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| 天然气价格与国际接轨关键是定价机制改革 |
来源：.中国化工网 加入日期：2006-11-24 点击：876
在本月中召开的第二届中国天然气国际峰会上，发展改革委有关负责人表示，我国将提高天然气价格并逐步与国际接轨。消息一出，引发了各界人士的种种反应。
有专家指出，我国提高天然气价格是必然趋势，目前进口天然气价格与国内消费价格倒挂的现象，不利于我国天然气工业的发展，长期偏低的气价，对资源的有效配置和经济增长方式的转变都不利。但更多的是来自普通消费者的反对声音，他们认为，由于国内资源税水平较低，国际天然气价格上涨并不能成为倒逼国内市场承受高气价的充足理由。
综合分析可见，我国天然气价格与国际接轨的关键是定价机制改革，而不是简单地提高价格。相关决策部门应在综合考虑国内天然气资源和消费状况、国内天然气企业和消费者对价格的承受能力、全球天然气供需远景、国际天然气定价经验的基础上，以保持国内长期天然气供需平衡、保证国内能源安全为目的，建立能够真正反映天然气市场供求状况和资源稀缺程度的价格形成机制。
一、各界对天然气涨价支持和反对的理由
1、支持者：长期低价不利于我国天然气工业的发展
首先，国内气价太低不利于提升天然气企业的生产积极性。
有分析师认为，从长久来看，天然气在国内市场作为替代能源的消费需求将日益增加。能源企业正是看到了这一前景，才不愿意继续在天然气领域亏损或者超低价运营。用原油和成品油销售上的利润来弥补"炼化"和"天然气"方面的亏损，并不能作为长期的市场行为，必将大大降低天然气企业的生产积极性，最终导致国内天然气市场供需失衡。
其次，国内外气价倒挂影响天然气进口。
随着全球天然气价格谈判的日趋激烈，国内能源企业越来越难以承受价格倒挂带来的压力。中俄天然气谈判也受困于价格因素，国内外天然气市场之间巨大的价格差已经无法通过谈判加以解决。据业内人士分析，如果国内天然气价格不提价，每进口1立方米液化气可能面临至少1块钱的亏损；但如果不接受这个价格，谈判又将陷入僵局，国内天然气供应将无法保障。
还有专家指出，体现资源稀缺程度的天然气价格才有助于促进节能。
依靠低价清洁能源发展经济的时代已经过去，资源短缺将继续成为我国经济和社会发展的重要"瓶颈"。要抑制对低价资源的盲目消耗，就需要运用价格杠杆调升价格水平。
2、反对者：国内天然气价格与国际价格并没有绝对的可比性
首先，我国资源税率远低于其他国家，因此天然气生产成本较低，企业的利润空间相应较大。
我国的资源税长期维持在非常低的水平，去年资源税提高后，天然气最高资源税每千立方米才15元。而沙特阿拉伯、伊朗等中东产油国在10年间无数次上调资源税，连德国、法国这样的低税率国家，资源税也是我国的30多倍。我国天然气生产企业并不需要交纳巨额的资源税，因此其利润空间相对也就大得多。
其次，国内公众对天然气涨价如此敏感，与我国居民的收入情况也有很大关系。
美国人均GDP为3.5万美元，而我国人均GDP仅有1200美元，国内居民对天然气价格上涨的敏感度要高得多。公众认为，国内能源企业在石油开采和成品油销售中已经赚取了巨额利润，加上在天然气管道方面的垄断，它们在天然气领域也并非亏损。再给天然气涨价，颇有大众为垄断企业利润买单的嫌疑。
再者，有关人士指出，国内能源巨头应担负起对进口天然气价格进行斡旋的责任。
以从俄罗斯进口天然气为例，其实俄罗斯对世界各国出口价格并不统一，对欧洲出口的价格最高，为180美元／千立方米；对一般独联体国家为90美元／千立方米，对白俄罗斯等独联体国家则为55美元／千立方米。现在，俄罗斯正是要按照其中价格最高的对欧洲出口价格对我国出口。因此有分析人士指出，在人民币升值的背景下，如何抑制俄罗斯在中国这一发展中市场获得欧洲成熟市场的暴利，应该是担负着国家资源安全重任的石油巨头们的责任，而不应成为倒逼国内市场承受高价的理由。而近日我国在天然气采购方面一系列协议的签署，抬高了国际液化天然气供应商对我国价格承受力的期望值。
二、国内天然气市场现状
1、国内天然气需求迅速增加，供应持续紧缺。
