完善我國天然氣定價機制的路徑與政策

李廷東何春蕾董振宇張 颙

（1.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051；2.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川 成都 610051；3.中國石油天然氣集團有限公司財務部，北京 1000073）

0 引言

中共中央、國務院2015年10月發(fā)布的《關于推進價格機制改革的若干意見》首次提出按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革。近年來我國按照這一思路推進天然氣價格改革取得了顯著成效：一方面加快“放開兩頭”，目前除居民用氣要求嚴格執(zhí)行基準門站價格外，其他行業(yè)用氣的門站銷售價格均已實行市場調(diào)節(jié)價或執(zhí)行“基準價+浮動幅度”的價格政策；另一方面完善“管住中間”，構(gòu)建了從跨省管道到省內(nèi)短途管道和城市配氣管網(wǎng)的輸配氣價格監(jiān)管框架。但是我國現(xiàn)行的天然氣價格形成機制與“管住中間、放開兩頭”仍有很大差距，價格形成機制以政府管制為主，市場化的定價機制很不完善。中共中央、國務院2020年5月發(fā)布的《關于新時代加快完善社會主義市場經(jīng)濟體制的意見》中提出推進油氣管網(wǎng)對市場主體公平開放，適時放開天然氣氣源和銷售價格。筆者結(jié)合歐美國家的經(jīng)驗闡述了天然氣定價機制演變的一般規(guī)律，總結(jié)分析了我國天然氣價格改革面臨的主要問題，并在此基礎上提出完善我國天然氣定價機制的路徑與政策。

1 天然氣定價機制演變的一般規(guī)律

歐美天然氣市場發(fā)展成熟國家的經(jīng)驗表明，天然氣市場要經(jīng)歷初始增長和快速增長兩個階段后才能進入發(fā)展成熟階段。在這一過程中天然氣市場由非競爭型市場逐步過渡到競爭型市場，天然氣的交易方式由長期合同向短期合同、現(xiàn)貨和期貨交易轉(zhuǎn)變，天然氣的定價機制將經(jīng)歷成本加成定價、與油價掛鉤以及氣與氣競爭三個階段［1-2］。

1.1 初始增長階段

天然氣的氣源銷售價格有兩種基本的定價方法：成本加成法和市場凈回值法［3］。采用成本加成法，氣源銷售價格由生產(chǎn)商的生產(chǎn)成本加合理利潤所構(gòu)成；采用市場凈回值法，氣源銷售價格等于天然氣在終端市場的市場價值減去按成本加成原則確定的中游運輸儲存價格和下游地方配送價格后的差額。天然氣的市場價值是指最終用戶在用天然氣取代其他燃料時產(chǎn)生同一成本的氣價。天然氣的市場價值是確定天然氣終端銷售價格的基礎。只要終端銷售價格不超過天然氣的市場價值，用戶使用天然氣就不會增加支出。

采用成本加成法確定的氣源銷售價格，是氣源銷售價格的下限。氣源銷售價格不能長時間地低于按成本加成法確定的價格，否則上游生產(chǎn)商就不能取得合理利潤，它就會離開天然氣行業(yè)，這個行業(yè)就會萎縮；采用市場凈回值法確定的氣源銷售價格，是氣源銷售價格的上限，氣源銷售價格不能長時間地高于按市場凈回值法確定的價格，否則天然氣在終端用戶市場就缺乏價格競爭力，天然氣行業(yè)同樣會萎縮。

天然氣的市場價值減去按成本加成原則確定的上游氣源銷售價格、中游運輸儲存價格和下游地方配送價格后的差額，稱為天然氣行業(yè)的經(jīng)濟剩余。天然氣行業(yè)的經(jīng)濟剩余不能是負數(shù)，否則這個行業(yè)無法發(fā)展。在天然氣市場處于初始增長階段時，政府的天然氣價格政策是鼓勵天然氣消費，培育市場發(fā)展的有效手段，氣源銷售價格由政府監(jiān)管部門采用成本加成法制定，同時對中游運輸儲存價格和下游地方配送價格均實行以成本加成為基礎的價格管制，天然氣行業(yè)的經(jīng)濟剩余全部流向天然氣消費者，從而可以最大限度地鼓勵天然氣消費。

