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中国天然气价格改革为什么难?

发布日期:2020-06-30 浏览次数:12
核心提示:
 四川石油管理局等单位主办的《天然气工业》杂志2020年第5期刊登了笔者与其他两位作者合著的《重建中国天然气产供储销价格形成机制》一文,文章建议为适应管网运营机制改革,可以从以下5个方面重建中国的天然气产供储销价格形成机制:由捆绑定价改为非捆绑定价、理顺天然气产业链价格、妥善解决进口天然气的定价问题、由体积计价改为能量计价、加快发展天然气市场中心。文章同时认为,天然气价格改革既是一项系统性工程,又涉及利益关系的重大调整,与油气管网运营机制改革相比,难度要大得多,但文章并未就价格改革的难点问题展开论述。深刻认识改革的难点问题是制定改革实施方案的基础,本文在《重建中国天然气产供储销价格形成机制》一文的基础上,就中国按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革所面临的难点问题和改革的路径作进一步论述。

1 完善管输定价机制面临的难点问题

按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革,完善管输定价机制属于管住中间范畴。管网运营机制改革使中国产生了专门为他人运输天然气的国家管网公司,这是真正意义上的管道运输企业,从而就需要为管道输送容量制定价格。国际通行采用“容量费+气量费”的两部制收费价格模式。采取两部制收费价格,使得管道容量的价值显性化,有利于提高管道利用效率,促进储气设施建设,也是制定和实施管道容量分配规则、交易规则的基础。

1.1 两部制收费价格机制的优点

管道运输属于资本密集型产业,管道公司为提供运输服务而发生的服务成本,90%以上是为形成管道运输能力而发生的固定成本,随输气量变化而变动的成本只占很小一部分。在两部制收费方式下,容量费用于回收固定成本,只要地方配送公司、管道直供用户等下游用气方预订了管道容量,不管是否实际使用,都要支付容量费,计算公式为:每日容量费=合同约定的日最大输气量×容量费率;气量费用于回收变动成本,根据实际输气量大小来确定,计算公式为:每日气量费=每日实际输气量×气量费率。

在两部制收费方式下,下游用气方为每立方米天然气所支付的平均管输费可按如下公式计算:平均管输费=容量费率/负荷系数+气量费率。负荷系数等于下游用气方的每日平均输气量与合同约定的日最大输气量之比。显然,在两部制收费方式下,下游用气方的负荷系数越高,它购买的管道容量利用效率越高,为每立方米天然气所支付的管输费越低。这种定价机制促使下游用气方努力提高季节用气均衡性进而提高负荷系数,这反过来有利于提高管道利用效率。如果下游用气方无法提高季节用气均衡性(例如为北方地区冬季采暖供气的城市燃气企业),为减少管输费支出就必须购买相应的储气调峰容量,承担相应的储气调峰成本,这有利于促进储气设施的投资建设。

1.2 采取两部制收费机制的难点问题

现阶段,中国仍对对天然气实行门站价格管制,管输费并不是向下游用气方直接收取。管网运营机制改革后,在实行门站价格管制的情况下,两部制收费机制有利于提高管道利用效率、促进储气设施建设等优点不仅无法实现,还会产生一些新问题,具体包括:

①在实行门站价格管制的情况下,管输费由天然气生产或进口企业(以下统称“上游资源企业”)向国家管网公司支付。管输费采取两部制,但门站价格没有采取两部制,上游资源企业为降低管道容量费支出,就会通过合同限制下游用气方的最大日量倍数(最大日量倍数等于合同约定的日最大提气量与日平均提气量之比),使其尽可能接近于1。但有些用户本身用气就体现为季节不均衡,最大日量倍数难以下降。管输收费采取两部制,将引发上游资源企业与下游用气方关系的紧张;

