北京市燃氣集團有限責任公司 呂淼

天然氣產供儲銷體系建設是保障天然氣長期穩定供應的基礎和關鍵舉措，加快推進天然氣產供儲銷體系建設，更是我國天然氣產業的當前重點任務。"十二五"以來，按照"管住中間、放開兩頭"的總體思路，國家推進天然氣產供儲銷價格體系建設，一方面加快天然氣價格市場化改革，另一方面加強自然壟斷環節的輸配價格監管。盡管如此，我國天然氣產供儲銷價格體系仍不能很好地適應天然氣產業與市場發展的需要，仍存在諸多不完善的地方，需要加以改進。

一、我國天然氣價格管理的演變

在2013年之前，國家發展改革委負責制定上游供氣企業的天然氣出廠價格和管輸價格（含儲氣庫的儲氣費），上游供氣企業再與城市燃氣企業、部分大用戶等下游買方分別結算，出廠價格主要是根據天然氣供需形勢、上游供氣企業的盈利狀況進行不定期調整，管輸價格則是按照成本加成原則確定，終端銷售（零售）價格由地方價格主管部門按照成本加成原則確定。2013年之后，按照先易后難的原則，國家發展改革委采取了"先非居民后居民""先增量后存量""邊理順邊放開"的實施步驟，逐步完成了天然氣產供儲銷價格形成機制的重建。一是考慮到我國天然氣對外依存度較高以及進口天然氣價格與國際油價掛鉤，最初國家發展改革委建立了天然氣門站價格與油價掛鉤的動態調整機制，但該機制在國內市場很難推行，后來這項政策不再執行，取而代之的是價格浮動政策--政府管控與市場調節相結合的管理辦法，在實際工作中主要是通過對價格浮動幅度的臨時干預來達到與現行市場條件相適應的政策目標。二是在2016年10月下發的《國家發展改革委關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》中規定，儲氣服務價格由供需雙方協商確定，儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成。三是國家發展改革委仍然直接決定天然氣管輸價格。2017年9月，國家發展改革委按照2016年10月印發的《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》重新核定了跨省管道的管輸價格，但是該管輸價格中不再包含儲氣費。

除了采用"看得見的手"對天然氣價格進行管制以外，2014年至2017年期間，國家發展改革委還主導先后在上海市和重慶市建立了兩個天然氣交易中心，以"看不見的手"來推進市場化定價，為供氣企業和用戶提供公開透明的交易平臺。截至2019年底，兩大交易中心交易量已經突破600億立方米，約占全國天然氣消費量的20%。其中，管道氣交易量為540億立方米，LNG交易量為50億立方米，"液來氣走"、"南氣北上"、儲氣庫調峰等交易品種不斷涌現。上海石油天然氣交易中心"南氣北上"交易量超過3億立方米，管道氣合同外用氣競價成交超過8億立方米。但是，由于交易中心天然氣供應商較少，而需求方較多，導致現貨交易中掛牌交易多、市場化競爭性價格的交易少。因此，由供需確定價格的初衷尚未得到完全體現。

二、天然氣價格體系存在的問題

我國現行的天然氣價格機制是在現有天然氣產業結構基礎上形成的，與我國天然氣產業現行的產供儲銷一體化結構相適應，對我國天然氣產業與市場的健康、可持續發展發揮了積極促進作用。但是，也存在著諸多問題。

（一）門站基準定價公式尚需完善

從近些年的實踐情況來看，門站基準價定價公式存在的主要問題是低油價時折價系數過低導致門站基準價過低，上游供氣方難以接受；高油價時折價系數過高又導致門站基準價過高，下游用氣方（包括城市燃氣企業和大用戶）難以接受。定價公式的不完善，導致門站基準價不能隨掛鉤能源價格的變化進行動態調整。

（二）對價格浮動政策的執行存在爭議

供氣方、用氣方對價格文件精神有著不同的理解，從而導致雙方對價格浮動政策的執行存在諸多爭議。以石油公司為代表的上游供氣方認為冬季是消費旺季，價格理應上浮；在目前推進"煤改氣"的大背景下，夏季已不是消費淡季，文件要求的是"消費淡季適當下浮"，在淡季不淡的情況下價格就不應該下浮。而以城市燃氣企業和大用戶為代表的下游用氣方則認為，國家對門站銷售價格實行"基準價＋浮動幅度"的管理制度，根本要義就是允許旺季上浮，但同時必須執行淡季下浮，全年平均價格保持在基準價水平，如果只上浮不下浮，上游供氣方就是在濫用市場支配地位，不僅違背價格主管部門的文件精神，也違反國家《反壟斷法》。

（三）省網環節管輸價格仍然偏高

目前，在部分省份還存在省網加價過高的問題，從而導致跨省管道、省內管道的管輸價格仍然偏高。我國天然氣供應嚴重依賴進口，進口天然氣的供應成本較高，在這種情況下如果不嚴格控制中間環節的價格，不僅會加重下游企業的銷售虧損，增加終端用戶的用能成本，還會影響我國天然氣的供應保障能力。