1.2 快速增長階段

在快速增長階段，生產(chǎn)商的氣源銷售價格不再受政府管制，由生產(chǎn)商與提供采購、運輸、儲存和銷售“一攬子”供氣服務的管道公司通過談判確定。具體做法是：首先通過談判確定基期價格。談判確定的基期價格不能低于按成本加成法確定的氣源銷售價格，也不能高于按市場凈回值法確定的氣源銷售價格，最終所達成的價格將落在這兩者之間；其次要談判確定指數(shù)化公式。通常的做法是將氣源銷售價格與天然氣替代燃料（一般是石油或石油產(chǎn)品）的價格掛鉤，因此也稱與油價掛鉤。建立指數(shù)化公式的目的是為了使天然氣價格隨可替代能源價格的變化而變化，這樣天然氣在終端消費市場就可以保持持久的價格競爭力［4］。

在天然氣市場處于快速增長階段時，政府的天然氣價格政策是既要鼓勵天然氣消費，又要鼓勵天然氣生產(chǎn)，在政府對中游運輸儲存價格和下游地方配送價格實行以成本加成為基礎的價格管制的情況下，天然氣行業(yè)的經(jīng)濟剩余將由上游生產(chǎn)商和天然氣消費者共同分享，從而達到既鼓勵生產(chǎn)又鼓勵消費的目的。

1.3 發(fā)展成熟階段

當天然氣市場進入發(fā)展成熟階段，天然氣的供給與需求處于相對均衡狀態(tài)，政府的天然氣價格政策是鼓勵競爭，通過競爭降低天然氣價格。具體做法就是“管住中間、放開兩頭”：一方面，改革管網(wǎng)運營機制，不再允許管道公司從事天然氣買賣業(yè)務，管道公司成為提供公平準入運輸和儲存服務的公共運輸商，對管道公司運輸和儲存服務的收費價格實行以成本加成為基礎的價格管制；另一方面，管網(wǎng)運營機制改革后，地方配送公司和管道直供大用戶等下游買方可以自由地選擇上游生產(chǎn)商，上游生產(chǎn)商也可以自由地選擇下游買方，氣源銷售價格和門站銷售價格均通過市場競爭形成，稱為氣與氣競爭［5］。美國、加拿大和英國是世界上最早在天然氣市場引入氣與氣競爭機制的三個國家。1998年國際能源署對這三個國家進行了評估，認為氣與氣競爭導致終端用戶價格降低，但市場供應量卻保持穩(wěn)定甚至增加，這表明競爭促進了天然氣行業(yè)產(chǎn)銷效率的提高，天然氣市場化改革帶來的益處正流向天然氣消費者［6］。

2 我國天然氣定價機制存在的主要問題

2.1 管道輸配氣的準許收益率明顯偏高

按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革，“管住中間”是指管住天然氣產(chǎn)業(yè)中間環(huán)節(jié)的管道輸配氣價格。中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱“國家發(fā)改委”）的現(xiàn)行價格管理辦法規(guī)定，核定管輸價格時準許收益率取8%，核定地方配氣價格時準許收益率不超過7%［7-8］。準許收益率可按如下公式計算得出：準許收益率＝權(quán)益資本收益率×（1-資產(chǎn)負債率）+債務資本收益率×資產(chǎn)負債率。國務院2015年9月下發(fā)的《關于調(diào)整和完善固定資產(chǎn)投資項目資本金制度的通知》（國發(fā)〔2015〕51號）規(guī)定管道項目的最低資本金比例為20%。在最低資本金比例的情況下（此時資產(chǎn)負債率為80%），如果債務資本收益率取我國5年以上銀行長期貸款基準年利率（目前為4.9%），當準許收益率取8%時，權(quán)益資本收益率可以高達（8%-80%×4.9%）／（1-80%）＝20.4%；當準許收益率取7%時，權(quán)益資本收益率仍然高達（7%-80%×4.9%）／（1-80%）＝15.4%。天然氣管網(wǎng)輸配送與電力電網(wǎng)輸配送都屬于網(wǎng)絡型自然壟斷行業(yè)，投資和經(jīng)營風險類似，目前國家發(fā)改委核定電網(wǎng)輸配電價格時權(quán)益資本收益率取值約為5%，表明天然氣輸配送的準許收益率明顯偏高。

