“双碳”进程中 天然气门站价格改革的重要意义

《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》（简称《意见》）提出要建设全国统一的能源市场。提出在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现双碳目标任务，有序推进全国能源市场建设。《意见》在谈及天然气时提出推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放，稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。

（来源：微信公众号“能源杂志”作者：济民）

天然气在当前及今后一个时期我国实现碳达峰目标进程中将发挥极其重要的影响，加快建设高标准天然气市场意义重大。从天然气产业链运行环节来看，城市门站是连接天然气上游不同气源和下游用户的关键节点和枢纽，天然气门站价对资源配置效率有决定性影响。当前价格改革的重点是全面推进天然气定价市场化。

天然气价格改革历程

以净回值法为基础的现有门站价形成于2011年。2011年开始在广东、广西试点，用“市场净回值”法取代之前的成本加成法，建立天然气与可替代能源（燃料油权重60%、LPG权重40%）价格挂钩机制，同时按照可替代能源价格的85%确定计价基准点价格，再以此为基础确定各省（区、市）天然气门站价格。

2011年至今的十多年时间里，天然气价格改革一直在推进，其核心主线依然是市场化定价。期间主要经历了存量气增量气价格调整，2015年非居民用气存量气、增量气价格并轨；2018年居民用气与非居民用气价格并轨；2020年天然气门站价被移出《中央定价目录》（简称《目录》）。

《目录》同时规定海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成。

目前存在的问题

天然气定价移出《中央定价目录》之后，各地在门站价调控方面做出了一些积极的尝试，比如2020年青海、浙江、海南等省基于国际天然气价格下行因素不同程度下调天然气门站价。此次下调已不是国家行为，而是地方政府行为，调价主体开始向多元化主体迈进。

地方政府下调门站价的重要依据之一是2020年疫情期间全球天然气市场供应充分，而需求低迷，期间东北亚天然气现货价格一度低至2-3美元/百万英热单位，拉低了整体供应成本。价格下调是对国际市场行情变化的回应。

但总体情况是各地天然气门站价还一直在运行，后续改革不及预期，天然气价格体系依然是双轨制，价格机制没有理顺。

在构建全国统一的能源市场形势下，在国家油气管网公司成立以及执行“管住中间、放开两头”定价机制成为天然气定价总基调形势下，取消基于既定机制形成的天然气门站价格，形成新的基于市场机制、能够充分体现天然气商品属性和地区供需结构动态变化的天然气门站价非常必要。

推进门站价改革思路与配套措施保障

按照“管住中间，放开两头”思路推进门站价改革。改革重点是国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气。具体思路是指下游城市燃气公司、工业发电直供用户、加气站等为主体与供应方通过依托全国或区域性的油气交易平台竞价，或通过商业谈判确定一定时期一定规模的天然气供应价格，通过各级管网运输至目的地，具体的管网运输价格由政府制定和监管。

在此模式下形成的门站价含出厂价、管输费、增值税以及营业税在内，是管输天然气目的地的最终交货价。地域不同、气体组分及气体来源不同，价格自然就会有差异会，同一门站的气价呈现出多元化及“一气一价”特点。

2020年天然气门站价移出《中央定价目录》之后，部分省份已自主下调天然气门站价，2021年地方的价格调整在继续。2021年由于疫情和海外市场波动影响，气价波动幅度大，国内不少地区基于供需状况变化，不同程度上调民用气价，与市场变化同步。

据不完全统计，已有超过30个城市依次上调了居民用天然气价格。这种调整虽不是由天然气供需双方直接谈判达成的，而是继续由政府价格主管部门调整，但调整越来越体现出地区多元化特点，也折射出市场化定价的内在需求和趋势。换个角度思考，改革再向前迈出一步就是价格放开，天然气市场定价的条件已经具备。

民生用气保障工作要给予高度重视。新的定价机制实施之后，天然气价格监管依然要加强。出现供应和价格波动时应优先保障居民生活以及供暖等民生用气需求。为此应积极鼓励天然气生产企业、进口企业、储备企业等资源供应方与各城市燃气公司等建立稳定的长期天然气供应协议，形成并巩固民生用气需求的兜底保障机制。

当气源供应紧张现象出现时可继续执行压非保民等政策，充分依托国家石油公司等主体企业实施民生天然气保供。2020年新冠疫情爆发，国际油价一度出现负油价，气价也出现大幅下跌；而2021年“气荒”在欧洲出现，影响波及全球，亚洲天然气现货价格一度高达数十美元/百万英热单位。今后类似的供应波动风险依然存在，要警惕供应风险冲击并做好长期应对准备。

