中国天然气市场的基本现状和矛盾

文|贺志明

中石油西南油气田华油公司副总经理

　　进入二十一世纪，我国天然气工业发展显著加快，预计到2020年，我国天然气产量将达到 2200亿方，进口气达到1800亿方，消费量达到4000亿方，对外依存度将达到45%。然而，相对于天然气产量、基础设施建设和消费量的增长速度，我国的天然气价格形成机制及相关政策措施明显滞后。

虽然进入21世纪以来，我国天然气价格经历多次调整，对天然气工业和市场的发展起到了一定的积极作用，但由于天然气定价机制没有及时随着国家经济体制和市场经济运行规律的变革，致使现行价格没有完全起到对市场供求和资源配置的调控作用，从而影响生产商、供应商，甚至消费者的积极性。

合理的天然气定价机制，以及政府对天然气价格科学合理的管理和调控政策是天然气市场健康发展的关键因素。因此有必要对现行价格进行改革，形成一套科学合理、反映市场供求、促进市场健康发育、能充分体现天然气利用价值和经济价值的天然气价格形成机制。

一、我国天然气市场的基本特征分析

天然气市场的特征是制定价格的基本，只有弄清楚市场基本情况才能制定出科学合理的价格。

（一）初步形成了多气源供应格局，天然气供应安全保障度得到提高

中亚管道的进口天然气进入我国后，我国初步形成了以“陆上国产气、海气、进口管道气、进口LNG”四个气源为主体的天然气供应框架，呈现出多元化的供应格局，供应安全保障度逐步提高。

1、我国陆上天然气已形成五大产气区，气源供应稳定。

近年来，随着大规模产能建设的不断推进，天然气产量呈现快速上升的良好势头，已形成新疆、陕甘宁、川渝、青海和东北五大产气区。国内天然气资源勘探程度较低、潜力大。未来国内天然气资源量、供应量会快速增长。根据预测，未来20年左右国内常规气将以5%的速度增长；煤制气、煤层气、页岩气等非常规天然气将有大幅度的增长，预测 2015年国内天然气生产量在1500~1900亿立方米，2020年在 2200~2500亿立方米，2030年在 2500~2900亿立方米。

2、四大战略通道格局初现，助推气源供应多元

2015年左右，随着进口管道气与进口LNG项目的实施，中国将逐渐形成四大天然气战略进口（西北、东北、西南、东部沿海通道）通道，国内将形成进口管道气、进口 LNG、国产气多气源供气格局。目前中亚管线气已全线贯通，俄罗斯西伯利亚气、萨哈林气正在谈判中，已取得相当好的进展，中缅管线即将建成投产。进口 LNG项目也取得了很好的进展，目前已投产的 LNG接受终端有广东大鹏、江苏如东、大连等，规划建设中的有浙江、海南、青岛、珠海以及唐山等地，我国 LNG进口多元化发展战略已形成相当规模。

（二）全国性供气网络逐步建成，天然气调配能力逐步增强

目前全国已建成以西气东输、川气东送、西气东输二线（西段）、陕京线系统、忠武线和永唐秦管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干管网。西气东输三线、陕京四线、中贵线正在建设中。天然气管网已将西南、长庆、新疆和青海四大气区以及进口中亚天然气、LNG与国内主要消费市场连接起来，全国性的供气管网逐步形成。

（三）市场需求极度旺盛，天然气供应趋紧是长期趋势

我国的天然气市场正处于快速发展期，需求量巨大。2012年全国消费量达到 1514亿方，而国产气只有1072亿方，进口达到 442亿方，对外依存度达到29.3%。随着生态文明建设的快速推进，各地煤改气、油改气项目会加紧推进，天然气需求量将急剧增长，到2015年天然气在一次能源中的占比将由目前的5.8%增长到 8%，消费量达到2160亿方，而国产气只有1760亿方，对外依存度达35%，到2020年全国消费量将达到4000亿方，国产气为 2200亿方，对外依存度达到 45%。可见，我国天然气生产量长期小于需求量，供应趋紧是一个长期趋势，需要从国外大量进口。

（四）区域市场已转变为全国性的市场，逐步融入国际市场

随着全国天然气管网的逐步形成，天然气消费市场由油气田周边的区域市场迅速扩大到全国，形成全国性市场。截至 2012年底，我国天然气消费地区已经扩展到大陆的 30个省份、约 210个地级及以上城市。天然气消费集中在西南、环渤海、长三角和东南沿海四大地区，消费量占全国比重约 62%，当前中亚管道气和东部沿海 LNG已进入我国，国内市场逐步融入国际市场，这就要求天然气市场的管理要遵循国际规则。