1998年至2005年期间，我国天然气消费量年平均增长20多亿立方米，增长率接近10%，2005年我国天然气消费量达到479亿立方米。据中国可持续发展油气资源战略研究报告预测，2000-2020年我国天然气需求量年增长率为10.8%，而天然气的生产增长却远低于需求增长，年增长率仅为7.5%，供应缺口逐年加大。预计2010年国内天然气需求量为1200亿立方米，国内生产830亿立方米，缺口370亿立方米；2020年国内天然气需求将达到2000亿立方米，国内生产1100亿立方米，缺口900亿立方米，对外依存度将超过45%。
发展改革委能源局油气处也预测，今后20年将是我国天然气市场发展最为迅速的时期，国内天然气需求年均增长率将超过15%。而且我国天然气资源多分布在西北或中部地区，而天然气市场多在经济较发达的东部地区和东南沿海地区，资源距离消费市场较远，这也增加了供应难度。
近年来我国天然气供应持续紧缺，至今没有缓解的迹象。据统计，我国今年将有600万千瓦的新建天然气发电机组因燃气供应不足而无法投入生产运行。尤其到每年岁末，更是天然气供应紧缺的时期。交通行业的用气状况日益紧张，城市生活用气也不容乐观。北京热力集团就表示，其所属11个基地的供热能力将在今冬达到极限，如遇极端天气或部分设备故障时，北京将无后备热源替代。
2、国内天然气价格与国际价格确实存在一定的差距，但已进入上行通道。
去年12月26日，发展改革委宣布在全国范围内适当提高天然气出厂价格，规定天然气出厂基准价格根据原油等可替代能源价格变化情况每年调整一次，相邻年度的调整幅度最大不超过8%。在提价之后，今年我国液化气的出厂价为0.8元／立方米，但早在2003年，澳大利亚输往我国的液化气到岸价就已达到1.6元／立方米，两者之间存在着1倍的价差。按照目前的液化气到岸价，加上储存、再气化和管道运输成本，城市门站价格要达到每立方米2.8元。这意味着按进口价格计算，进口天然气的最终使用价格要上涨50-70%。
目前国内天然气价格明显低于其它可替代能源的价格，按热值当量测算，目前天然气价格仅为原油价格的30%左右，而成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.84-1.21之间。但也有专家指出，我国的天然气低价策略正是国际通行的培育消费市场的方法。
不过，近几个月来，国内各主要城市纷纷提高天然气零售价，四川、新疆、北京等地已将天然气零售价格调高，上海还就建立燃气价格形成机制进行听证。专家预计国内天然气价格已进入上行通道。
3、国内天然气供需并未完全市场化，消费者对价格的承受能力较弱。
目前国内的天然气供需环境和定价方式并未完全市场化，几大能源企业占据了超过80%的国内天然气市场份额，价格变动很容易变成少数企业的暴利。供气方缺乏竞争意识和降低价格的动机，而天然气用户基本置身于卖方市场，无法选择。因此，实现对卖方企业的有效监管将是价格改革的关键。
此外，国内消费者对价格的承受能力较弱，因此简单地把天然气价格与国际接轨很容易给相关方面带来冲击。目前我国天然气的使用规模还十分有限，天然气价格的上涨，对化肥、居民生活、出租车等行业均有影响。尤其是工业企业中的用气大户，将为此损失上亿元。
三、全球天然气供需远景和国际天然气定价经验
1、2010年后国际天然气价格可能下跌
目前国际天然气行业处于卖方市场中，市场需求量大造成供货紧张、价格上涨。但预计在2012年后，澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚、伊朗等地将有新的LNG生产线陆续建成投产。据剑桥能源研究会(CERA)分析，2010年后，由于潜在的可供LNG资源增多，预计供需紧张情况可能有所缓解，LNG价格将呈现下跌趋势。
另据道达尔公司预测，2015年世界LNG总产能将超过4.5亿吨，而总需求不足4亿吨。这种供求关系的转变，有利于下游市场得到稳定的气源；同时将起到稳定天然气价格的作用，从而有助于天然气资源不足的国家，如我国，天然气产业的发展。
2、国际天然气定价经验
国外天然气价格一般分为井口价、城市门站价和终端用户价，价格的变化与国际油价、国家资源丰度、经济发达程度及社会需求量密切相关。此外，周边国家的天然气资源量和进口天然气的输送距离也是造成各国天然气价格高低的原因之一。