（四）應急儲氣設施建設和運營成本疏導難度大

2018年4月，國家發展改革委出臺《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》，要求地區政府要具備3天的儲氣能力、下游城鎮燃氣企業要具備5%應急儲氣能力。截至2020年底，全國29個省市自治區、直轄市、地方政府3天應急儲氣任務完成超過23億立方米，約占地方政府3天儲備任務量的92%，已建成儲氣項目約200余個；城市燃氣企業承擔5%的應急儲氣任務完成接近73億立方米，約占城市燃氣企業承擔任務量的60%，已經建成儲氣項目約300余個，剩余40%的任務預計將在2022年前完成（根據部分省份官方資料統計），城市燃氣企業5%的應急儲備任務要想按期完成的難度較大。據了解，大部分天然氣應急儲氣項目建設資金主要由城市燃氣企業自籌，項目投資和運營費用大，回收期限長，經濟效益差，企業的資金壓力較大。同時，目前尚無成熟的設施運營模式和可持續的盈利模式，很多項目一旦建成，在缺乏上游低價、可持續氣源的情況下，城市燃氣企業的運營成本無法疏導，投資建設的積極性普遍不高。

（五）天然氣計量方式亟待轉變

首先，國家管網集團成立后，長輸管線內的天然氣多為"混合輸送"形態，以能量計價有利于解決不同來源、不同品質天然氣入網難的問題，是推動油氣管網獨立、公平開放的必要條件。其次，以國際通行的"計量計價語言"與國際天然氣市場接軌和促進天然氣國際貿易，這對形成統一有序的區域性天然氣市場具有重要作用，有利于我國打造國際油氣貿易中心，提升話語權。最后，長期以來，我國不同品質的天然氣以體積計價體現不出優質優價的定價原則，為一些不法商家提供了以次充優和摻假的空子，不能有效保護消費者利益，還存在安全環保隱患。而以能量計價則能有效避免這一問題。同時，玻璃、陶瓷廠等大用戶對高熱值天然氣的穩定供應有強烈需求，愿意為高熱值天然氣付出高價，以能量計價能夠滿足他們個性化的消費需求。

三、建議

（一）過渡期內保持門站價大框架不變

國家管網集團成立后，天然氣市場化交易步伐加快，有助于優化調整國內天然氣定價機制，避免形成進口天然氣到岸氣價與國內門站氣價倒掛現象，并逐步形成國家放開進口天然氣的門站銷售價格。但是，這一過程短期內將無法實現，應該有個過渡期。

由于過渡期內以三大油為主的市場格局短期內很難改變，因此為防止定價壟斷，對于涉及民生用氣以及進口長協等氣量宜在短期內繼續執行政府參考價，且政府規定氣價加運輸費，即"基準門站"價格。另一方面，對于有市場化基礎的氣源宜在過渡期內嘗試放開市場價格，并在管網第三方公平準入的條件下自由協商運輸模式。

一是居民用氣維持現有"基準門站"價格，實行輸氣方統一"包郵"模式（管制價格、管制運輸）。為保證價格最小程度波動，居民氣價可繼續采用現有門站定價方式，居民用戶的管輸由上游供應企業負責，按照門站價與天然氣銷售企業結算、天然氣銷售企業再與國家管網集團結算管輸費的方式，確保居民用氣價格沒有太大的波動。居民用氣繼續采用氣源方統一輸送模式，主要是考慮到民生保供問題，確保管輸環節不會出現管容分配或者調度問題。

二是非居民用氣的管制氣可由用戶自主選擇含管輸費的"門站價"模式或不含管輸的"氣源價"模式（管制價格、放開運輸）。非居民用氣中仍實行政府定價的國產氣和進口管道氣這部分氣量，用戶可自主商定上游氣源并向國家管網集團預訂管容，也可采取天然氣銷售企業負責管輸的模式，無論哪種模式，氣源價加上到門站的管輸費應不超過門站價上浮20%。在未來管輸服務中立的條件下，下游天然氣分銷價格形成兩種價格，即類似LNG國際貿易中的DES和FOB。對應的管輸服務操作中也主要有兩種情況：一種是資源生產商購買管輸服務，另一種是終端分銷公司在采購資源的同時購買管輸服務。對于體量規模較小、氣源單一、缺乏上游議價能力的用戶，可以選擇維持現有的門站價格模式，直接以包含管輸費在內的門站價格與三大油結算，三大油再以代輸的方式與國家管網集團進行管輸費結算；對于體量規模較大、氣源組成多元化的用戶，可根據自身實際需求以及管容預訂能力，直接向上游供應企業購買資源，并自行與國家管網集團接洽安排管輸服務。

