我国天然气阶梯价格改革的思考，本文主要内容关键词为：阶梯论文,天然气论文,我国论文,价格论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
天然气主要存在于油田、气田、煤层和页岩层，其中气田里面的称为常规天然气，其他的称为非常规天然气。美国是世界上第一大天然气生产国和消费国，2009年的产量为5934亿立方米，占世界天然气总产量的20％；同年的消费量为6466亿立方米，占世界总消费量的22％。俄罗斯天然气的储量和出口量都居世界第一，2009年的探明储量为44.4万亿立方米，占世界总储量的23.7％；当年出口量1830亿立方米，占世界贸易总量的21％，其产量和消费量居世界第二，2009年分别为5275亿立方米和3898亿立方米；2015年上半年俄石油开采量2.64亿吨，同比增长1.3％；天然气开采量2720亿立方米，同比下降8.3％。我国天然气资源较为贫乏，且分布不均，全国探明可采储量为3.9万亿立方米，占世界资源总量的1.3％，人均资源占有量3000立方米，约为世界平均水平的5％。我国天然气主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、莺歌海、琼东南6个盆地，这些地方的探明储量占全国总储量的84％。我国天然气的生产和消费增长都非常强劲，2012年我国天然气产量为1067亿立方米，表观消费量为1470亿立方米。由于需求增长非常迅猛，我国天然气的对外依存度逐年扩大，2013年突破了30％，国际上，天然气消费量在一次能源消费中的比重已达24％，我国天然气消费量在一次能源消费中的比例还很低，只有5％，说明天然气消费的增长还有很大空间。2015上半年，中国天然气产量656亿立方米，同比增长3.8％；天然气进口量293亿立方米，增长3.5％；天然气消费量906亿立方米，增长2.1％。国家发改委相关人员表示，气价改革是一个渐进式改革，最终方向是实现市场化。 一、我国天然气价格改革历程 (一)高度集中的政府定价管理阶段(1952-1981年) 在这种价格管理模式下，企业基本没有定价权，国家直接规定企业原材料和产成品价格。从1952年开始，工业生产资料调拨价格(出厂价格)，由国家计划委员会及有关工业部委负责管理，其中天然气价格由燃料工业部行使管理职能。1953年，全国石油会议就确定四川盆地为我国油气勘探重点区域。1955年7月石油工业部成立后，天然气定价随后转由石油工业部负责。1956年12月，燃料工业部发文规定：1957年四川天然气价格为每千立方米70元。1958年6月，经石油工业部批复，四川石油管理局天然气价格定为每千立方米25—30元，这是我国最早出台的天然气调拨价格文件。为支持地方工业发展，报经石油工业部同意，决定对四川地方企业的天然气井价格实行8折优惠(24元)。“文化大革命”期间，天然气价格管理陷入停滞状态，仅有一次微调。1972年1月，燃料化学工业部征得四川省革委计划委员会同意，对当年新增用气户，不分中央企业和地方企业，天然气井口价格一律按每千立方米30元执行。1977年8月，国务院设立国家物价总局，包括天然气定价在内的价格管理职能由行业主管部门转移至国家价格管理专业部门。经国家计划委员会(简称“国家计委”)批准，从1978年1月1日起，四川天然气井口价格调整为每千立方米40元，县属及其以下的“五小”工业用户的天然气价格仍实行8折优惠(32元)。针对四川天然气开采成本上升的实际情况，经国家计委批准，从1980年1月1日起，四川省天然气井口价格上调到每千立方米50元，对省内“五小”企业的天然气价格相应提高至每千立方米40元。 (二)价格双轨制时期的第二阶段(1982-2005年) 从1982年5月—2005年12月，是我国天然气价格双轨制时期，实行计划内低价和计划外高价，根据用户的性质划分化肥、居民、商业和其他工业分类定价。如1987年计划内气价为每立方米0.13元，计划外气价为0.26元。2005年对分类进行了调整，化肥用气、工业用气和城市燃气的价格分别定为每立方米0.69元、0.88元和0.92元。这个时期的井口价和门站价由国家制定，销售价由省级政府按门站价加配气费的办法制定。1982年4月，国务院对四川天然气实行了商品量常数包干政策，规定每年商品气指标为50亿立方米，商品率88％。1986年4月，四川省决定对四川石油管理局超过当年天然气包干基数47亿立方米的部分实行加价政策，即在每千立方米130元基础上再加价130元。1987年10月27日颁布的《天然气商品量管理暂行办法》，标志着天然气定价向市场化迈出了第一步。