完善我国天然气定价机制的路径与政策

李廷东何春蕾董振宇张 颙

（1.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；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；3.中国石油天然气集团有限公司财务部，北京 1000073）

0 引言

中共中央、国务院2015年10月发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》首次提出按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革。近年来我国按照这一思路推进天然气价格改革取得了显著成效：一方面加快“放开两头”，目前除居民用气要求严格执行基准门站价格外，其他行业用气的门站销售价格均已实行市场调节价或执行“基准价+浮动幅度”的价格政策；另一方面完善“管住中间”，构建了从跨省管道到省内短途管道和城市配气管网的输配气价格监管框架。但是我国现行的天然气价格形成机制与“管住中间、放开两头”仍有很大差距，价格形成机制以政府管制为主，市场化的定价机制很不完善。中共中央、国务院2020年5月发布的《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》中提出推进油气管网对市场主体公平开放，适时放开天然气气源和销售价格。笔者结合欧美国家的经验阐述了天然气定价机制演变的一般规律，总结分析了我国天然气价格改革面临的主要问题，并在此基础上提出完善我国天然气定价机制的路径与政策。

1 天然气定价机制演变的一般规律

欧美天然气市场发展成熟国家的经验表明，天然气市场要经历初始增长和快速增长两个阶段后才能进入发展成熟阶段。在这一过程中天然气市场由非竞争型市场逐步过渡到竞争型市场，天然气的交易方式由长期合同向短期合同、现货和期货交易转变，天然气的定价机制将经历成本加成定价、与油价挂钩以及气与气竞争三个阶段［1-2］。

1.1 初始增长阶段

天然气的气源销售价格有两种基本的定价方法：成本加成法和市场净回值法［3］。采用成本加成法，气源销售价格由生产商的生产成本加合理利润所构成；采用市场净回值法，气源销售价格等于天然气在终端市场的市场价值减去按成本加成原则确定的中游运输储存价格和下游地方配送价格后的差额。天然气的市场价值是指最终用户在用天然气取代其他燃料时产生同一成本的气价。天然气的市场价值是确定天然气终端销售价格的基础。只要终端销售价格不超过天然气的市场价值，用户使用天然气就不会增加支出。

采用成本加成法确定的气源销售价格，是气源销售价格的下限。气源销售价格不能长时间地低于按成本加成法确定的价格，否则上游生产商就不能取得合理利润，它就会离开天然气行业，这个行业就会萎缩；采用市场净回值法确定的气源销售价格，是气源销售价格的上限，气源销售价格不能长时间地高于按市场净回值法确定的价格，否则天然气在终端用户市场就缺乏价格竞争力，天然气行业同样会萎缩。

天然气的市场价值减去按成本加成原则确定的上游气源销售价格、中游运输储存价格和下游地方配送价格后的差额，称为天然气行业的经济剩余。天然气行业的经济剩余不能是负数，否则这个行业无法发展。在天然气市场处于初始增长阶段时，政府的天然气价格政策是鼓励天然气消费，培育市场发展的有效手段，气源销售价格由政府监管部门采用成本加成法制定，同时对中游运输储存价格和下游地方配送价格均实行以成本加成为基础的价格管制，天然气行业的经济剩余全部流向天然气消费者，从而可以最大限度地鼓励天然气消费。

1.2 快速增长阶段

在快速增长阶段，生产商的气源销售价格不再受政府管制，由生产商与提供采购、运输、储存和销售“一揽子”供气服务的管道公司通过谈判确定。具体做法是：首先通过谈判确定基期价格。谈判确定的基期价格不能低于按成本加成法确定的气源销售价格，也不能高于按市场净回值法确定的气源销售价格，最终所达成的价格将落在这两者之间；其次要谈判确定指数化公式。通常的做法是将气源销售价格与天然气替代燃料（一般是石油或石油产品）的价格挂钩，因此也称与油价挂钩。建立指数化公式的目的是为了使天然气价格随可替代能源价格的变化而变化，这样天然气在终端消费市场就可以保持持久的价格竞争力［4］。

