【深度】天然氣定價(jià)機制演變

編者按：本文2013年4月發(fā)表于《濟邦通訊》第38期，雖然成文于兩年前，但其對于天然氣定價(jià)機制的演變過(guò)程，卻是寫(xiě)的非常清晰。在4月份存量氣和增量氣價(jià)格并軌以及上海天然氣現貨市場(chǎng)即將開(kāi)通之際，重讀此文尤有收獲，強烈推薦之。

文/茅龍（濟邦咨詢(xún)公司 高級經(jīng)理）

圍繞天然氣價(jià)格市場(chǎng)爭議一向不斷，價(jià)格形成機制不透明是一大主因。因此，從源頭分析國內天然氣價(jià)格差異，梳理上中下游價(jià)格形成機制，則尤為重要。

一般而言，天然氣價(jià)格包括三個(gè)環(huán)節：上游供氣價(jià)格（出廠(chǎng)價(jià)或井口價(jià)）、管輸費（含儲氣費）和配氣費，最終用戶(hù)終端價(jià)格由這三個(gè)環(huán)節的價(jià)格形成。

我國目前的天然氣定價(jià)機制，陸上天然氣出廠(chǎng)價(jià)和天然氣管輸價(jià)格均由國家發(fā)改委制定；海上天然氣價(jià)格由供需雙方協(xié)商確定；地方建設的管道，經(jīng)國務(wù)院價(jià)格主管部門(mén)授權，管輸價(jià)格可以由省級物價(jià)部門(mén)制定；城市燃氣價(jià)格由省級物價(jià)部門(mén)制定。

在該定價(jià)機制下，我國目前陸上天然氣出廠(chǎng)價(jià)在1.0元/立方米至1.3元/立方米左右（根據發(fā)改電[2010]211號確定的基準價(jià)），此種定價(jià)方式確定的天然氣價(jià)格偏低，而近幾年隨著(zhù)天然氣消費量的增加，進(jìn)口天然氣的比重和依存度正逐年快速上升，但由于進(jìn)口天然氣價(jià)格遠高于國內天然氣的出廠(chǎng)價(jià)，導致進(jìn)口氣源價(jià)格與出廠(chǎng)價(jià)的嚴重倒掛，不利于天然氣的進(jìn)口和成本管理，天然氣定價(jià)機制改革迫在眉睫。

我國天然氣定價(jià)長(cháng)久以來(lái)實(shí)行的是政府定價(jià)和政府指導價(jià)，歷史上這種價(jià)格體制曾一度發(fā)揮顯著(zhù)的作用，但隨著(zhù)我國經(jīng)濟不斷地向市場(chǎng)化轉變，國家的能源結構日趨國際化，天然氣定價(jià)機制與國際市場(chǎng)主流的天然氣定價(jià)規則的矛盾日益突出。

本文將重點(diǎn)從目前國內的天然氣價(jià)格機制以及正在廣東、廣西實(shí)施的天然氣價(jià)格改革試點(diǎn)所采用的機制著(zhù)手，簡(jiǎn)要梳理我國目前并行的兩種天然氣定價(jià)原理及方式。

天然氣定價(jià)三階段

我國天然氣定價(jià)經(jīng)歷了三個(gè)階段，第一階段：?jiǎn)我坏膰叶▋r(jià)階段（1957-1993年），第二階段：國家定價(jià)、國家計劃指導價(jià)并存階段（1993-2005年），第三階段：實(shí)行國家指導價(jià)（2005年至今）。

第一階段：?jiǎn)我坏膰叶▋r(jià)階段（1957-1993年）

1993年以前，國家對天然氣井口價(jià)格一直實(shí)行單一定價(jià)，在這一階段中按照指定的目的不同，可以分為兩個(gè)時(shí)期：第一個(gè)時(shí)期是1958-1981年，鼓勵用氣時(shí)期。1958年，原石油部為了鼓勵就地用氣，將氣價(jià)下降為每千方30元，之后由于天然氣成本過(guò)高，勘察開(kāi)發(fā)資金不足，國家曾先后三次調整氣價(jià)；第二個(gè)時(shí)期是1981-1991年，常數包干，“以氣養氣”時(shí)期。國家在這一時(shí)期對計劃外天然氣實(shí)行高價(jià)政策，有效促進(jìn)勘探開(kāi)發(fā)基金的籌集。

