国家油气管网公司成立后的天然气价格机制改革建议

何春蕾 段言志 李森圣

（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

2019 年12 月9 日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家油气管网公司”）在北京正式成立，标志着我国油气体制改革取得实质性突破，改革将迈入新阶段。现有的天然气产业链价格机制，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［1-2］。作为天然气产业链中承上启下的关键环节，国家油气管网公司的成立将给我国现行天然气市场体系及其运行机制带来深刻的变化［3］。天然气行业现有的产运储销一体化格局将逐渐被打破，产业链原有的收益模式、利益分配格局也面临重构。天然气价格机制的制定是理顺天然气产业链的关键，在产业格局被打破、利益格局被重构的情况下，需要对现行的天然气产业链价格机制进行协同性改革，以适应管网改革的需要，打造高质量发展的中国天然气产供储销体系［4-5］。

1 门站价格

1.1 发展历程及现状

中国天然气价格市场化改革起步于天然气门站价格机制改革。通过2011 年两广试点、2012 年川渝推广，2013 年迅速在全国推广，门站价格由原来的成本加成价格变为市场净回值价格。从2015 年起，国家陆续出台相关文件，进一步完善天然气门站价格机制。2015年11月，非居民用气由最高门站价格管理调整为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2018年5月，居民用气实现与非居民用气价格机制衔接。2019 年11 月4 日，国家发改委修订《中央定价目录》（以下简称《目录》）公开征求意见，意见稿将各省区市天然气门站价格从《目录》中移除，而跨省区市管道运输价格予以保留。2020年3月16 日，国家发改委在前期征求意见稿的基础上正式发布新版《目录》，并明确自2020 年5 月1 日起施行，按照新规，满足“具备竞争条件省份”可按市场方式形成天然气门站价格［6］。

1.2 存在的问题

按照2020 年新版《目录》释放的信号，短期内天然气价格机制仍按现行机制执行，但国家全面放开价格的目标已然明确，门站价格取消为期不远，意味着价格的全面放开，完全由市场来决定价格，因此需要尽早建立并落实市场化的价格机制。

1.3 改革建议

目前的天然气门站价格管理政策已平稳运行多年，且一直朝着市场化改革方向推进［7］。国家油气管网公司成立后，为便于管理和操作，在改革过渡期建议沿用目前的天然气门站价格管理模式不变，并增加按气源方（油气田企业、LNG 资源拥有者等）自主定价销售的模式（图1）。

图1 管网改革后销售结算模式示意图

对气源方销售的天然气，采用市场化方式由气源方自主定价。例如价格可以设定某定价公式，与上海和重庆的天然气交易中心的现货交易价格、现行门站价格、替代能源挂钩等多种方式组合，由气源方自主设定，并向社会公开。相应的交易模式为用户“从上游气源方购气+从管道公司购买容量”或者上游气源方“从管道公司购入容量后将天然气销售给用户”。

以上两种不同的销售模式将形成两种不同的门站价格机制。前者的价格基础是国家管理的门站价格，宏观上与可替代能源（燃料油和液化石油气）挂钩；后者则更多地体现市场化、供求关系等因素，这是下一步发展方向。在实际操作中，气源方销售的天然气量一开始可以很小，之后按比例逐步扩大，最终将门站价格销售的部分全部替代。

我国天然气价格改革的最终目标是放开气源和销售价格，政府只监管管网输配气价格。在过渡阶段门站价格管理的基础上，视天然气价格市场化改革进程适时完全放开天然气门站价格，放开气源和销售价格，由市场竞争形成。

2 管输价格

2.1 发展历程及现状

我国的天然气管输价格由国家监管，随着管道建设和天然气价格改革不断推进，管输价格形成机制也发生了重大变化，经历了3个阶段：

1）油气田周边管道实行统一定价。对油气田周边的管道，我国最早于1964 年开始收取管输费。基本原则是保证按时回收国家投资，同时减少输气亏损。1976 年12 月，原石油化工部发文规定天然气管输按输送距离收费，并制定了管输距离和费率标准。之后历经多年，国家根据物价水平变化并坚持保本微利原则，对管输费率进行了数次上调。

2）长输管线实行一线一价。1984 年我国实行“拨改贷”政策后，对新建管道采取新线新价、一线一价管理办法。新线采用经营期评价法按照合理投资回报率核定管输价格，西气东输、陕京线等长输管道运输价格中还包含了储气费。后来曾对部分管道做了“两部制”价格改革的尝试，但并不成功［8］。

3）一企一价。2016 年，国家发改委印发管理办法，明确了按照“准许成本加合理收益”原则制定管输价格，对新成立企业投资建设的管道，运用建设项目财务评价的原理，制定管道运输试行价格，在可研报告设计的达产期后，调整为“准许成本加合理收益”原则核定管道运输价格。2017 年国家发改委据此核定了13 家管输企业的管输价格，并要求管输企业根据单位距离的运输价格，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定并公布管输价格表。