在天然气市场处于快速增长阶段时，政府的天然气价格政策是既要鼓励天然气消费，又要鼓励天然气生产，在政府对中游运输储存价格和下游地方配送价格实行以成本加成为基础的价格管制的情况下，天然气行业的经济剩余将由上游生产商和天然气消费者共同分享，从而达到既鼓励生产又鼓励消费的目的。

1.3 发展成熟阶段

当天然气市场进入发展成熟阶段，天然气的供给与需求处于相对均衡状态，政府的天然气价格政策是鼓励竞争，通过竞争降低天然气价格。具体做法就是“管住中间、放开两头”：一方面，改革管网运营机制，不再允许管道公司从事天然气买卖业务，管道公司成为提供公平准入运输和储存服务的公共运输商，对管道公司运输和储存服务的收费价格实行以成本加成为基础的价格管制；另一方面，管网运营机制改革后，地方配送公司和管道直供大用户等下游买方可以自由地选择上游生产商，上游生产商也可以自由地选择下游买方，气源销售价格和门站销售价格均通过市场竞争形成，称为气与气竞争［5］。美国、加拿大和英国是世界上最早在天然气市场引入气与气竞争机制的三个国家。1998年国际能源署对这三个国家进行了评估，认为气与气竞争导致终端用户价格降低，但市场供应量却保持稳定甚至增加，这表明竞争促进了天然气行业产销效率的提高，天然气市场化改革带来的益处正流向天然气消费者［6］。

2 我国天然气定价机制存在的主要问题

2.1 管道输配气的准许收益率明显偏高

按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革，“管住中间”是指管住天然气产业中间环节的管道输配气价格。中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）的现行价格管理办法规定，核定管输价格时准许收益率取8%，核定地方配气价格时准许收益率不超过7%［7-8］。准许收益率可按如下公式计算得出：准许收益率＝权益资本收益率×（1-资产负债率）+债务资本收益率×资产负债率。国务院2015年9月下发的《关于调整和完善固定资产投资项目资本金制度的通知》（国发〔2015〕51号）规定管道项目的最低资本金比例为20%。在最低资本金比例的情况下（此时资产负债率为80%），如果债务资本收益率取我国5年以上银行长期贷款基准年利率（目前为4.9%），当准许收益率取8%时，权益资本收益率可以高达（8%-80%×4.9%）／（1-80%）＝20.4%；当准许收益率取7%时，权益资本收益率仍然高达（7%-80%×4.9%）／（1-80%）＝15.4%。天然气管网输配送与电力电网输配送都属于网络型自然垄断行业，投资和经营风险类似，目前国家发改委核定电网输配电价格时权益资本收益率取值约为5%，表明天然气输配送的准许收益率明显偏高。

我国当前正在大力推进管网运营机制改革，在管网独立、运销分离的情况下，过高的管道输配气准许收益率将会对天然气产业全产业链的健康发展起到制约作用。尤其是在我国天然气对外依存度较高而且进口价格也较高的情况下，管道输配气的准许收益率过高，就挤压了上游资源供应企业的价格空间，导致上游资源供应企业天然气进口出现严重亏损。例如中国石油作为我国最大的天然气供应商，自2010年开始大规模进口天然气，从2010年到2019年的10年时间里，天然气进口累计亏损2 557亿元，同时管道运输业务实现利润合计2 381亿元，天然气进口亏损主要靠管道运输业务的利润来弥补。管网运营机制改革后，没有了管道运输业务的利润，天然气进口亏损就失去了弥补来源，这将严重制约上游资源供应企业可持续发展的能力。如果上游资源供应企业失去了可持续发展能力，管道输配送也就失去了赖以存在和发展的基础。管道输配气准许收益率过高，也将导致天然气价格市场化改革推进困难。在上游资源供应企业进口天然气严重亏损的情况下，管道输配气准许收益率过高，放开天然气价格就意味着市场供应价格大幅上升，这显然与天然气价格市场化改革的宗旨不符。

