刘满平：我国天然气定价机制存在的问题及政策建议

电力18讯：

 刘满平 国家发改委价格监测中心高级经济师

 

党的十八大以来，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，政府价格主管部门通过先易后难的推进方式，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤，推进天然气价格市场化改革。同时，加强自然垄断环节的输配价格监管，着力构建起从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等天然气产业链各环节较为完善的价格监管制度框架，取得了不错的成绩。但也要看到，当前我国天然气定价机制仍存在不少问题，需要进一步深化改革。

 

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存在的问题

（一）定价体系中存在两种“双轨制”

一是市场化定价与政府定价并存。例如，页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气气源价格以及LNG价格已放开，由市场定价；而其它常规天然气气源价格尚由政府定价。二是在管道气的定价中，根据用户的不同分为非居民用气与居民用气，在冬季用气高峰时，非居民用气实行可浮动的政府弹性定价，而居民用气实行不可浮动的政府定价。这种“双轨制”是导致供气企业在冬季气源紧张、成本增加的情况下供应居民用气的积极性受挫，部分地区民生用气出现短缺的重要原因之一。

 

（二）居民与非居民用气价格之间存在交叉补贴

与工商业用气相比，居民用气量少，成本高，价格理应要高。但基于“民生优先”的原则，长期以来我国居民用气价格明显低于工商业用气价格，这种现象导致用气量越大的用户享受的补贴越多，没有体现公平负担。另一方面，也会使得部分用户过度使用天然气，加大了天然气供应压力。据初步测算，2017年全国居民用气与非居民用气交叉补贴规模大致在160多亿元左右。

 

（三）产业链环节过多，抬高用气成本

天然气产业链从上游气田至终端用户涉及到长输干支管道、省域管网、城市燃气管网等多个环节。而目前国内省域网和城市配气环节过多、收费过高，不仅妨碍市场公平竞争，还提高了终端用户用气成本。据测算，在国内主要城市工业用气价格构成中，输配费占比平均水平超过40%，某些城市占比甚至超过50%，远远高于发达国家水平。

 

（四）天然气上下游价格缺乏畅通的疏导机制

我国天然气定价机制的一大特点是“分级、分段管理”，即中心城市门站价格由国家价格主管部门制定，而省级天然气管网、市、县辖区内管道燃气配气价格和终端用户销售价格由省级及以下政府价格主管部门制定。由于居民用气关系到社会民生，终端居民用气价格的调整（尤其是价格上涨时）受到各地出台的《价格听证管理办法》的约束。出于民生考虑，一些地方终端居民用气价格调整往往与上游气源价格或者城市门站价格调整不同步，导致上游气源价格波动无法及时疏导至下游。

 

（五）难以及时有效反映可替代能源价格变化

目前我国天然气中心城市门站价格采用“市场净回值法”，依据等热值进口燃料油市场价和等热值液化石油气市场价按照一定折算比例计算。由于进口燃料油和液化石油气价格是由市场定价，每天都会有波动，而我国最近两次中心城市门站价格调整的时间分别为2015年11月和2017年8月，中间间隔时间比较长，导致难以及时有效反映可替代能源价格变化。

 

（六）缺乏峰谷气价和调峰气价，尚未实现以热值计价

天然气是一个季节性波动很强的商品，需求淡季和旺季用气峰谷差很大，尤其在天然气普及率很高的大中城市。欧美国家一般实行天然气峰谷价，美国天然气冬夏季的价格相差50%以上，法国冬季气价是夏季的1.2～1.5倍。而我国目前缺乏峰谷气价和调峰气价。此外，我国天然气是以体积计价，无法反映不同来源的天然气热值差别。

 

（七）天然气交易中心的价格尚未真正成为市场基准价

一个完善、成熟的天然气交易中心不仅能够促进供、需、输多方直接交易，降低交易成本，还能及时反映市场供求，形成市场基准价。自2015年上海石油天然气交易中心试运行以来，我国从无到有搭建了天然气直接交易平台，交易的规模也不断扩大。但受油气体制改革不到位，管网尚未独立、竞争性市场尚未形成、价格仍被管制等多重因素制约，目前天然气交易中心只能发现交易量，尚不能真正发现和提供市场基准价格，市场认可的仍是国家管制价格。

 