第二階段：國家定價(jià)、國家計劃指導價(jià)并存階段（1993-2005年）
 

這一階段，國家對天然氣價(jià)格做了重大改革。首先，由于社會(huì )轉型，市場(chǎng)在價(jià)格制定中的作用越來(lái)越突出，國家放松了企業(yè)氣價(jià)管制，實(shí)行了企業(yè)自銷(xiāo)天然氣價(jià)格政策。1994年，國家再次調整天然氣價(jià)格，天然氣包干內外井口價(jià)格完全并軌，其定價(jià)機制為：國家制定計劃內天然氣井口價(jià)格和計劃外井口銷(xiāo)售指導價(jià)格，自銷(xiāo)氣價(jià)格可以由供應商在中準價(jià)上下10%范圍內浮動(dòng)制定；天然氣管輸費的制定原則為成本加利潤原則，保證不低于12%的內部收益率，實(shí)行新線(xiàn)新價(jià)格，允許供需雙方協(xié)商定價(jià)；凈化費由天然氣生產(chǎn)商制定，國家發(fā)展改革委批準。天然氣銷(xiāo)售以油氣田企業(yè)為主，直供大用戶(hù)。城市用氣則實(shí)行城市門(mén)站交氣，再由城市燃氣公司分銷(xiāo)。

第三階段：實(shí)行國家指導價(jià)（2005年至今）

2005年底，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于改革天然氣出廠(chǎng)價(jià)格形成機制的通知》，改為統一實(shí)行國家指導價(jià)，并將天然氣出廠(chǎng)價(jià)格歸并為兩檔。其中川渝氣田、長(cháng)慶油田、青海油田、新疆各油田的全部天然氣（不含西氣東輸和川氣東送的天然氣）及大港、遼河、中原等油田計劃內天然氣執行一檔氣價(jià)格，除此以外的其他天然氣執行二檔價(jià)格，統一實(shí)行國家指導價(jià)。

一檔天然氣出廠(chǎng)價(jià)在國家規定的出廠(chǎng)基準價(jià)基礎上，可在上下10%的浮動(dòng)范圍內由供需雙方協(xié)商確定；二檔天然氣出廠(chǎng)價(jià)格在國家規定的出廠(chǎng)基準價(jià)基礎上上浮幅度為10%，下浮幅度不限。天然氣出廠(chǎng)基準價(jià)格每年調整一次，調整系數根據原油、LPG（液化石油氣）和煤炭?jì)r(jià)格五年移動(dòng)平均變化情況，分別按40%、20%和40%加權平均確定，相鄰年度的價(jià)格調整幅度最大不超過(guò)8%。其中：原油價(jià)格根據普氏報價(jià)WTI、布倫特和米納斯算術(shù)平均離岸價(jià)確定，LPG價(jià)格為新加坡市場(chǎng)離岸價(jià)，煤炭?jì)r(jià)格為秦皇島車(chē)站山西優(yōu)混、大同優(yōu)混和山西大混煤的簡(jiǎn)單平均價(jià)格。鑒于一檔氣價(jià)與二檔氣價(jià)尚存在一定差距，對二檔氣先啟動(dòng)與可替代能源價(jià)格掛鉤的調整機制，一檔氣價(jià)（包括忠武線(xiàn)出廠(chǎng)基準價(jià)）暫不隨可替代能源價(jià)格變化調整，經(jīng)過(guò)3-5年的過(guò)渡期后，將一檔氣出廠(chǎng)基準價(jià)逐步調整到二檔氣出廠(chǎng)基準價(jià)水平。

在2005年天然氣價(jià)改后，二檔天然氣的出廠(chǎng)基準價(jià)為0.98元/立方米，而一檔氣的出廠(chǎng)基準價(jià)根據油田和用途有所不同。2007年4月底，發(fā)改委再次在成都會(huì )商傳遞出天然氣價(jià)格改革的方向是“先商品化、后市場(chǎng)化，最終目標要與國家原油價(jià)格接軌”。具體思路是：計劃在3-5年內，建立油氣價(jià)格聯(lián)合機制，以每年5%-8%的幅度不斷上調天然氣價(jià)格，實(shí)現價(jià)格并軌。

當前氣價(jià)形成及變遷

2005年國家發(fā)改委出臺的《關(guān)于改革天然氣出廠(chǎng)價(jià)格形成機制的通知》發(fā)改價(jià)格[2005]2756號文，確立了當前我國在執行的天然氣定價(jià)機制，主要內容是天然氣價(jià)格由中央政府和地方政府依據天然氣供應的自然流程實(shí)行分段管制定價(jià)。

我國天然氣的主要消費對象為直供大用戶(hù)和城市燃氣用戶(hù)。直供大用戶(hù)是一些天然氣消費量很大的工業(yè)企業(yè)，其天然氣價(jià)格由大用戶(hù)與天然氣管道公司談判形成。城市燃氣門(mén)站是干線(xiàn)輸氣管道的最后一站，也是天然氣進(jìn)入城市配氣系統的入口點(diǎn)，城市門(mén)站價(jià)格由地方配氣公司與天然氣管道公司談判形成。

