中国天然气产业的市场化研究

2013年1月学术交流Jan.,2013总第226期第1期Academic ExchangeSerial No 226 No 1中国天然气产业的市场化研究王少国,房宏琳2(1.首都经济贸易大学经济学院北京10005;2.黑龙江省社会科学院学习与探索杂志社哈尔滨15001[摘要]随着中国能源需求的日益扩大,大力开发和利用天然气这一清洁而热值高的能源已经成为中国提高人民生活水平、推进可持续发展和改善环境质量的最佳选择。而如何有效开发和利用天然气资源是中国需要迫切解决的一项课题。从发达国家天然气产业的发展历程来看,一个共同的经验是天然气产业的市场化,这成为提高天然气产业发展绩效的規律。目前,中国天然气产业的市场化程度还不高。分析中国天然气产业的市场化现状,有效借鉴发达国家天然气产业市场化的经验,寻找有序推进中国天然气产业的市场化路径,对于中国天然气产业的健康发展具有重要意义。[关键词]天然气产业;市场化;能源利用[中图分类号]F270[文献标志码]A[文章编号]1000-8284(2013)01-0093-09、中国天然气产业的市场发展和供求状况1.由区域内市场发展为全国性市场1997年之前,随着莱胶管道、靖西二线、中山天然气管道、南北干线区域环形管网与罗家寨、渡口河集输气管道的建成投产,区域性天然气市场获得了快速发展。与中国的天然气勘探开发、集输集中在区域内相适应,天然气消费市场也主要局限在以上区域内。随着20世纪末中国开始的大规模输气管道建设,涩宁兰线、陕京线、忠武线、西气东输管线陕京二线等长输天然气管道的陆续建成投产,使各区域管道连接成网,基本形成了全国性天然气输气管网框架。中国一中亚天然气管网的建成投产,使中亚的天然气也供应到了中国市场。另外,为解决东部沿海地区的用气需求,还实施了进口LNG项目。中国天然气市场供应格局呈现出“西气东输、海气上岸、北气南下”的局面,有效地实现了资源与市场的对接,形成了全国性的天然气市场。据统计,目前,中国大陆31个省级行政区中,除西藏自治区尚未利用天然气外,其余30个省级行政区都有不同程度的应用,天然气消费量超过10亿立方米的省级行政区达到20个2.中国天然气市场的供求状况(1)中国天然气的国内供给。由图1可以看出,从1993年至今,天然气产量呈现出逐年递增态势。尤其是2000年以来,天然气产量年均增速达15%,2010年已达968亿m。中国天然气占能源生产总量的比重也不断提高,由1993年的2.0%,提高到2010年的4.3%,提高了一倍多。(2)中国的天然气需求。1996年以后,随着大型长输天然气管道的陆续建成,中国天然气消费量随之迅速增长,到1998年突破200亿立方米,2006年突破500亿立方米,2010年突破1000亿立方米,达1090亿立方米,为2000年的4倍多(见图2)。最近10年是中国天然气消费的快速增长期,年均增长近80亿立方米。自2004年中国“西气东输”管道建成以来,全国天然气消费量年均增长近100亿立方米从能源消费构成来看,1993年中国天然气消费占能源消费总量的比重为1.9%,此后这一比重呈现缓慢[收稿日期]2012-10-28中国煤化工[基金项目]首都经济贸易大学特大城市经济与社会发展研究院资助TH[作者简介]王少国(1972-),男教授博士研究生导师经济学博士,副LCNMHG凵改勹济增长研究。提高态势,2010年达到4.4%,仍远低于24%的世界平均水平。000s小小小小小少小中小少图11993-2010年中国天然气产量变化趋势数据来源:BP世界能源统计相关年份muthIll图21993-2010年中国天然气消费量数据来源:《中国统计年鉴》相关各期和BP能源统计2011目前,中国天然气主要用于工业原料、工业燃料发电和居民用气。从中国的天然气消费结构来看,消费结构趋于优化。从表1可以看出,近年来,中国天然气用于工业燃料和发电增长迅速,分别由2001年的18.0%和4.0%提高到2009年的33.4%和10.3%,用于民用燃料的比重也有所提高,由2001年的23.0%提高到2009年的30.6%,用于化工原料的比重大幅下降,由2001年的49.0%下降到2009年的25.7%。这种消费结构的变化主要是因为:天然气管网的建设和城市化的发展大大开拓了天然气市场,城市燃气中天然气供气量快速增长,使天然气消费的民用比重大幅提高;天然气作为工业燃料燃烧后的环境污染小,与燃料油相比经济性较好,在节能减排的政策背景下呈现出较快发展的态势;燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电技术的进步促进了天然气在发电领域的利用,使天然气用于发电的比重获得大幅提高,目前,世界天然气发电在总发电量中所占的比重在1/3左右,中国仍然主要依赖煤炭发电,天然气发电所占比重很低,未来应继续扩大天然气在发电领域的运用,以进一步优化中国天然气的消费结构。