我國天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系：現(xiàn)狀、問題與建議

張 颙

中國石油天然氣集團有限公司財務部

0 引言

天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設是保障天然氣長期穩(wěn)定供應的基礎和關鍵，加快推進天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設，是我國天然氣工業(yè)當前的重點任務。價格是市場機制的核心，也是產(chǎn)供儲銷體系建設的關鍵環(huán)節(jié)。近年來我國按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系建設，一方面加快天然氣價格市場化改革，目前除居民用氣的門站銷售價格仍執(zhí)行國家規(guī)定的基準價格外，其他用氣的門站銷售價格均已執(zhí)行市場調節(jié)價或政府指導價；另一方面加強自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格監(jiān)管，從跨省長輸管道到省內(nèi)短途運輸管道和城鎮(zhèn)配氣管網(wǎng)，均已采用國際通行的以服務成本監(jiān)管為基礎的現(xiàn)代監(jiān)管。盡管如此，我國的天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系仍不能很好地適應天然氣工業(yè)與市場發(fā)展的需要，仍存在諸多不完善的地方，需要加以改進。為此，研究了我國天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系的現(xiàn)狀及存在的問題，提出了完善產(chǎn)供儲銷價格體系的建議。

1 天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系現(xiàn)狀

1.1 產(chǎn)供儲銷價格體系的特點

我國天然氣工業(yè)采取產(chǎn)運儲銷一體化經(jīng)營模式，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中石油）、中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中石化）、中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中海油）等產(chǎn)運儲銷一體化的上游供氣公司在城市門站或工廠門站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，其中負責陸上天然氣生產(chǎn)的中石油、中石化的門站銷售價格受國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱國家發(fā)改委）管轄，負責海上天然氣生產(chǎn)的中海油的門站銷售價格執(zhí)行市場調節(jié)價或受省級價格主管部門管轄。城市燃氣公司的終端銷售價格則由地方價格主管部門管理。

國家發(fā)改委管理的門站銷售價格在我國天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系中居于核心地位。氣源價格（包括國產(chǎn)天然氣的出廠價格和進口天然氣的到岸價格）、管輸價格、地下儲氣庫的儲氣價格以及進口LNG的接收、儲存和氣化價格等，通常都是作為產(chǎn)運儲銷一體化的上游供氣公司的內(nèi)部結算價格，與城市燃氣公司、直供大用戶等下游買方不發(fā)生直接關系。

國家發(fā)改委管理的門站銷售價格也是地方價格主管部門制定城市燃氣公司終端銷售價格的基礎。城市燃氣公司的終端銷售價格由國家發(fā)改委管理的門站銷售價格加上城市燃氣公司的輸配氣價格所構成，一般是按照成本加成原則制定。

1.2 門站銷售價格的管理方式

隨著天然氣價格市場化改革的不斷深化，特別是居民用氣與非居民用氣的門站銷售價格在2018年6月10日并軌后，門站銷售價格屬于國家發(fā)改委管轄范圍的天然氣目前分為以下兩種類型：

1）門站銷售價格執(zhí)行市場調節(jié)價的天然氣。包括供應給市場的頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣，通過進口LNG、儲氣庫、上海和重慶天然氣交易中心等方式供應給市場的天然氣，供應給LNG生產(chǎn)企業(yè)、化肥生產(chǎn)企業(yè)和其他直供工業(yè)用戶的天然氣，通過西氣東輸管道系統(tǒng)供應給福建省的天然氣等，門站銷售價格完全市場化。

2）門站銷售價格執(zhí)行政府指導價的天然氣。凡是不符合門站銷售價格完全市場化條件的天然氣，執(zhí)行政府指導價，目前的做法是采取“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，由上游供氣方與下游買方以國家發(fā)改委規(guī)定的基準價為基礎在規(guī)定的浮動幅度范圍內(nèi)通過合同約定具體交易價格，這實際上是一種政府管控與市場調節(jié)相結合的價格管理方式。對浮動幅度的規(guī)定是最高可以上浮20%，下浮不限。

1.3 門站基準價定價公式

門站基準價按省級行政單位制定，用公式表示：某省份的門站基準價＝上海計價基準點價格－該省份的地區(qū)貼水。其中上?；鶞庶c價格采取與油價掛鉤的方式確定，計算公式為：

式中P表示上海計價基準點價格，元/m3；R表示折價系數(shù)，目前為0.85；P燃料油、PLPG分別表示計價周期內(nèi)我國海關統(tǒng)計進口燃料油和液化石油氣（LPG）的價格，元/kg；H天然氣、H燃料油、HLPG分別表示天然氣、燃料油和LPG的凈熱值（低位熱值），分別取值8 000 kcal/m3、10 000 kcal/kg和12 000 kcal/kg（1 kcal＝ 4.186 kJ）。