②在两部制收费方式下,如果实际输气量超过了合同约定的日最大运输量,超出部分如何收费也是一个问题。为确保两部制收费价格机制执行的严肃性,国外通常的做法是实行严厉的经济处罚制度,但在中国现阶段就成了一个难点问题:如果处罚上游资源企业,上游资源企业不会认罚。因为在实行门站价格管制的情况下,管输费虽然是由上游资源企业向国家管网公司支付,但国家管网公司本质上是为下游用气方输送天然气,实际运输量超过了合同约定的日最大运输量,责任不在上游资源企业而在下游用气方;如果处罚下游用气方则违反了国家的价格政策,在实行门站价格管制的情况下,国家管网公司无权向下游用气方收取任何费用。

2 完善储气调峰定价机制面临的难点问题

按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革,完善储气调峰定价机制也属于管住中间范畴。储气基础设施建设滞后、储气调峰能力不足,已成为制约中国天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。完善储气调峰定价机制,利用价格杠杆促进储气设施建设,成为必要选择。

2.1 储气调峰定价的基本要求和具体做法

储气调峰设施谁投资谁受益,储气调峰成本谁受益谁负担,这是对储气调峰定价的基本。具体做法就是对上游供气方实行以“准许成本+合理收益”为基础的价格监管以及采取“容量费+气量费”的两部制收费方式。以美国为例,在管网运营机制改革前,州际管道公司向下游用气方提供包括天然气买卖服务、运输服务和储存服务在内的“一揽子”供气服务,联邦能源监管委员会(FERC)对州际管道公司的门站收费价格实行以“准许成本+合理收益”为基础的价格监管以及采取“容量费+气量费”的两部制收费方式,其中容量费用于回收管道公司天然气供应系统的固定成本(含管道、储气库等天然气基础设施投资应获得的合理收益),气量费则用于回收管道公司的天然气采购成本、为提供运输和储存服务而发生的变动成本。

美国管网运营机制改革后,州际管道公司不再从事天然气买卖服务,下游用气方需要对天然气、运输服务、储存服务分别购买,天然气、运输服务、储存服务需要分别定价。FERC对州际管道公司的运输服务和储存服务均实行以“准许成本+合理收益”为基础的价格监管以及采取“容量费+气量费”的两部制收费方式。运输和储存服务分别定价、分别提供,季节用气不均衡的下游用气方通过购买储气容量解决季节调峰问题,要比通过购买管输容量解决季节调峰问题更节约支出。

2.2 中国储气调峰定价机制存在的问题

现阶段中国有两套机制扮演储气调峰定价的角色:一是对非居民用气的门站价格采取“基准价+浮动幅度”管理所赋予的弹性价格机制。《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》(发改价格规[2018]794号)明确要求供用气双方要充分利用“基准价+浮动幅度”管理所赋予的弹性价格机制,在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系,消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮,消费淡季适当下浮,利用价格杠杆促进削峰填谷,鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力;二是储气服务价格和储气设施天然气购销价格的市场化机制。《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》(发改价格规[2016]2176号)规定,储气服务价格由供需双方协商确定,储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。

尽管有两套机制扮演着储气调峰定价的角色,但储气调峰定价机制在促进储气设施建设方面所发挥的作用并不理想。为此,国家发改委、国家能源局于2018年4月下发了《印发〈关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见〉的通知》(发改能源规[2018]637号),规定到2020年底供气企业、燃气企业和地方政府要分别形成年销售或消费气量10%、5%和3天的储气能力建设目标,希望通过规定任务指标,对履责不力采取问责、惩戒等方式,补足储气调峰能力短板;2020年4月10日,国家发改委、财政部、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局等5部门联合下发了《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》(发改价格[2020]567号),进一步提出推行储气设施独立运营模式,实现储气价值显性化。

现有的储气调峰定价机制之所以在促进储气设施建设方面无法发挥有效作用,原因在于在实行门站价格管制的情况下,没有对门站价格实行以“准许成本+合理收益”为基础的价格监管以及采取“容量费+气量费”的两部制收费方式,从而也就无法精准地实现储气调峰设施谁投资谁受益,储气调峰成本谁受益谁负担。同时也要看到,推行储气设施独立运营模式,确实也反映了中国储气库运营模式的发展方向,实现储气价值显性化,这也是完善储气调峰定价机制的必然选择。但前提条件是要取消门站价格管制,由捆绑定价改为非捆绑定价。只有采取非捆绑定价方式,上游供气方提供什么服务就收取什么费用,下游用气方接受什么服务就支付什么费用,才能推行储气设施独立运营模式,实现储气价值显性化。