天然气化工因环境保护受到政策限制,在天然气消费结构中的比重下降。表1中国天然气消费结构年份化工原料发电业工业燃料民用200149,0%4.0%18.0%23.0%6.0%200313.1%24.0%200925.7%10.3%33.430.6%数据来源:中国天然气工业网。二、中国天然气产业的市场化进程天然气市场是以勘探开发集输和销售为轴心运转的生产经营的所有商品和生产要素交换关系的总和。天然气产业的市场化就着H中国煤化工和消费形成CNMH0喻和销售领域发挥应有的作用,以推进天然气资源的有效开发和利用。1中国天然气产业政府管理体制的市场化改革改革开放以来中国天然气产业政府管理体制多次调整。1982年中国海洋石油总公司成立,隶属于石油工业部拥有在中国对外合作海区内从事石油謝探、开发、生产和销售的专营权,全面负责对外合作开采海洋石油资源业务。1988年石油工业部撤消后由能源部行使相关政府管理职能。1983年中国石油化工总公司成立,直属国务院领导,1998年改为中国石油化工集团公司,其业务是侧重石油化工发展,同时经营石油天然气勘探业务。撤销石油工业部后,以其所辖主要资源和资产为依托,成立了中国石油天然气总公司,由能源部归口管理,在国家计划中单列户头,在业务工作上可与国务院各部门和各省、自治区、直辖市建立关系。原石油工业部的主要政府职能移交能源部行使,总公司承担中国陆地全境石油、天然气的生产经营管理职能,并承担能源部和其他政府部门授权或委托的部分政府管理职能。1998年,在中国石油天然气总公司基础上,成立中国石油天然气集团公司,其业务是侧重石油天然气勘探开发,同时经营石油化工业务。1992年能源部撤消后,上述三大公司直接归国务院领导,由国家计委负责联系,1998年后由国家经贸委负责联系。2003年,国家经贸委撒消后,天然气产业的政府管理职能归由国家发改委新成立的能源局行使,三大公司由国有资产监督管理委员会等部门监管。上述机构改革的推进,使中国的天然气业务由过去一家统管,改为由三大公司进行管理,形成了上下游分割、海陆分家的格局,其特点是专业化分工。尽管三大公司承担着大部分政府管理职能,但总体上天然气产业管理体制开始由政府集权管理向企业化管理方式转变。1998年以后,随着石油工业企业重组改制的完成中国石油中国石化和中海油的成功上市,石油工业企业跨入现代企业制度行列,实现了政企分开,天然气产业管理体制由政府直接管理向政府间接监管转变,但天然气价格由国家发改委和各省市物价局负责212.中国天然气企业管理体制和经营机制的市场化进程(1)中国天然气企业管理体制的市场化。中国天然气企业管理体制为了适应市场经济的发展,进行了改革创新。1982年中国海洋石油总公司建立了总分公司管理体制。1998年后,建立了“油公司体制,1999年后实施资本运营战略,进行企业重组,构建母子公司管理体制。2001和2002年,中国海洋石油总公司控股的中海油、海油工程和中海油服先后成为上市公司。1999年中国石油天然气集团公司在通过大规模的内部业务和资产重组之后,建立以产权连结为纽带的“油公司”母子公司体制,内部企业整体分离重组,独家发起成立了中国石油天然气股份有限公司。2000年中油股份公司在纽约和香港挂牌上市。重组后的中油股份公司由中国石油天然气集团公司控股。中油股份按照《公司法》要求参照国际大石油公司的通行做法,建立了股东大会、董事会、监事会以及总裁负责的管理机构,形成了较为完善的公司经营决策执行和监督权分离的公司最高领导机构。在管理体制上,中油股份实行总分公司管理体制,总部下设4个专业公司、53个地区分公司。除大庆油田等少数子公司外,各地区公司都是分公司,均没有独立法人资格。在管理层次上,实行公司总部、专业公司和地区公司三个层次的分层管理,地区公司则由原来的企业法人变为非法人。中国石化集团公司1998年成立后进行内部重组,2000年重组成立了中国石油化工股份有限公司,并于同年上市,中国石油化工集团为其控股母公司。②中国石化建立了法人治理结构,实行集中决策、分级管理和专业化经营的事业部制管理体制。(2)中国天然气企业经营机制的市场化。改革初期,随着经济体制改革的推进,政府对天然气企业实行常数包干政策,天然气企业开始孕育收入激励机制,逐步打破分配上的“大锅饭”,打破单纯依靠行政命令组织指挥生产的传统机制。