天然气定价机制改革应借鉴国际经验

来源:经济预测部   作者:张前荣   时间:2017-06-28

一、当前国内天然气定价机制

1.我国天然气定价机制的历史沿革

我国目前对天然气生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价。我国天然气在不同环节的价格分别是: 出厂价(井口价)、门站价(批发价)、零售价。其中,门站价=出厂价+管输价,零售价=门站价+配气价。出厂价、管输价、门站价由国家物价主管部门管理,配气价由省级物价主管部门管理。

2011年以前,我国天然气采用成本加成法定价机制,综合考虑天然气开发、运输、最终用户承受能力等因素制定价格,该定价法未能引入市场竞争机制。2011年,我国在广东、广西试点探索建立反映天然气市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制,采用市场净回值法定价,建立天然气与可替代能源价格挂钩的定期调整机制,同时以计价基准点价格为基础,确定各省区市天然气门站价格。20137月起,净回值法在全国推广使用,国家对各省天然气门站价格实行最高限价,并将天然气划分为存量气和增量气两部分进行定价管理(广东、广西除外)。20154月起,天然气存量与增量气价正式并轨,同时试点放开直供用户价格。201511月,国家发改委根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格,供需双方可以在以基准门站价格为基础上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。

不论是采用政府定价、政府指导价,还是应用成本加成法、净回值法等,总体上都不属于竞争性的定价机制,政府对天然气价格的监管体现在天然气生产、运输、配气等各个环节中。

2.四种不同来源天然气的定价机制

目前国内天然气主要存在四种来源:国产陆上气、国产海上气、进口液化天然气(LNG)和进口管道气,以上四种气源的定价模式不同,尚未形成统一的天然气定价模式。

国产陆上气基本采用市场净回值法定价。20136月,政府对国产陆上气的定价进行了重大改革:之前“两广”试点的市场净回值模式在全国范围内推广,并将传统的“出厂环节定价”改为“门站环节定价”。“非两广”区域以用户2012年使用量为标准,将天然气消费分为存量气和增量气,增量气采取“市场净回值”定价,存量气仍采取管制定价。“两广”采用市场净回值定价,不区分存量气和增量气。20154月,国产陆上气全部采用“市场净回值”法确定门站价,存量气和增量气并轨。

国产海上气和进口LNG基本实现了市场化定价。国产海上气价格由供需双方协商确定,政府不干预。一方面是为了鼓励国产海上气的开采;另一方面是由于国产海上气产量较少,对现有天然气定价体系冲击不大。我国主要从澳大利亚、中东等天然气资源丰富的国家进口LNG,进口价格主要采用长协或与OPEC油价挂钩方式确定,终端销售价格由供需双方协商确定。

进口管道气主要采用双边垄断定价模式。中国进口管道气主要来自独联体国家,进口价格采用双边垄断定价模式,通过两国政府谈判确定。进口后纳入国产陆上气体系,一并定价销售。我国进口管道气呈现“价格倒挂”的状况,亏损部分由管道气进口商承担。

二、当前加快天然气价格改革具备良好的市场环境

1.中国天然气定价机制改革的新背景

国际天然气价格下跌。由于大多数亚洲天然气合约与油价挂钩,2014年以来,国际原油价格持续下跌,天然气价格也随之回落。尤其是日本和中国经济减速带来的天然气需求增速回落推动了天然气价格的不断走低。201512月底美国亨利中心天然气价格为1.63美元/百万英热单位,同比下降45.6%。中国进口LNG价格主要由长约构成,和日本原油清关价格(JCC)挂钩,而JCC与国际原油价格挂钩,国际油价下跌拉低中国进口LNG价格。2015年底,中国进口LNG价格为413.46美元/吨,同比下跌31.5%

环保压力使天然气成为清洁能源的必然选择。在经济长期高速发展的同时,能源消费结构不合理使中国付出了沉重的环境代价。64%左右的煤炭占比和非清洁利用导致中国遭受大面积雾霾污染,我国一次能源消费中天然气约占5.9%,与24%的国际平均水平差距甚大。因此,提高清洁能源消费占比势在必行。据专家测算,实现天然气在一次能源消费中的占比目标,我国天然气缺口在1600亿立方米左右。面对巨大的环保压力,天然气行业需要打破体制障碍,加快推进行业改革。