2020 年新版《目录》保留了油气管道运输定价，并将“跨省长输管道价格”独立成一大项目类别，可以看出作为中间环节的管道将严格执行“管住中间”思路，管输费政策定价将长期存在。

2.2 存在问题

国家油气管网公司的成立，对如何制定管输价格来说，无论是按照过去“一线一价”或目前“一企一价”方式确定都将面临一些问题。主要包括：

1）“一企一价”的范围问题。按照价格管理办法，需对独立法人的管道运营企业制定统一的管输价格。那么是将国家油气管网公司视为一家法人企业，还是将其下属的原东部管道、川气东送管道等企业按独立企业分别制定管输价格，亦或是采用其他组合方式来确定价格，因不同的独立法人企业划分与管输价格水平直接相关，需要慎重地综合考量来确定一个合理的解决办法。

2）管输价格体系设计问题。解决按距离定价是管输费制定的基本思路，但当前形势下对一些重要节点定价也十分必要。总体来说当前我国天然气管输能力不足，重要骨干管道交接点、不同气源互联互通点等局部区域（或节点）的管输能力紧张，一方面国家油气管网公司对这些节点的管理将会付出更多精力，另一方面市场对节点管容的争夺也将十分激烈，如何体现这些节点的价值是进一步完善管输价格体系的重点。

2.3 改革建议

建议将管输成本按功能区分为“基本运输成本”、“节点调配成本”，成本总和为油气管网公司的准许成本。

1）基本运输成本是油气管网公司为跨区域的长距离运输所支付的成本。参照现有价格管理和成本监审的基本定价原则不变，定价模式采用“一企一价”下的“一线一价”、“一类一价”、“一公司一价”。国家油气管网公司根据管道布局等情况成立独立核算的下属分公司或子公司，然后再根据“一线一价”或“一类一价”（如西气东输一、二、三、四线，陕京一、二、三、四线等同类管道）的原则分配服务总成本给分公司，最后形成管网公司下属分公司或子公司较为详细的区域到区域的进气点/出气点管道运输价格表，为方便管理和操作，建议出气点详细到地级市一级。此外，为合理核定天然气管道运输成本和价格，建议进一步优化并确定合理的准许收益率、负荷、折旧、维护修理费、损耗等参数，以便于管道容量交易适时推进管道容量费加使用费的“两部制”收费模式［9］。

2）节点调配成本为油气管网公司在重要节点支付的相关运营和管理费用。可在全国范围内确定5～6个重要的天然气管道互联互通点、区域间供气瓶颈点等，如中卫、忠县等。针对这些节点的进气/出气需单独定价，采用一部制价格。举例来讲，随着四川地区天然气增储上产加快，忠武线运输能力将成为瓶颈，假若将忠县作为重要节点进行管理，如果某上海用户从四川泸州采购川南页岩气，并预定了在忠县的管输容量，需支付的管输价格就为：“泸州—上海的基本管输价格”+“忠县节点调配价格”。

3 储气服务价格

3.1 发展历程及现状

我国地下储气库目前收费主要实行石油企业内部结算价，没有实行单独定价，储气服务定价主要经历了3个发展阶段。

1）早期阶段，通过管输费回收储气费。国家在长输管道管输费核准过程中，考虑了配套地下储气库并将其投资成本纳入管网系统进行统一评价，储气费包含在管输费之中，由全体用户共同负担。我国已投产的西气东输一线和二线、忠武线、陕京管线等的管输费中都包含储气调峰费。

2）第二阶段，通过门站价格收取储气费。在国家实行天然气门站价格管理后，含储气费的管输费包含在门站价格中，通过门站价格向后顺价到用户，无差别地向所有用户收取。在这个阶段，储气费作为供气企业内部价格自行结算，不直接与用户发生关系。

3）第三阶段，2016 年10 月，国家发改委下发《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确储气设施的天然气购进价格和对外销售价格由市场竞争形成。根据成本监审办法，从2017年9月1日开始执行新的政策，管输价格中不含储气调峰费。但是，随着用气规模的扩大，一体化经营的供气企业承担的储气成本显著增加，因此供气企业利用市场化的价格政策，通过在冬季上浮门站价格来回收部分储气成本。

3.2 存在问题

目前，我国储气调峰能力已经成为天然气产供储销体系建设中的重要一环，特别是根据2018 年国家发改委、国家能源局下发的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，以及2020 年4 月国家发改委等五部委下发的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》要求，各方都需进一步加快储气调峰能力建设。但由于目前地方政府和相关企业对储气调峰价格市场化、成本分配和疏导等问题的认识上还存在偏差，造成了储气调峰成本回收困难的局面。