1989年以后,中国陆上天然气企业开始推行“经营承包责任制”。政企分开的贯彻实施,使天然气企业获得了更多的生产经营自主权,逐步成为自主经营、自负盈亏、自我发展、自我约束的商品生产者和经营者。1994年以后,中国石油天然气总公司对各油气田实行“两定、两自、一挂钩”政策:“两定”是定油气统配商品量,定上缴利润和上缴储量使用费;“两自”是生产经营自负盈亏,建设资金自求平衡;“一挂钩”是工资总额与企业增加值和实现利润浮动挂钩。以此为契机,将陆上石油天然气经营企业推向了国内外市场,走上了“自主经营、自负盈亏、自我改造、自我发展”的市场经济轨道。在投资体制上,实行投资分级分类管理落实投资控制责任制;在财务管理体制上,实行分级管理、分级核算、分灶吃饭。在人事制度、用工制度和分配制度上,结合实行厂长负责制,一些企业实行①2010年中国石油集团控股中国石油天然气股份有限公司86.292%②2010年,中国石化股份公司总股本867亿股,中国石化集团公司持sH中国煤化工CNMHG%,境内公众股占4.81%。95了领导干部任期目标贲任制和任期终结审计制、离任审计制,以及干部聘任制等。大多数油气田企业实行了固定工、合同工、协议工、季节工和临时工等多种用工形式,并逐步推行全员劳动合同制。各油气田企业还推行了效益工资制(。1998年以后,中国主要天然气企业又通过重组改制,在建立现代企业制度的基础上,着力构建全新的企业经营机制,如:加强战略管理,完善规划计划体系;实施全面预算管理建立起符合国际规范的财务管理运行机制;建立投资回报率为首要标准的投资决策机制;实行以效益为基础的考核办法,建立有效的激励和约束机制等。3.中国天然气产业链的市场化进程天然气产业链包括上游、中游和下游三个部分。上游是天然气资源的勘探、开发和生产,中游是天然气的集输,下游是天然气的销售和利用。(1)中国天然气上游产业的市场化进程。目前国内的天然气上游基本上是“一超两强”格局。中国石油(CNPC)、中国石化( SINOPEC)、中海油( CNOOC)三巨头共同占据了国内天然气上游市场85%以上的市场份额,基本按照南北区域划分、海陆分治、专业分工、各有侧重的模式,各自独立运营。在三巨头中,中国石油在天然气的勘探开发上拥有绝对优势,控制着中国西北部、东北部的大部分内陆产区,主要包括长庆、塔里木、四川和青海四大天然气产区的重要气田,处于龙头地位。中国石化位居其次,主要控制着四川的普光气田和元坝气田,中海油位居第三,但中海油是中国最大的海上天然气生产商,垄断了中国海上天然气的勘探开发,还拥有中国主要的LNG贸易项目。三巨头虽然在国内天然气的勘探开发方面居于绝对垄断地位,但其产出份额在2006年达到创纪录的98.17%之后,近年来开始下降,2010年降为86.79%。这一变化显示出近年来随着中国天然气的需求扩张,三大公司以外的地方和外资如BP等天然气勘探开发企业的产能有所扩张,虽然三巨头一统天下的局面仍未打破,但垄断程度出现了一定的弱化,上游产业的竞争有所加剧,市场化程度有所提高从天然气资源拥有情况来看,2006年,全国累计探明天然气可采储量为3.84万亿立方米,比2005年增长了10%。其中,中国石油累计探明天然气可采储量2.80万亿立方米,占当年全国探明可采储量的73%;中国石化探明0.72万亿立方米,占18.8%;中海油探明0.32万亿立方米,占8.2%。截至2006年底,全国剩余天然气可采储量约为3.09万亿立方米,比2005年增加0.24万亿立方米,增长幅度约为8.4%。其中,中国石油剩余天然气可采储量为2.22万亿立方米,占全国剩余天然气可采储量的71.8%;中国石化0.61万亿立方米,占19.7%;中海油0.26万亿立方米,占8.4%。未来天然气上游产业“一超两强”的局面还将持续。2)天然气中游产业的市场化进程。中国天然气产地大部分位于西部,而需求大部分处于东部,从产地到下游用户需要长距离管道输送。这些长输管道作为天然气中游产业的主体,主要由上述三大集团公司分别自建和运营,并同本企业的上游生产捆绑在一起。陆上的大部分长输管道由中国石油建设和运营管理,中国石化的陆上管道只占据少量份额,中海油主要侧重铺设海底输送管道,并连接至沿岸城市配气管网。一些地方性的较小供应商,没有自己的长输管道,只有和三大集团公司通过协商才能获得管道运输服务。中国天然气中游产业自然也是“一超两强”格局。2010年中国天然气管道总长度达到4.1万公里,其中,中国石油的天然气管道长度为32801公里,占到了80%,市场覆盖全国26个省市自治区。中国石化天然气分公司2010年拥有管网4546公里,主要运行管理川气东送管道、榆济输气管道、山东天然气管网、珠海横琴输气管道,市场覆盖全国15个省市。