吕淼：对我国天然气产供储销价格体系的思考

天然气产供储销体系建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键举措，加快推进天然气产供储销体系建设，更是我国天然气产业的当前重点任务。“十二五”以来，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，国家推进天然气产供储销价格体系建设，一方面加快天然气价格市场化改革，另一方面加强自然垄断环节的输配价格监管。尽管如此，我国天然气产供储销价格体系仍不能很好地适应天然气产业与市场发展的需要，仍存在诸多不完善的地方，需要加以改进。

(来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：吕淼 北京市燃气集团有限责任公司)

一、我国天然气价格管理的演变

在2013年之前，国家发展改革委负责制定上游供气企业的天然气出厂价格和管输价格（含储气库的储气费），上游供气企业再与城市燃气企业、部分大用户等下游买方分别结算，出厂价格主要是根据天然气供需形势、上游供气企业的盈利状况进行不定期调整，管输价格则是按照成本加成原则确定，终端销售（零售）价格由地方价格主管部门按照成本加成原则确定。2013年之后，按照先易后难的原则，国家发展改革委采取了“先非居民后居民”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，逐步完成了天然气产供储销价格形成机制的重建。一是考虑到我国天然气对外依存度较高以及进口天然气价格与国际油价挂钩，最初国家发展改革委建立了天然气门站价格与油价挂钩的动态调整机制，但该机制在国内市场很难推行，后来这项政策不再执行，取而代之的是价格浮动政策——政府管控与市场调节相结合的管理办法，在实际工作中主要是通过对价格浮动幅度的临时干预来达到与现行市场条件相适应的政策目标。二是在2016年10月下发的《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》中规定，储气服务价格由供需双方协商确定，储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。三是国家发展改革委仍然直接决定天然气管输价格。2017年9月，国家发展改革委按照2016年10月印发的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》重新核定了跨省管道的管输价格，但是该管输价格中不再包含储气费。

除了采用“看得见的手”对天然气价格进行管制以外，2014年至2017年期间，国家发展改革委还主导先后在上海市和重庆市建立了两个天然气交易中心，以“看不见的手”来推进市场化定价，为供气企业和用户提供公开透明的交易平台。截至2019年底，两大交易中心交易量已经突破600亿立方米，约占全国天然气消费量的20%。其中，管道气交易量为540亿立方米，LNG交易量为50亿立方米，“液来气走”、“南气北上”、储气库调峰等交易品种不断涌现。上海石油天然气交易中心“南气北上”交易量超过3亿立方米，管道气合同外用气竞价成交超过8亿立方米。但是，由于交易中心天然气供应商较少，而需求方较多，导致现货交易中挂牌交易多、市场化竞争性价格的交易少。因此，由供需确定价格的初衷尚未得到完全体现。

二、天然气价格体系存在的问题

我国现行的天然气价格机制是在现有天然气产业结构基础上形成的，与我国天然气产业现行的产供储销一体化结构相适应，对我国天然气产业与市场的健康、可持续发展发挥了积极促进作用。但是，也存在着诸多问题。

（一）门站基准定价公式尚需完善

从近些年的实践情况来看，门站基准价定价公式存在的主要问题是低油价时折价系数过低导致门站基准价过低，上游供气方难以接受；高油价时折价系数过高又导致门站基准价过高，下游用气方（包括城市燃气企业和大用户）难以接受。定价公式的不完善，导致门站基准价不能随挂钩能源价格的变化进行动态调整。

（二）对价格浮动政策的执行存在争议

供气方、用气方对价格文件精神有着不同的理解，从而导致双方对价格浮动政策的执行存在诸多争议。以石油公司为代表的上游供气方认为冬季是消费旺季，价格理应上浮；在目前推进“煤改气”的大背景下，夏季已不是消费淡季，文件要求的是“消费淡季适当下浮”，在淡季不淡的情况下价格就不应该下浮。而以城市燃气企业和大用户为代表的下游用气方则认为，国家对门站销售价格实行“基准价＋浮动幅度”的管理制度，根本要义就是允许旺季上浮，但同时必须执行淡季下浮，全年平均价格保持在基准价水平，如果只上浮不下浮，上游供气方就是在滥用市场支配地位，不仅违背价格主管部门的文件精神，也违反国家《反垄断法》。

（三）省网环节管输价格仍然偏高

目前，在部分省份还存在省网加价过高的问题，从而导致跨省管道、省内管道的管输价格仍然偏高。我国天然气供应严重依赖进口，进口天然气的供应成本较高，在这种情况下如果不严格控制中间环节的价格，不仅会加重下游企业的销售亏损，增加终端用户的用能成本，还会影响我国天然气的供应保障能力。

