天然气价改背后：坚冰之下，是萌发的种子

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编 辑 | 张旖旎作 者 | 章舟今年的冬天，笼罩在华夏大地的疫情，使得往年春节期间的高频出行，今年几乎归零，昔日熙熙攘攘的大街上，变得冷冷清清。虽然春节假期已经过去了半个月，但各地工厂，依然有很大一部分在排队等待复工的路上。 虽然没有了汽车的尾气，工厂的烟囱也暂时不再冒烟，但空气似乎并未如愿变好。而空气污染的原因有很多，低质量燃料的使用是重要原因。而众所周知，使用“清洁能源”天然气，能有效减少空气的污染。因此，近十年来，国内天然气消费量连年上升。  【图】2008年~2018年，我国天然气消费量逐年上升（图片来源：南方能源观察） 对于普通用气民众而言，天然气的价格，可能只是家里气表或者是加气站的一串数字，但对于天然气产业而言，气价背后是一连串的利益相关方。消费量的逐年上升，必然要求“上层建筑”有所变革。而为了“破冰”，各界已经付出了无数的努力。 就在去年的12月9日上午，新诞生的副部级央企——国家石油天然气管网集团有限公司（PIPE CHINA，国家管网公司）在北京正式成立，整合了原来三桶油的相关业务。一个月之后，自然资源部又宣布“民企、外资企业等社会各界资本，均可进入油气勘查开采领域”。        【图】国家管网公司的组织架构图（图片来源：21世纪报道） 接连两项重拳，标志着决策层改革天然气领域的决心坚定不移。而要想真正放开天然气市场，对天然气价格体系的改革，是必不可少的一步。今天扑克投资家就用简明的语言，总结国内天然气价格改革的那些往事。传统的天然气价格体系，到了非改革不可的程度    1.市场格局，呈现上游和下游分离的特点 众所周知，天然气从被采集上来，到送到下游千家万户，中间不是一蹴而就的，而是需要经过上中下游三个环节。按照天然气产业链上下游关系，天然气价格链按各产业链环节可分为出厂价（井口价）、门站价和终端价。其中出厂价和管输费构成门站价，门站价和 城市配气费构成终端价。              【图】天然气产业链的上中下游（图片来源：光大证券） 虽然经历了多年的改革，但在这条天然气产业链上，垄断环节一直存在，如以中石油、中石化、中海油为首的央企垄断了上游资源，而在中游运输和下游配送环节上，虽然不存在“三桶油”这样的巨无霸式垄断，但由于天然气本身的特殊性（中游长输管网具有唯一性，下游的城市燃气是传统的公用事业），中下游存在的是“自然垄断”。 从官方的思路来看，本轮天然气价格改革总体思路为“管住中间、放开两头”，即竞争性环节价格放开，垄断性环节价格管制。从天然气价格链的角度看，截至目前，本轮天然气价格改革按照监管过程价格（管输费、配气费）、放开节点价格（出厂价、门站价、终端价）的思路推进。 那么传统的天然气价格体系究竟是如何形成的呢？又有怎样的缺陷，到了非改不可的程度了呢？下面我们就来用尽可能精炼的语言，梳理下国内天然气价格的前世今生，以及所遇到的瓶颈。 