中海油2010年拥有天然气管网2493公里,建设和运营着全部海底输气管道、LNG终端以及与供气城市之间的陆上输气管道,在东南沿海居于主导地位。天然气产业中游市场的“一超两强”格局在短期内难以改变,但作为超级霸主的中国石油正面临着不断加大的竞争压力。一是“两强”联合抢占市场。2007年,中国石化与中海油签署了在天然气业务上开展全面合作的框架协议。该框架协议主要针对南方的天然气市场。中国石化管强气弱,而中海油则气强管弱。双方通过资源整合,可以建立一个完整的天然气产业链,大大提升在南方天然气市场的竞争优势,实现双赢。二是其他从事天然气经营的公司向产业中游渗透。中华煤气集团近年来进行了安徽省、河北省及浙江省杭州市的天然气管线项目、吉林省天然气支线、广东液化天然气接收站项目及江苏省苏州市苏州工业园区天然气门站项目等。陕西天然气公司在陕西省范围内经营管网、申能股份公司建设经营上海的输气管网浙江天然气开发公司建设经营的浙江中国煤化工业中游市场CNMHG①近年来,随着普光气田的开发有所缓解处于垄断地位。随着三巨头之间以及三巨头和地方、外资管网公司之间在管网建设上的竞争加剧,天然气产业中游市场的市场化程度将有所提高,但由于三巨头尤其是中国石油对上游气源的垄断,使得地方和外资管网公司在竟争中处于非常不利的地位,难以在天然气产业中游市场建立起公平竞争的市场环境(3)中国天然气下游产业的市场化进程。中国天然气下游主要由三部分市场构成:一是城市民用市场;二是发电;三是天然气化工。中国城市燃气民用市场具有需求稳定、波动小、贏利稳定、风险小和自然垄断等特点,形成了国有企业、港资企业、中央企业民营企业共存的多元化格局(见表2)。由于配送气业务的自然垄断特征,中国下游用户的配送气服务基本上由各个地方性城市燃气公司垄断经营,拥有特许经营权,具有明显的区域垄断特征。全国有上千家城市配送气公司,它们大多与垄断天然气产业上中游业务的三大公司在资产和业务上分离,在向三大公司中的一家购入天然气后,对最终用户进行输送和销售。近年来,随着城市燃气市场的快速发展,三大油气巨头凭借中上游的垄断和资本技术实力,逐渐打破传统限制,开始向下游渗透,在下游市场中获得了更大的市场份额,中上游一体化向上中下游一体化经营模式发展喪2国内民用燃气市场主要竟争主体及其市场占有情况公司名称企业性质市场占有率港华燃气港资企业16个城市的管道燃气专营权百江燃气港资企业8个城市的管道燃气专营权中国燃气民营企业8个城市的管道燃气专营权华润燃气国有企业13个地级市的专营权新奥燃气民营企业39个城市的管道燃气专营权,市场占有份额居国内同行业首位,“西气东输”下游8个城市的独家运营权京、沪、津、渝、穗、蓉、沈地方国企城市燃气销售量占整个燃气行业的39%中国石油央企23个地区级及以上城市的管道燃气专营权,城市燃气销售量占整个燃气行业的13%注:截至2006年,新奥燃气、百江燃气港华燃气、中国燃气4家香港上市公司的销量占行业的17%。资料来源:参照孙仁金等中国城市燃气市场的竞争格局与对策天然气工业.200(7)。在气电市场,中国目前的天然气发电厂有莆田LNG电站、达州天然气发电厂、晋江ING发电站、临港LNG发电站等20多座,装机容量集中在700-1500MW之间,主要分布在气源地和华东、华南沿海LNG接收站附近。天然气作为发电的清洁能源,随着中国天然气上下游价格联动机制的建立,开始获得较快发展,竞争趋于激烈,发电商大唐国际、华能国际等开始涉足。中海油涉足气电项目较早,气电集团天然气发电业务现有天然气发电项目5个,分布在广东、福建海南浙江四省。由于目前中国天然气发电相对于煤电没有成本优势,仅占发电市场的较小份额,未来将有一定的发展空间。中国天然气化工市场主要是合成氨和制甲醇,中国天然气利用政策鼓励优先发展城市燃气,限制化工用气,禁止以天然气为原料生产甲醇。政策还通过提高工业气价抑制工业用气需求,降低天然气在化工、工业燃料和发电领域的消费比重。因此,天然气产业下游中天然气化工领域发展前景趋于黯淡。目前,中国天然气气头化工企业如泸天化、四川美丰、沧州大化等主要集中在气源地,在中国天然气价格偏低的情况下,这些气头化工企业发展迅速,但随着中国天然气市场的供求紧张,价格不断调高,气头化工企业出现亏损,开始转向煤头化工。总体上看,中国在天然气生产和管输领域基本保持着高度垂直一体化的国有垄断模式,呈现“一超两强”格局。在下游天然气城市配送气领域,城市配气公司在各个城市都是排他性经营的企业,拥有特许经营权。