我國當前正在大力推進管網(wǎng)運營機制改革，在管網(wǎng)獨立、運銷分離的情況下，過高的管道輸配氣準許收益率將會對天然氣產(chǎn)業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈的健康發(fā)展起到制約作用。尤其是在我國天然氣對外依存度較高而且進口價格也較高的情況下，管道輸配氣的準許收益率過高，就擠壓了上游資源供應企業(yè)的價格空間，導致上游資源供應企業(yè)天然氣進口出現(xiàn)嚴重虧損。例如中國石油作為我國最大的天然氣供應商，自2010年開始大規(guī)模進口天然氣，從2010年到2019年的10年時間里，天然氣進口累計虧損2 557億元，同時管道運輸業(yè)務實現(xiàn)利潤合計2 381億元，天然氣進口虧損主要靠管道運輸業(yè)務的利潤來彌補。管網(wǎng)運營機制改革后，沒有了管道運輸業(yè)務的利潤，天然氣進口虧損就失去了彌補來源，這將嚴重制約上游資源供應企業(yè)可持續(xù)發(fā)展的能力。如果上游資源供應企業(yè)失去了可持續(xù)發(fā)展能力，管道輸配送也就失去了賴以存在和發(fā)展的基礎。管道輸配氣準許收益率過高，也將導致天然氣價格市場化改革推進困難。在上游資源供應企業(yè)進口天然氣嚴重虧損的情況下，管道輸配氣準許收益率過高，放開天然氣價格就意味著市場供應價格大幅上升，這顯然與天然氣價格市場化改革的宗旨不符。

2.2 放開天然氣價格沒有明確的標準和條件

按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，“放開兩頭”是指放開管道兩頭的氣源銷售價格和門站（或終端）銷售價格。目前我國市場消費的天然氣，95%以上是由中國石油、中國石化和中國海油三大石油公司供應的，國家發(fā)改委和省級價格主管部門對它們供應的天然氣實行門站價格管制。中國石油和中國石化是從事跨省天然氣供應業(yè)務的上游供氣企業(yè)，既供應陸上國產(chǎn)和進口管道氣又供應海上進口LNG，門站銷售價格受國家發(fā)改委管轄；中國海油是從事省內(nèi)天然氣供應業(yè)務的上游供氣企業(yè)，以供應海上國產(chǎn)氣和進口LNG為主，門站銷售價格受省價格主管部門管轄。實踐中的共同特點是，凡是門站銷售價格沒有放開的天然氣，氣源銷售價格也沒有放開，門站銷售價格已經(jīng)放開的天然氣，氣源銷售價格同時放開。

近年來我國在放開氣源和銷售等競爭環(huán)節(jié)的價格方面取得了不小成績。中國海油供應的海上國產(chǎn)氣，門站銷售價格由市場形成，供應的進口LNG，地方政府采取順價銷售原則制定門站銷售價格。中國石油和中國石化供應的頁巖氣、煤層氣、煤制氣、進口LNG、直供用戶用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣，2015年以后投產(chǎn)的進口管道天然氣，門站銷售價格由市場形成。但是現(xiàn)行的《中央定價目錄》規(guī)定任何省份只要具備競爭條件，門站銷售價格就執(zhí)行市場調(diào)節(jié)價，但在什么情況下算作具備競爭條件，并沒有明確。此外，現(xiàn)行的《中央定價目錄》規(guī)定，不具備放開條件的國產(chǎn)陸上管道天然氣和2014年底前投產(chǎn)的進口管道天然氣門站價格，暫按現(xiàn)行價格機制管理，視天然氣市場化改革進程適時放開由市場形成，但何時放開，需要具備什么條件才能放開，也沒有明確。

