天然气气价市场化改革进入攻坚期
发布时间：2021-09-27 14:22
作者：中国能源报 渠沛然
2021年以来，按照国家发改委《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》要求，各地频繁出台或研究论证天然气价格上下游联动调价文件或联动机制。 近日，湖南、甘肃等地推出了建立健全天然气上下游价格联动机制的实施意见，力求在调价流程、调价幅度、保障措施等方面更加详细和明确。 中国石油大学（北京）经济管理学院副教授郭海涛表示，目前天然气价格改革已处攻坚阶段。“居民用气与非居民用气价格并轨，好改的已经改得差不多了，还有不少‘硬骨头’要啃。我国现行的天然气价格形成机制与油气改革一直以来‘管住中间、放开两头’的总体思路仍有很大差距，价格形成机制以政府管制为主，市场化的定价机制仍需完善。” 近年来，我国天然气价格机制改革初获成效，陆上天然气门站价格相继实现非居民用气存量气与增量气价格并轨，居民用气与非居民用气价格并轨，解决了长期困扰天然气价格改革的双轨制问题，气价“扭曲”的问题得到初步解决。 与此同时，根据资料，天然气市场在放开气源和销售等竞争性环节的价格方面也颇有成效。例如，中海油供应的海上国产气，门站销售价格由市场形成。进口LNG则由地方政府采取顺价销售原则制定门站销售价格。中石油和中石化供应的页岩气、煤层气、煤制气、进口LNG、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等，其门站销售价格均由市场形成。 “根据‘放开两头’，目前除居民用气要求严格执行基准门站价格外，其他行业用气的门站销售价格实行市场调节价或执行‘基准价+浮动幅度’的价格政策；‘管住中间’则构建了从跨省管道到省内短途管道和城市配气管网的输配气价格监管框架。” 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋表示。 在改革推进的同时，仍有不少问题待解决。比如从各省市频繁的上下游气价联动中不难看出，价格联动涨多降少。“非居民用气终端销售价格的季节性联动机制已基本形成，但多以冬季高峰上调为主，淡季低谷下调却很少。我们在调研走访中了解到，工业用户对气价联动政策认可度并不高，非居民用气补贴居民用气的交叉补贴现象较为突出。”郭焦锋说。 “工商业用户用气量大，其气价理应低于居民气价。但我国长期以来一直施行较低的居民气价，并通过对工商业用户实行高气价方式进行交叉补贴，导致价格水平不能完全反映用户实际应负担的成本，一定程度上抑制了价格机制作用的发挥。”郭海涛说。 “放开天然气价格的标准和条件模糊、市场交易中心价格发现能力不足等问题同样掣肘气价改革。”郭海涛补充。 在郭焦锋看来，首先应最大程度消除由于交叉补贴引起的价格扭曲，尽快全面理顺天然气价格，建立合理的成本分担机制。“应积极推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端销售价格市场化，以‘准许成本加合理收益’为基础，尽快理顺价格机制，消除交叉补贴。 其次，《中央定价目录》规定任何省份只要具备竞争条件，门站销售价格就可执行市场调节价。然而，究竟何种情况算是具备竞争条件，文件并未明确。此外，对于暂不具备放开条件的地区也未明确究竟何为“放开条件”。 “需要有个时间表和具体计划。可以采取‘试点先行、分批放开’的思路，推动气源竞争充分的地区率先取消门站价格管制。”郭焦锋说，“可先从长三角、 珠三角等地区入手，按照供应商数量、市场份额、管网开放情况等因素综合判断是否具备放开天然气销售价格的条件，评估后再分批开放。” 合理的价格是平衡各方利益的重要杠杆，更是天然气产业健康发展的关键，但目前我国还缺乏天然气市场基准价。发展天然气市场交易中心，通过交易中心的基准价格替代政府定价，被视为实现天然气价格市场化的一条重要路径。 郭海涛表示，目前，交易中心受制于本身运营需要和市场情况，对气价市场化的作用尚未显现。只有在期货市场推动的基础上，现货市场才有可能充分发挥其价格发现的功能。 “当前，上海和重庆两个石油天然气交易中心仅建立了天然气现货交易中心，仍缺乏明确定义的交易枢纽，故而无法定义交割地，且交易产品不能标准化， 因而不能形成具有代表性的基准价格指数，价格发现能力不足。可通过建立区域性交易中心，逐步实现气价由此前的与油价挂钩向‘气气竞争’转变。”郭焦锋说。 业内人士建议，天然气市场化改革的持续深入，需要各地政府、城燃企业对前期天然气上下游价格联动中出现的问题进行梳理和分析，结合当地经济、天然气用户和城燃企业的实际情况，以及天然气供需形势，借鉴其他地方好的做法，不断完善天然气上下游价格联动机制和价格联动调整方案，促进天然气上下游价格顺畅传导，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。 “十四五”期间，天然气行业将面对更复杂的市场环境，在碳达峰、碳中和目标下，也面临新的机遇和挑战，全产业链的上、中、下游均应围绕降低天然气价格为核心目标，优化管理降低成本，提升竞争力。 中国石油大学（北京）教授刘毅军表示，上游供气企业可通过降低国产气的生产成本和进口气的采购成本，适应新的天然气价格形成机制，提供气源价格、门站价格和直供大用户协商定价等多种合同模式，由计划管理向综合利用多种资源、多种契约关系的现代化商务模式转型。同时，持续加强储气调峰能力建设，提升应急保障和商业化运作能力。 “中游管网公司应制定合理的管输费率以及LNG接收站、储气库的服务费率，对用户收取时按照“管容费+气量费”两部制定价。LNG接收站的接卸和气化服务，储气库的代储和调峰服务定价也应参照成本加合理收益的原则制定。”郭焦锋表示。 北京市燃气集团研究院副院长白俊建议，政府应逐步减少对城市燃气价格的直接干预。增加城市终端燃气价格和采购成本的联动，缩短联动周期，形成弹性价格机制。“按照用气价格和服务成本匹配的原则，逐步提高居民和其他小规模用户的用气价格，消除交叉补贴，扩大以盈利为目的的经营类用户的供气企业的价格灵活性。可参照国外改革经验，加强自然垄断业务监管，推进配售环节公平竞争试点改革。同时，推动城市燃气企业整合，提高经营和服务效率。” 
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