它们大多在业务和资产上与三大石油公司分离,但随着三大石油公司尤其是中国石油向下游市场的渗透,下游配送气和销售业务和三大石油公司的中上游业务也出现了一体化的发展,中上游的市场垄断力量开始向下游延伸。在天然气终端用户领域,市场并未放开,用户基本没有选择供应商的权利,接受的是捆绑式服务。4.中国天然气价格的市场化进程(1)天然气价格管理部门和管理模式。中国天然气价格一直中国煤化工国家定价或国家指导价。目前,根据国家颁布的价格管理权限,中国天然气判YHCNMHG中央政府管理,城市配送气服务费由省(市)地方政府管理97中国天然气出厂价格管理模式在1984年以前实行计划价格管理,1984-1993年实行价格“双轨制”管理,1994-2005年实行国家定价和国家指导价并存管理,2006年以来实行统一的国家指导价管理。天然气管输费一直实行政府定价,采取国家统一运价率的管输收费形式。1984年以来开始实行新线新价、一线一价”。目前,中国管输费按照“老线老价”、“新线新价、一线一价”的原则执行,尚未形成一套符合天然气管输特点和管输实际的价格体系,但新管道已基本摆脱以前僵化的定价机制,开始推行国际通行的“两部制”管输费。中国天然气城市配送气服务费列入地方政府定价目录,由省一级物价部门管理。天然气出厂价加管输费和城市配送费后构成城市终端销售价。城市配送气服务费确定之后,如出厂价或管输费提高,城市终端销售价则顺价调整,但地方天然气公司的终端价格调整幅度往往高于上中游的调价幅度2)中国天然气价格水平及其与国际市场价格的比较。中国天然气出厂价格水平随着政府价格管理模式的演变,呈现从低到高的变动趋势。计划价格管理时期,实行的是低气价政策,1977年四川天然气价格仅为30元/(103m3),到1980年调整为50元/(103m3);在双轨制价格管理时期,政府对天然气价格经过两次调整后提高到130元/(103m3)。1987年对天然气实行商品量常数包干,包于内为平价,价格为130/(103m3),包干外为指导价(高价),为260元/(103m3)。在结构价格管理时期,中国开始实行天然气井口价按用户类别区别计价,经过5次价格调整,天然气价格不断提高,到2010年天然气出厂价调整到790~1610元/10m3,见表3。表32010年5月31日调整后的国产陆上天然气出厂基准价格单位:元/103m3油气田化肥直供工业城市燃气(工业)城市燃气(除工业)川渝气田1505l150长庆油田135514001000青海油田12901290新疆各油田大港、辽河、中原油田l57015701170其它油田1210161016101210西气东输11901190790忠武线1141154115411141陕京线106C146014601060川气东送*1510资料来源:国家发改委网站。*川气东送尚未大规模输气,价格为平均基准价格。尽管中国天然气出厂价经过多次调整,与国际上以市场为基础形成的天然气价格差距缩小,但仍存在较大程度的背离。根据BP公司的统计数据,2004年中国石油的天然气平均售价只有美国天然气井口价的40.7%,欧盟的48.1%,日本液化天然气进口到岸价的42.4%。2010年,美国亨利中心价格、欧盟到岸价和日本进口液化天然气到岸价的每百万英制热单位平均价格分别为8.85、12.56和12.55美元。与三大市场相比,中国天然气出厂均价仅为美国的42.4%,欧盟的29.7%,日本的29.9%。中国天然气管输费1977年201-300公里以内为50元/(10m3),300公里以上另定。1991年各类天然气管输费在原来基础上提高3元/(103m3)。1997年,管输费率提高到636元/(10m3)。1984年,实行“新线新价,一线一价”政策后,国家计委主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售,同时兼顾用户承受能力的原则核定管输费。国家发改委对“西气东输”管道实行按不同输气距离的用户分类管输费。“新线新价,一线一价”的管输费大大高于旧管道管输费,如靖西管道为470元/(10m3),陕宁管道为220元/(103m3),西气东输管道为790元/(103m3),陕京管道为420元/(10~m3)。2010年4月25日,国家发改委又将执行国家统一运价的管输价格上调80元/(103m3)。2006年起,在忠武线试用了国际上通行的管输费“二部制”,并推广到陕京二线,管输费率水平趋于正常化和多元化。