从天然气定价模式入手 浅析重塑产业链的经济性

2021-05-29 15:40刘倩
中国民商 2021年5期
关键词:经济性产业链天然气

刘倩

摘 要:天然气作为一种特殊商品,在生产、流通、分配和消费等各个环节都具有区别于一般商品的经济特性。对于天然气的定价方法,根据国内外具体实践,主要包括成本加成法和市场净回值法。本文从这两种定价公式入手,来具体分析其中的影响因素,找出天然气定价机制的突破口,从而进一步优化天然气定价机制,降低燃气成本,发展天然气能源。

关键词:天然气;定价公式;产业链;经济性

气价将成为影响国内天然气市场消费的关键因素。必须降本增效,提高与替代燃料的竞争性。不论成本加成法还是市场净回值法,都是市场化改革的风向标:通过经济杠杆原理,充分兼顾上中下游产业链,加强基础设施建设和管道互联互通;强化财政和投融资支持,放开经营特权,寻求经济增长点,形成产业、利益、命运共同体。

一、國内常见的定价机制

(一)成本加成定价法

我国天然气定价方法之一,采用国家调控下的“成本加成”方法,即各环节生产成本加上相应合理的利润构成天然气最终定价。相对应天然气的价格分为出厂价、管输价、配气价和终端用户价四个部分,定价以政府为主市场为辅,政府根据生产与供应成本加上合理利润。可将公式概括为:

Pd=(Q1+Q2)+(C1+C2)

Pt=(Q1+Q2)+(C1+C2)+(D1+D2)

Pd燃气公司价,Pt终端用户价;Q1上游生产储存成本,Q2上游生产厂商利润;C1中游管输费,C2管输企业利润;D1下游配气成本,D2下游销售公司利润。

从成本加成定价公式中可以找出影响天然气价格的主要因素,具体可以概括为上游生产储存成本、中游运输成本及下游分销成本。只有找准切入点,分析利弊才能更好的提出应对策略。

1、上游生产开发

我国拥有400万平方公里的油气勘探权,其中390万平方公里,属于中国天然气集团、中国石化集团和中国海洋天然气总公司。受相关政策和技术水平限制,有能力获得开采权的企业少之又少,导致上游市场存在寡头垄断的特征。这不利于开采市场多元化发展,也不利于形成良性价格竞争机制。

不仅面临的矿权过分集中,更重要的是勘探规模不足。我国常规天然气资源探明率约16%,非常规天然气页岩气探明率仅4.79%,远远低于世界平均水平。其中大量的非常规资源因为竞争不充分、技术创新不足,未得到有效的开发利用。

2、中游运输

管线覆盖率偏低,基础设施不完善。根据中国石油《2018年国内外油气行业发展报告》显示,目前我国天然气运输管道里程约为7.6万千米,与我国国土面积相比,管道密度仅为7.9米/平方千米。

并且天然气资源分布不均,国内天然气主要生产地区集中在西北和西南地区,其中塔里木盆地、鄂尔多斯地区及四川地区天然气储量较大,而我国天然气消费地区主要集中在中东部,供需地分配不均,加大了对天然气管道运输的要求。

3、下游分销

城市管网分销,主要由中石油、中石化、中海油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司。市场化不完善,竞争机制薄弱,开发渠道单一。从天然气终端消费市场看,我国扩展力度后劲不足。其中工业燃料领域的天然气消费占比约10%,远低于欧美等国家40%~50%的水平。在发电领域,天然气发电占比仅3%,也远低于欧美等国家20%~30%的水平。

(二)市场净回值定价法

天然气的另一种定价方法市场净回值法。此方法是以天然气价格与替代燃料(如石油、燃料油)的市场价格挂钩,在此基础上倒扣管道运输费后确定天然气各环节价格。即首先以燃料油和液化天然气的价格为参照基准,计算出用户终端价格,再减去中游配气费用即得燃气公司价格;应用燃气公司价格再减去输运费即得到上游天然气出厂价。定价公式:

Pt=K×([α×PO×Hg/HO+β×Plpg×Hg/Hlpg])×(1+R)