（四）应急储气设施建设和运营成本疏导难度大

2018年4月，国家发展改革委出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，要求地区政府要具备3天的储气能力、下游城镇燃气企业要具备5%应急储气能力。截至2020年底，全国29个省市自治区、直辖市、地方政府3天应急储气任务完成超过23亿立方米，约占地方政府3天储备任务量的92%，已建成储气项目约200余个；城市燃气企业承担5%的应急储气任务完成接近73亿立方米，约占城市燃气企业承担任务量的60%，已经建成储气项目约300余个，剩余40%的任务预计将在2022年前完成（根据部分省份官方资料统计），城市燃气企业5%的应急储备任务要想按期完成的难度较大。据了解，大部分天然气应急储气项目建设资金主要由城市燃气企业自筹，项目投资和运营费用大，回收期限长，经济效益差，企业的资金压力较大。同时，目前尚无成熟的设施运营模式和可持续的盈利模式，很多项目一旦建成，在缺乏上游低价、可持续气源的情况下，城市燃气企业的运营成本无法疏导，投资建设的积极性普遍不高。

（五）天然气计量方式亟待转变

首先，国家管网集团成立后，长输管线内的天然气多为“混合输送”形态，以能量计价有利于解决不同来源、不同品质天然气入网难的问题，是推动油气管网独立、公平开放的必要条件。其次，以国际通行的“计量计价语言”与国际天然气市场接轨和促进天然气国际贸易，这对形成统一有序的区域性天然气市场具有重要作用，有利于我国打造国际油气贸易中心，提升话语权。最后，长期以来，我国不同品质的天然气以体积计价体现不出优质优价的定价原则，为一些不法商家提供了以次充优和掺假的空子，不能有效保护消费者利益，还存在安全环保隐患。而以能量计价则能有效避免这一问题。同时，玻璃、陶瓷厂等大用户对高热值天然气的稳定供应有强烈需求，愿意为高热值天然气付出高价，以能量计价能够满足他们个性化的消费需求。

三、建议

（一）过渡期内保持门站价大框架不变

国家管网集团成立后，天然气市场化交易步伐加快，有助于优化调整国内天然气定价机制，避免形成进口天然气到岸气价与国内门站气价倒挂现象，并逐步形成国家放开进口天然气的门站销售价格。但是，这一过程短期内将无法实现，应该有个过渡期。

由于过渡期内以三大油为主的市场格局短期内很难改变，因此为防止定价垄断，对于涉及民生用气以及进口长协等气量宜在短期内继续执行政府参考价，且政府规定气价加运输费，即“基准门站”价格。另一方面，对于有市场化基础的气源宜在过渡期内尝试放开市场价格，并在管网第三方公平准入的条件下自由协商运输模式。

一是居民用气维持现有“基准门站”价格，实行输气方统一“包邮”模式（管制价格、管制运输）。为保证价格最小程度波动，居民气价可继续采用现有门站定价方式，居民用户的管输由上游供应企业负责，按照门站价与天然气销售企业结算、天然气销售企业再与国家管网集团结算管输费的方式，确保居民用气价格没有太大的波动。居民用气继续采用气源方统一输送模式，主要是考虑到民生保供问题，确保管输环节不会出现管容分配或者调度问题。

二是非居民用气的管制气可由用户自主选择含管输费的“门站价”模式或不含管输的“气源价”模式（管制价格、放开运输）。非居民用气中仍实行政府定价的国产气和进口管道气这部分气量，用户可自主商定上游气源并向国家管网集团预订管容，也可采取天然气销售企业负责管输的模式，无论哪种模式，气源价加上到门站的管输费应不超过门站价上浮20%。在未来管输服务中立的条件下，下游天然气分销价格形成两种价格，即类似LNG国际贸易中的DES和FOB。对应的管输服务操作中也主要有两种情况：一种是资源生产商购买管输服务，另一种是终端分销公司在采购资源的同时购买管输服务。对于体量规模较小、气源单一、缺乏上游议价能力的用户，可以选择维持现有的门站价格模式，直接以包含管输费在内的门站价格与三大油结算，三大油再以代输的方式与国家管网集团进行管输费结算；对于体量规模较大、气源组成多元化的用户，可根据自身实际需求以及管容预订能力，直接向上游供应企业购买资源，并自行与国家管网集团接洽安排管输服务。