2.2 放开天然气价格没有明确的标准和条件

按照“管住中间、放开两头”的总体思路，“放开两头”是指放开管道两头的气源销售价格和门站（或终端）销售价格。目前我国市场消费的天然气，95%以上是由中国石油、中国石化和中国海油三大石油公司供应的，国家发改委和省级价格主管部门对它们供应的天然气实行门站价格管制。中国石油和中国石化是从事跨省天然气供应业务的上游供气企业，既供应陆上国产和进口管道气又供应海上进口LNG，门站销售价格受国家发改委管辖；中国海油是从事省内天然气供应业务的上游供气企业，以供应海上国产气和进口LNG为主，门站销售价格受省价格主管部门管辖。实践中的共同特点是，凡是门站销售价格没有放开的天然气，气源销售价格也没有放开，门站销售价格已经放开的天然气，气源销售价格同时放开。

近年来我国在放开气源和销售等竞争环节的价格方面取得了不小成绩。中国海油供应的海上国产气，门站销售价格由市场形成，供应的进口LNG，地方政府采取顺价销售原则制定门站销售价格。中国石油和中国石化供应的页岩气、煤层气、煤制气、进口LNG、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，门站销售价格由市场形成。但是现行的《中央定价目录》规定任何省份只要具备竞争条件，门站销售价格就执行市场调节价，但在什么情况下算作具备竞争条件，并没有明确。此外，现行的《中央定价目录》规定，不具备放开条件的国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成，但何时放开，需要具备什么条件才能放开，也没有明确。

对已经放开价格的天然气，在实际执行过程中也面临不小困难，特别是从事跨省天然气供应业务的中国石油和中国石化，挑战更大。我国推进天然气价格市场化改革采取边际上寻求突破、渐进式推进、针对性调整等方式［9］，使得中国石油和中国石化已放开价格的天然气具有如下特点：第一，已放开价格的天然气在它们向市场供应的天然气总量中所占比例较小；第二，已放开价格的天然气通常都是供应成本较高的天然气，如非常规天然气、进口LNG以及通过储气设施供应的天然气等。国家发改委要求向市场供应的天然气如果执行市场化价格，就必须与用户单独签订供气合同，明确供应的是什么气源，供应量是多少。如果不通过合同明确约定而执行市场化价格，就属于违反国家的天然气价格政策，将受到监管部门的严厉查处。这种要求使得执行国家的天然气价格市场化政策面临巨大挑战，即把供气成本较高、可以执行市场化价格的天然气分配给谁。对供气成本较高、可以执行市场化价格的天然气单独签订合同，没有用户愿意签订这样的合同，即使用户不签订这样的合同，供气方也不能拒绝供气。如果每个用户都按比例分摊一点，又属于搭售商品的销售行为，我国《反垄断法》第十七条第五款规定，禁止具有市场支配地位的经营者没有正当理由搭售商品或者在交易时附加其他不合理的交易条件。

2.3 “基准价+浮动幅度”管理办法存在不足

从适用的价格政策角度看，我国市场上销售的天然气目前分为两类：一类是执行市场调节价的天然气，门站销售价格完全放开；另一类是执行政府指导价的天然气，门站销售价格执行“基准价+浮动幅度”价格政策。由于我国天然气市场发育不成熟，中国石油和中国石化所供应的天然气在政策执行过程中一般都按照“基准价+浮动幅度”管理办法操作，区别在于执行政府指导价的天然气，上浮幅度最高不超过20%，门站销售价格完全市场化的天然气，上浮幅度理论上可以不受最高不超过20%的限制［10］。