對已經(jīng)放開價格的天然氣，在實際執(zhí)行過程中也面臨不小困難，特別是從事跨省天然氣供應業(yè)務的中國石油和中國石化，挑戰(zhàn)更大。我國推進天然氣價格市場化改革采取邊際上尋求突破、漸進式推進、針對性調(diào)整等方式［9］，使得中國石油和中國石化已放開價格的天然氣具有如下特點：第一，已放開價格的天然氣在它們向市場供應的天然氣總量中所占比例較小；第二，已放開價格的天然氣通常都是供應成本較高的天然氣，如非常規(guī)天然氣、進口LNG以及通過儲氣設施供應的天然氣等。國家發(fā)改委要求向市場供應的天然氣如果執(zhí)行市場化價格，就必須與用戶單獨簽訂供氣合同，明確供應的是什么氣源，供應量是多少。如果不通過合同明確約定而執(zhí)行市場化價格，就屬于違反國家的天然氣價格政策，將受到監(jiān)管部門的嚴厲查處。這種要求使得執(zhí)行國家的天然氣價格市場化政策面臨巨大挑戰(zhàn)，即把供氣成本較高、可以執(zhí)行市場化價格的天然氣分配給誰。對供氣成本較高、可以執(zhí)行市場化價格的天然氣單獨簽訂合同，沒有用戶愿意簽訂這樣的合同，即使用戶不簽訂這樣的合同，供氣方也不能拒絕供氣。如果每個用戶都按比例分攤一點，又屬于搭售商品的銷售行為，我國《反壟斷法》第十七條第五款規(guī)定，禁止具有市場支配地位的經(jīng)營者沒有正當理由搭售商品或者在交易時附加其他不合理的交易條件。

2.3 “基準價+浮動幅度”管理辦法存在不足

從適用的價格政策角度看，我國市場上銷售的天然氣目前分為兩類：一類是執(zhí)行市場調(diào)節(jié)價的天然氣，門站銷售價格完全放開；另一類是執(zhí)行政府指導價的天然氣，門站銷售價格執(zhí)行“基準價+浮動幅度”價格政策。由于我國天然氣市場發(fā)育不成熟，中國石油和中國石化所供應的天然氣在政策執(zhí)行過程中一般都按照“基準價+浮動幅度”管理辦法操作，區(qū)別在于執(zhí)行政府指導價的天然氣，上浮幅度最高不超過20%，門站銷售價格完全市場化的天然氣，上浮幅度理論上可以不受最高不超過20%的限制［10］。

采用“基準價+浮動幅度”的價格管理辦法，出發(fā)點是為了使政府管控與市場調(diào)節(jié)兩者有機結(jié)合起來，從近幾年的實施效果看，存在以下不足：

一是使與油價掛鉤機制不再發(fā)揮作用。我國從2013年7月10日起在全國推廣天然氣門站價格管理，最初采取的是上限價格管理并建立了與油價掛鉤機制，用公式表示：各省最高門站價格=上海計價基準點價格-地區(qū)貼水。地區(qū)貼水是綜合考慮各省天然氣運輸成本差異、是否是西部大開發(fā)省份、是否是天然氣主產(chǎn)區(qū)等因素制定的；上海計價基準點價格的定價公式為：P＝R×（0.6×P燃料油×H天然氣／H燃料油+0.4×PLPG×H天然氣／HLPG）×（1+增值稅稅率）。式中：P為上海計價基準點價格；R為折價系數(shù)；P燃料油和PLPG為我國進口燃料油和液化石油氣（LPG）的價格；H燃料油、HLPG和H天然氣為燃料油、LPG和天然氣的凈熱值。從2016年11月20日開始實行“基準價+浮動幅度”管理后，與油價掛鉤機制就不再執(zhí)行。

二是價格浮動政策在執(zhí)行過程中充滿爭議。國家發(fā)改委的文件要求，消費旺季可在基準門站價格的基礎上適當上浮，消費淡季適當下浮，利用價格杠桿促進削峰填谷，所以價格浮動政策主要是用于解決季節(jié)峰谷差價問題［11］。然而在執(zhí)行過程中，由于上游供氣方具有市場支配地位，消費旺季價格上浮多少，消費淡季是否下浮，供氣方擁有較大話語權(quán)，用氣方對此意見很大。由于供用氣雙方市場談判力量的不對等，國家發(fā)改委不得不動用行政權(quán)力對浮動幅度進行臨時干預，導致有政策不讓執(zhí)行，又使市場對政府出臺浮動政策的初衷產(chǎn)生質(zhì)疑。

