【深度】天然气定价机制演变

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编者按：本文2013年4月发表于《济邦通讯》第38期，虽然成文于两年前，但其对于天然气定价机制的演变过程，却是写的非常清晰。在4月份存量气和增量气价格并轨以及上海天然气现货市场即将开通之际，重读此文尤有收获，强烈推荐之。

文/茅龙（济邦咨询公司 高级经理）

围绕天然气价格市场争议一向不断，价格形成机制不透明是一大主因。因此，从源头分析国内天然气价格差异，梳理上中下游价格形成机制，则尤为重要。

一般而言，天然气价格包括三个环节：上游供气价格（出厂价或井口价）、管输费（含储气费）和配气费，最终用户终端价格由这三个环节的价格形成。

我国目前的天然气定价机制，陆上天然气出厂价和天然气管输价格均由国家发改委制定；海上天然气价格由供需双方协商确定；地方建设的管道，经国务院价格主管部门授权，管输价格可以由省级物价部门制定；城市燃气价格由省级物价部门制定。

在该定价机制下，我国目前陆上天然气出厂价在1.0元/立方米至1.3元/立方米左右（根据发改电[2010]211号确定的基准价），此种定价方式确定的天然气价格偏低，而近几年随着天然气消费量的增加，进口天然气的比重和依存度正逐年快速上升，但由于进口天然气价格远高于国内天然气的出厂价，导致进口气源价格与出厂价的严重倒挂，不利于天然气的进口和成本管理，天然气定价机制改革迫在眉睫。

我国天然气定价长久以来实行的是政府定价和政府指导价，历史上这种价格体制曾一度发挥显著的作用，但随着我国经济不断地向市场化转变，国家的能源结构日趋国际化，天然气定价机制与国际市场主流的天然气定价规则的矛盾日益突出。

本文将重点从目前国内的天然气价格机制以及正在广东、广西实施的天然气价格改革试点所采用的机制着手，简要梳理我国目前并行的两种天然气定价原理及方式。

天然气定价三阶段

我国天然气定价经历了三个阶段，第一阶段：单一的国家定价阶段（1957-1993年），第二阶段：国家定价、国家计划指导价并存阶段（1993-2005年），第三阶段：实行国家指导价（2005年至今）。

第一阶段：单一的国家定价阶段（1957-1993年）

1993年以前，国家对天然气井口价格一直实行单一定价，在这一阶段中按照指定的目的不同，可以分为两个时期：第一个时期是1958-1981年，鼓励用气时期。1958年，原石油部为了鼓励就地用气，将气价下降为每千方30元，之后由于天然气成本过高，勘察开发资金不足，国家曾先后三次调整气价；第二个时期是1981-1991年，常数包干，“以气养气”时期。国家在这一时期对计划外天然气实行高价政策，有效促进勘探开发基金的筹集。

第二阶段：国家定价、国家计划指导价并存阶段（1993-2005年）

这一阶段，国家对天然气价格做了重大改革。首先，由于社会转型，市场在价格制定中的作用越来越突出，国家放松了企业气价管制，实行了企业自销天然气价格政策。1994年，国家再次调整天然气价格，天然气包干内外井口价格完全并轨，其定价机制为：国家制定计划内天然气井口价格和计划外井口销售指导价格，自销气价格可以由供应商在中准价上下10%范围内浮动制定；天然气管输费的制定原则为成本加利润原则，保证不低于12%的内部收益率，实行新线新价格，允许供需双方协商定价；净化费由天然气生产商制定，国家发展改革委批准。天然气销售以油气田企业为主，直供大用户。城市用气则实行城市门站交气，再由城市燃气公司分销。

第三阶段：实行国家指导价（2005年至今）

2005年底，国家发改委发布了《关于改革天然气出厂价格形成机制的通知》，改为统一实行国家指导价，并将天然气出厂价格归并为两档。其中川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气（不含西气东输和川气东送的天然气）及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格，除此以外的其他天然气执行二档价格，统一实行国家指导价。

一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG（液化石油气）和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。其中：原油价格根据普氏报价WTI、布伦特和米纳斯算术平均离岸价确定，LPG价格为新加坡市场离岸价，煤炭价格为秦皇岛车站山西优混、大同优混和山西大混煤的简单平均价格。鉴于一档气价与二档气价尚存在一定差距，对二档气先启动与可替代能源价格挂钩的调整机制，一档气价（包括忠武线出厂基准价）暂不随可替代能源价格变化调整，经过3-5年的过渡期后，将一档气出厂基准价逐步调整到二档气出厂基准价水平。

在2005年天然气价改后，二档天然气的出厂基准价为0.98元/立方米，而一档气的出厂基准价根据油田和用途有所不同。2007年4月底，发改委再次在成都会商传递出天然气价格改革的方向是“先商品化、后市场化，最终目标要与国家原油价格接轨”。具体思路是：计划在3-5年内，建立油气价格联合机制，以每年5%-8%的幅度不断上调天然气价格，实现价格并轨。

当前气价形成及变迁

2005年国家发改委出台的《关于改革天然气出厂价格形成机制的通知》发改价格[2005]2756号文，确立了当前我国在执行的天然气定价机制，主要内容是天然气价格由中央政府和地方政府依据天然气供应的自然流程实行分段管制定价。