3.3 改革建议

国家油气管网公司成立后，三大石油公司所拥有的部分地下储气库和LNG 接收站将划归国家油气管网公司所有，鉴于该公司不以买卖天然气、不以价差为盈利模式的定位，划归其所有的储气基础设施资产主要用于应急保供需要。而留存三大石油公司所有的储气基础设施，原来是作为油气管网附属设施而建设的，管网资产剥离后，储气基础设施通过管输收益补充投资经营成本的难度就更大了，将进一步加剧储气调峰成本回收难的问题。鉴于此，为了在过渡期保障储气库的正常运营，激励三大石油公司及其他社会资本加大储气基础设施的建设投资，建议按照服务成本法即“成本加准许收益”来收取储气服务费用［10］。

视国家油气管网改革的推进情况，后期将逐步推动实施储气库市场化运营模式，逐步成立一些独立经营的储气库企业，并探索储气量销售、容量出售、仓储服务、可中断储气服务等运营模式，结合服务成本法和市场化的定价方式，形成具有指导性和标杆性的储气服务价格。

4 能量计量计价

4.1 现状

天然气能量计量计价因其科学性和公平性被国际社会普遍采用。目前我国并行有体积计量、质量计量、能量计量等天然气计量交接方式，其中，以体积计量计价结算为主，能量计量主要在进口LNG及LNG气化后的大规模气量交接中使用［11］。

我国正在迎来天然气发展黄金时期，实施天然气能量计价是与国际接轨，保障天然气市场公平开放、促进天然气产业健康持续发展的重要条件。国家发改委在2019年5月印发的《油气管网设施公平开放监管办法》中明确提出将推行天然气能量计量计价体系，并规定了24 个月的过渡期。当前，我国推行天然气能量计量计价已基本具备技术、基础设施和制度等基础条件。因此，应加快制定天然气能量计价实施方案。

4.2 能量计量计价存在问题及改革建议

我国实施天然气能量计量计价主要涉及几大问题，一是计量计价单位的选择。计量单位主要考虑在国家法定能量单位千瓦时（k·Wh）和焦耳（J）之间选择。从民众接受程度、与电的计量单位做比较的角度考虑，建议采用千瓦时作为天然气能量计量单位。二是价格转换基准热值的确定。确定基准热值是将目前的体积计价体系向能量计价体系转换的关键，鉴于基准热值的选择直接关乎供需双方的利益，所以基准热值的选择必须注重客观公正性，建议按全国天然气平均热值确定基准热值（约36 MJ／m3），再将目前各省（直辖市、自治区）的综合门站价（元／m3）转换为能量价格（元／kW·h），尽可能使供需双方利益不受大的影响［12］。三是统一进入长输管道的天然气热值标准问题。为保证下游用户用气气质的稳定性，提高管输利用效率，体现管输环节的公平公正性，根据国外经验，如法国，要求进入B型管网天然气热值范围为34.2～37.8 MJ／m3，进入H管网天然气热值范围为38.5～46.1 MJ／m3，目前《天然气：GB17820-2018》中要求的进入长输管道的天然气高位发热量34 MJ／m3的范围太宽泛，建议将进入长输管网的天然气的热值限定在一个较窄的区间范围［13］。四是居民用户采用体积计量、能量结算的方式。居民用户用气点多面广，采用间接法无需安装能量计量系统，参照国外的做法可采用体积计量、能量计价结算的方式。

5 结论

1）新版《中央定价目录》的发布实施释放出加速门站价格市场化的信号，门站价格取消为期不远，建议过渡期沿用目前的天然气门站价格管理模式不变，同时增加气源方自主确定定价公式销售的模式。后期视天然气价格市场化改革进程，放开气源和销售价格。

2）国家油气管网公司成立后，管输价格的合理制定十分关键。建议完善管输价格体系，制定“区域到区域”的基本运输价格和对管网中重要节点的节点调配价格，为便于管道容量交易适时推进管道容量费和使用费的“两部制”收费模式。根据节点运营和管理成本单独进行调配价格定价，采用一部制价格。

3）国家油气管网公司成立后，储气调峰成本回收困难的问题将继续存在，且会影响社会资本参与储气设施投资建设的积极性。建议调整现行的市场化协商收费的方式，按照服务成本法即“成本加准许收益”来收取储气费。后期视国家管网改革的推进情况，逐步推动实施储气库市场化运营模式。

4）我国推行天然气能量计量计价已基本具备技术、基础设施和制度等方面的基础条件，建议加快制定天然气能量计价实施方案。针对实施方案中涉及的若干关键问题：一是建议采用千瓦时作为天然气能量计量单位；二是建议按全国天然气平均热值确定基准热值（约36 MJ／m3）；三是建议将进入长输管网的天然气热值限定在一个较窄的区间范围；四是建议居民用户采用体积计量、能量结算的方式。