2.4 市場中心的發(fā)展尚處于起步階段

我國于2016年11月和2017年1月先后成立了上海和重慶兩家石油天然氣交易中心，國家發(fā)改委的有關文件規(guī)定通過這兩個交易平臺公開交易的天然氣，價格由市場形成。從實施效果看，通過這兩個交易平臺交易的天然氣不僅交易量很小，在發(fā)現(xiàn)價格方面所起的作用也非常有限，無法形成市場基準價格。由于上游供氣方數(shù)量較少且擁有市場支配地位，同時上游供氣方承擔保供的社會和政治責任，使得通過這兩個交易平臺交易的天然氣，與我國的土地拍賣很相似，只有競買，沒有競賣，具體做法是上游供氣方不定期地拿出一定量的天然氣投放到指定的區(qū)域市場（通常以省級行政區(qū)為單位），交易價格通常是以國家發(fā)改委規(guī)定的各省門站基準價為基礎采取價高者得。

通過市場中心形成基準價格，只有在天然氣市場發(fā)展成熟的情況下才有可能，目前僅在歐美少數(shù)國家和地區(qū)有成功案例。在這方面我國還有相當長的路要走，我國目前所做的工作還僅限于在上海、重慶建立了兩家現(xiàn)貨交易平臺，更為重要的交易樞紐建立工作還沒有提上議事日程，不具備交易樞紐和交割地的交易中心是無法形成基準價格的［12］。如果把交易樞紐看作是天然氣市場中心的硬件，上海、重慶等交易平臺僅是市場中心的軟件。在歐美國家說起天然氣市場中心一般指的是交易樞紐，因此嚴格說來現(xiàn)階段我國還沒有真正意義上的天然氣市場中心。

現(xiàn)階段我國還無法通過市場中心形成基準價格，最根本的原因是我國的天然氣市場發(fā)育不成熟。由眾多買方和賣方在市場中心通過競買和競賣形成基準價格，必須符合下列條件：賣方可以自由地選擇買方，誰出的價格高就將天然氣賣給誰；買方也可以自由地選擇賣方，誰的價格低就買誰的天然氣。很顯然，就整體而言現(xiàn)階段我國還不具備這樣的條件，賣方不能自由地選擇買方，買方也不能自由地選擇賣方。我國現(xiàn)階段的實際情況是可供買方選擇的賣方很少甚至只有唯一的賣方，賣方也不能選擇買方，賣方承擔保供的政治和社會責任。

3 完善天然氣定價機制的政策措施

3.1 參照電網(wǎng)的辦法合理確定管道輸配氣的準許收益率

以管網(wǎng)運營機制改革為契機，將明顯偏高的管道輸配氣準許收益率降下來，理順天然氣產(chǎn)業(yè)鏈價格，妥善解決進口氣嚴重虧損問題，實現(xiàn)全產(chǎn)業(yè)鏈健康發(fā)展，是當前完善我國天然氣定價機制的首要任務［13］。天然氣管網(wǎng)輸配送與電力電網(wǎng)輸配送都屬于網(wǎng)絡型自然壟斷行業(yè)，投資和經(jīng)營風險相類似，建議參照國家發(fā)改委核定電網(wǎng)輸配電準許收益率的辦法，合理確定管道輸配氣的準許收益率，具體做法是：準許收益率＝權(quán)益資本收益率×（1-資產(chǎn)負債率）+債務資本收益率×資產(chǎn)負債率。其中：權(quán)益資本收益率原則上按不超過同期國資委對管道輸配氣企業(yè)經(jīng)營業(yè)績考核確定的資產(chǎn)回報率，并參考上一監(jiān)管周期同類管道輸配氣企業(yè)實際平均凈資產(chǎn)收益率核定；債務資本收益率參考管道輸配氣企業(yè)實際融資結(jié)構(gòu)和借款利率，以及不高于同期人民幣貸款市場報價利率核定；資產(chǎn)負債率按照國資委考核標準并參考上一監(jiān)管周期同類天然氣基礎設施運營企業(yè)資產(chǎn)負債率平均值核定。

