定门站销售价格，就等于强制要求买卖双方在下游市场区的城市门站或工厂门站完成交易，如果直接规定气源销售价格，就等于强制要求买卖双方在气源地完成交易。政府强制要求买卖双方在哪个环节完成交易，既不符合国际惯例，又与通过管道独立、运销分离促进市场主体多元化竞争的目标不符［8］。

4.3 对于理顺气源和门站销售价格的建议

在我国现阶段管道独立、运销分离后完全放开两头的气源和门站销售价格不具备条件，由政府价格主管部门直接规定气源或门站销售价格又与管网运营机制改革的宗旨不符。为解决这一矛盾可采取如下办法作为完全放开两头价格前的一种过渡性措施：第一，由作为市场参与主体的上游供应方与下游买方决定在哪个环节完成交易并由双方协商确定具体交易价格，但对拥有较大市场份额的上游供气方在与下游买方协商确定具体交易价格时必须控制总体价格水平，其上游勘探开发投资在弥补进口亏损后所获得的权益资本收益率不能超过政府价格主管部门规定的管道运输权益资本收益率的2 倍；第二，拥有较大市场份额的上游供气方每年要根据政府价格主管部门的要求上报国产气的勘探开发投资、国产气生产和销售实现的投资收益、进口气销售亏损、国产气勘探开发投资在弥补进口亏损后所获得的权益资本收益率等资料，接受政府监管；第三，政府价格主管部门可通过约谈等方式对上游供气方的销售价格政策提出具体要求，例如对居民用气价格要保持相对稳定、对西部经济欠发达地区的用户给予适当价格优惠等，必要时也可以对上游供气方实行临时价格干预措施。