石油工业部每年的天然气商品量常数包干基数为67.5亿立方米。全部天然气商品量均纳入国家计划管理，由国家计委统一分配，包干时间从1987年至1990年，一定4年不变。 (三)取消双轨制加速市场化进程阶段(2005-2010年) 2005年12月发改委发文《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》，改革的核心内容是，简化价格分类，坚持市场化取向，理顺比价关系(天然气价格与替代品价格挂钩联动)，逐步提高价格，实行价格并轨。规范价格管理，统一实行政府指导价，天然气出厂价格归并为两档价格；逐步提高价格和实现价格并轨；在三至五年内将一档气出厂价基准逐步调整到二档气出厂价基准水平。就中国天然气价格形成机制改革设计而言，这次设计至关重要，它开启了从出厂环节逐步提高天然气价格，建立“理想起步价”，进而谋求与可替代能源价格挂钩联动，其改革设计基调是政府模拟市场。这次改革后，由于预期天然气价格将不断上涨，在用气端，很多地方政府开始探索天然气销售价格与天然气产业链上、中游价格的联动机制，其中以居民用气价格联动机制的建立最为敏感和复杂。2007年11月8日，国家发改委出台《国家发改委关于调整成品油价格的通知》，适当提高工业用天然气出厂基准价：各陆上油气田供工业用户天然气的出厂基准价格提高0.4元/m[3]。2010年发改委颁布《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》，将天然气出厂价格由每立方米0.925元提高到1.155元，提高了0.23元，提高幅度为25％，合并了一档气和二档气，彻底结束了价格双轨制的历史。 (四)建立居民生活用气阶梯价格制度阶段(2011年至今) 2011年11月，国家相关部门确定将在民用领域实行阶梯气价改革。当年12月26日，国家颁布《国家发改委关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》。此次改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，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。2013年6月28日，国家发展改革委发出通知，决定自7月10日起调整非居民用天然气价格。存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.4元。增量气门站价格按可替代能源(燃料油、液化石油气)价格85％的水平确定。2013年8月《天然气基础设施建设与运营管理办法(征求意见稿)》出台，鼓励并支持各种资本投资天然气基础设施建设，同时还推出季节性差价、峰谷差价、阶梯气价等需求侧管理的定价方法。2013年11月《油气管网设施公平开放监管办法(征求意见稿)》发布，推出天然气管网的“第三方准入”，天然气定价市场化的步伐进一步加快。2014年3月21日，国家发改委发布《阶梯气价指导意见》，按用气量将气价分为三档，各档气价实行超额累计加价。要求在2015年底以前，所有已通气城市均应建立起居民生活用气阶梯价格制度，将居民用气分为三档：第一档气价按基本补偿供气成本的原则确定，并在一定时期内保持稳定；第二档气价按合理补偿成本、取得合理收益的原则制定；第三档气价要充分体现天然气资源稀缺程度，第一、二、三档气价按1∶1.2∶1.5的比价安排。2014年9月，非居民用存量气最高门站价格每千立方米提高400元。2015年4月，中国天然气价格正式并轨，增量气最高门站价格每立方米降低0.44元，同时全面建立居民用气阶梯价格制度。 二、我国进行天然气价格改革的必要性 (一)天然气价格改革是实现能源战略的需要 国务院《关于工业转型升级规划2011-2015年》指出，“转型就是要通过转变工业发展方式，加快实现由传统工业化向新型工业化道路转变；升级就是要通过全面优化技术结构、组织结构、布局结构和行业结构，促进工业结构整体优化提升”。转型升级是能源“控总量、调结构、保安全”的发展路径。天然气属清洁能源，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。 (二)天然气价格改革是市场经济发展使然 党的十八届三中全会明确提出，全面深化改革的重点是经济体制改革，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用。会议专门明确了要完善由市场决定价格的机制，推进包括天然气在内的相关领域价格改革，放开竞争性环节价格。