中国的城市配送气服务费由于各地气源不一、经济发展水平不同消费水平各异设施建设成本差别大,没有统一的定价标准,因此,各地终端用户的天然气用户价差中国煤化工格最高的柳州市民用气价为5.93元/m3,最低的西宁市则为1.25元/m3,但总CNMH气价格低,普遍在1.5元/m3左右,东部城市用气价格高,普遍在2.0元/m3以上,呈现西低东高的价格格局,符合市场与资源分离的特征。三、中国天然气产业市场化进程中的主要问题与改革取向1.中国天然气产业市场化进程中面临的主要问题1)法律体系不完善,执行力不高。国际上,天然气产业达到成熟期的国家均通过立法的形式对与天然气价格管理有关的会计制度、运价率与运价规则、运输和销售等环节提出了明确的管理规定。而中国有关石油天然气的立法主要有《天然气商品量暂行管理办法》、《石油及天然气勘察、开采登记管理暂行办法》、《石油、天然气管道保护条例》、《石油及天然气勘查、开采登记收费暂行规定》等法律条例和规章。同时,还有地方政府根据国家法规制定的地方性法规。还没有制定一部专门的《天然气法》来系统明国家对行业发展的重大方针和政府规制的基本原则。现有法规的法律层次普遍较低,权威性和约束力不高,还存在一些条款和规定义务与责任不对称,一些原则性规定缺乏可执行性,责任和责任人不够明确,缺乏处罚的幅度和具体规定等问题,加之法律体系存在空白,造成无法可依。这些都大大降低了天然气产业依法管理的有效性和现有法规的执行力6。(2)天然气产业的政府管理体系不健全。中国天然气工业管理部门几经调整,已没有专门的管理部门,现主要由国家发改委下的能源局和国务院国资委行使行政管理权和资源所有权,而天然气定价权又由物价局行使。中国法律授予的天然气行业管理权分散在国务院下属的多个部门当中,没有一个统的管理机构,职能相对分散、重复、交叉,管理主体不够明确。出现了政府专管机构缺位、供应主体企业和利用主体企业合作缺位等问题。在没有一个最高政策协调部门的情况下,基于部门层面制定的政策法规难免存在“错位”和“缺位”。另外,中国政府天然气管理部门的政策制定职能和实施监管职能没有分开,缺少一个透明独立和专业化的监管机构,使政府机构既不能集中精力研究行业的重大政策和战略问题,又陷入纷繁复杂的管制工作之中,很容易形成“权力部门化、部门利益化、利益法制化”的状况,大大降低监管效率。(3)天然气产业的国有和垄断程度过高。目前,中国天然气产业虽然初步形成了三大国有油气公司相互竟争的格局,但行业经营的寡头垄断状态并未打破,中上游产业的市场结构由中国石油、中国石化和中海油三大国有企业寡头垄断。三大公司作为投资主体、生产建设主体输送和销售主体,各自独立实行上下游生产、输送,内外贸批发、供销垂直一体化的经营模式,其中上游生产与长输由三大公司各自捆绑运营,形成区域性垂直一体化垄断结构。三大公司之间的市场控制力也极不均衡,其中天然气生产的72%、管线里程的95%、输气能力的83%为中国石油一家公司所控制。从市场集中度来看,中国天然气供给市场的赫芬达尔指数2一直保持在0.5以上,属于高度寡头垄断性质。天然气中上游业务与下游的地方性配气公司相对分离,下游的配送销售基于中国传统的公用事业管理体制,主要由地方国有公用事业部门垄断经营,拥有特许经营权,形成地域垂直一体化垄断企业。这种行政性垄断和自然垄断并存的局面,一方面加大了投资风险,增高了进入门槛,制约了国内外民间资本和先进技术、管理的引另一方面也由于垄断地位的滥用而严重阻碍了市场的发育。(4)天然气出厂价格偏低,价格管理体系不完善。中国天然气产业链价格由出厂价、管输费和配送费三个环节构成。中国现行天然气出厂价格管理以成本加成为基础定价,但事实上,政府在制定或调整天然气价格水平时往往达不到天然气的综合成本水平,出厂价不能反映生产的完全成本和与其风险相匹配的投资回报率,也不能反映市场的真实供求关系。尽管政府多次调高天然气价格,但价格水平依然偏低,在较大程度上背离了价值。天然气长输管道具有较强的自然垄断性,为防止管输业获取超常利润保护消费者利益,中国现行的管输费定价和管网管理体制的管制是必要的。但中国目前的管输费费率制定和调整方面存在诸多问题:一是缺乏公开、公正、合理、透明的管输费率制定标准;二是缺乏一个科学的管输费率动态调整机制;三是管输费率不能补偿管输业成本;四是管输费率结构体系有违公平原①尽管中国政府允许外资进入天然气上游产业,但对国外资本投资天然气开采的方式做了严格限制,而且从合作领域来看,中国对外合作开采海上陆上天然气资源的领域主要限于勘探、开发,包括风险勘探、难动用储量的开发等,生产作业基本上是由中方石油公司按照合同约定接替完成②赫芬达尔指数的计算公式为,H=(XT)。H表示赫芬达尔指H中国煤化工示各个企业有关数值(销售额、增加额等),(X/T)则是某一企业的市场份额。H指数实CNMHG场份额的平方和。