三是非管制气市场化定价，实行“气源价”+“管输费”的模式（放开价格、放开运输）。在国家管网集团成立以前，非常规气价格已经采取市场化定价的模式，但碍于长期以来管网第三方公平准入尚未完全贯彻执行，导致上下游在进行气源买卖时仍旧存在一定的困难。尽管如此，相比于国产管道气和进口管道气，上述非管制气已经拥有更好的市场化条件，进口LNG、国产煤制气等小规模市场化交易已经在某种程度上为天然气市场价格机制的形成做了铺垫。

因此，对于气化后的LNG、页岩气、煤制气、煤层气，建议气源价格由买卖双方协商确定，由国家管网集团承担代输的功能，并收取相应的管输费用。同时，鼓励上下游用户通过上海、重庆石油天然气交易中心进行上述品种天然气的挂牌/摘牌，并为通过交易中心达成交易的气量安排便捷的管输服务，形成更有国际影响力的中国天然气价格指数。

过渡期间上游市场主体较少，“X+1+X”的市场格局形成尚需时日，多元主体竞争供气的态势也没有建立，因此上下游的交易主体和交易模式很大程度上会维持现有的局面，在此期间“门站价”模式可以更好地保证平稳过渡。随着市场化程度的推进，上游供气格局的打开，下游用户会逐渐拥有更多的气源选项，通过“气源价”+“管输费”模式选择具有价格竞争力和良好服务水平的气源企业的比例会稳步上升，并最终向更彻底的市场化交易过渡。

（二）加快发展并形成天然气区域市场中心

根据欧美国家的经验，管网运营机制改革后天然气区域市场中心将逐步形成（例如美国的得克萨斯州）。因此，可以肯定的是国家管网集团成立后，中国天然气区域市场中心将得到快速发展，在多主体、多渠道上游资源供应的区域或管道交汇处，会很快形成区域性的天然气市场中心，对于气源销售价格不受政府管制的天然气，应鼓励在各区域市场中心集中交易，从中发现和重点建设可作为定价基准点的国家级天然气市场中心。

目前，我国有多个天然气生产或消费比较集中的地区，交易规模大，因此可以考虑在气源多、基础设施较为完善、配套条件好的省份率先试点建设竞争性市场。考虑各省的管网条件和资源条件，作为天然气交汇枢纽的京津冀地区可以参考美国经验建设大区制的天然气交易枢纽，而作为主要天然气消费区的广东省和浙江省可以参考欧洲经验建设虚拟交易枢纽试点，形成国际可接受的市场化价格指数。这也将对全国天然气价格改革起到引领作用，为全国天然气市场化改革路径进行有价值的探索。

但是也要看到，无论是在天然气工业结构上还是市场所处发展阶段上，我国与天然气产业发达国家都存在很大的区别，这决定了在中国发展天然气区域市场中心将是一项长期任务，什么时候市场中心发现价格的功能可以取代政府定价，中国天然气价格市场化改革的任务才算完成，此时发展天然气金融市场的条件也就成熟了。

（三）合理实施季节性差价政策

建议严格执行冬季消费旺季价格上浮、夏季消费淡季价格下浮政策。但上浮的幅度和下浮的幅度是不对称的，上游供气企业通过冬季上浮增加的收入应大于夏季下浮减少的收入，其差额应该能够弥补其储气调峰成本。建议由政府价格管理部门按照上述思路制定冬夏季峰谷气价，对于执行“基准价＋浮动幅度”管理办法的天然气，规定冬季价格上浮幅度和夏季价格下浮幅度。

（四）积极探索储气设施成本疏导机制

一是要区分不同地区、不同用气结构特点，建立上、中、下游合理分担的储气成本疏导机制，鼓励地方政府积极探索、试点实施储气调峰价格传导机制，稳定城市燃气企业和独立运营储气企业的投资预期，提高储气设施建设的积极性。二是国家明确规定储备气收储价格按居民和民生用气价格执行，并要求天然气上游企业保证储备气气源供应。特别是对于中西部不具备建设地下储气库、LNG储罐建设和运营成本较高的地区，地方政府应当给予一定补贴支持，避免出现大量城市燃气企业运营难以为继的问题。

（五）循序渐进推行能量计价方式

一是计价方式改革涉及多个政府部门和市场主体，需做好统筹协调工作；二是企业将大幅增加能量计量的管理工作，重新培养专业计量队伍，居民用户多年形成的以体积计价的消费习惯固化，需要过渡期适应；三是我国与能量计量相关的法律法规、技术规范、标准体系尚有缺失，行政法规、部门规章和地方性法规规章还需与国家法律进一步配套；四是相关测量技术和测量方法研究、计量基准和标准、计量仪表和设备研发应用、技术创新和成果转化尚需加强。

（本文不代表任职公司，仅代表个人观点）