天然气需求增速下降。中国经济进入“新常态”,由10%以上的高速增长阶段进入6.5%左右的中高速增长阶段。与此同时,能源消费总量增速下降。在经济高速发展、天然气供给能力不断增加、基础设施建设快速扩张、国家积极鼓励替代能源的背景下,天然气消费从2010年的245亿立方米增至2015年的1932亿立方米。目前我国经济进入增速换挡期,产业转型升级加快,直接影响到用气行业的消费量,2015年天然气消费量增速仅为5.7%,为10年来最低增速。

2.推进天然气价格改革的必要性

我国天然气价格相对较低,难以满足天然气工业发展需要。一是各行业气价结构不合理,工业用气价格最高,发电等公共服务用气价格次之,居民用气价格最低,造成我国居民用气占终端用气比例过大,没能有效开发下游市场。二是国内天然气相对国际天然气价格偏低,限制了天然气进口。2015年我国天然气对外依存度达到 31.8%,进口气需求旺盛与进口积极性不高形成矛盾。三是与替代能源的比价关系不合理。从世界范围看,石油与天然气的替代性最强,国际天然气与石油的平均比价关系约为0.7:1,我国仅为0.5:1左右。

推动天然气价格改革能有效调节能源消费结构。目前我国能源消费结构中,煤炭占比达64%,石油占比约为18.1%,虽然天然气生产和消费量逐年增加,但2015年我国天然气在一次性能源消费中也仅为5.9%左右,这与24%左右的世界平均水平相差甚远。因此,加快天然气工业发展就显得尤为重要。

天然气稳定供给为价格改革奠定了良好的保障基础。20149月,中亚D线管道在塔吉克斯坦开工,该管道设计量为300亿立方米/年,预计2016年投产,这对进一步完善我国海外能源通道具有重要意义。随着中俄、中缅、中亚管道以及海上LNG等海外能源通道及国内西气东输三线、四线及各省级管网等系列管道建设,我国天然气管网布局将逐步完善。我国陆上海上天然气勘探开发步伐不断加快,天然气年产量已经达到1350亿立方米,制约天然气消费的资源禀赋问题将逐步破解。

三、天然气定价机制改革的国际经验及启示

1.主要国家天然气价格改革历程及经验

美国经验。在运营模式上,天然气的生产、运输、销售相分离,在允许一体化的情况下实现了管网的公平接入,既保证了竞争者的进入,也促进了运输与交易的分离。天然气运输和交易的分离成为美国天然气市场转变的关键,它使批发和销售市场出现了竞争。1978年的《国家天然气政策法案》取消对天然气井口价格的控制,天然气成为了一种自由贸易的商品,上游领域实现了竞争。1992年以后出现了现货交易市场,用户可以在城市天然气公司、独立交易商、生产者中选择购买天然气,实现了下游的竞争。目前,美国天然气价格基本上由现货市场与期货市场共同决定,是完全市场化的定价机制。

英国经验。21世纪初期英国逐步建立了新的天然气市场结构。生产结构包括生产商、托运商、供应商、运输商、储气商及终端用户。托运商从生产商手中购买天然气,交给供应商,供应商委托运输商输送天然气至终端用户,委托储气商储气调节市场供需。在这种市场结构下,生产市场和终端用户市场均实现了竞争,价格由市场决定,不受政府管制;管输市场价格则处于政府管制当中,采取的是最高限价定价法,管输定价每5年修改一次。英国政府进行天然气市场化改革,其主要做法是对国有天然气公司进行私有化,成立管道与销售分离的独立公司,降低社会资本进入天然气市场的门槛,积极推进天然气管道运输成本透明化,以实现天然气价格的市场化运作。

日本经验。日本天然气定价主要包括天然气销售以及进口LNG定价。其中,进口LNG定价经历了固定定价(由政府制定)、与中东等产油国政府石油销售价挂钩定价、与日本JCC指数(日本原油综合指数)关联定价等几个阶段。日本天然气价格改革先后采取了包括取消大用户燃气价格管制、降低准入门槛、提高管道公司运输成本透明度等手段,不断向零售市场引入竞争,最终确定了由天然气使用者和供应者共同协商确定天然气价格的定价机制。与西方发达国家不同的是,日本政府为保护民众利益,对民众使用的生活天然气采取严格的价格管制,其定价基本采用了类似于政府定价的模式。

2.主要国家天然气价格改革的启示

各国天然气定价机制演变都经历了漫长过程。针对上游天然气井口价格,多是先采取管制价格,直到市场比较成熟后才由市场形成价格。在中游管道运输环节,运输成本透明度是确立市场价格的关键。下游城市管网配气价格是各国政府管制的重点,即使是美英等国,对终端销售价格也一直采取了严格的监管。天然气价格大多与替代能源进行价格联动,与相关燃料价格指数挂钩。各国市场化天然气价格形成机制都是建立在一个有着充分竞争的市场基础上的。