   2.传统的天然气定价模式，遇到了什么问题？

（1）门站的价格双轨制

 正如前文所言，我国天然气工业采取产运储销一体化经营模式：上游供气企业在城市门站或工厂门站按照门站销售价格向省天然气公司、城市燃气公司、油田或管道直供大用户等下游买方供应天然气，之后门站销售价格，则属于国家发改委管辖范围的天然气，目前分为以下两类： 一是门站销售价格执行市场调节价的天然气。包括供应给市场的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，通过进口液化天然气、储气库、上海和重庆天然气交易中心等方式供应给市场的天然气，供应给生产企业、化肥生产企业和其他直供工业用户的天然气，以及通过西气东输管道系统供应给福建省的天然气等，门站销售价格完全市场化。 二是门站销售价格执行政府指导价的天然气。凡不符合以上两种情况的天然气，执行政府指导价，目前的做法是采取“基准价＋浮动幅度”的管理办法，由上游供气方与下游买方以国家发改委规定的基准价为基础，在规定的浮动幅度范围内，通过合同约定具体交易价格。对浮动幅度的规定是最高可以上浮20%，下浮不限。 这两部分气源到了终端用户后，则统一以“门站价+配气费”作为终端用户价，送到广大天然气用户手里。其中门站价不是基准门站价，而是供需双方协商的具体门站价格，至于配气费，有的地方还区分为居民和非居民，依据用户特性和成本差异核定。 为避免上游供气企业规避国家的门站价格管理，凡是政策允许门站销售价格执行市场调节价的天然气，国家发改委都会在相关的文件中明确气源价格放开，如果上游供气企业不选择在门站环节销售天然气而是选择在出厂环节直接销售天然气，除非政府价格主管部门在相关文件中已明确气源价格放开，上游供气企业是不能按市场调节价销售天然气的。 从上面的介绍我们可以看出，气源的差异，决定了门站销售价格采取不同的政策，而下游用户价，则又区分为居民与非居民，导致定价体系错综复杂。 【图】气源的差异，决定了门站销售价格的双轨（图片来源：海通石化） 