3 放开两头价格面临的难点问题

欧美国家运销分离后管道两端的气源销售价格和门站销售价格便完全由市场竞争形成,政府只管制中间环节的运输和储存价格。中国运销分离后却无法立即放开两头价格,原因是多方面的,包括天然气市场发育不成熟、天然气对外依存度较高、上游供应领域集中度较高、天然气基础设施建设不完善等。

3.1 对外依存度和进口价格较高对放开两头价格的影响

自2006年中国成为天然气净进口国以来,进口天然气在国内的天然气供应中占比越来越大,到2019年天然气对外依存度已达到45%,未来还有可能进一步提高。中国目前进口天然气的两种主要途径包括通过海上通道进口LNG和通过西北陆上通道从中亚国家进口管道天然气。但当前从这两个途径进口的天然气价格都较高,前者主要是受亚洲溢价的影响,后者主要是管道运输成本较高的影响。

目前,国内进口天然气的销售亏损是由天然气进口企业自行承担。例如,2019年中石油进口天然气销售净亏损307.1亿元。在进口天然气销售亏损的情况下,放开进口天然气的市场销售价格,则意味着下游用气方需要支付的进口天然气价格可能会大幅上升。但如果只放开进口气的市场销售价格,不放开国产气的市场销售价格,会导致资源配置困难,也就是让谁使用价格低的国产气,让谁使用价格高的进口气;如果同时放开进口气和国产气的市场销售价格,国产气的市场销售价格就会向进口气看齐,这将导致下游用气方使用的所有天然气价格都将大幅上升。因此,比较现实的做法是既不放开进口气的市场销售价格,也不放开国产气的市场销售价格,而是对价格较高的进口气和价格较低的国产气实行综合定价,这也是国家发改委现阶段控制门站销售价格的基本思路和做法。

3.2 发展天然气市场中心面临的困难

中国长期以来对天然气价格实行政府管制,无论是上游供气方还是下游用气方,都已形成对政府定价的依赖,如果政府不定价,就必须找到能够替代政府定价的办法。通过市场方式形成价格有两种方法:由买卖双方通过谈判形成价格,以及由众多买方和卖方在市场中心通过竞买和竞卖形成价格。不过,这两种方法都不大适合中国现阶段的情况。

买卖双方谈判的办法有一个缺点,由于双方已形成了事实上的供用气关系,如果无法就价格达成一致意见,势必还要通过政府价格主管部门仲裁来解决。这样,问题又回到了原来的出发点,还是要由政府价格主管部门定价。

天然气市场中心是天然气现货集中交易的场所,发展天然气市场中心需要多方面的条件,包括天然气市场已经发展成熟、买卖双方不再依赖长期合同、有足够数量的市场参与者、管网存在富余容量等,这些条件现阶段中国都不具备。

天然气市场只有经历初始增长和快速增长两个阶段后才能进入成熟阶段。伴随着西气东输一线、陕京二线、忠武线等干线管道的投产,2005年前后,中国的天然气市场由初始增长阶段进入快速增长阶段。根据有关机构的预测,快速增长阶段至少要持续到2035年。当天然气市场仍处于快速增长阶段时,买卖双方仍然要依赖长期合同,而天然气市场中心是天然气现货集中交易的场所。

与欧美国家不同,中国在天然气工业与市场发展的早期阶段并没有在上游供应领域实行多元化政策,而是随着石油工业体制的演化形成了目前三大石油公司集中供应的局面。在供应侧,缺乏足够数量的市场参与者将会制约天然气市场中心的发展。

为推进油气体制改革,中国近期已有多项促进“管住中间、放开两头”的重要举措出台,包括油气勘查开采全面放开,国家管网公司挂牌成立等,但要形成一个竞争型的天然气市场,还有很长的路要走。