基础设施的完善以及互联互通是“放开两头”的必要条件。加强管网及储气设施建设，形成全国范围布局充分，流向多元便捷的管网以及匹配合理储气能力的储运体系。硬件设施的完善是实现天然气合理价格交易的前提条件之一。未来国产气和进口气来源地域日益广泛，需要系统的管网和储运体系支撑。目前我国管网里程仅11万公里，以地下储气库为代表的储气库工作气量仅140多亿立方米，与欧美等天然气产业发达国家储运设施存在较大差距，天然气硬件建设需要持续稳定推进。

建设全国区域油气交易中心，打造区域天然气价格标杆，强化价格发现功能，合理引导交易。从过去的实践情况看，门站价一直是供需双方价格谈判的重要参照。门站价取消之后，应该有新的基于供需市场变化的区域天然气指导价格取而代之。目前全国已形成上海、重庆、浙江三所油气交易中心，并处于运行阶段。我国疆域辽阔，除上海、重庆和浙江之外，还可以考虑在陕西、新疆、广东、山东、辽宁等天然气主产区以及进口气源集中地建设区域油气交易中心，形成区域性天然气价格发现机制，为油气供应商与需求用户价格谈判提供科学的价格指引标杆。

须关注电力、热力等行业价格改革

以确保天然气顺价

天然气城市门站价格改革的推进不可避免会触及后续用气环节的利益，这些环节的问题若处理不好则不利于推进门站价改革。天然气门站价格市场化改革要高度重视天然气中下游相关行业的顺价问题，特别是气价处于相对高位时做好顺价尤为重要。顺价主要涉及民生、发电以及供热领域。

一是通过解决好居民用气价格倒挂问题顺价。长期以来我国城市居民用气价格一直低于非居民用气价格，形成了事实上的工商业用户在用气方面补贴居民的特殊现象。目前这一方面的价格调整一直在稳步推进且有一定的成效，居民用气价格有所上调但还未完全到位。

国内有机构针对北京、河北、上海、广东等省市的实际调研数据显示，城市家庭年生活用燃气量平均为300立方米左右，价格调整应该不会给居民家庭带来太大的家庭生活成本负担。

随着改革的深入推进，居民终端用气价格确定总的思路是城市燃气公司在与天然气供应企业签订的天然气供应价格基础上，依据《关于加强配气价格监管的指导意见》关于“准许成本+合理收益”的相关规定确定居民终端气价。政府在这一时期针对低收入家庭生活用气补贴政策若再跟进，天然气顺价工作应该不会有太大难度。

二是通过市场需求解决工业领域天然气顺价问题。天然气在工业品生产过程中顺价相对容易，主要是因为工业产品生产过程中的用气成本占产品总成本比例小。天然气在数十个工业领域中均有应用，主要是作为制造业中的工业燃料或原料。

在多数行业中，天然气的使用占到相关产品总成本的比例在10%左右；天然气化工较为特殊，化工产品生产过程中的天然气使用量相对较大，成本占总成本30%左右。目前工业产品已经实现市场化定价，对于绝大多数产品，若经济形势好，依托市场需求消化掉天然气在产品生产过程中的10%-30%的成本不具有太大难度。

三是通过电力市场化改革顺价。目前我国天然气装机容量达到1亿千瓦，占全国发电装机容量4%。随着今后新能源产业规模提升，随着风电、光伏等装机容量增长，与之匹配促其平稳运行的火电调峰装机规模也将随之增加，其中就包括气电装机。从过去运行情况看，气电成本中70%的成本来自天然气，天然气价格波动对气电有较大影响。若遇到高气价对整个发电项目影响较大，但也并非没有破解之法。

首先，气电若用于调峰支付电价相对较高，可以有效缓解部分成本压力；其次，未来气电的布局若靠近新能源基地、气源产地以及气源进口地，则可有效降低天然气长距离运输成本从而降低气电运营压力。国内天然气产地基本上也是风电、太阳能资源富集区，具备匹配协同的条件；未来进口俄罗斯、中亚气入境后首先通过可再生能源富集的三北地区；海上进口LNG可用于东中部调峰东中部风电调峰；再次，国内统一能源市场建设目标是建立全国性电力市场，一旦建成有助于通过全国电力市场分摊方式消化气电成本。

四是天然气在热力领域的应用可通过调整热价的方式顺价。我国北方地区供暖面积约为200亿立方米，城市供暖面积140亿立方米，城市天然气供暖面积约30亿平米，北方年供暖用气大约在500亿立方米，目前供暖用气预计占国内天然气需求总量的1/7以上。

供暖价格方面，目前我国热价水平整体偏低，据统计全国平均供热成本为27元/平方米，而全国平均热价为24元/平方米，供暖行业整体处于亏损状态。因此各地方政府在今后供热管理中可以考虑考虑调整热价，理顺热价定价低于成本的机制，以通过热价调整部分降低天然气供热成本压力。