（2）气源来源日益多样，传统的价格体系容易造成混乱

 我国天然气市场发展所面临的严重挑战不仅是本土资源相对不足，对外依存度不断提高，还面临进口天然气使用成本较高的问题。我国在全球天然气市场中所处的位置，决定了我国需要以较高的使用成本才能引进境外资源。2018年，我国天然气消费量达到2766亿立方米，进口量达到1254亿立方米，对外依存度已经上升到45%。而2019年全年，中国进口天然气9656万吨，同比上涨6.9%。 【图】2007年以来，中国天然气对外依存度日益上升（图片来源：中国天然气产业报告） 而天然气在使用上与石油产品之间存在一定的替代关系，因此在天然气长期合同中通常都采取将天然气价格与油价挂钩的方式，我国通过长期合同进口的天然气，其价格也都采取与国际油价挂钩方式。而油价的波动，导致了进口天然气价格波动也比较剧烈。 我国天然气市场发展所面临的严重挑战不仅是本土资源相对不足，对外依存度不断提高，还面临进口天然气使用成本较高的问题。我国在全球天然气市场中所处的位置，决定了我国需要以较高的使用成本才能引进境外资源：从陆地来说，位于中亚的产地，距离欧洲比距离国内用气地更近；从海上来说，天然气“亚洲溢价”现象，使得亚太市场的天然气国际贸易价格一直全球最高。            【图】中国的四大油气管道（图片来源：中国石油新闻中心） 很显然，天然气对外依存度不断提高以及进口气使用成本较高，必然会影响我国天然气价格市场化改革的步伐。合理的解决方案，既要能完全补偿进口气成本，又要使国产气的生产获得合理的效益。 一种方案是，国产气与进口气综合作价，形成最终的天然气价格，但由于进口气价格是与国际市场油价挂钩的，最终的天然气销售价格需要采取与油价挂钩机制，否则天然气供应企业就缺乏进口天然气的积极性，但这需要更细致的工作。 另一种解决办法是：延续之前的“双轨制”方案，完全放开进口天然气在国内市场的销售价格，为了控制我国市场天然气价格的总体水平，但对国产气的销售价格实行必要的管制。中石油的张颙在《中国天然气价格改革二十年》中这样写： 由于我国国产气的主产区集中在西部省份，其经济发展水平也相对落后，放开全部进口气在国内市场的销售价格后，供应给西部以及东部天然气自产自足省份（例如黑龙江）的天然气，视同全部使用国产气，执行 “基准价＋浮动幅度”的管理办法。 供应给东部其他省份的天然气区分为两部分：一部分视同使用国产气，主要是满足居民用气需求，执行国家“基准价＋浮动幅度”的管理办法；其余部分视同使用进口气，销售价格完全市场化，由供用气双方根据进口气的供应成本以及市场对进口气价格的支付能力协商确定。 此外，影响天然气价格的另外一个因素，还有名目繁多的补贴！补贴但成为改革的阻碍，也在一定程度上扭曲了供需关系。（3）终端用气补贴名目繁多，不能体现成本和价格对等的关系 所谓交叉补贴，就是指同样的商品或服务，以不同的价格卖给两类客户，其中一类客户的价格低于卖方成本价致其亏损，卖方需要从另一类客户较高售价的盈利中予以补贴。在公共领域，交叉补贴非常常见。例如电力领域，居民用电的价格要低于企业用电，就是交叉补贴最典型的例子。 长期以来，交叉补贴都被天然气上游供气企业、下游城市燃气企业当作承担保供责任的一项重要理由，甚至被形容为进行天然气市场化改革的前提条件，例如，居民与非居民用气价格之间的交叉补贴现象长期难以消除。 天然气交叉补贴，一方面体现在交叉补贴现象严重，居民用气的价格明显低于工商业用气价格;另一方面，用气量越大的用户，享受的补贴越多，没有体现公平负担。再者，居民用气的低价格，使得部分用户过度使用天然气，加大了天然气的供需压力。  【图】2017年三座城市的居民和工商业用气价格差异（图片来源：南方能源观察） 居民用气成本和非居民用气成本有着显著的差异，最主要来源就是配气成本差异。这很容易理解，由于居民用气在各家各户，管网建设分散，因而配气费自然更高，这就与居民用气价格较低相矛盾。非居民输配价格高昂直接影响着下游用户，特别是大用户的经济回报。 【图】部分地区天然气非居民输配价格明显高于居民（图片来源：标准天然气） 随着中国天然气普及推广力度的加大，未来天然气配气基础设施的需求也将快速增长，因而理顺这一矛盾，将是天然气价格改革不可回避的“深水区”。 为了避免低价造成的滥用，很多城市已经实施用气的阶梯价格制度。即同样的商品或服务，使用量不一样，对应的价格也不一样。阶梯价格实际上是在放松价格管制，尝试市场机制的路上走出了重要一步。可以预期，未来会在市场化的道路上越走越远。 对症下药：国内天然气价格改革方向 国内天然气价格机制的顽疾，并非一朝一夕的问题，因而要想真正解决，也不可能指望发几份文件，开几个会议便可一劳永逸，而必定会经历长期的改革过程，具体而言，大致可以分成以下几个努力方向：