3.2 以《反壟斷法》為依據(jù)明確放開價格的標準和條件

根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）的統(tǒng)計，全球天然氣定價機制主要有政府管制、與油價掛鉤和氣與氣競爭3種類型，其中與油價掛鉤（適用于非競爭型市場）和氣與氣競爭（適用于競爭型市場）屬于市場化的定價機制。全球天然氣定價機制總的發(fā)展趨勢是由管制定價轉(zhuǎn)向市場化定價，由與油價掛鉤轉(zhuǎn)向氣與氣競爭?，F(xiàn)階段我國天然氣市場從整體看仍屬于非競爭型市場，更確切地說屬于寡頭壟斷型市場，隨著油氣體制改革的不斷深化和效果的顯現(xiàn)，未來我國天然氣將由非競爭型市場逐步向競爭型市場轉(zhuǎn)變，這個過程會很慢長但趨勢不會逆轉(zhuǎn)。結(jié)合我國天然氣價格改革的目標和市場所處發(fā)展階段，完善天然氣定價機制應針對不同地區(qū)采取不同的改革政策，對不具備取消門站價格管制條件的地區(qū)，促進定價機制由政府管制轉(zhuǎn)向與油價掛鉤，對具備取消門站價格管制條件的地區(qū)，促進定價機制由與油價掛鉤轉(zhuǎn)向氣與氣競爭。

哪些地區(qū)具備取消門站價格條件，哪些地區(qū)不具備，應有明確的標準和條件。具備條件的地區(qū)，價格要堅決放開，否則市場化改革的進程就會受到影響；不具備條件的地區(qū)，不能簡單地一放了之，否則執(zhí)行就會面臨很大困難?？梢砸罁?jù)我國《反壟斷法》明確放開價格的條件與標準，任何上游供氣企業(yè)只要根據(jù)《反壟斷法》不能推定它在某個特定區(qū)域市場（以省級行政區(qū)為單位）擁有市場支配地位，該供氣企業(yè)在這個特定區(qū)域市場的門站銷售價格就完全放開。從各省市天然氣供給情況看，內(nèi)陸省份供應主體相對單一，沿海省份除了有管道天然氣供應，多數(shù)也有進口LNG供應而且供應主體會越來越多，因此在沿海省份將率先形成“X+1+X”競爭型市場，進而率先滿足取消門站價格管制的條件。

3.3 對不具備取消門站價格管制條件的地區(qū)完善門站價格形成機制

要把完善門站價格形成機制作為一項長期政策，而不是作為一種權(quán)宜之計，這是由我國天然氣市場的特點所決定的。與歐美國家不同，我國在天然氣工業(yè)與市場發(fā)展的早期階段并沒有在上游供應領域?qū)嵭卸嘣撸请S著石油工業(yè)體制的演化形成了目前由中國石油、中國石化和中國海油三大石油公司集中供應的局面。2019年我國天然氣表觀消費量為3 067×108m3，三大石油公司供應2 950×108m3，占96%的市場份額。有關機構(gòu)預測，2035年我國天然氣年消費量將達到6 000×108m3［14］。依據(jù)我國《反壟斷法》，如果三大石油公司不被推定具有市場支配地位，其市場份額合計必須降到75%以下，也就是說，它們在2035年最多只能供應4 500×108m3，其余1 500×108m3要由其它供應商負責供應，留給三大石油公司的增長空間是1 550×108m3。這也就意味著，只有當未來新增供應量由三大石油公司與其它供應商平分，在2035年三大石油公司的市場份額合計才有可能下降到75%以下。但這種情況發(fā)生的可能性非常小，考慮到三大石油公司在我國天然氣上游供應領域所擁有的特殊地位，未來新增供應量主要還是要依賴它們。