国外的天然气市场分为垄断性市场和竞争性市场两种类型。垄断性市场多采用成本加利润，即天然气的采出成本加各项非气成本和投资回报率的方式，或者是依据天然气与其他燃料竞争的市场价值，也就是市场净回值定价，即供给用户最便宜的替代燃料价格、输气成本、储气成本加税负之和。通常，如果净回值定价法要产生超常利润，政府或管理当局就要限制天然气公司应用净回值定价的范畴。因此，许多国家垄断性天然气公司多采用成本加利润和市场净回值相结合的定价方式。而竞争性市场根据竞争方式的不同，采用捆绑式售价或市场自由定价。目前许多国家都在不断采取措施，放开市场引入竞争，当然，改革的进程还要取决于各国的天然气市场的成熟程度。
虽然现在国外天然气的价格以原油或成品油价格作参考基础，但不少国家正逐步放松对天然气价格的管制，让天然气价格反映天然气供需，不再随另一种能源的价格波动而涨跌，这取决于天然气市场本身的平衡能力和相对其他能源的竞争力。在天然气的采购、供应和销售链中引入竞争机制，提高购气、输气和配送气价格的透明度。
美国和英国的经验表明，放松天然气价格管制并不会促使价格大幅上涨，相反是有利于开拓市场、增加消费量，稳定或降低价格，尤其是大工业用户的终端价格。
四、我国天然气定价机制改革框架
综上所述，我国的天然气市场环境还不成熟，价格调节机制失灵，导致天然气需求过快膨胀，市场供需不平衡，天然气价值与价格之间存在较大矛盾，因此国内天然气价格改革实行起来相对比较复杂。如果简单地提高价格与国际接轨，不仅会给各相关方面带来一系列冲击，还可能引起更加长期和严重的供需失衡。所以，调节国内天然气价格的前提，首先是建立能够真正反映天然气市场供求状况和资源稀缺程度的价格形成机制。
1、市场化定价
目前，我国的天然气价格是综合性的天然气结构价，终端用户价格中包含了井口价、管输费和净化费，由城市天然气公司供气的用户还有配送气服务费。在这种价格结构下，模糊的天然气综合价掩盖了天然气生产、运输等不同环节的成本。而且价格决定权在政府，既未考虑到国际市场上天然气价格的变化，又未与竞争燃料的市场价格挂钩，更未体现出天然气的热值、环保、便利等社会经济优势。
为此，有专家建议采取天然气生产、净化、输送、配送分开核算，单独计价收费，井口价格与竞争燃料的价格相关联，价格水平由市场供需调节，输配送服务费率按成本定价并由政府监管的定价方式。当前可以做的是使天然气定价的决策过程透明化。
此外，根据国际经验，天然气期货市场是建立市场价格机制的基础。由于受到天然气实物形态特征的限制，天然气现货交易总是表现为一种区域性 交易，并且市场进入门槛较高，行业被大企业垄断，而期货交易则能突破现货交易的区域与其它市场进入限制，拓展市场竞争的范围，有利于真实市场价格的发现。
2、差别化定价
国际上多数发达国家发电用气价格最低仅为民用气价格的1／2至1／7，这是符合价值规律的。我国天然气终端用户价格如果拉不开差距，将造成天然气的成本始终偏高，市场难以形成规模，最终将影响整个天然气行业的发展。
专家建议，我国应当使发电用、工业用、商业用气价格与民用天然气价格形成一定的比例，以增加商业用(燃气空调、冷热电联产)和发电用(天然气联合循环电厂)天然气价格的竞争力。在定价过程中还要保护低收入群体的利益，宜采取直接补贴的方式。
3、政府适当干预和监管
天然气作为基础能源，其价格的调整对下游企业以及消费者的影响较大。因此有专家建议，在价格逐步放开的过程中，国家应对居于垄断地位的大企业进行严格监管，防止其进行价格操控，损害下游企业及消费者利益；同时，对国家鼓励发展的下游行业给予补贴，保护天然气消费市场的健康发展。
在政府监管政策上，可以采取以收益为基础的绩效监管，如价格上限控制和收入上限控制。这两种绩效监管政策可以促使企业降低成本提高利润。价格上限控制促使企业增加销售额从而增加收入。收入上限控制切断了销售和利润之间的联系，促使企业更加积极地提高用户能源效率，即保护了消费者的利益，又刺激企业提高效益降低成本。
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