   1.管输收费两部制定价，有效地消除交叉补贴问题

 首先需要厘清的一个概念是：对于天然气定价机制的实施，在存在“一部制”和“两部制”的差异。两种价格机制各有千秋，不同处的对比，可以参考下面这张表格：    【图】“一部制”和“两部制”各有千秋（图片来源：财经杂志） 当前中国对天然气管输实行的主要是“一部制”，按不同运距制定不同档次的费率标准，将管输企业应收取的固定管输费和变动管输费均通过用户实际使用的管输量收回。这不太符合管道输送业的特点，会造成用户负担不合理、管输能力得不到充分利用等问题。 在本世纪初管输价格时，为实现定价的公平、公正，已经考虑了不同用户在用气负荷特征及接受供气服务等级等方面的差异，但它采取的是分类定价方式，而不是国际通行的“容量费+使用费”的两部制收费方式。为实现我国管输定价机制的创新，国家发改委分别于2004年和2005年决定在陕京管道系统和忠武线的管输定价中尝试更为科学的两部制收费方式。  【图】年输气量超500亿方，保障华北的陕京管道系统（图片来源：北京晚报） 相比之下，“两部制”更适应天然气市场的需求，有效地消除用户之间的交叉补贴问题，实现运输、储气成本谁受益谁负担，体现用户与管输企业权利与义务对等，用户之间对管输成本公平负担，有利于充分利用管输能力，进而又有利于提高管输系统负荷、降低单位输气量成本，进而降低管输价格水平。 不过说起来容易，做起来难：由于用户方面的坚决抵制，上述两条输气干道的“两部制改革”最终都没能推行下去。这虽然在意料之外，但仔细想一想却在情理之中：时机不成熟！ 在我国的水、电、气等公用事业产品的定价上，用户之间交叉补贴现象是普遍存在的。据海通证券测算，居民用气平均门站价格为每立方米1.4元左右，不仅低于进口气供应成本，也低于国产气供应成本。 而两部制收费方式，就是希望在天然气供应领域消除用户之间的交叉补贴现象，主要是消除工业用户为非工业用户，特别是居民用户的补贴，但在我国现实情况下，一定会遭到各方重重阻力，实施起来非常艰难。 【图】习惯了补贴的居民用户，要动起来可不那么简单（图片来源：浙江新闻） 

   2.建立门站价格调整机制，解决价格制定、监管、结算困难

 正如上文所言，天然气价格改革的总体思路“放开两头，管住中间”，而所谓的中间，指的是门站的价格。传统上，对门站价格的控制，通过制定出厂价格和管输价格实现的，但随着我国天然气供应方式向气源多元化、管道网络化方向发展，这种方式需要改革。 那么如何改革呢？目前提出的方案是，天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。各省门站价格确定与调整思路如下： 首先确立计价基准点（例如上海），建立基准点的门站价格与可替代能源价格挂钩的定价公式，在此基础上确定各省天然气最高门站价格。最终门站价格按照以下公式计算： 各省天然气最高门站价格=计价基准点门站价格-与上海价差（贴水） 影响各省贴水值的主要因素是各地区运输成本的差异、经济发展水平的差异以及是否为天然气主产区等。以上海为计价基准点，通过综合考虑运输成本、地区经济发展水平以及是否为天然气主产区等因素，形成东部价格高、西部价格低的天然气供应格局，符合我国区域经济发展特点，有利于促进全国天然气市场的均衡发展。 建立门站价格调整机制，还可以解决管道联网带来的定价问题：制定消费地门站价格，各省用户所支付价格不再区分气源与运输路径，解决了气源多元化、供气网络化所带来的价格制定和监管困难以及供用气双方的价格结算困难。此外，价格不再区分国产气和进口气，还可以促进境外天然气资源的引进。。 对于门站和终端价格改革的前景，海通证券这样认为： 随着气价改革的进一步推进，未来我国门站价环节将完全放开，由供需双方在上海天然气交易中心协商确定，由市场供需关系影响。在终端环节，城市燃气企业输配分离，由于居民用户分散独立，无法与城燃议价，我们认为这一环节仍会保持政府指导价，或可实行基准价或最高价格管理，而非居民用户，尤其是用气量较大的企业用户，可以与城市燃气企业协商定价，实现市场化。 【图】我国未来天然气价格环节及形成机制（图片来源：海通石化） 上面提到的上海石油天然气交易中心，正式成立于2015年，与2017年成立的重庆石油天然气交易中心一起，为国内两大天然气交易的市场中心。而功能运作良好的天然气管理中心，则是市场成熟的重要标志。   3.进一步发展天然气市场中心，利用金融工具管理风险 在天然气成熟市场，无论是生产、运输还是销售，都不是一家垄断的，而是多家充分竞争的，而靠近上游生产区、多条管线的交汇处就是天然气市场中心，在管道开放的情况下，上游生产商与下游买方更愿意选择在这里买卖天然气。天然气市场中心，本质上也是一个大宗商品的交易平台。 【图】天然气市场中心形成示意图（图片来源：南方能源观察） 我国已成立了上海、重庆石油天然气交易中心，国家发改委的有关文件规定，所有进入上海、重庆石油天然气交易中心等交易平台公开交易的天然气，价格由市场形成。 但由于我国目前天然气交易主要是下游分散进行的，通过这两个交易平台公开交易的天然气，交易价格均是以国家规定的各省门站基准价为基础，采取价高者得或先到先得的原则，因此通过交易平台公开交易形成的价格还无法取代政府定价，只能作为政府定价的一种补充。 此外，在上海和重庆两大交易中心的基础上，未来可能通过政策引导上游供气方与下游买方到各个区域市场中心（主要管道系统的交汇处）进行集中交易，并发现新的市场基准点，建立新的交易中心。但这一定是非常漫长的过程，此外，如果没有金融管理工具管理价格风险，现货交易方式和现货交易价格就不会被市场普遍接受。 实际上，上面的这些问题，正好反映了中国天然气市场的不成熟，而在发达国家，天然气交易已经相对成熟。下面我们就以美国和日本为例，简要介绍国外的天然气价格管理模式。 他山之石：国外是如何管理天然气价格的？ 