可以说，党和国家将不遗余力地推动能源价格改革，构建良好的能源市场格局和秩序，通过市场高效配置宝贵的不可再生能源。这为天然气价格改革明确了方向，就是要推进天然气价格的市场化改革，完善天然气市场的竞争机制，充分发挥市场的资源配置作用。市场经济体制要求，必须充分发挥价格配置资源的基础作用。随着市场经济的逐步深入发展，理顺国内天然气定价机制，制定合理的天然气价格模式，最终使天然气的价格能充分体现市场价值。 (三)天然气价格改革是实现天然气价格市场化的必经之路 我国天然气定价相对较低，存在诸多弊端，一是造成终端市场过度发展，由于价格低廉，更多用户愿意使用天然气替代其他能源，甚至在部分领域还形成了资源浪费，过度或超前的天然气消费市场开发加剧了市场供需矛盾。二是限制了天然气进口，由于国内天然气与替代能源比价不合理，相对国际天然气价偏低，这必将限制天然气进口，难以优化国内的天然气市场格局。三是难以提高国内天然气企业成本管理水平，由于现行定价机制考虑了生产企业的利润空间，不能有效提高企业的成本管理积极性，客观上导致企业管理粗放、成本偏高，不利于国内天然气工业的科学发展。在全国范围内推行阶梯气价政策后，将会有效缓解这些地区冬季用气紧张的局面，提高城市天然气供应安全保障度，满足老百姓安全、稳定的用气需求。 三、我国天然气阶梯价格的难点分析 (一)我国天然气价格形成机制与国外相比面临更多的矛盾和障碍 首先，我国的气源结构更为复杂，各种气源的价格差别较大，难以协调。美国、英国、俄罗斯等国家的气源在国内，定价较易；法国、德国、日本等国家的天然气基本依靠进口，定价也较易。我国的天然气来源众多：国内陆上、国内海上、国外管道、国外LNG，即使都是国外LNG，来源国不同其价格也不同。目前国产气大约占70％，进口气大约占30％。其次，受历史上计划经济体制的影响，我国的市场化程度还较低，政策环境、法制建设和市场体系都有待完善。目前我国天然气价格形成机制带有浓厚的政府管制色彩，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。 (二)天然气价格与替代品价格的差距较大，不利于天然气行业的发展 天然气有许多替代能源，如煤、石油和电力等。按等热值等价原理，天然气的价格应该与同等热值替代品的价格相当，但据有关资料，我国国产天然气出厂价偏低的程度依然较大。据2010年的数据，我国天然气的出厂价(井口价)只相当于LPG(液化石油气)出厂价的32.7％，燃料油出厂价的34.6％。还有数据表明，国内天然气价格相当于等热值液化石油气价格的1/4，燃料油价格的1/3。国产陆上天然气出厂基准价仅相当于国际市场原油价格的25％，而美、日、欧等国家或地区天然气出厂价或LNG到岸价相当于国际原油价格的60％—90％。偏低的天然气价格不利于调动天然气生产企业的积极性，更不利于天然气行业吸引投资用于勘探开发，从而对天然气行业的发展造成负面影响。现行天然气价格结构和价格水平设计的出发点主要是用户的价格承受能力，并未考虑天然气供需特点及其经济规律，未形成完整的价格体系。 (三)天然气价格未反映资源的价值和市场供求关系，不利于资源的优化配置 我国目前的天然气价格不由供求形成，而是由政府制定，这就抑制了市场机制在资源配置方面的作用，扭曲的价格信号会造成资源的错配。另外，现行偏低的天然气的价格与天然气作为优质高效、低碳环保能源的价值严重脱节。这又将给我国优化能源消费结构，促进节能减排的工作带来不利影响。不畅的价格机制将不能有效地调节供给和需求，过高的价格将抑制需求，过低的价格将抑制供给，都难以促进天然气市场的完善和天然气产业的发展。从供气保障和服务以及与可替代能源的价格关系来看，居民用气的价格应高于工业用气价格。2005年前，我国居民用气价格均高于工业用气或基本相当。但是，在国家随后的5次价格调整中，居民用气价格只调整过一次，致使现在居民用气价格严重偏低，并与工业用气价格形成巨大落差。这种畸形的价格差在世界上都很少见，最重要的是它不利于引导优质资源的高效、合理利用和优化配置。 (四)价格监管缺乏效率，不利于各市场主体利益的协调 天然气的价格需要政府监管，但诸多体制机制的障碍抑制了监管的有效性，比如法律法规滞后、监管机构不独立不专业、价格规制方法落后(例如成本加成定价法不是激励性规制方法)等原因使得我国的天然气价格监管很难到位。如我国天然气的井口价和管输费由国家制定，配气费由省级政府制定，省级政府的价格监管尤其对成本的监审无力，导致配气费明显偏高，导致天然气的价格结构不合理。目前国产天然气的井口价为每立方米1.15元，管输费平均大约0.5元，配气费平均大约1元，在天然气的终端售价中输配费占了大约60％。