地區(qū)貼水（表1）主要考慮不同省份的用戶使用陸上國產(chǎn)天然氣和進口管道天然氣運輸成本的差異、是否為國家實施西部大開發(fā)戰(zhàn)略所確定的西部省、自治區(qū)、直轄市（以下簡稱省區(qū)市）以及是否為天然氣主產(chǎn)區(qū)等因素，其中運輸成本是起決定性的因素[1]。

表1 門站基準價定價公式中的地區(qū)貼水表 元/ m3

2 產(chǎn)供儲銷價格體系存在的問題

2.1 進口氣嚴重虧損問題一直未得到有效解決

門站銷售價格受國家發(fā)改委管轄的中石油和中石化兩大上游供氣企業(yè)都面臨進口氣嚴重虧損問題。2017年我國天然氣消費量為2 373×108m3，進口天然氣920×108m3，對外依存度高達39%[2]。我國對天然氣的消費需求量仍處于快速增長中，天然氣的對外依存度還將進一步上升。如果進口天然氣嚴重虧損問題得不到合理有效解決，就會影響我國天然氣產(chǎn)供儲銷體系的建設，天然氣的保障供應就會受到嚴重影響。

當然，進口氣嚴重虧損也不完全是價格政策方面的原因，也與我國使用進口天然氣的成本較高有關。從中亞國家進口管道天然氣和從海上進口LNG，是我國目前大規(guī)模引進境外天然氣資源的兩種主要方式，2017年通過這兩種方式進口的天然氣占當年進口總量的96%。通過這兩種方式引進境外資源的使用成本都很高：前者主要是由于管道運輸成本較高，例如將從土庫曼斯坦進口的天然氣通過管道輸送到我國廣東省和上海市，管道運輸里程已接近7 000 km；后者主要是受亞洲溢價的影響，例如卡塔爾出口到亞洲市場的LNG價格，普遍要高于它出口到北美和歐洲市場的價格。

2.2 門站基準價定價公式不夠完善

國家發(fā)改委制定門站基準價定價公式，主要目的是為了通過借鑒國際經(jīng)驗，建立天然氣門站銷售價格與國際市場油價掛鉤的動態(tài)調整機制，逐步理順天然氣與可替代能源比價關系，為最終實現(xiàn)天然氣價格完全市場化奠定基礎[3-6]。門站基準價定價公式自2011年底在廣東和廣西試點、2013年7月在全國范圍實施以來，國家發(fā)改委根據(jù)門站基準價定價公式對門站銷售價格進行了多次調整，從近幾年的實踐情況看，門站基準價定價公式存在的主要問題是低油價時折價系數(shù)取值過低導致門站基準價過低，上游供氣方難以接受；高油價時折價系數(shù)取值過高又導致門站基準價過高，下游用氣方難以接受[7]。由于門站基準價定價公式不完善，也導致門站基準價不能隨掛鉤能源價格的變化進行動態(tài)調整。

國際經(jīng)驗表明，天然氣作為一種化石能源，不僅在勘探開采上與石油存在諸多共性，在使用上也與石油產(chǎn)品存在一定的替代關系。因此，在天然氣長期合同中通常都采取將天然氣價格與油價掛鉤的方式，我國通過長期合同進口的天然氣也都采取與國際油價掛鉤方式。如果天然氣門站銷售價格不能隨國際市場油價的變化進行動態(tài)調整，就無法理順天然氣與可替代能源比價關系，當國際油價處于上升通道時，還會進一步加劇進口天然氣的銷售虧損。

2.3 對價格浮動政策的執(zhí)行存在諸多爭議

國家發(fā)改委在《關于理順居民用氣門站銷售價格的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2018]794號）中要求供用氣雙方要充分利用“基準價＋浮動幅度”管理辦法所賦予的彈性價格機制，消費旺季可在門站基準價的基礎上適當上浮，消費淡季適當下浮，在全國特別是北方地區(qū)形成靈敏反映供求變化的季節(jié)性差價體系，利用價格杠桿促進削峰填谷[8]。

供用氣雙方對上述文件精神有著不同的理解，從而導致對價格浮動政策的執(zhí)行存在諸多爭議。上游供氣方認為，冬季是消費旺季，價格應該上浮，夏季在往年是消費淡季，但在目前國家大力推進“煤改氣”的大背景下，夏季已不是消費淡季，即呈現(xiàn)淡季不淡的特點，國家發(fā)改委文件要求的是“消費淡季適當下浮”，在淡季不淡的情況下價格就不應該下浮。一些地方政府和用戶則認為，國家對門站銷售價格實行“基準價＋浮動幅度”管理制度，實際上是要求如果旺季上浮，淡季必須相應下浮，全年平均價格保持在基準價水平，如果只上浮不下浮，就是濫用市場支配地位，不僅違背政府價格主管部門的文件精神，也違反國家的《反壟斷法》。

