天然气价格政策

现行定价模式在现有的定价机制下，国家和地方价格主管部门在制定天然气价格时，不管是出厂价、管输价还是终端用户价格，均采用成本加成法，即依据天然气成本加合理利润并兼顾用户承受能力来确定天然气价格。我国现行天然气定价机制的主要内容是天然气价格由中央政府和地方政府依据天然气供应的自然流程实行分段管制定价。我国天然气的主要消费对象为直供大用户和城市燃气用户。直供大用户是一些天然气消费量很大的工业企业，其天然气价格由大用户与天然气管道公司谈判形成。城市燃气门站是干线输气管道的最后一站，也是天然气进入城市配气系统的入口点，城市门站价格由地方配气公司与天然气管道公司谈判形成。在国家的计划管理之下，国家发改委制定天然气出厂价(井口价加净化费)和管输价，地方配气公司的气价由当地政府通过下属的物价局制定。如图：天然气价格政策发展1994年，政府对天然气实行进口基准价，企业可以在此基础上上下浮动10%2002年，国家调整了天然气价格结构，首次采用了价格调整机制，并且实行天然气出厂基准价与煤炭原油及液化石油气的联动体系。2005年，发改委出台了新的天然气定价机制政策，将用户分为化肥、直供工业和城市燃气等三大类，同时根据气体来源（如长庆油田、青海油田、大港）等地区实行一档或二档的不同气体价格。当时规定天然气每年调整一次，其调整系数也是根据原油、煤炭和LPG等加权价格来制定的。但实际未能实现每年调整。2007年11月，由于国内长期气价比较低，促使发改委将工业气体价格一次性地调整了35%左右，同时提高了车用天然气的价格。2010年4月，发改委对国家统一运价的天然气管道运输价格每立方米提高0.08元2010年5月底，政府再度宣布调整国产陆上天然气价格，上调幅度为0.23元/立方米。同时，一二档气价并轨。2011年12月，在广东广西实行天然气改革。确定了统一的、最高上限的门站价格。广东、广西的门站价格，是以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气(LPG)作为可替代能源品种，并按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按照0.9的折价系数，即把中心市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90%。随后，以中心市场门站价格为基础，根据天然气主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西两省(区)的经济社会发展水平，确定两省(区)门站价格（2.74元/立方米和2.57元/立方米）。气价改革方向2011.12发改委文件：天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。在广东、广西两省（区）开展改革试点，主要是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，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为在全国范围内推进天然气价格改革积累经验。总体思路：一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价。选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩机制。二是以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。三是天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。瑞银：我们认为净回值法更能反映出供需的变动根据发改委的《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》，确定广东省的天然气门站价格的方法来自于：（1）确定上海为定价基准点（2）与替代能源挂钩（3）考虑承受力这种净回值法，我们认为其将更能反映出供需的变动：第一，与替代能源价格挂钩，反映了需求：因为天然气在工业用的主要的竞争能源是燃料油，而在民用方面则是LPG。第二，一地一价法，限制最高价，让上游更趋于竞争。由于过去采用的是成本加成法，导致在气源引进方面考虑不周，有些海上LNG价格偏高，难以承受。在现有的一地一价法中，高价气源的需求则没有保证。有望促进低成本的优质清洁能源供给。第三，通过管输费和流向倒推价格。这是为未来可能更市场化的天然气定价和贸易作一些虚拟准备。净回值法仍有一定的调节空间净回值法虽然说大部分根据定价地的基准价格和管道输送费用来确定省（区）的门站价格，但是还留下了很大的调节空间，为适应不同地区的价格承受能力。我们认为，如果以上海为基准点，则至广西的价格应该高于广东的门站价，因为广西是通过西二线的广东直线联通全国管网的；因此广西的低价反映了更低的居民收入和承受力水平。如果以此类推，我们认为如果未来要将此方案推广至全国，则北京的定价相对敏感性会更强，未来是否会推行具有不确定性。另外中国仅有一个定价中心是否合理，是否还需要另外一个北方的定价中心。净回值法可能仍然是一个过渡方式净回值法是中国的天然气管网并不独立，以及网络尚未完全建成之前的一个半市场化的定价方式，我们认为如果条件逐步成熟，竞价上网也不失为一种最终的定价方式，因为鼓励上游开采，降低成本，增加供给，同时调节需求，是天然气定价的目的。中国石油大学董秀成等4我国天然气定价机制改革的建议4.1我国天然气价格改革的主要方向我国天然气价格改革的最终目标应是建立竞争性的市场，天然气价格由市场竞争形成。目前，我国天然气定价机制改革的目标应是进一步规范价格管理，理顺与可替代能源的价格关系，建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制，逐步提高天然气价格水平。4.2改革天然气定价机制的主要策略4.2.1下游利用加权定价法计算天然气终端消费价以我国分地区分类用户可替代能源(一般选2~3种)种类、结构、价格为基础，按照等热值能源等价的方法，利用加权定价法，可得出我国天然气终端消费价根据以上公式制定出天然气终端消费价后，以后每年可根据上年的可替代能源消费变化情况和价格变化情况对天然气终端消费价进行调整。