则;五是管输费率结构单一,未能体现出管输业的服务差别。城市天然气配送费率偏高,在终端销售价格中的比例过大1。按照各地天然气价格构成的平均水平计算,出厂价占45%,管输费占25%,而门站后的城市配气服务费占30%,大大高于发达国家15%左右的水平。此外,不少城市天然气配送公司还向用户征收“开户费”,导致城市天然气配气环节的实际配送费率更高。2.借鉴国际经验推进中国天然气产业市场化改革市场化是中国天然气产业改革的必然取向。天然气产业的市场化有利于改善中国的能源结构,促进天然气产业的发展和利用,对减少大气和环境污染将会起到积极的作用;有利于天然气和其他能源的竞争,促进天然气的合理利用,使资源得到优化配置,为进一步开发中国的天然气资源提供现实可能性。同时,中国天然气产业的市场化还可以为中国充分利用周边国家丰富的天然气资源和参与国际天然气市场竞争创造条件。(1)建立完善的天然气行业管理的法律体系。健全的法律法规体系是天然气产业健康稳定发展的法律保障。从英美等国天然气行业的市场化发展可以看出,这些国家市场化的推进都是立法先行,在有法可依的基础上,依法执行,使天然气行业的市场化顺利推进。中国“摸石头过河”的改革思路是特定发展阶段的产物,随着社会主义市场经济的发展,越来越需要法制先行,依法改革。中国天然气行业的市场化改革应该遵循依法改革的路径。因此,国家必须加快研究出台与天然气相关的法律法规,如尽快制定一部适用于天然气行业的包括行业准人、监管、价格制定、环保、技术、运输、销售等在内的《天然气法》,然后根据基本法制定一系列实施细则,使天然气市场运行走上法制轨道。明确交易行为规则、交易方式、程序、结算交割和对不正当竞争的限制规定,以及监督、仲裁管理制度等,以保证天然气市场竞争有序,价格稳定,进而保障国家的能源安全。加快对天然气管道保护的立法。同时,根据天然气行业发展的趋势和特点,适时建立健全各种配套法律法规,鼓励地方政府在统一的立法原则基础上,结合地方实际出台地方性法规,构建推进天然气产业市场化的良好法制环境。(2)构建完善的天然气产业政府管理体制和监管体系。鉴于中国石油天然气及其它能源开发和利用规模巨大,涉及面广,涉及的部门利益众多,矛盾尖锐复杂,而且受到国内外多方面的制约和影响,关系到国家的战略安全,政府内任何一个与其它部门并列的一般行政部门都无力做到按照国家的总体和长期利益进行最优选择,因此,需要有更高层次的宏观调控决策部门。参照美、欧等国的经验,可在国务院下设立一个跨部门的国家能源委员会,由有关的部长担任委员,下设石油、天然气、煤等能源小组,全面负责中国能源政策制定规划计划,调控和解决能源发展中的重大问题。分离天然气行业的政策制定职能和监管职能。应调整现有政府监管部门职能,建立专门的、统一的、独立的天然气监管机构。由能源管理部门负责制定政策,独立监管机构在既定政策下具体执行。在独立监管机构下面可分设中上游和下游的二级监管机构,分别负责对天然气中上游和下游产业进行监管。鉴于中国地域广大,监管机构可以建成中央、省、市的三级模式,中央和省设立天然气监管机构,城市配气监管则由公共事业部门负责。监管部门应做到独立行使监管权,贯彻实施能源管理部门制定的方针、政策,保证资源的合理利用。同时还应明确各级工商行政部门管理天然气市场的责任,并逐步建立健全中介服务机构。(3)降低市场垄断程度,促进市场竞争。美、英等国的天然气上游产业为了防止垄断,政府长期维持多家生产企业为上游市场供应天然气的竞争格局,积极鼓励符合资质要求的企业参与天然气产业上游领域的各项业务,以便为消费者提供多种选择。显然,为打破中国天然气上游市场的高度国有垄断,政府可在严格市场准人的条件下,对于未登记区块,通过公开招标发放许可证等方式积极鼓励民间资本和外资进入上游市场,还可以通过减免关税等措施鼓励LNG和管道天然气的进口,扩大供应渠道刺激上游市场的竞争,必要时可对中国石油等公司进行反垄断拆分,让其一部分分公司成为独立的投资主体多元化公司,进一步降低上游市场垄断,加大竞争力度。中国天然气中游长距管输环节与上游生产环节形成了生产输送纵向一体化的“一超两强”的寡头垄断格局。从国外天然气产业市场化发展来看,都是以打破这种纵向一体化经营为改革方向,这主要是因为如果中上游业务不能分离,即使某些环节具有了竞争性,也会使整个产业受制于垄断的约束而失去活力。而且从国外实践来看,这种天然气产业链纵向业务的分离,有利于潜在竞争者的进入,促进了竟争,保障了用户的选择权,比一体化经营更有效率。