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此外,天然气近年来的快速发展,为推进价改创造了良好的条件。一方面,尽管天然气产业链上游、中游领域,“三桶油”仍占主导地位,但新进入者(包括不同所有制的企业,也包括非常规气源)已不乏其人;下游城市燃气壁垒森严,却已呈现出群雄逐鹿后的多寡头格局。换言之,与中国经济由之前的快速增长期进入“新常态”类似,我国天然气行业也由之前市场启动之初的快速发展期,进入一个增长趋缓的“壮年期”,产业链各环节既非弱不禁风,也非铁板一块。从另外一个角度来看,正如林伯强教授撰文指出的那样,目前天然气消费占一次能源结构比重尚小,在天然气占能源结构比例和居民消费量较小的情况下,尽快进行价格机制改革可以减少改革的整体影响和阻力。而去年以来,各地陆续推出居民阶梯气价也在一定程度上降低了价改的难度。
国家政策层面,能源革命被置于前所未有的高度。雾霾天气频仍,相当于做了最好的社会动员,全国上下对于优化能源管理体制、促进清洁能源利用已经达成了广泛共识。这些都让尽快抓住历史机遇、加快推进天然气价改创造了条件。
价改进阶
天然气价改,从目前我国天然气价格管理体制来看,包含了两个层次的改革:一是国家层面的改革,也即迄今为止讨论得较多的天然气门站价格与可替代能源挂钩的“市场净回值法”改革。这一价格实际上是一个B2B的价格,改革相对宏观;二是地方层面的改革,也即终端销售价格层面的改革,是B2C(此处的C,泛指终端用户,也可能是单位用户),实际上也更加具体、更加复杂。
就国家层面的门站价格改革而言,窃以为,需要从调价周期和挂钩的可替代能源两个方面来予以优化。国家发改委相关通知中曾明确将逐步缩短调价周期,由年逐步缩短至半年、季度甚至月度,但实际执行过程中却语焉不详。鉴于国际能源价格瞬息万变,应把握此次价格下行的机遇,参考JCC油价以三个月为测算周期,按月滚动调整。各油气进口企业与外方签署的长期协议,本身就有与油价挂钩调整的机制,只是相关系数和调幅存在差异。价格接轨,可能会给部分进口天然气企业带来亏损。国家可通过税收返还等阶段性措施给予一定补偿。同时也促进其在未来与外方合同谈判过程中,更加注重综合考虑多方因素。而在挂钩的可替代能源方面,进口燃料油和LPG更多考虑的是市场化和与国际接轨的问题,却忽视了国内天然气市场的供求状况,尤其是国内消费的天然气近70%属于国产气的现实。鉴于目前国内LNG现货交易较为活跃,应适度考虑国内LNG现货交易价格指数、未来上海天然气交易中心现货价格指数等动态数据,综合形成门站指导价。
而从终端销售价格改革来看,考虑到交叉补贴现实存在,各城市燃气企业都与上游签署了包含“照付不议”的长协在身,同时国内各能源间比价关系也尚未理顺,尤其是发电用气价格尚未形成有效机制,短期内迅速将终端销售价格推向市场,无论是大幅提高居民用户价格,还是让非居民用户或大用户价格定价市场化,都将可能给整个行业的正常运行带来诸多挑战。建议区分政策性用户(主要包括居民、享受居民用气价格的用户,部分化工用户等)、非政策性用户(如大工业用户、商业用户等)分类施策,稳步推进价改。
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