（五）天然气消费结构正在悄然变化，逐步向高效利用方向发展

早期，我国天然气主要是就近消费，用气结构以化肥为主。随着西气东输、陕京输气系统、忠武线等长距离输气管道的建成投产，天然气消费结构开始向多元化方向发展，利用结构持续优化。2009年与1996年相比工业用气和城市燃气消费量日益增长，分别占总量 38.7%和 24%；化工用气比例在逐步下降，占20.3%；发电用气占16.9%。

按照国家天然气政策，今后天然气利用主要以城市气化、以气代油、以气代煤为主。城市燃气和工业燃料将成为主要利用方向，尤其是分布式能源和 LNG用于汽车等替代柴油将会快速增长，化工的比例将进一步下降。从各行业所占比例来看，消费结构逐渐趋于稳定。城市燃气、工业燃料、发电与化工三大块将各占 1/3。

二、我国天然气价格形成机制存在的问题

作为一种商品，天然气的特殊之处在于它必须通过长输高压管道和地方配气管网才能从生产领域转移到消费领域，而管道运输和配送一般被认为具有自然垄断性质。如果经营天然气管道运输和配送业务的公司不向他人开放管道运输和配送系统，就会形成天然气公司对其所服务的市场垄断。

目前我国天然气价格形成机制带有浓厚的政府管制色彩，无论是上游的天然气生产，还是中游的管道运输、下游的燃气销售等各环节都是政府定价或政府指导价，价格的最终决定权在政府手里。从总的定价方式看，现行的天然气价格形成机制，是在产品单位成本的基础上，按照一定加成比例计算确定单位产品利润，再考虑单位产品税金来确定产品价格，是一种以成本为导向的定价方法。

这种定价方式，比较适合天然气产业及市场发展、发育的早期，没有参与国际市场竞争的阶段。随着天然气产业迅速发展、上游生产厂商和管道输送方式增多、现阶段市场特征的变化，这种定价机制的弊端越来越突出，这些弊端不解决，天然气市场就不可能健康发展。

（一）与可替代能源没有合理的比价，且不能反映资源的稀缺性

目前我国天然气价格是由国家和地方政府按照成本加成的方式不定期地制定，不能及时反映市场情况的变化，也没有与可替代能源形成合理的比价。天然气是高效清洁的能源，资源相对稀缺，应该有一个合理的价格，但目前恰恰相反，价格偏低。必须进一步理顺天然气与可替代能源的价格关系，逐步建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的联动机制，气价随着挂钩能源价格的变化及时调整，使天然气与替代能源价格的比价趋于合理，这样才能保证天然气的供应并达到优化资源利用的目的。

（二）国内销售价与进口气落地价严重倒挂

目前进口天然气一直按国产气价格进行销售，由于进口气是与国际油价挂钩的，价格较高，以中亚气为例，每销售一方中亚气，进口商至少要亏损1元/立方米，从而形成进口气的巨额亏损。通过相关上市公司的年报，我们可以发现：中石油 2012年销售进口管道气及 LNG（液化天然气）亏损高达419亿元。若价格形成机制不变革，任何优秀的企业难以为继，长此以往，最终会影响市场天然气的供应，甚至造成严重的社会矛盾。

（三）不能反映天然气的气质，实现优质优价的商品特性

我国现行天然气销售是按体积计价的，这种计价方式只适合一种气源的区域性市场。随着全国联网，多种气源进入管网销售，如气田气、煤层气、煤制气、进口管道气、进口 LNG等，由于不同的气源其气质不尽相同，甚至差异很大，即便是气田气，由于产自不同的气田，也有很大的差异。若仍然采用体积计价，对用户、供应商均有失公允，也不符合市场经济同质同价、优质优价的原则。如新疆某油田天然气平均热值为 40.04MJ/立方米，而同样在新疆的另一油田的热值为34.96MJ/立方米，两油田天然气热值相差5.08MJ/立方米，对用户而言，使用前油田的气就意味比使用后油田的少支付14.5%的费用，可见这对用户、对生产商、对供应商来讲都是不公平的。