   1.美国：逐步形成完全零售竞争模式

 居民和商业用户除了可以从城市燃气公司处购买天然气外，还可以直接从上游生产商和供应商处购气。政府要求城市燃气企业进行配售分离，即将售气、查表、收费和储备等业务从配气业务中剥离，交由其他市场主体完成，城市燃气公司主要承担配送和部分储备职能。2005年，美国颁布了《能源政策法》，允许城市燃气公司涉足天然气勘探开发、批发、管道输送和储备等业务，而且可以经营电力等公用事业。 美国逐步形成的这种完全零售竞争模式，竞争性气源交易和竞争性零售市场同时存在。这种模式对配气管网和销售业务进行完全拆分，涉及错综复杂的资产和产权关系，需要终端零售市场的整体“再造”，对市场格局影响较大。    2.日本：引入独立售气企业参与竞争 从20世纪70年代开始，日本天然气零售市场就开始采用特许经营方式，进入90年代，在日本能源市场化改革的背景下，用户要求自主选择天然气供应商的呼声日益高涨，面对这样的背景，日本政府没有强制要求城市燃气公司实行配售分离，采取的是逐步放开市场，引入独立的售气企业参与市场竞争。原有的城市燃气企业为这些新进入者提供无差别的公平接入服务，这些新的售气企业从原有的城市燃气企业处购买气源，再销售给终端用户，原有的城市燃气企业还可以经营售气业务。 日本模式改革力度不大，对原有垄断企业基本没有触及，仅在增量领域进行改革，并且日本人相信“术业有专攻”，很多用户仍信任配售一体化的城市燃气公司，认为新进入企业未必懂这个行业，因而是一种平缓式的过渡。 发达国家天然气价格改革对国内的启示 首先，由于天然气零售市场端的基础设施建设所需投资巨大，为了加速配气管网设施建设，保证投资能够得到合理回报，各国政府通常赋予城市燃气企业特许专营特权，集天然气采购、销售和配送业务于一体的城市燃气企业向终端用户提供捆绑式服务，政府则对企业的成本、价格等实行严格规制。正是由于采用了特许经营方式，发达国家城市燃气行业的基础设施能力显著增强，配气网络迅速铺开。 其次，国外的经验普遍是：先行开展上游资源供应市场化改革，在实现气源多元化竞争后再进行下游零售市场改革。在上游无法实现多元竞争的条件下，强行要求配售分离来形成下游零售市场放开，既不利于城市燃气行业公平开放的市场竞争环境的形成，也会使终端用户无法享受到配售分离带来的降低能源使用成本的红利。 正是意识到了这一点，才有了本文一开头所述的“天然气上游产业全面开放”。希望这一举措，能够成为天然气价格改革的新起点，而不是让“改革”变为简单的“涨价”。

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