发展天然气市场中心需要有足够数量的市场参与者,进而扩展市场流动性避免价格扭曲,这反过来要求要有足够的管网容量。在市场需要的时候,能够提供额外的容量以确保充分的流动性。中国不仅储气基础设施建设滞后,储气调峰能力严重不足,管道基建规模也严重落后于市场需求。

成立国家管网公司,一个重要目的就是为了加快油气管网建设,但面临的挑战也是显而易见的。管道建设不仅需要巨额投资,而且形成的资产具有极强的专用性。因此,只有在风险可控的情况下才能加大投资。管道建设的风险主要来自两方面:资源风险和市场风险。国家管网公司既不拥有资源,也不控制市场,管道建设的风险很大。如果没有适当的激励和约束机制,国家管网公司很可能不愿意仅仅为增加天然气在市场中的流动性而加快天然气基础设施建设。

4 由捆绑定价改为非捆绑定价面临的难点问题

完善管输定价机制,使管道容量的价值显性化,完善储气调峰定价机制,实现储气价值显性化,都要求取消门站价格管制,由捆绑定价改为非捆绑定价。事实上,改革管网运营机制,按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革,客观上也要求由捆绑定价改为非捆绑定价,但当下实现难度很大。

4.1 中国现行的天然气门站价格政策

采取非捆绑定价方式,就是分别制定气源销售价格和管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施服务收费价格。仅就定价的难易程度而论,制定非捆绑价格要比制定门站捆绑价格要容易。天然气的生产、运输和储存等业务,彼此之间的差异很大,从而对定价有不同的要求,采取非捆绑定价方式,各项业务活动的定价要求很容易得到满足。制定门站捆绑价格,各项业务活动的定价要求都要通过门站捆绑价格得到适当体现,就很困难。如果供气企业经营的是一个由多种气源、复杂的管道运输网络和储气设施组成的天然气供应系统,制定门站捆绑价格就涉及复杂的成本分类分配过程。通过成本分类分配形成的不同地区、不同用户的门站价格,还要将它们对气价的承受能力进行比较,既要保证成本分类分配过程的公平、公正,减少交叉补贴,又要保证不同地区、不同用户的价格都在它们的可承受范围内,确实考验价格制定者的智慧。

国家发改委制定的是全国各省的天然气门站价格,不大可能采用成本分类分配这样复杂的定价办法,而需要采取一种简化方式,具体做法是:门站销售价格=基准门站价格×(1+浮动幅度),上浮幅度最高不超过20%,下浮不限,其中气源销售价格已经完全放开的天然气,上浮幅度理论上不受不超过20%的限制。各省基准门站价格=计价基准点价格-各省价差。各省价差是综合考虑各省天然气运输成本差异、是否是西部大开发省份、是否是天然气主产区以及其他一些因素制定的,实际上是国家发改委与地方政府、三大石油公司谈判的结果。计价基准点价格最初是与油价挂钩并随油价的变动定期调整,但这项联动机制没有执行下去。

从近几年的实践情况来看,除非市场供求关系出现严重失衡,国家发改委很少调整基准门站价格,而是主要通过对价格浮动幅度的临时调整来达到与现行市场条件相适应的政策目标,例如在2019年,国内经济下行压力加大,为减轻实体经济负担,国家发改委要求上游供气企业在本年度夏季期间的价格上浮幅度在不超过上一年度的水平;2020年受新冠肺炎疫情的影响,为支持用气企业复工复产、共度难关,国家发改委要求上游供气企业提前执行淡季价格并明确要求价格要适当下浮,对化肥等受疫情影响较大的行业,给予更大的价格优惠。