从我国的国情来看，配气成本应该低于输气成本，实际上配气费却是管输费的2倍，这就说明地方价格主管部门对价格的监管并不到位。不合理的天然气价格结构和价格水平不利于天然气产业链中上、中、下游主体的利益协调，也不利于供需双方利益的协调，同时还不利于国内供方和国外供方利益的协调，最后导致天然气价格混乱、比价关系不合理、各方积极性难以调动和“气荒”等现象的出现。 四、我国天然气阶梯价格改革的配套政策思考 (一)建立与进口气价、可替代能源价格挂钩的联动机制 首先，建立国产气价格与可替代能源价格挂钩的机制。由于煤、油等替代能源价格市场化步伐加快，而天然气价格受到政府管制，使天然气进入长期比价严重偏低局面，天然气产业链结构化改革进展缓慢。需要“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。”其次，建立与进口气价挂钩的机制。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。再次，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。为使天然气价格与市场更加适应，应增加调价频率，建议先期可一个季度一调，逐步过渡到一个月调整一次。 (二)设立权威独立的监管机构 首先，从国外的经验来看，美国的天然气监管机构是联邦能源管理委员会(FERC)，英国的监管机构是天然气供应办公室(OFGAS)，两国都有专门、独立、权威的监管机构。我国天然气的监管机构是发改委和物价局，这两个机构的监管具有先天的缺陷，即不专业，我国应该组建天然气管理的专门机构，并保证其独立性和权威性，从而保证监管的科学性和有效性，并降低监管成本。特别是对管输企业成本的监审，由于信息不对称，非专业的监管机构很难准确掌握企业的真实成本。其次，加强天然气管道运输环节价格监管。改变由国家主管部门制定管输费的传统做法，给予管道运输企业灵活计费的权利，提高管道运输效率，降低管道运输成本。再次，天然气工业因为其自然垄断的特性和城市燃气因为其公用事业的特性都使得市场容易失灵，因此需要政府的监管，但政府的监管又容易导致效率的损失，所以天然气价格的“放”与“管”是一个矛盾的统一体，关键是要把握好“度”的问题，找到一个恰当的平衡点。我国的天然气价格改革一定要考虑我国的国情，既把握住市场化的方向，又逐步稳健协调配套地推进，要逐渐解决历史遗留的体制机制问题，要协调多气源的天然气价格，要兼顾各种市场主体的利益尤其是它们的价格承受能力。 (三)建立天然气阶梯价格的实施措施 首先，确定实施范围。居民生活用气为通过城市燃气管网向居民家庭供应的所有燃气。居民用户原则上以住宅为单位，一个房产证明对应为一个居民户；没有房产证明的，以当地供气企业为居民安装的气表为单位。对学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户，气价水平按当地居民第一档、第二档气价平均水平执行。其次，确定计价周期。阶梯气价可以月为周期执行，也可以季度或年为周期。用气量在周期之间不累计、不结转。再次，建立动态调整机制。各地可根据当地经济社会发展、居民生活水平提高、居民生活用气变化等实际情况，适时调整各档气量和气价。第四，明确收入用途。实行阶梯气价后供气企业增加的收入，主要用于“一户一表”改造、弥补居民基本生活用气供应和储气调峰成本。第五，做好价格论证和听证。各地在制定居民用气阶梯价格方案的过程中，对阶梯气价的实施范围、档次划分、价格安排等方面进行认真研究论证，并按《政府制定价格听证办法》的规定进行价格听证后实施。 (四)建立天然气阶梯价格的能量计价机制 首先，建立季节性阶梯定价模式，探索季节性阶梯定价模式进行调节，即夏季下调价格，鼓励用户多用气，如尽量多使用天然气空调、天然气发电等；冬季通过价格的回调促使各类用户节约用气，季节性阶梯定价模式，主要以用气量作为标准。在气源充足的季节，当不同用气性质的用户达到一定的用量后，气价随之下降一个台阶，以此类推。其次，企业应制定合理的价格策略和经营战略。天然气价格改革是天然气开发利用中的大势所趋，也是所有与天然气利用相关的企业共同面对的趋势。对于上游企业来说，天然气价格改革的初衷就是引入市场调节与竞争机制，改变其长期亏损的局面，保护和促进其投资和发展业务的积极性，所以，整体是有利于行业发展的。再次，燃气计量改革是一个循序渐进的过程，最终天然气计量还要将热值因素考虑进去，从体积计量转换为能量计量。由于能量计量固有的科学性和合理性，对天然气工业的发展起了重要作用。它较好地解决了按质论价、优质优价的问题，使消费者真正购买到有用的天然气。