2.4 自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格仍然存在偏高的問題

國家發(fā)改委2016年10月9日下發(fā)《關于印發(fā)〈天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）〉和〈天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）〉的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2016]2142號），規(guī)定管道運輸價格采用服務成本法按照“準許成本加合理收益”原則制定，按照上述辦法重新核定的跨省管道的運輸價格從2017年9月1日開始執(zhí)行[9-10]。國家發(fā)改委2016年8月26日下發(fā)《關于加強地方天然氣輸配價格監(jiān)管降低企業(yè)用氣成本的通知》（發(fā)改價格[2016]1859號），2017年6月20日下發(fā)《印發(fā)〈關于加強配氣價格監(jiān)管的指導意見〉的通知》（發(fā)改價格[2017]1171號），上述文件要求地方價格主管部門按照國家統(tǒng)一要求，結合當?shù)貙嶋H按照“準許成本加合理收益”原則，科學合理制定地方輸配氣價格，減少供氣中間環(huán)節(jié)，整頓規(guī)范收費行為，把過高的省內(nèi)管道運輸價格和地方配氣價格降下來，降低用氣企業(yè)負擔[11-12]。

盡管政府價格主管部門為規(guī)范自然壟斷環(huán)節(jié)的定價行為做了許多努力，但包括跨省管道、省內(nèi)管道以及城市配氣管網(wǎng)在內(nèi)的輸配價格普遍偏高的問題仍然存在，在部分省份甚至存在地方輸配價格加價過高的問題。我國天然氣供應嚴重依賴進口，進口天然氣的供應成本較高，在這種情況下如果不嚴格控制輸配氣價格，不僅會加重天然氣進口企業(yè)的銷售虧損，還會影響我國天然氣的供應保障能力。

3 完善產(chǎn)供儲銷價格體系的建議

3.1 放開全部進口天然氣的門站銷售價格，使天然氣進口企業(yè)有機會解決進口虧損問題

從價格機制上解決進口氣嚴重虧損問題有兩種辦法：①把我國成品油價格管理的成功經(jīng)驗移植到天然氣價格管理上。我國成品油價格管理的做法是，不管是國產(chǎn)原油還是進口原油，均以國際市場原油價格為基礎，加上原油運雜費、原油加工成本（含煉廠合理利潤）及有關稅費，形成成品油的批發(fā)價格。把這種做法移植到天然氣價格管理上，無論是國產(chǎn)天然氣還是進口天然氣，均以進口天然氣的采購成本（到岸價格）為基礎，加上國內(nèi)管輸成本、儲存成本及有關稅費，形成天然氣的門站銷售價格。②放開包括陸上進口管道天然氣在內(nèi)的全部進口天然氣的門站銷售價格，由市場形成，國家只對陸上國產(chǎn)常規(guī)天然氣采取“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，條件成熟后再放開陸上國產(chǎn)常規(guī)天然氣的門站銷售價格，實現(xiàn)所有天然氣的門站銷售價格均由市場形成。

筆者認為，相對于第一種辦法，第二種辦法是更為現(xiàn)實的選擇，主要理由如下：①我國進口天然氣的成本較高，而東西部地區(qū)間經(jīng)濟發(fā)展水平很不平衡，如果采取第一種辦法，勢必導致無論是進口氣還是國產(chǎn)氣，門站銷售價格都將大幅度提高，這是西部經(jīng)濟欠發(fā)達地區(qū)的用戶很難承受的。②第二種辦法更符合我國天然氣價格改革的總體思路。中共中央、國務院發(fā)布的《關于推進價格機制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]28號）提出按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革[13]，國家發(fā)改委在《關于全面深化價格機制改革的意見》（發(fā)改價格[2017]1941號）中也提出進一步推進天然氣價格市場化改革[14]。