我国天然气的主要消费对象为直供大用户和城市燃气用户。直供大用户是一些天然气消费量很大的工业企业，其天然气价格由大用户与天然气管道公司谈判形成。城市燃气门站是干线输气管道的最后一站，也是天然气进入城市配气系统的入口点，城市门站价格由地方配气公司与天然气管道公司谈判形成。

在国家的计划管理之下，国家发改委制定天然气出厂价(井口价加净化费)和管输价，地方配气公司的气价由当地政府通过下属的物价局制定。上图为我国天然气价格流程图。

在现有的定价机制下，国家和地方价格主管部门在制定天然气价格时，不管是出厂价、管输价还是终端用户价格，均采用成本加成法，即依据天然气成本加合理利润并兼顾用户承受能力来确定天然气价格。这种定价方法虽然考虑到成本因素和一定的利润空间，但却忽视了市场因素，导致我国天然气价格无论是同国内其他能源价格相比，还是同世界天然气价格相比都要低很多。据有关资料显示，2008年我国天然气出厂均价与美国亨利中心天然气价格、欧盟天然气到岸价格和日本进口液化天然气到岸价格（同等热值）相比，仅为美国的42.4%、欧盟的29.7%、日本的29.9%。

以2010年上海天然气西气东输价格为例，西气东输一线出厂平均天然气价格为0.71元/m3，到达上海门站的平均价格约为1.4元/m3，终端用户价格为2.5元/m3。其中管输费约0.7元/m3，管输费一般是按照当地的用气量与运距的乘积占全部天然气管道输送量与输送距离的乘积的比例分配确定各省市天然气的输送成本，同时再加上储气设施运行费用的分摊，就构成完整的管输费。天然气到达门站后经城市配气管网输送到终端用户，这一过程中的配气费用在上海约为1.1元/m3，根据有关文献资料，北京、天津等地在前些年的城市配气费成本约为0.7-0.9元/m3。

2007年颁布的《国家发展改革委关于调整天然气价格有关问题的通知》发改电[2007]301号，调高了工业用户天然气的出厂基准价格每千立方米均提高400元，供化肥用气、居民用气及通过城市燃气公司供应的除工业用户外的其他用户出厂基准价格不调整。

2010年发改委又出台《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》发改电[2010]211号，该文主要内容有两项，一是提高国产陆上天然气出厂基准价格，取消价格“双轨制”。各油气田(含西气东输、忠武线、陕京线、川气东送)出厂(或首站)基准价格每千立方米均提高230元。同时将大港、辽河和中原三个油气田一、二档出厂基准价格加权并轨，取消价格“双轨制”。二是扩大价格浮动幅度。国产陆上天然气一、二档气价并轨后，将出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮10%，下浮不限，即供需双方可以在不超过出厂基准价格10%的前提下，协商确定具体价格。

2011年，国家发展改革委在广东省、广西自治区开展试点天然气价格形成机制改革，拉开了天然气价格向市场化进一步迈进的新一轮试点。此次发改委推出的天然气价改试点采用的是市场净回值法。市场净回值的实质就是以天然气的市场价值为基础确定上游供气价格的方法。

市场净回值法的定价机制天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。

在广东、广西两省（区）开展改革试点，主要是探索建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为在全国范围内推进天然气价格改革积累经验。

分析本次天然气定价试点方案的总体思路，一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价。选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩机制。二是以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。三是天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。

本次天然气定价试点方案的定价方法如下：

确定计价基准点（中心市场）

综合考虑我国天然气市场资源流向、消费和管道分布现状，选取上海市场（中心市场）作为计价基准点。

建立中心市场门站价格与可替代能源价格挂钩机制

中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。等热值可替代能源价格按照燃料油和液化石油气（LPG）单位热值价格加权平均计算。同时，为保持天然气与可替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，天然气价格暂按可替代能源价格的90%测算。中心市场门站价格计算公式为：

1）P天然气—中心市场门站价格（含税），元/立方米；
2）K—折价系数,暂定0.9；
3）α、β—燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；
4）P燃料油、PLPG—计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格，元/千克；
5）H燃料油、HLPG、H天然气—燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），分别取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米。
6）R—天然气增值税税率,目前为13%。

确定广东、广西两省（区）天然气门站价格

以中心市场天然气门站价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西两省（区）经济社会发展水平，确定两省（区）门站价格。

上述门站价格是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括地方管道公司、城市燃气公司、直供用户等）的交气点价格。

根据上述定价方法，按2010年进口燃料油和LPG的海关统计价格，折价系数（K）取0.9时，广东、广西两省（区）的最高门站价格分别为2.74元/立方米和2.57元/立方米。广东、广西及上海市都通过西气东输二线供气，从西气东输二线霍尔果斯口岸到广东、上海的运输距离基本相等，到广西的运输距离要大于到广东和上海的运输距离，但广西门站价格低于广东。说明在确定各省门站价格时，不仅考虑了各省与计价基准点上海的管输费差，也考虑了不同地区社会经济发展水平。

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