采用“基准价+浮动幅度”的价格管理办法，出发点是为了使政府管控与市场调节两者有机结合起来，从近几年的实施效果看，存在以下不足：

一是使与油价挂钩机制不再发挥作用。我国从2013年7月10日起在全国推广天然气门站价格管理，最初采取的是上限价格管理并建立了与油价挂钩机制，用公式表示：各省最高门站价格=上海计价基准点价格-地区贴水。地区贴水是综合考虑各省天然气运输成本差异、是否是西部大开发省份、是否是天然气主产区等因素制定的；上海计价基准点价格的定价公式为：P＝R×（0.6×P燃料油×H天然气／H燃料油+0.4×PLPG×H天然气／HLPG）×（1+增值税税率）。式中：P为上海计价基准点价格；R为折价系数；P燃料油和PLPG为我国进口燃料油和液化石油气（LPG）的价格；H燃料油、HLPG和H天然气为燃料油、LPG和天然气的净热值。从2016年11月20日开始实行“基准价+浮动幅度”管理后，与油价挂钩机制就不再执行。

二是价格浮动政策在执行过程中充满争议。国家发改委的文件要求，消费旺季可在基准门站价格的基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，所以价格浮动政策主要是用于解决季节峰谷差价问题［11］。然而在执行过程中，由于上游供气方具有市场支配地位，消费旺季价格上浮多少，消费淡季是否下浮，供气方拥有较大话语权，用气方对此意见很大。由于供用气双方市场谈判力量的不对等，国家发改委不得不动用行政权力对浮动幅度进行临时干预，导致有政策不让执行，又使市场对政府出台浮动政策的初衷产生质疑。

2.4 市场中心的发展尚处于起步阶段

我国于2016年11月和2017年1月先后成立了上海和重庆两家石油天然气交易中心，国家发改委的有关文件规定通过这两个交易平台公开交易的天然气，价格由市场形成。从实施效果看，通过这两个交易平台交易的天然气不仅交易量很小，在发现价格方面所起的作用也非常有限，无法形成市场基准价格。由于上游供气方数量较少且拥有市场支配地位，同时上游供气方承担保供的社会和政治责任，使得通过这两个交易平台交易的天然气，与我国的土地拍卖很相似，只有竞买，没有竞卖，具体做法是上游供气方不定期地拿出一定量的天然气投放到指定的区域市场（通常以省级行政区为单位），交易价格通常是以国家发改委规定的各省门站基准价为基础采取价高者得。

通过市场中心形成基准价格，只有在天然气市场发展成熟的情况下才有可能，目前仅在欧美少数国家和地区有成功案例。在这方面我国还有相当长的路要走，我国目前所做的工作还仅限于在上海、重庆建立了两家现货交易平台，更为重要的交易枢纽建立工作还没有提上议事日程，不具备交易枢纽和交割地的交易中心是无法形成基准价格的［12］。如果把交易枢纽看作是天然气市场中心的硬件，上海、重庆等交易平台仅是市场中心的软件。在欧美国家说起天然气市场中心一般指的是交易枢纽，因此严格说来现阶段我国还没有真正意义上的天然气市场中心。

现阶段我国还无法通过市场中心形成基准价格，最根本的原因是我国的天然气市场发育不成熟。由众多买方和卖方在市场中心通过竞买和竞卖形成基准价格，必须符合下列条件：卖方可以自由地选择买方，谁出的价格高就将天然气卖给谁；买方也可以自由地选择卖方，谁的价格低就买谁的天然气。很显然，就整体而言现阶段我国还不具备这样的条件，卖方不能自由地选择买方，买方也不能自由地选择卖方。我国现阶段的实际情况是可供买方选择的卖方很少甚至只有唯一的卖方，卖方也不能选择买方，卖方承担保供的政治和社会责任。