在國家的計劃管理之下，國家發(fā)改委制定天然氣出廠(chǎng)價(jià)(井口價(jià)加凈化費)和管輸價(jià)，地方配氣公司的氣價(jià)由當地政府通過(guò)下屬的物價(jià)局制定。上圖為我國天然氣價(jià)格流程圖。

在現有的定價(jià)機制下，國家和地方價(jià)格主管部門(mén)在制定天然氣價(jià)格時(shí)，不管是出廠(chǎng)價(jià)、管輸價(jià)還是終端用戶(hù)價(jià)格，均采用成本加成法，即依據天然氣成本加合理利潤并兼顧用戶(hù)承受能力來(lái)確定天然氣價(jià)格。這種定價(jià)方法雖然考慮到成本因素和一定的利潤空間，但卻忽視了市場(chǎng)因素，導致我國天然氣價(jià)格無(wú)論是同國內其他能源價(jià)格相比，還是同世界天然氣價(jià)格相比都要低很多。據有關(guān)資料顯示，2008年我國天然氣出廠(chǎng)均價(jià)與美國亨利中心天然氣價(jià)格、歐盟天然氣到岸價(jià)格和日本進(jìn)口液化天然氣到岸價(jià)格（同等熱值）相比，僅為美國的42.4%、歐盟的29.7%、日本的29.9%。

以2010年上海天然氣西氣東輸價(jià)格為例，西氣東輸一線(xiàn)出廠(chǎng)平均天然氣價(jià)格為0.71元/m3，到達上海門(mén)站的平均價(jià)格約為1.4元/m3，終端用戶(hù)價(jià)格為2.5元/m3。其中管輸費約0.7元/m3，管輸費一般是按照當地的用氣量與運距的乘積占全部天然氣管道輸送量與輸送距離的乘積的比例分配確定各省市天然氣的輸送成本，同時(shí)再加上儲氣設施運行費用的分攤，就構成完整的管輸費。天然氣到達門(mén)站后經(jīng)城市配氣管網(wǎng)輸送到終端用戶(hù)，這一過(guò)程中的配氣費用在上海約為1.1元/m3，根據有關(guān)文獻資料，北京、天津等地在前些年的城市配氣費成本約為0.7-0.9元/m3。

2007年頒布的《國家發(fā)展改革委關(guān)于調整天然氣價(jià)格有關(guān)問(wèn)題的通知》發(fā)改電[2007]301號，調高了工業(yè)用戶(hù)天然氣的出廠(chǎng)基準價(jià)格每千立方米均提高400元，供化肥用氣、居民用氣及通過(guò)城市燃氣公司供應的除工業(yè)用戶(hù)外的其他用戶(hù)出廠(chǎng)基準價(jià)格不調整。

2010年發(fā)改委又出臺《關(guān)于提高國產(chǎn)陸上天然氣出廠(chǎng)基準價(jià)格的通知》發(fā)改電[2010]211號，該文主要內容有兩項，一是提高國產(chǎn)陸上天然氣出廠(chǎng)基準價(jià)格，取消價(jià)格“雙軌制”。各油氣田(含西氣東輸、忠武線(xiàn)、陜京線(xiàn)、川氣東送)出廠(chǎng)(或首站)基準價(jià)格每千立方米均提高230元。同時(shí)將大港、遼河和中原三個(gè)油氣田一、二檔出廠(chǎng)基準價(jià)格加權并軌，取消價(jià)格“雙軌制”。二是擴大價(jià)格浮動(dòng)幅度。國產(chǎn)陸上天然氣一、二檔氣價(jià)并軌后，將出廠(chǎng)基準價(jià)格允許浮動(dòng)的幅度統一改為上浮10%，下浮不限，即供需雙方可以在不超過(guò)出廠(chǎng)基準價(jià)格10%的前提下，協(xié)商確定具體價(jià)格。

2011年，國家發(fā)展改革委在廣東省、廣西自治區開(kāi)展試點(diǎn)天然氣價(jià)格形成機制改革，拉開(kāi)了天然氣價(jià)格向市場(chǎng)化進(jìn)一步邁進(jìn)的新一輪試點(diǎn)。此次發(fā)改委推出的天然氣價(jià)改試點(diǎn)采用的是市場(chǎng)凈回值法。市場(chǎng)凈回值的實(shí)質(zhì)就是以天然氣的市場(chǎng)價(jià)值為基礎確定上游供氣價(jià)格的方法。