4.2.2中游采用“两部制”法制定管输费“两部制”定价法是目前国外通行且比较成熟的天然气管输收费方式。在“两部制”收费结构中，天然气管输费分为“管输容量预订费”和“管输使用费”两部分。“管输容量预订费”是一种固定费，仅根据管输用户向管输公司预订的管输容量而定，是为了补偿天然气管道运输中的固定成本与相关固定成本而设立的。“管输使用费”是一种灵活的费率，仅根据用户实际的输气量收取，其费率水平与天然气管输中的变动成本和相关变动费用有关。“两部制”的收费方式有助于管道投资者收回投资并获得合理收益；有利于提高管输系统负荷，充分利用管输能力，降低单位输气量成本[5]。4.2.3上游利用净回值法确定天然气出厂价设天然气终端消费价格为Pt，计划期内的产品产量为Q，则下游天然气企业计划期的总收入为：X=PtQ(2)总收入优先扣除应上缴国家的税金和企业适当的利润，再依据“最少投入”的原则，对其他成本项目逐项扣除，便得到天然气门站价格：Y=X-T1-W-C(3)式中：Y为天然气门站价格；X为下游企业总收入；T1为国家税金；W为下游企业适当利润；C为维修管理等费用。根据天然气门站价格计算出天然气出厂价，天然气出厂价=天然气门站价格-管输费。此时的天然气出厂价就与竞争性能源挂钩，可清晰反映出市场的需求状况。历年价格文件特急发改价格[2005]2756号国家发展改革委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各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司：为理顺天然气价格，促进节约用气，优化用气结构，促进天然气工业的持续健康发展，保证国内天然气市场供应，经报请国务院批准，决定改革天然气出厂价格形成机制，并适当提高天然气出厂价格。现将有关事项通知如下：一、改革天然气出厂价格形成机制的目标和原则近期改革天然气出厂价格形成机制的目标是：进一步规范价格管理；逐步提高价格水平，理顺与可替代能源的价格关系；建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制。从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。改革天然气出厂价格形成机制遵循的原则，一是要体现价值规律的要求，促进天然气资源开发利用。二是有利于促进天然气资源节约和合理使用，以及天然气工业可持续发展。三是有利于逐步引入市场竞争机制，创造公平竞争的市场环境，加快天然气价格的市场化进程。四是兼顾投资者、经营者和消费者之间的利益，区别情况，稳步推进。二、改革天然气出厂价格形成机制的具体内容（一）简化价格分类，规范价格管理。1、简化分类。将现行居民用气、商业用气及通过城市天然气管网公司供气的小工业用户合并为城市燃气用气。简化后的气价分类为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气。2、将天然气出厂价格归并为两档价格。根据天然气出厂价执行情况，同时考虑用户承受能力，将实际执行价格水平接近计划内气价且差距不大的油气田的气量，以及全部计划内气量归并为一档气，执行一档价格。范围包括：川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气（不含西气东输天然气）；大港、辽河、中原等油田目前的计划内天然气。除此以外，其它天然气归并为二档气，执行二档价格。（二）坚持市场取向，改变价格形式。为增加政府定价的灵活性，更好地反映市场供求，将天然气出厂价格改为统一实行政府指导价。其中，一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。（三）理顺比价关系，建立挂钩机制。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG(液化石油气)和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。其中：原油价格根据普氏报价WTI、布伦特和米纳斯算术平均离岸价确定，LPG价格为新加坡市场离岸价，煤炭价格为秦皇岛车站山西优混、大同优混和山西大混煤的简单平均价格。鉴于一档气价与二档气价尚存在一定差距，二档气价先启动与可替代能源价格挂钩调整的机制。在3-5年过渡期内，一档气价（包括忠武线出厂基准价）暂不随可替代能源价格变化调整。（四）逐步提高价格，实现价格并轨。1、将目前自销气出厂基准价格每千立方米980元作为二档气出厂基准价。2、将归并后的现行一档气出厂价格，作为不同油田一档气出厂基准价，用3年左右的时间将各类用气的出厂基准价调整到二档气价水平。其中化肥用气以及新疆各油田、青海油田的天然气适当延长至5年。3、西气东输气源地相对独立，且要经过长输管线运输，西气东输天然气出厂价格暂按现行政策执行。三、适当提高天然气出厂价格（一）根据各类和各地用户承受能力的不同，区别各油田情况，适当提高一档气出厂价格，提高后各油田一档天然气出厂基准价格见附表。鉴于青海油田、新疆各油田现行天然气实际执行价格水平差异较大，为避免执行统一调整后价格对现有低价气用户影响过大，青海油田、新疆各油田天然气基准价格实际提价幅度不超过每千立方米50元，即如果用户用气按调整后价格测算的提价水平超过每千立方米50元，则按每千立方米提价50元执行。（二）考虑到忠武线2004年刚刚通气，湖南、湖北地区天然气使用还在起步阶段，忠武线供需双方协商确定的天然气出厂价在调整后基准价基础上要适当下浮。（三）化肥用气出厂价格执行调整后的出厂基准价，暂不浮动。（四）上述调整后的一档天然气出厂基准价格自2005年12月26日起执行。四、认真做好天然气出厂价格改革的有关工作（一）地方各级政府和价格主管部门要结合本地情况，依照法定程序，考虑天然气购进成本增加情况，兼顾用户承受能力，合理安排天然气销售价格，并采取相关措施，切实做好低收入困难群体的补贴工作。（二）天然气出厂价格统一实行政府指导价后，供需双方要在国家规定的浮动幅度内充分协商，确定具体价格时要充分考虑市场供求情况，用户用气数量和用气特性等，供气企业不得单方面确定价格，特别是对新疆等经济欠发达地区，要充分协商，认真听取用户意见，稳妥实施。中石油、中石化要认真执行国家天然气价格政策，不得搞价格歧视，不得对内部企业和外部企业实行两种价格政策。（三）为加强对天然气价格的管理，供用气双