由于我國國產(chǎn)氣的主產(chǎn)區(qū)集中在西部省區(qū)市，其經(jīng)濟發(fā)展水平也相對落后，放開全部進口天然氣的門站銷售價格后，供應給西部省區(qū)市（以國家西部大開發(fā)戰(zhàn)略規(guī)定的西部地區(qū)為準）以及東部天然氣自產(chǎn)自足省區(qū)市（例如黑龍江）的管道天然氣，視同全部使用國產(chǎn)氣，執(zhí)行國家的“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，供應給東部其他省區(qū)市的管道天然氣區(qū)分為兩部分：一部分視同使用國產(chǎn)氣，主要是滿足居民用氣需求，執(zhí)行國家的“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，另一部分視同使用進口氣，門站銷售價格完全市場化，由供用氣雙方根據(jù)進口氣的供應成本以及市場對進口氣價格的支付能力協(xié)商確定?？梢姷诙N辦法既考慮了我國天然氣市場發(fā)育不成熟、市場化程度不高的現(xiàn)狀，又為進口天然氣企業(yè)解決進口虧損問題創(chuàng)造了條件，開辟了途徑，使天然氣進口企業(yè)有機會解決進口虧損問題，是更為現(xiàn)實的選擇。

3.2 采取S曲線公式形式，完善門站基準價定價公式

在我國天然氣市場發(fā)育還不成熟，已成立的上海、重慶石油天然氣交易中心還無法替代政府定價的情況下，由政府制定陸上國產(chǎn)常規(guī)天然氣的門站基準價仍然是必要的，這有利于國家控制我國市場天然氣價格的總體水平。在國家發(fā)改委制定的門站基準價定價公式中，折價系數(shù)R代表定價公式的斜率，當R取恒定值時就是直線公式，為了避免低油價時天然氣價格過低供氣方難以接受，高油價時天然氣價格過高用氣方難以接受，就不宜采取簡單的直線公式形式?？梢越梃b亞太市場LNG國際貿(mào)易長期合同所采用的定價辦法，采取S曲線公式形式，低油價時提高折價系數(shù)并設定下限價格，高油價時降低折價系數(shù)并設定上限價格，通過這種方式減緩油價變動對天然氣價格的影響。

在國家發(fā)改委制定的門站基準價定價公式中，折價系數(shù)R取恒定值0.85。如果折價系數(shù)R按下列規(guī)律取值：國際原油（布倫特原油）價格50美元/桶（1桶原油＝158.98 L）時取1.0，60美元/桶時取0.95……110美元/桶時取0.70，并規(guī)定油價低于50美元/桶時氣價不再降低，高于110美元/桶時氣價不再提高，根據(jù)2011—2017年度國際原油價格以及同期我國海關的進口燃料油和LPG統(tǒng)計價格，通過數(shù)學回歸法計算出在不同油價下采用直線公式和S曲線公式得到的上海計價基準點價格見表2。

表2 不同情形下上海計價基準點價格表

3.3 推行季節(jié)性差價政策，完善儲氣調峰定價機制

國家發(fā)改委在《關于理順居民用氣門站銷售價格的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2018]794號）中要求供用氣雙方充分利用價格彈性機制，推行季節(jié)性差價政策，但如何推行季節(jié)性差價政策，只給出一些原則性規(guī)定，從而造成供用氣雙方對利用彈性價格機制有著不同的理解。

一些地方政府和用戶認為，如果旺季價格上浮，淡季必須相應下浮，全年平均價格保持在基準價水平。筆者認為這種理解并不準確，理由是：我國最早是通過管輸費回收儲氣調峰成本的，例如國家發(fā)改委在2003—2005年期間核定的西氣東輸一線、陜京一線和二線、忠武線等長輸管道的管輸價格，其中都包含隨管道配套建設的地下儲氣庫的儲氣調峰成本[15]。由于管道和地下儲氣庫在天然氣供應系統(tǒng)中所發(fā)揮的作用并不相同，前者是為了解決天然氣生產(chǎn)與消費在空間上的矛盾，后者則是為了解決天然氣生產(chǎn)與消費在時間上的矛盾，因而通過管輸費回收儲氣調峰成本存在很多弊端，為此，從2017年1月1日起實施的《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）》規(guī)定管輸價格中不再包含儲氣調峰成本，按照新辦法核定的管輸價格從2017年9月1日開始執(zhí)行并同步下調天然氣門站基準價[16]，這些都表明現(xiàn)行的門站基準價中已不再包含儲氣調峰成本。國家發(fā)改委于2016年10月下發(fā)的《關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2016]2176號）規(guī)定，儲氣服務價格由供需雙方協(xié)商確定，儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成[17]，但該項市場化政策面臨執(zhí)行難的問題，因此在實踐中供氣方主要是通過消費旺季價格上浮來回收儲氣調峰成本的，如果旺季上浮，淡季必須相應下浮，全年平均價格保持在基準價水平，供氣方的儲氣調峰成本就無法獲得補償。