以上分析表明，我國要在全國范圍內(nèi)全面取消門站價格管制，將需要很長時間，因此花大力氣完善門站價格形成機制是一項非常值得做的工作。對從事省內(nèi)天然氣供應業(yè)務的中國海油，門站銷售價格受地方政府管轄，可繼續(xù)采用現(xiàn)行的按順價銷售原則定價；對從事跨省天然氣供應業(yè)務的中國石油和中國石化，門站銷售價格受國家發(fā)改委管轄，考慮到目前采取“基準價+浮動幅度”管理辦法存在不足，建議恢復上限價格管理并按如下思路完善門站價格形成機制：各省最高門站價格＝上海計價基準點價格-地區(qū)貼水+冬季升水。與2013年7月10日推廣門站價格管理時發(fā)布的定價公式相比，地區(qū)貼水值可維持不變；對于上海計價基準點價格，原有的定價公式屬于直線公式，公式中的折價系數(shù)R取恒定值0.85，導致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，可以考慮采取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［15］；冬季升水屬于新增加的項目，主要用于補償上游供氣方冬季保供期間（從每年的11月1日至下一年的3月31日）增加的冬季調(diào)峰成本，增加了冬季升水項目后，取消目前在執(zhí)行過程中容易引起爭議的價格上浮政策。

3.4 對取消門站價格管制的地區(qū)加快發(fā)展天然氣市場中心

對具備取消門站價格管制條件的地區(qū)，要加快發(fā)展天然氣市場中心，由眾多買方和賣方在市場中心通過競買和競賣形成基準價格。發(fā)展天然氣市場中心，不能停留在只建立兩家交易平臺，必須把交易樞紐建立工作盡快提上議事日程。國務院發(fā)展研究中心的研究認為，未來我國天然氣管網(wǎng)將逐步形成五大樞紐中心（上海市、廣東省、寧夏中衛(wèi)、湖北省和河北永清）和八大區(qū)域市場（環(huán)渤海、長三角、川渝、珠三角、中西部、中南部、東北和西北地區(qū)）。從理論上說，這五大樞紐在未來都有可能發(fā)展成為類似美國亨利樞紐的實體樞紐，而這八大區(qū)域市場則可能發(fā)展成為英國NBP那樣的虛擬樞紐［16］。

筆者認為，長三角地區(qū)已形成多主體、多渠道的供氣格局，管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施的建設也比較完善，已形成的天然氣消費規(guī)模較大，天然氣市場發(fā)展相對成熟，有可能最先具備建設像英國NBP那樣的虛擬樞紐的條件。發(fā)展天然氣市場中心，通過競爭方式形成市場基準價格，可以將我國天然氣價格市場化水平提高到一個新層次，實現(xiàn)由與油價掛鉤向氣與氣競爭轉(zhuǎn)變。我國天然氣對外依存度較大，長三角地處東部沿海地區(qū)，加快長三角交易樞紐的建設，也有利于我國融入國際天然氣貿(mào)易體系，增強我國在天然氣國際貿(mào)易中的定價話語權(quán)。

同時也要看到，天然氣市場中心的建設是一項非常復雜的工作，需要由國家有關部門牽頭，眾多機構(gòu)、企業(yè)共同參與。這里要特別強調(diào)，加快發(fā)展天然氣市場中心，要充分調(diào)動和發(fā)揮國家管網(wǎng)公司的積極性，因為天然氣交易樞紐是天然氣市場中心的核心，天然氣基礎設施運營企業(yè)負責樞紐的建設、運營和提供樞紐服務。由于交易樞紐需要大量的基礎設施和有力的運行作為支撐，其建設過程比交易平臺的建設更具挑戰(zhàn)性。交易樞紐往往不止一個，北美地區(qū)有二十多個天然氣樞紐，西北歐每個國家至少有一個樞紐，我國隨著天然氣市場發(fā)展的不斷成熟，未來也需要建設多個交易樞紐。

4 結(jié)論與建議

結(jié)合我國天然氣價格改革的目標、天然氣市場所處發(fā)展階段以及價格形成機制存在的問題，完善天然氣定價機制的路徑與政策是：一方面要進一步“管制中間”，參照核定電網(wǎng)輸配電準許收益率的辦法，合理確定管道輸配氣的準許收益率，理順天然氣產(chǎn)業(yè)鏈價格，促進天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈健康可持續(xù)發(fā)展；另一方面要完善“放開兩頭”，以《反壟斷法》為依據(jù)明確放開價格的標準和條件，對不具備取消門站價格管制條件的地區(qū)完善門站價格形成機制，促進定價機制由政府管制向與油價掛鉤轉(zhuǎn)變；對具備取消門站價格管制條件的地區(qū)加快發(fā)展天然氣市場中心，促進定價機制由與油價掛鉤向氣與氣競爭轉(zhuǎn)變。