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機制的演變過程，卻是寫的非常清晰。在4月份存量氣和增量氣價格并軌以及上海天然氣現(xiàn)貨市場即將開通之際，重讀此文尤有收獲，強烈推薦之。

文/茅龍（濟邦咨詢公司 高級經(jīng)理）

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

一般而言，天然氣價格包括三個環(huán)節(jié)：上游供氣價格（出廠價或井口價）、管輸費（含儲氣費）和配氣費，最終用戶終端價格由這三個環(huán)節(jié)的價格形成。

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

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

我國天然氣定價長久以來實行的是政府定價和政府指導價，歷史上這種價格體制曾一度發(fā)揮顯著的作用，但隨著我國經(jīng)濟不斷地向市場化轉變，國家的能源結構日趨國際化，天然氣定價機制與國際市場主流的天然氣定價規(guī)則的矛盾日益突出。

本文將重點從目前國內(nèi)的天然氣價格機制以及正在廣東、廣西實施的天然氣價格改革試點所采用的機制著手，簡要梳理我國目前并行的兩種天然氣定價原理及方式。

天然氣定價三階段

我國天然氣定價經(jīng)歷了三個階段，第一階段：單一的國家定價階段（1957-1993年），第二階段：國家定價、國家計劃指導價并存階段（1993-2005年），第三階段：實行國家指導價（2005年至今）。

第一階段：單一的國家定價階段（1957-1993年）

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

第二階段：國家定價、國家計劃指導價并存階段（1993-2005年）
 

這一階段，國家對天然氣價格做了重大改革。首先，由于社會轉型，市場在價格制定中的作用越來越突出，國家放松了企業(yè)氣價管制，實行了企業(yè)自銷天然氣價格政策。1994年，國家再次調(diào)整天然氣價格，天然氣包干內(nèi)外井口價格完全并軌，其定價機制為：國家制定計劃內(nèi)天然氣井口價格和計劃外井口銷售指導價格，自銷氣價格可以由供應商在中準價上下10%范圍內(nèi)浮動制定；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(nèi)部收益率，實行新線新價格，允許供需雙方協(xié)商定價；凈化費由天然氣生產(chǎn)商制定，國家發(fā)展改革委批準。天然氣銷售以油氣田企業(yè)為主，直供大用戶。城市用氣則實行城市門站交氣，再由城市燃氣公司分銷。

第三階段：實行國家指導價（2005年至今）

2005年底，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于改革天然氣出廠價格形成機制的通知》，改為統(tǒng)一實行國家指導價，并將天然氣出廠價格歸并為兩檔。其中川渝氣田、長慶油田、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(nèi)天然氣執(zhí)行一檔氣價格，除此以外的其他天然氣執(zhí)行二檔價格，統(tǒng)一實行國家指導價。

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

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

當前氣價形成及變遷

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

我國天然氣的主要消費對象為直供大用戶和城市燃氣用戶。直供大用戶是一些天然氣消費量很大的工業(yè)企業(yè)，其天然氣價格由大用戶與天然氣管道公司談判形成。城市燃氣門站是干線輸氣管道的最后一站，也是天然氣進入城市配氣系統(tǒng)的入口點，城市門站價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價(井口價加凈化費)和管輸價，地方配氣公司的氣價由當?shù)卣ㄟ^下屬的物價局制定。上圖為我國天然氣價格流程圖。