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相关政策建议

（一）继续推进非居民用气价格市场化改革

建议在放开直供用户用气城市门站价格的基础上，择机全面放开非居民用气价格，推动形成非居民用气价格的市场基准价格。另外，可以尝试在有多个气源竞争的地区试点完全放开销售价格。例如，在上海和广东等进口气源多元化、大用户众多的消费地，以及像四川、重庆等资源丰富产区，初步具备市场化定价的条件。

 

（二）采取措施消除交叉补贴，尽快实现居民和非居民价格并轨

天然气交叉补贴长期以来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个重要理由，甚至被形容为进行天然气市场化改革的前提条件，说明政府决策部门应重视交叉补贴并采取措施消除之。更何况，现在不解决交叉补贴问题，未来随着天然气利用领域的不断拓展、消费规模的扩大，交叉补贴规模会越来越多，到时解决的难度会更大。

 

笔者参考国内外解决电力、电信等公用事业交叉补贴经验，建议可以采取以下措施应对：

 

一是逐步提高居民气价。由于国内多地居民气价多年未提高，可以考虑适当逐步直接提高居民气价，或者通过适当降低阶梯电价居民第一档用气量等方式间接提高居民气价，运用正确的舆论引导居民按用气成本支付气价。

 

二是出台独立的天然气普遍服务政策。随着我国农村地区大规模推广利用天然气，天然气越来越具有普遍服务性质。因此，可以择机成立天然气普遍服务基金。一要明确天然气普遍服务资金的来源和性质，并在相关政策中反映。如征收普遍服务基金或附加，政府财政支出或补贴，政府授权在供气企业成本中开支等。二要授权各省出台独立的天然气普遍服务政策，以保障当地困难用户的基本用气需求为原则，明确服务对象，范围，条件，内容和资金来源等。

 

三是在居民用气价格不调整的情况下，可以把目前正在大力推行的输配气价改革以及大用户直供等天然气市场化改革措施所产生的降价空间用于降低工商业气价，从而相应地减少部分交叉补贴。

 

（三）进一步放松管制，建立上下游价格疏导机制

我国天然气价格改革目标早已明确为全面放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断属性的管网输配价格，即“管住中间、放开两头”。气源价格与终端销售价格不仅要放开，而且两者要及时联动起来。因此，应进一步放松价格管制，鼓励各地尝试建立天然气上下游价格联动机制，实现居民和工商业终端用气价格随气源价格变动而正常调整。

 

（四）推行峰谷气价、季节性差价、可中断气价等差别价格，适时推进以热值计价

实行天然气差别价格可以完善我国天然气价格体系、体现天然气供需的差异性、缓解高峰期天然气供需矛盾和促进资源的高效合理利用。鉴于目前我国已具备全面推出并实行天然气差别价格的市场环境，所以，应积极研究天然气峰谷价格、季节性差价等，通过制订不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的天然气“调峰”能力建设，利用价格杠杆引导天然气用户合理避峰。并在时机成熟后，适时推进以热值计价。

 

（五）继续引导价格已放开的天然气进入交易中心交易，加快推动天然气市场建设

应加快引导非居民用气进入天然气交易中心，力争用2—3年时间全面实现非居民用气的公开透明交易。鼓励储气服务、储气设施购销气量进入交易中心挂牌交易。同时，推进天然气交易的公开透明，鼓励交易中心规范管理、专业运作、透明交易，不断探索发现价格的新模式、新方法、新手段，尽早发现并确立公允的天然气基准价格，定期向社会发布，为推进价格全面市场化奠定坚实基础。

 

（六）加快推进其它天然气配套体制改革，与价格改革协同配合

还原能源商品属性，建立由市场决定的价格机制，前提是要构建有效竞争的市场结构和市场体系。天然气行业改革也是如此，如果上游没有更多的竞争者，中游基础设施不对外开放，光放开价格，就会导致价格改革单兵突进，用户可能会面临更高的价格，无法实现价格改革红利。只有推进其它天然气配套体制改革，把竞争性的环节放给市场，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，加快管道、LNG接收站、储气等基础设施建设和公平开放，广开气源，气敞其流。只有通过在天然气上中下游形成各市场主体平等参与、公平竞争、共促发展的多元化竞争格局，最终降低天然气利用成本，才是推进天然气全产业链改革、促进天然气利用的根本之道。