政府管制定价是天然气定价发展的必经阶段。在天然气产业发展初期,各国都采取天然气价格管制。这是由于天然气产业初期的自然垄断性强、进入门槛高决定的。在这一阶段,实行价格管制是避免垄断定价、增加用户福利的重要手段。从结果来看,价格管制限制了垄断,提高了用户消费天然气的积极性。

放开管制是天然气定价发展的最终方向。管制价格难以跟上市场的变化,亦会挫伤生产者的积极性,阻碍天然气产业的发展。基于此,各国都采取了最终放开价格管制的措施,让市场决定天然气价格。放开价格管制增加了天然气供给,从供应端促进了天然气产业的发展。从各国价格管制改革的过程来看,放开价格管制是逐步的、循序渐进的过程,其前提是调整市场结构,否则难以取得理想的效果。

四、推进我国天然气定价机制改革的政策建议

1.完善天然气价格市场化形成机制

第一,建立反映资源稀缺程度和市场供求关系的天然气价格形成机制,理顺天然气与可替代能源的比价关系,可借鉴成品油的定价调整机制,设定调价的触发条件和调价周期,最终将价格动态调整机制落到实处。第二,鼓励天然气用气量季节差异较大的地区研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策。第三,不断完善国内天然气储备制度,建立国家、供气企业与地方政府共同参与的天然气三级储备机制。国家主要负责天然气储备整体规划,并建设国家天然气储备基地与设施,供气企业和地方政府主要负责优化天然气管网、储备库建设,根据本地天然气消费特点,建立相应的天然气储备库,储备量以能够保证本地用气量为宜。

2.构建多元化的竞争格局

第一,考虑逐步放开天然气上游市场,降低准入门槛,有条件地引入民营资本和外资,通过市场竞争来提高我国天然气资源勘探开发和生产的技术水平,促进天然气产业生产效率的提高,降低天然气的勘探开发成本和生产成本。第二,对天然气下游市场应该放松规制,降低民营资本和外资准入条件,激活下游市场活力,形成完全竞争的下游市场格局,有利于降低终端用户价格。

3.建立天然气交易市场

第一,中国现在和未来的天然气市场都将是一个由若干区域性市场组成、通过天然气管道连接的松散市场,需要打破管道公司对区域性市场的垄断,在区域内建立多个现货市场,并制定区域性的现货价格基点。第二,逐步放开跨区域的天然气管道市场,吸引各方参与储气设施的建设,鼓励从业者采用换货、掉期等方式来完成各区域市场间的动态价格调节。第三,选择一个或几个交易量较大、管道和储气设施相对完备的区域性市场现货价格作为衍生品交易上市,让天然气衍生品市场起到为现货市场远期价格建立基准、引导现货交易、稳定市场预期的作用。

4.加快推进天然气管网设施建设和独立运营

第一,管道运营商的独立、管输价格的透明化和无差别的第三方准入是天然气市场化机制的重要环节。管网等基础设施实行严格的第三方公开准入,将输配管网定位为公用事业,向第三方提供服务,使更多的市场主体公平参与竞争。输送与销售业务分离,管网公司将不再经营销售业务。第二,在国家主干网线建设方面, 应根据未来我国天然气生产及进出口情况进行合理布局。在区域管网建设方面,要充分考虑区域内城市、城镇等居民集中分布因素,合理预留未来扩展空间。第三,在城市管网建设方面,要努力保证城市全体居民无差别用气,确保天然气价格公正、公平。理顺干线和支线的关系,构建全国统一的天然气管网。

5.完善市场配套政策

第一,通过立法的形式对会计制度、运价规则、运输和销售等环节提出明确的管理规定,尤其是用法律保证中游管输的独立和“第三方准入”。第二,将政府政策制定与监管职能分离,建立独立的天然气监管机构。监管机构有权依法对天然气生产成本、运输成本、销售成本、合理利润等进行监管,规范企业的市场行为。第三,建设满足天然气、管道和储气设施交易的信息系统,实时发布各类市场信息,保证信息传递渠道畅通,保证交易信息准确和跨地区交易的效率,保障市场信息和交易数据安全。第四,加强对供应商串通涨价、散布涨价信息、哄抬价格等市场价格违法行为的打击力度,打击市场上采用低于成本价格供应天然气的行为和使用非商业不正当手段来获取市场份额的竞争方式。



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