在現(xiàn)有的定價機制下，國家和地方價格主管部門在制定天然氣價格時，不管是出廠價、管輸價還是終端用戶價格，均采用成本加成法，即依據(jù)天然氣成本加合理利潤并兼顧用戶承受能力來確定天然氣價格。這種定價方法雖然考慮到成本因素和一定的利潤空間，但卻忽視了市場因素，導致我國天然氣價格無論是同國內(nèi)其他能源價格相比，還是同世界天然氣價格相比都要低很多。據(jù)有關資料顯示，2008年我國天然氣出廠均價與美國亨利中心天然氣價格、歐盟天然氣到岸價格和日本進口液化天然氣到岸價格（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格為例，西氣東輸一線出廠平均天然氣價格為0.71元/m3，到達上海門站的平均價格約為1.4元/m3，終端用戶價格為2.5元/m3。其中管輸費約0.7元/m3，管輸費一般是按照當?shù)氐挠脷饬颗c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。天然氣到達門站后經(jīng)城市配氣管網(wǎng)輸送到終端用戶，這一過程中的配氣費用在上海約為1.1元/m3，根據(jù)有關文獻資料，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)展改革委關于調(diào)整天然氣價格有關問題的通知》發(fā)改電[2007]301號，調(diào)高了工業(yè)用戶天然氣的出廠基準價格每千立方米均提高400元，供化肥用氣、居民用氣及通過城市燃氣公司供應的除工業(yè)用戶外的其他用戶出廠基準價格不調(diào)整。

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

2011年，國家發(fā)展改革委在廣東省、廣西自治區(qū)開展試點天然氣價格形成機制改革，拉開了天然氣價格向市場化進一步邁進的新一輪試點。此次發(fā)改委推出的天然氣價改試點采用的是市場凈回值法。市場凈回值的實質就是以天然氣的市場價值為基礎確定上游供氣價格的方法。

市場凈回值法的定價機制天然氣價格改革的最終目標是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。

在廣東、廣西兩?。▍^(qū)）開展改革試點，主要是探索建立反映市場供求和資源稀缺程度的價格動態(tài)調(diào)整機制，逐步理順天然氣與可替代能源比價關系，為在全國范圍內(nèi)推進天然氣價格改革積累經(jīng)驗。

分析本次天然氣定價試點方案的總體思路，一是將現(xiàn)行以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價。選取計價基準點和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤機制。二是以計價基準點價格為基礎，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費用，確定各?。▍^(qū)、市）天然氣門站價格。三是天然氣門站價格實行動態(tài)調(diào)整機制，根據(jù)可替代能源價格變化情況每年調(diào)整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調(diào)整。四是放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣出廠價格，實行市場調(diào)節(jié)。

本次天然氣定價試點方案的定價方法如下：

確定計價基準點（中心市場）

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

建立中心市場門站價格與可替代能源價格掛鉤機制
 

中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源價格的原則確定?？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格按照燃料油和液化石油氣（LPG）單位熱值價格加權平均計算。同時，為保持天然氣與可替代能源的競爭優(yōu)勢，鼓勵用戶合理使用天然氣，天然氣價格暫按可替代能源價格的90%測算。中心市場門站價格計算公式為：

1）P天然氣—中心市場門站價格（含稅），元/立方米；
2）K—折價系數(shù),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—計價周期內(nèi)海關統(tǒng)計進口燃料油和液化石油氣的價格，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、廣西兩省（區(qū)）天然氣門站價格

以中心市場天然氣門站價格為基礎，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費用，并兼顧廣東、廣西兩?。▍^(qū)）經(jīng)濟社會發(fā)展水平，確定兩?。▍^(qū)）門站價格。

上述門站價格是指國產(chǎn)陸上或進口管道天然氣的供應商與下游購買方（包括地方管道公司、城市燃氣公司、直供用戶等）的交氣點價格。

根據(jù)上述定價方法，按2010年進口燃料油和LPG的海關統(tǒng)計價格，折價系數(shù)（K）取0.9時，廣東、廣西兩?。▍^(qū)）的最高門站價格分別為2.74元/立方米和2.57元/立方米。廣東、廣西及上海市都通過西氣東輸二線供氣，從西氣東輸二線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，但廣西門站價格低于廣東。說明在確定各省門站價格時，不僅考慮了各省與計價基準點上海的管輸費差，也考慮了不同地區(qū)社會經(jīng)濟發(fā)展水平。