Pd=Pt-(D1+D2)

Pr=Pd-(C1+C2)

Pt天然气终端消费价,Pd燃气公司价,Pr出厂价;K折价系数;[α,β]是燃料油和液化石油气应用规模比重;[PO],Plpg分别表示计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格;[Hg,HO,Hlpg],是天然气、燃料油和液化天然气的净热值;R天然气增值税率。

通过分析市场净回值公式,我们可以看出市场需求和生产供给之间的联动关系。任何一方的改变,都会给另一方造成不可估量的改变。

1、传递市场需求信号,为供给提供方向

以市场需求作为切入点,建立反映市场供求和资源稀缺程度相适应的价格。参考成品油价格联动制度制定相应的天然气价格联动机制,终端销售价格根据价格联动机制相应调整。制定规范化的联动手段、联动周期、联动条件和调价幅度,实现产业链的互联互通,充分契合燃气企业和消费者的合理诉求。

2、天然气与替代品的关系

如天然气价格上涨,短时间内可能不会改变人们的选择,但长期涨价就会使人们选择更廉价的替代品,造成需求量下滑。如天然气的终端销售价格不高于其他替代品价值,而天然气具有便捷与清洁等特点,相对于其他能源来说,天然气更具有竞争优势。

二、从两种定价公式中的自变量入手,探讨未来趋向

(一)加大资源勘探开发力度,夯实资源根基

坚持“放开两头,管住中间”。支持企业拓宽融资渠道,通过企业债券、增加授信额度以及通过深化改革、成立联合体等方法,推动勘探开发投资稳中有增。持续优化天然气生产开发布局和产能结构,扩大优质增量供给,促进供需动态平衡。深入推进天然气开采机械化、自动化、信息化、智能化建设,进一步提升安全绿色高效开发水平。

把扩展非常规天然气开采作为着力点。我国的非常规天然气包括页岩气、煤层气等,开采量偏低,没有形成规模化集成化,开发前期成本偏高。首先,从企业角度出发,互相联合,整合配套,建立共享机制,降低投资成本;其次,政府出台相关扶持政策,降低申请门槛,加强市场监管;最后,通过终端价格提升以及市场化的定价机制增加开采企业的积极性。

(二)加快管网互联互通,推动公平开放

管网建设直接决定着天然气市场的发展版图。2019年12月,国家管网公司挂牌成立。国家管网公司成立后,积极利用大数据平台、人工智能技术完善管网运营机制,形成了跨区域跨气源调度功能的一体化、网络化、智能化体系。利于供需平衡调节调度和提高效率,减少中间环节,利于下游气价下降。

政府牵头,统一协调,建立规模化的战略储备库,形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体,以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系。并进一步建立适合国内行情的战略储备管理制度,加大政策支持,逐步放开储备调峰设施的建设和投资主体,鼓励有能力的外资、民营企业都加入进来。

(三)适度放开特许经营范围,尊重市场需求

《外商投资准入特别管理措施(负面清单)(2019年版)》在电力、热力、燃气及水生产和供应业,新版取消了“城市人口50万以上的城市燃气、热力管网的建设、经营须由中方控股”的负面清单。市场终端行业可自主选择资源方和供气路径,减少供气层级,降低用气成本。各类外资企业、民营企业相互竞争,有序建设和运营,凸显“百家争鸣”的良性竞争机制;简化天然气行政审批手续,消除行业性、地区性、经营性壁垒,促进公平竞争。

三、结语

产业链的有机整合,将助力天然气更好的发展。提高资源开采能力,加强基础设施建设和管道互联互通,建立综合储气调峰和应急保障体系,推进非居民用气价格联动调整,进一步完善居民用气定价机制,打造天然气市场化格局,为绿色经济的可持续发展奠定基础。

参考文献:

[1]付俊涛等.中国天然气价格市场化改革进展分析[J]国际石油经济,2019,27(9):17-24.

[2]朱渝.探索市场净回值法在我国天然气价格改革中的应用—基于对粤桂两省改革效果的评价[J].价格理论与实践,2013(6):47-48.

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