3 完善天然气定价机制的政策措施

3.1 参照电网的办法合理确定管道输配气的准许收益率

以管网运营机制改革为契机，将明显偏高的管道输配气准许收益率降下来，理顺天然气产业链价格，妥善解决进口气严重亏损问题，实现全产业链健康发展，是当前完善我国天然气定价机制的首要任务［13］。天然气管网输配送与电力电网输配送都属于网络型自然垄断行业，投资和经营风险相类似，建议参照国家发改委核定电网输配电准许收益率的办法，合理确定管道输配气的准许收益率，具体做法是：准许收益率＝权益资本收益率×（1-资产负债率）+债务资本收益率×资产负债率。其中：权益资本收益率原则上按不超过同期国资委对管道输配气企业经营业绩考核确定的资产回报率，并参考上一监管周期同类管道输配气企业实际平均净资产收益率核定；债务资本收益率参考管道输配气企业实际融资结构和借款利率，以及不高于同期人民币贷款市场报价利率核定；资产负债率按照国资委考核标准并参考上一监管周期同类天然气基础设施运营企业资产负债率平均值核定。

3.2 以《反垄断法》为依据明确放开价格的标准和条件

根据国际天然气联盟（IGU）的统计，全球天然气定价机制主要有政府管制、与油价挂钩和气与气竞争3种类型，其中与油价挂钩（适用于非竞争型市场）和气与气竞争（适用于竞争型市场）属于市场化的定价机制。全球天然气定价机制总的发展趋势是由管制定价转向市场化定价，由与油价挂钩转向气与气竞争。现阶段我国天然气市场从整体看仍属于非竞争型市场，更确切地说属于寡头垄断型市场，随着油气体制改革的不断深化和效果的显现，未来我国天然气将由非竞争型市场逐步向竞争型市场转变，这个过程会很慢长但趋势不会逆转。结合我国天然气价格改革的目标和市场所处发展阶段，完善天然气定价机制应针对不同地区采取不同的改革政策，对不具备取消门站价格管制条件的地区，促进定价机制由政府管制转向与油价挂钩，对具备取消门站价格管制条件的地区，促进定价机制由与油价挂钩转向气与气竞争。

哪些地区具备取消门站价格条件，哪些地区不具备，应有明确的标准和条件。具备条件的地区，价格要坚决放开，否则市场化改革的进程就会受到影响；不具备条件的地区，不能简单地一放了之，否则执行就会面临很大困难。可以依据我国《反垄断法》明确放开价格的条件与标准，任何上游供气企业只要根据《反垄断法》不能推定它在某个特定区域市场（以省级行政区为单位）拥有市场支配地位，该供气企业在这个特定区域市场的门站销售价格就完全放开。从各省市天然气供给情况看，内陆省份供应主体相对单一，沿海省份除了有管道天然气供应，多数也有进口LNG供应而且供应主体会越来越多，因此在沿海省份将率先形成“X+1+X”竞争型市场，进而率先满足取消门站价格管制的条件。

3.3 对不具备取消门站价格管制条件的地区完善门站价格形成机制

要把完善门站价格形成机制作为一项长期政策，而不是作为一种权宜之计，这是由我国天然气市场的特点所决定的。与欧美国家不同，我国在天然气工业与市场发展的早期阶段并没有在上游供应领域实行多元化政策，而是随着石油工业体制的演化形成了目前由中国石油、中国石化和中国海油三大石油公司集中供应的局面。2019年我国天然气表观消费量为3 067×108m3，三大石油公司供应2 950×108m3，占96%的市场份额。有关机构预测，2035年我国天然气年消费量将达到6 000×108m3［14］。依据我国《反垄断法》，如果三大石油公司不被推定具有市场支配地位，其市场份额合计必须降到75%以下，也就是说，它们在2035年最多只能供应4 500×108m3，其余1 500×108m3要由其它供应商负责供应，留给三大石油公司的增长空间是1 550×108m3。这也就意味着，只有当未来新增供应量由三大石油公司与其它供应商平分，在2035年三大石油公司的市场份额合计才有可能下降到75%以下。但这种情况发生的可能性非常小，考虑到三大石油公司在我国天然气上游供应领域所拥有的特殊地位，未来新增供应量主要还是要依赖它们。