（四）气价结构存在不合理性，不能反映不同用途的供气成本

目前我国天然气价格根据不同的用途实行分类计价。分类计价有其相当的合理性，促进了天然气市场的发展。但随着气价的多次调整后目前的结构价格不能正确反映不同用途用气的供气成本。如工业用气由于其用量大且用气稳定，基本不存在日调峰问题，对其供气的成本与城市燃气（除工业）相比要低得多，且在民用气紧张时还配合其调峰，但其价格远高于民用气。又如 CNG汽车用气的价格承受力远高于工业价格承受力，但其价格远低于工业用气价格，这与市场经济规律是不相符的。

某油田2013年5月销售价格情况表（单位：元/立方米）

（五）没有反映供用气峰谷的供用气成本

天然气作为一种能源，其消费量与气温直接相关，带有明显的季节性，一般情况下，冬季用气量高于夏季，我国北方地区冬季是夏季的10倍以上，长江两岸冬季是夏季的2~3倍。为了适应市场调峰的需要必须投入大量资金建立相应的储气设施，如四川相国寺储气库建设投资100多亿元，这些投资是需要回报的，同时管理储气库也需要成本。但目前价格机制中没有调峰价格，现行价格也没有包括储气库的建设和管理成本，从而造成投资经营储气库亏损。

（六）没有建立起气价上下游联动机制，造成城市燃气企业因上游调价而亏损

天然气的调价涉及千家万户，城市燃气企业调价需要在各地县以上政府主导下召开听证会，这是十分正确和必要的。但由于国家没有明确的上下游调整价格的联动机制，往往造成上游调价后，下游不能同步顺价，滞后三个月、半年，甚至 2~3年的都有，从而造成下游企业巨额亏损。如重庆某区在2010年国家调价之后没有及时顺价，推迟 2年多，直到2012年下半年才实现顺价，造成当地城市燃气企业的严重亏损。笔者认为这是极不合理的，因为上游调价是国家经多方面研究听证后形成调价方案后，才在全国推行，应该得到全面执行，如果地方还要经听证后执行，就属重复听证。因此，上游调价，若下游只是顺价，应及时调整，建立顺价机制。

三、建立科学的价格形成机制的措施建议

天然气价格的制定要考虑多方面因素，这些因素主要是资源量、生产成本、进口成本、消费量、用户价格承受能力、用户用气规律、社会资本平均利润率、国家相关政策、国际市场通行规则等，只有把这些因素综合考虑，才能制定出符合市场发展规律的价格。根据科学发展观的基本观点，建立科学的天然气价格形成机制需遵循坚持以人为本、全面协调可持发展、统筹兼顾等原则。

同时，在上下游没有形成充分竞争的条件下，天然气价格仍然需要政府监管，维持当前这种管理体制有利于统筹兼顾各方利益，制定合理的价格，需要变革的是价格形成机制。根据上述我国天然气市场的特征和价格存在问题，建议采取以下措施建立科学的价格形成机制。

（一）建立与进口气价、可替代能源价格挂钩的联动机制

尽快理顺与可替代能源的比价关系，一要协调与替代能源市场之间的合理关系，形成合理的比价；二要体现天然气资源的稀缺性。应建立与进口气价、可替代能源挂钩的联动机制。

1、国产气价格建立与可替代能源价格挂钩的机制。

许多专家研究在联网条件下应采用净回值法来确定产品出厂价，该方法能更好地反映市场供求情况和资源稀缺程度。即按市场可替代能源的价格计算用户可承受的天然气门站价格，扣除管输费后即为上游天然气出厂价格。具体来讲，可以我国分地区分类用户可替代能源（一般选取 2~3种）种类、结构、价格和城市配气费用等资料为基础，按等热值能源等价的方法，分地区（或主要交气点）测算民用及商业、工业燃料和发电用户的可承受能力，制定分地区分类用户的门站气价，在此基础上减去管输费，即为分地区分类用户的天然气基期出厂价格。

天然气终端消费价（P终）的计算公式如下：

P终 ＝〔R1×（P1/H1）＋R2×（P2/H2）＋R3×（P3/H3）〕×M

式中：P终—分地区分类用户天然气终端消费价，元/M3；P1，P2，P3—该地区分类用户天然气可替代能源终端销售价格；H1，H2，H3—该地区分类用户天然气可替代能源平均热值；M—单位天然气热值；R1，R2，R3—分类用户加权系数，可根据可替代能源在该地区的消费结构确定，且 R1＋R2＋R3＝1。