三是非管制氣市場化定價，實行"氣源價"+"管輸費"的模式（放開價格、放開運輸）。在國家管網集團成立以前，非常規氣價格已經采取市場化定價的模式，但礙于長期以來管網第三方公平準入尚未完全貫徹執行，導致上下游在進行氣源買賣時仍舊存在一定的困難。盡管如此，相比于國產管道氣和進口管道氣，上述非管制氣已經擁有更好的市場化條件，進口LNG、國產煤制氣等小規模市場化交易已經在某種程度上為天然氣市場價格機制的形成做了鋪墊。

因此，對于氣化后的LNG、頁巖氣、煤制氣、煤層氣，建議氣源價格由買賣雙方協商確定，由國家管網集團承擔代輸的功能，并收取相應的管輸費用。同時，鼓勵上下游用戶通過上海、重慶石油天然氣交易中心進行上述品種天然氣的掛牌/摘牌，并為通過交易中心達成交易的氣量安排便捷的管輸服務，形成更有國際影響力的中國天然氣價格指數。

過渡期間上游市場主體較少，"X+1+X"的市場格局形成尚需時日，多元主體競爭供氣的態勢也沒有建立，因此上下游的交易主體和交易模式很大程度上會維持現有的局面，在此期間"門站價"模式可以更好地保證平穩過渡。隨著市場化程度的推進，上游供氣格局的打開，下游用戶會逐漸擁有更多的氣源選項，通過"氣源價"+"管輸費"模式選擇具有價格競爭力和良好服務水平的氣源企業的比例會穩步上升，并最終向更徹底的市場化交易過渡。

（二）加快發展并形成天然氣區域市場中心

根據歐美國家的經驗，管網運營機制改革后天然氣區域市場中心將逐步形成（例如美國的得克薩斯州）。因此，可以肯定的是國家管網集團成立后，中國天然氣區域市場中心將得到快速發展，在多主體、多渠道上游資源供應的區域或管道交匯處，會很快形成區域性的天然氣市場中心，對于氣源銷售價格不受政府管制的天然氣，應鼓勵在各區域市場中心集中交易，從中發現和重點建設可作為定價基準點的國家級天然氣市場中心。

目前，我國有多個天然氣生產或消費比較集中的地區，交易規模大，因此可以考慮在氣源多、基礎設施較為完善、配套條件好的省份率先試點建設競爭性市場。考慮各省的管網條件和資源條件，作為天然氣交匯樞紐的京津冀地區可以參考美國經驗建設大區制的天然氣交易樞紐，而作為主要天然氣消費區的廣東省和浙江省可以參考歐洲經驗建設虛擬交易樞紐試點，形成國際可接受的市場化價格指數。這也將對全國天然氣價格改革起到引領作用，為全國天然氣市場化改革路徑進行有價值的探索。

但是也要看到，無論是在天然氣工業結構上還是市場所處發展階段上，我國與天然氣產業發達國家都存在很大的區別，這決定了在中國發展天然氣區域市場中心將是一項長期任務，什么時候市場中心發現價格的功能可以取代政府定價，中國天然氣價格市場化改革的任務才算完成，此時發展天然氣金融市場的條件也就成熟了。

（三）合理實施季節性差價政策

建議嚴格執行冬季消費旺季價格上浮、夏季消費淡季價格下浮政策。但上浮的幅度和下浮的幅度是不對稱的，上游供氣企業通過冬季上浮增加的收入應大于夏季下浮減少的收入，其差額應該能夠彌補其儲氣調峰成本。建議由政府價格管理部門按照上述思路制定冬夏季峰谷氣價，對于執行"基準價＋浮動幅度"管理辦法的天然氣，規定冬季價格上浮幅度和夏季價格下浮幅度。

（四）積極探索儲氣設施成本疏導機制

一是要區分不同地區、不同用氣結構特點，建立上、中、下游合理分擔的儲氣成本疏導機制，鼓勵地方政府積極探索、試點實施儲氣調峰價格傳導機制，穩定城市燃氣企業和獨立運營儲氣企業的投資預期，提高儲氣設施建設的積極性。二是國家明確規定儲備氣收儲價格按居民和民生用氣價格執行，并要求天然氣上游企業保證儲備氣氣源供應。特別是對于中西部不具備建設地下儲氣庫、LNG儲罐建設和運營成本較高的地區，地方政府應當給予一定補貼支持，避免出現大量城市燃氣企業運營難以為繼的問題。

（五）循序漸進推行能量計價方式

一是計價方式改革涉及多個政府部門和市場主體，需做好統籌協調工作；二是企業將大幅增加能量計量的管理工作，重新培養專業計量隊伍，居民用戶多年形成的以體積計價的消費習慣固化，需要過渡期適應；三是我國與能量計量相關的法律法規、技術規范、標準體系尚有缺失，行政法規、部門規章和地方性法規規章還需與國家法律進一步配套；四是相關測量技術和測量方法研究、計量基準和標準、計量儀表和設備研發應用、技術創新和成果轉化尚需加強。

（本文不代表任職公司，僅代表個人觀點）