市場(chǎng)凈回值法的定價(jià)機制天然氣價(jià)格改革的最終目標是放開(kāi)天然氣出廠(chǎng)價(jià)格，由市場(chǎng)競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質(zhì)的天然氣管道運輸價(jià)格進(jìn)行管理。

在廣東、廣西兩?。▍^）開(kāi)展改革試點(diǎn)，主要是探索建立反映市場(chǎng)供求和資源稀缺程度的價(jià)格動(dòng)態(tài)調整機制，逐步理順天然氣與可替代能源比價(jià)關(guān)系，為在全國范圍內推進(jìn)天然氣價(jià)格改革積累經(jīng)驗。

分析本次天然氣定價(jià)試點(diǎn)方案的總體思路，一是將現行以成本加成為主的定價(jià)方法改為按“市場(chǎng)凈回值”方法定價(jià)。選取計價(jià)基準點(diǎn)和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價(jià)格掛鉤機制。二是以計價(jià)基準點(diǎn)價(jià)格為基礎，考慮天然氣市場(chǎng)資源主體流向和管輸費用，確定各?。▍^、市）天然氣門(mén)站價(jià)格。三是天然氣門(mén)站價(jià)格實(shí)行動(dòng)態(tài)調整機制，根據可替代能源價(jià)格變化情況每年調整一次，并逐步過(guò)渡到每半年或者按季度調整。四是放開(kāi)頁(yè)巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣出廠(chǎng)價(jià)格，實(shí)行市場(chǎng)調節。

本次天然氣定價(jià)試點(diǎn)方案的定價(jià)方法如下：

確定計價(jià)基準點(diǎn)（中心市場(chǎng)）

綜合考慮我國天然氣市場(chǎng)資源流向、消費和管道分布現狀，選取上海市場(chǎng)（中心市場(chǎng)）作為計價(jià)基準點(diǎn)。

建立中心市場(chǎng)門(mén)站價(jià)格與可替代能源價(jià)格掛鉤機制
 

中心市場(chǎng)天然氣門(mén)站價(jià)格按照略低于等熱值可替代能源價(jià)格的原則確定?？商娲茉雌贩N選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權重分別為60%和40%。等熱值可替代能源價(jià)格按照燃料油和液化石油氣（LPG）單位熱值價(jià)格加權平均計算。同時(shí)，為保持天然氣與可替代能源的競爭優(yōu)勢，鼓勵用戶(hù)合理使用天然氣，天然氣價(jià)格暫按可替代能源價(jià)格的90%測算。中心市場(chǎng)門(mén)站價(jià)格計算公式為：

1）P天然氣—中心市場(chǎng)門(mén)站價(jià)格（含稅），元/立方米；
2）K—折價(jià)系數,暫定0.9；
3）α、β—燃料油和液化石油氣的權重，分別為60%和40%；
4）P燃料油、PLPG—計價(jià)周期內海關(guān)統計進(jìn)口燃料油和液化石油氣的價(jià)格，元/千克；
5）H燃料油、HLPG、H天然氣—燃料油、液化石油氣和天然氣的凈熱值（低位熱值），分別取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米。
6）R—天然氣增值稅稅率,目前為13%。

確定廣東、廣西兩?。▍^）天然氣門(mén)站價(jià)格

以中心市場(chǎng)天然氣門(mén)站價(jià)格為基礎，考慮天然氣市場(chǎng)資源主體流向和管輸費用，并兼顧廣東、廣西兩?。▍^）經(jīng)濟社會(huì )發(fā)展水平，確定兩?。▍^）門(mén)站價(jià)格。

上述門(mén)站價(jià)格是指國產(chǎn)陸上或進(jìn)口管道天然氣的供應商與下游購買(mǎi)方（包括地方管道公司、城市燃氣公司、直供用戶(hù)等）的交氣點(diǎn)價(jià)格。

根據上述定價(jià)方法，按2010年進(jìn)口燃料油和LPG的海關(guān)統計價(jià)格，折價(jià)系數（K）取0.9時(shí)，廣東、廣西兩?。▍^）的最高門(mén)站價(jià)格分別為2.74元/立方米和2.57元/立方米。廣東、廣西及上海市都通過(guò)西氣東輸二線(xiàn)供氣，從西氣東輸二線(xiàn)霍爾果斯口岸到廣東、上海的運輸距離基本相等，到廣西的運輸距離要大于到廣東和上海的運輸距離，但廣西門(mén)站價(jià)格低于廣東。說(shuō)明在確定各省門(mén)站價(jià)格時(shí)，不僅考慮了各省與計價(jià)基準點(diǎn)上海的管輸費差，也考慮了不同地區社會(huì )經(jīng)濟發(fā)展水平。