因此,中国天然中国煤化工游业务进行纵向分离,弱化三大公司的垄断范围和垄断势力,才能在真正意CNMH于中国的天然气管道公司基本上都隶属于相应的天然气生产企业,因此,这种大然业分的纵分犹需要将管输公司从对应的三大石油公司中分离出来,成立独立于三大公司的管输公司,单独提供天然气运输业务。由于管输服务有很强的垄断性,政府应对其管输费率进行规制。同时,政府还应对管道公司经营天然气商品的购买和销售业务进行限制,允许第三方进入,以保证管道公司不出现排挤独立供气商的行为,防止管道公司滥用自己对传输网络的控制优势。另外,政府应鼓励民间资本和外资进入中游市场,加快建设发达的天然气管网和储气库,形成可以相互替代的管网,鼓励LNG槽运的发展,来加大中游市场的竞争,抑制寡头垄断。中国天然气下游市场的配送服务基本上由地方所属的一家燃气公司垄断经营。要在下游环节引人竞争机制,可将现有地方燃气公司的配气输送业务和销售业务分离,成立独立的天然气销售公司,配气公司只经营管输服务。对于天然气销售公司,政府可采取特许权经营公开招标制和区域竞争相结合的管理方式。对每个城市或城市的每个区域进行特许经营权招标,选择高效率、低成本的供气商法定垄断中标区域的天然气供应,但对一些资格用户,可以不受特许经营权的限制,如允许天然气发电厂等大型用户自由选择天然气的供应商,协商决定购买价格,以最小化自己的用气成本。在进行新一轮特许经营权招标时,要放开市场进入限制,允许任何有资质、有能力的新企业进入供气商行列,保证让高效率的供气商取代低效率的供气商,形成对市场在位者的潜在竞争压力,促使其不断提高经营效率,降低供气成本。同时,随着天然气市场成熟程度的提高和市场竞争的加剧,逐步放低资格用户的门槛,最终建立起主要用户都可以自由选择供应商的竞争性市场结构。(4)逐步构建和推行竞争性天然气市场定价机制。竞争性天然气市场定价机制的内涵包括三个方面:一是国家不直接对天然气进行定价,价格决策权在企业;二是天然气价格形成以市场调节为主,由供求决定;三是政府可以采取经济杠杆、法律手段等对市场进行调控管理,影响和引导企业对价格的决策。从有利于天然气产业发展促进清洁能源的广泛应用发挥市场配置资源的基础性作用出发,中国天然气定价机制的最终目标是建立起竞争性的天然气市场定价机制。就中国天然气产业的发展阶段而言,还未进入成熟期,完全放开天然气价格时机还不成熟,但根据英、美等国的实践,应逐步放松对天然气出厂价的管制,建立与替代能源价格和物价指数挂钩联动的天然气价格调整机制。一是分阶段提高天然气出厂价格,最终实现由市场供求决定价格;二是对天然气管输价格进行严格监管,长输管道实行按服务成本定价,采用“两部制”收费方式;三是规范城市配送气服务费管理。美、英等国天然气产业下游定价机制的特点是在市场能够充分发挥调节作用的领域,通过市场自由定价,鼓励竞争,促使企业降低成本、提高效率。目前,中国城市配送气服务费还由地方政府管理,服务费率的制定应采用成本加成法,但应使费率的制定受到市场约束,即费率与出厂价和管输费构成的终端价与替代能源相比要有竞争力。随着天然气下游市场行政性垄断的打破、竞争程度的提高,地方政府可考虑引入市场自由定价。此外,政府还应运用经济杠杆调控市场价格,如资源税率可依资源规模、地点、开发或生产难度、成本等分别制订和调整,按价计征,调整LNG及管输气的进口税率,对中小型气田、非常规天然气给以税费减免或融资支持等来调控价格。对于城市低收入者,政府可通过直接补贴的方式缓解他们的压力,而不是通过控制价格来达到保护的目的。允许企业进行灵活定价,如采用分类定价、差别定价等,来调节季节用气量和不同用户用气,改善国内天然气市场秩序,提高天然气利用效率。[参考文献][1]石兴春.关于天然气产业可持续发展的几点思考[冂.天然气工业,2009,(1)[2]胡健,张凡勇,董春诗中国石油天然气产业成长:历史沿革与未来取向[J].西安石油大学学报,2010,(1)[3]刘进利,时光玉我国天然气产业规制模式改革分析[J].天然气技术,2008,(2)[4]周志斌,等.中国天然气经济发展问题研究[M].北京:石油工业出版社,2008[5]霍小丽国外天然气定价机制及对我国的启示[J].中国物价,2008,(1)[6]陈富良.中国天然气产业规制的基本经验与教训[].经济与管理研究,2009,(3)[7]王丹.中国石油天然气产业发展路径:寡占竞争与规制[M].北京:中国社会科学出版社,2007[8]马义飞.我国天然气产业监管与市场化进程研究[].生产力研究,2010,(7[9]汪红,姜学峰欧美天然气管理体制与运营模式及其对我国的启示[J]国际石油经济,2011,(6)[10]吕薇.天然气行业发展的四个阶段[J].中国石油石化,2003,(4)丝:刘阳中国煤化工CNMHG101