因此，天然气基期出厂价的计算公式为：天然气基期出厂价＝天然气终端消费价（P终）－管输费－配气费根据以上公式制定出的天然气基期出厂价后，以后每次调价可根据上次的替代能源价格变化情况以及替代能源消费结构变化情况对天然气终端消费价进行调整，然后减去管输费、配气费，得到调整后的天然气出厂价。

2、管输费、配气费仍按成本加成的方式制定。

该两项收费与替代能源和进口气价格没有关系，只与投资和管理有关系，鉴于天然气的特殊性，因此采用成本加成的办法制定价格是合理的。

3、建立与进口气价挂钩的机制。

天然气进口价格是与国际接轨的，普遍与油价挂钩，因而变化频繁。为了进口天然气资源的可持续进行，应有合理的价格。建立与进口价格挂钩的机制，即将进口价与国内出厂价进行加权平均来确定。

4、增加调价频率，建立定期调整机制。

由于国际油价、气价经常性变化，国内其他可替代能源价格变化也频繁，如煤价。为使天然气价格更加与市场相适应，应增加调价频率，建议先期可一年一调，逐步过度到一个季度调整一次。

（二）建立能量计价机制

气源的多元化，体积计量计价的方式已不适应市场的需要，国外如欧洲、美国等普遍采用能量计价。随着新疆的煤制气和山西的煤层气现进入干线管网，这部分气的热值与常规天然气有较大的差值，按热值计量计价已成为中国天然气价格改革一个迫在眉睫的重大问题。采用能量计价有如下优点：

1、天然气按能量计价体现了天然气商品的价值和属性，是天然气流量计量和计价发展的必然方向。

2、在我国实行天然气能量计量不仅是与国际惯例接轨和引进国外天然气资源的必然要求，同时也利于保护天然气生产商和消费者的利益，实现公平交易。

3、实施能量计价有利于优化现在的不尽合理的天然气消费利用结构，促进用户节能降耗。因此，应加快改革全面推行能量计价方式。

（三）建立城市燃气用气价格上下游联动机制

天然气价格与替代能源及进口气价的挂钩联动机制形成后，上游天然气价格可能随替代能源价格和进口价格的变化而经常变化，为确保终端城市燃气公司的正常经营，建议建立城市燃气上下游价格联动机制，实现同步调价。

上下游价格联动公式如下：

（四）建立居民用气阶梯气价机制

随着天然气价格与替代能源价格挂钩机制的形成，必然会造成天然气价格上涨，城市燃气作为公用事业产品，作为居民的生活必需品之一，需求弹性较小，公益性明显，关系国计民生，牵一发而动全身，可能会影响部分低收入阶层生活的改善。

因此，为推动天然气价格改革、节约能源保护生态环境、解决供气峰谷差问题，促进天然气上下游协调发展，确保天然气平稳有序的供应，建议本着以人为本的原则，实行“阶梯气价”。“阶梯气价”是指根据居民用气量的多少变化实施有区别的阶梯价格。对居民生活用气实施阶梯定价是一种社会福利。“阶梯气价”的制定必须要兼顾国家、天然气生产与经营企业和民众的利益，其中民众利益居首要位置。在合理确定居民生活用气量，不增加普通民众负担的前提下，拉大阶梯气价的差距，做到用气公平，在促进节能的同时，让民众满意，方能达到节约能源等公益性目的。

因此，根据我国天然气市场将长期处于供应偏紧的情况，“阶梯气价”的制定首先要满足民众的基本生活需要，基本生活必要量实行较低价格，以确保居民基本生活不受调价影响，在此基础上，将超过生活必要量的部分用气量分为若干档次，实行用气越多，支付的价格越高。

五、结束语

价格杠杆是优化资源配置、调节社会各阶层利益分配、促进经济发展最直接、最有效的手段之一。建立科学合理的天然气价格机制，是合理配置天然气资源，缓解供需矛盾，鼓励节约用气的重要措施。有利于调节居民收入分配，保护民生，构建和谐社会，实现公平；有利于天然气资源的合理利用，保护资源、保护环境；有利于全民参与节能减排，创建节约型社会，实现天然气高效利用；有利于天然气产业链的协调有序发展。我们期待这些具体政策尽快出台，促进我国天然气市场市场健康快速发展。