以上分析表明，我国要在全国范围内全面取消门站价格管制，将需要很长时间，因此花大力气完善门站价格形成机制是一项非常值得做的工作。对从事省内天然气供应业务的中国海油，门站销售价格受地方政府管辖，可继续采用现行的按顺价销售原则定价；对从事跨省天然气供应业务的中国石油和中国石化，门站销售价格受国家发改委管辖，考虑到目前采取“基准价+浮动幅度”管理办法存在不足，建议恢复上限价格管理并按如下思路完善门站价格形成机制：各省最高门站价格＝上海计价基准点价格-地区贴水+冬季升水。与2013年7月10日推广门站价格管理时发布的定价公式相比，地区贴水值可维持不变；对于上海计价基准点价格，原有的定价公式属于直线公式，公式中的折价系数R取恒定值0.85，导致低油价时天然气价格过低供气方难以接受，高油价时天然气价格过高用气方难以接受，可以考虑采取S曲线公式形式，低油价时提高折价系数并设定下限价格，高油价时降低折价系数并设定上限价格，通过这种方式减缓油价变动对天然气价格的影响［15］；冬季升水属于新增加的项目，主要用于补偿上游供气方冬季保供期间（从每年的11月1日至下一年的3月31日）增加的冬季调峰成本，增加了冬季升水项目后，取消目前在执行过程中容易引起争议的价格上浮政策。

3.4 对取消门站价格管制的地区加快发展天然气市场中心

对具备取消门站价格管制条件的地区，要加快发展天然气市场中心，由众多买方和卖方在市场中心通过竞买和竞卖形成基准价格。发展天然气市场中心，不能停留在只建立两家交易平台，必须把交易枢纽建立工作尽快提上议事日程。国务院发展研究中心的研究认为，未来我国天然气管网将逐步形成五大枢纽中心（上海市、广东省、宁夏中卫、湖北省和河北永清）和八大区域市场（环渤海、长三角、川渝、珠三角、中西部、中南部、东北和西北地区）。从理论上说，这五大枢纽在未来都有可能发展成为类似美国亨利枢纽的实体枢纽，而这八大区域市场则可能发展成为英国NBP那样的虚拟枢纽［16］。

笔者认为，长三角地区已形成多主体、多渠道的供气格局，管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施的建设也比较完善，已形成的天然气消费规模较大，天然气市场发展相对成熟，有可能最先具备建设像英国NBP那样的虚拟枢纽的条件。发展天然气市场中心，通过竞争方式形成市场基准价格，可以将我国天然气价格市场化水平提高到一个新层次，实现由与油价挂钩向气与气竞争转变。我国天然气对外依存度较大，长三角地处东部沿海地区，加快长三角交易枢纽的建设，也有利于我国融入国际天然气贸易体系，增强我国在天然气国际贸易中的定价话语权。

同时也要看到，天然气市场中心的建设是一项非常复杂的工作，需要由国家有关部门牵头，众多机构、企业共同参与。这里要特别强调，加快发展天然气市场中心，要充分调动和发挥国家管网公司的积极性，因为天然气交易枢纽是天然气市场中心的核心，天然气基础设施运营企业负责枢纽的建设、运营和提供枢纽服务。由于交易枢纽需要大量的基础设施和有力的运行作为支撑，其建设过程比交易平台的建设更具挑战性。交易枢纽往往不止一个，北美地区有二十多个天然气枢纽，西北欧每个国家至少有一个枢纽，我国随着天然气市场发展的不断成熟，未来也需要建设多个交易枢纽。

4 结论与建议

结合我国天然气价格改革的目标、天然气市场所处发展阶段以及价格形成机制存在的问题，完善天然气定价机制的路径与政策是：一方面要进一步“管制中间”，参照核定电网输配电准许收益率的办法，合理确定管道输配气的准许收益率，理顺天然气产业链价格，促进天然气全产业链健康可持续发展；另一方面要完善“放开两头”，以《反垄断法》为依据明确放开价格的标准和条件，对不具备取消门站价格管制条件的地区完善门站价格形成机制，促进定价机制由政府管制向与油价挂钩转变；对具备取消门站价格管制条件的地区加快发展天然气市场中心，促进定价机制由与油价挂钩向气与气竞争转变。