筆者認為，合理的做法應該是：冬季消費旺季價格應上浮，夏季消費淡季價格應下浮，但上浮的幅度和下浮的幅度是不對稱的，供氣方通過冬季上浮增加的收入應大于夏季下浮減少的收入，其差額應該能夠彌補供氣方的儲氣調峰成本。按照這種思路推行季節(jié)性差價政策，可以收到與歐美國家采取“需求費＋商品費”的兩部制收費方式解決儲氣調峰定價問題相類似的效果且簡便易行，成為現(xiàn)階段我國解決儲氣調峰定價問題的主要措施[18]。為減少執(zhí)行過程中產(chǎn)生爭議，建議由政府價格管理部門按照上述思路制定冬夏季峰谷氣價，對于執(zhí)行“基準價＋浮動幅度”管理辦法的天然氣，規(guī)定冬季價格上浮幅度和夏季價格下浮幅度。

3.4 合理確定管道資產(chǎn)折舊年限，降低自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格

對于天然氣工業(yè)自然壟斷環(huán)節(jié)的價格監(jiān)管，國際上普遍采取服務成本監(jiān)管，也就是采用服務成本法按照“準許成本加合理收益”原則制定天然氣輸配價格，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于印發(fā)〈天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）〉和〈天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）〉的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2016]2142號）以及《印發(fā)〈關于加強配氣價格監(jiān)管的指導意見〉的通知》（發(fā)改價格[2017]1171號），要求制定跨省管道、省內(nèi)管道以及城市配氣管網(wǎng)的輸配氣價格，都要采用服務成本法遵循“準許成本加合理收益”的定價原則。

采用服務成本法按照“準許成本加合理收益”原則制定天然氣輸配價格，有效資產(chǎn)的準許收益率及管道資產(chǎn)的折舊年限是影響輸配價格水平的兩個主要因素。國家發(fā)改委發(fā)布的上述文件規(guī)定，制定跨省管道和省內(nèi)管道的管輸價格，如果管道負荷率不低于75%，準許收益率（稅后全投資收益率）取8%，如果管道負荷率低于75%，按75%負荷率對應的氣量計算確定管道運價率，在這種情況下，實際收益率將低于8%。對于城市配氣管網(wǎng)，國家發(fā)改委要求地方價格主管部門按照準許收益率不超過7%的原則核定獨立的配氣價格，并對最低配送氣量做出限制性規(guī)定，避免因過度超前建設導致配氣價格過高。相對于歐美天然氣市場發(fā)育成熟國家，我國在制定天然氣輸配價格時規(guī)定的準許收益率有些偏高，但考慮到我國天然氣管網(wǎng)設施建設還不完善，準許收益率適當高一些有利于吸引投資，促進天然氣基礎設施建設。

在制定天然氣輸配價格時對管道資產(chǎn)折舊年限的規(guī)定，國家發(fā)改委要求無論是制定天然氣長輸管道的管輸價格，還是制定城市配氣管網(wǎng)的配氣價格，管道資產(chǎn)的折舊年限均不得低于30年，相對于歐美天然氣市場發(fā)育成熟國家，上述規(guī)定的折舊年限有些偏低。歐美天然氣市場發(fā)育成熟國家一般是取40年（長輸管道）和50年（城市配氣管網(wǎng)），除非有充分的證據(jù)表明需要加速折舊，在制定價格時管道資產(chǎn)的折舊年限不能低于其物理使用壽命，我國規(guī)定的管道資產(chǎn)折舊年限為30年，明顯低于管道資產(chǎn)的物理使用壽命。天然氣長輸管道和城市配氣管網(wǎng)都屬于資本密集型產(chǎn)業(yè)，采用服務成本法制定輸配價格，折舊費用在價格中占有非常大的比重，管道折舊年限規(guī)定的過低，是導致我國天然氣輸配價格普遍偏高的重要原因，在制定價格時合理確定管道資產(chǎn)的折舊年限，就成為今后降低天然氣輸配價格的重點努力方向。

4 結論

1）在歸納、總結我國天然氣產(chǎn)供儲銷價格體系現(xiàn)狀的基礎上，分析、揭示了其目前存在的主要問題：①進口氣嚴重虧損問題一直未得到有效解決；②門站基準價定價公式不夠完善；③對價格浮動政策的執(zhí)行存在諸多爭議；④自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格仍然偏高。

2）提出了完善產(chǎn)供儲銷價格體系的建議：①放開全部進口天然氣的門站銷售價格，使天然氣進口企業(yè)有機會解決進口虧損問題；②采取S曲線公式形式，完善門站基準價定價公式；③推行季節(jié)性差價政策，完善儲氣調峰定價機制；④合理確定管道資產(chǎn)折舊年限，降低自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格。