4.2 由捆绑定价改为非捆绑定价难度很大的原因

采取门站捆绑定价是与中国天然气工业产运储销一体化结构相适应的。管网运营机制改革,打破产运储销一体化结构,按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革,客观上要求采取非捆绑定价方式。采取非捆绑定价方式,对于上游供气方,提供什么服务就收取什么价格:提供资源供应服务就收取气源销售价格;提供运输、储存和气化服务,就收取天然气基础设施服务价格。对于下游用气方,接受什么服务就支付什么价格:接受国产气供应服务就支付国产气价格;接受进口气供应服务就支付进口气价格;接受管道运输服务就支付管输价格;接受储气服务就支付储气价格。

采取非捆绑定价方式,要求上游供气方提供什么服务就收取什么价格并不困难,但要求下游用气方接受什么服务就支付什么价格,就很难做到。现行的各省门站价格不是以构成门站价格各项业务的供气成本为基础形成的,而是包含诸多非成本因素,从而造成不同地区、不同用户之间存在比较严重的价格交叉补贴。交叉补贴主要体现在东部地区对西部地区、南方地区对北方地区、工业用户对非工业用户的价格补贴。采取非捆绑定价方式,这些价格交叉补贴很大程度上将消除,从而引起不同地区、不同用户利益关系的重大调整,难度自然很大。

5 中国天然气价格改革的路径问题

天然气价格改革就是一个不断试错和完善的过程。例如,历史上美国曾对天然气井口价格进行长达20年的政府管制,终于导致20世纪70年代州际间天然气供应短缺,严重影响了美国经济,直到20世纪90年代初才找到解决问题的办法。多年来,中国也为完善天然气价格管理进行了卓有成效的探索,根据中国的实际情况,当前需要采取分阶段,平稳有序地推进天然气价格改革。

5.1 理顺天然气产业链价格

在国家管网公司组建前,中国天然气工业只有两个基本业务板块:生产(含进口,下同)和运输纵向一体化的上游板块和负责地方配送业务的下游板块,现行的天然气工业价格体系是基于两个业务板块建立的;国家管网公司成立后,天然气工业将由上游生产、中游运输和下游配送三个基本业务板块组成,天然气工业结构发生了变化,天然气工业的价格体系也应作相应调整。理顺天然气产业链价格,就是在维持终端用户价格不变的情况下按照“管住中间”的要求,重新确定中游运输和下游配送业务板块的准许收益率,妥善解决进口天然气的销售亏损问题,使天然气工业上中下游各环节获得的投资回报率与它们所承担的投资和经营风险相适应,这是天然气工业实现可持续发展的基础。

5.2 由捆绑定价改为制定非捆绑价格

由捆绑定价改为制定非捆绑价格,是实现“管住中间、放开两头”价格改革目标非常关键的一步,这一步迈不出去,管住中间的实际意义不大,放开两头更是无从谈起。这里要强调的是:①在非捆绑定价方式下,政府价格主管部门仍然可以使用很多调控办法,减少由捆绑定价改为非捆绑定价对不同地区、不同用户利益的影响,包括在制定管输价格时,怎样合理地确定固定成本通过容量费回收的比例,怎样合理地制定不同气田的气源销售价格,以及在非捆绑定价方式下如何妥善解决进口天然气的定价问题等;②储气调峰设施具有比较明显的自然垄断特征,储气调峰设施的收费价格应实行政府定价或由政府价格主管部门制定指导意见,各运营企业按照统一意见制定价格并对外公布,接受社会监督;③气源销售价格尚未完全放开的天然气,采取“基准价+浮动幅度”的管理办法管理气源销售价格比较适合中国国情,这种办法的核心思想就是政府管控与市场调节相结合;④政府制定的气源销售价格应该是一个指导性价格,而不是强制执行价格,当供需双方能够通过谈判形成价格时,可以不执行政府制定的指导性价格。

根据欧美国家的经验,由捆绑定价改为制定非捆绑价格,将为天然气销售企业的发展创造新的发展机会。采取非捆绑定价方式,下游用气方有机会评价从不同气源地的购气成本以及沿不同运输线路的运输和储存成本,然而评估这些选择以及与上游资源企业、天然气基础设施运营企业签订采购合同、基础设施服务合同直至合同的最终履行,对下游用气方来讲都意味着增加管理成本。天然气销售企业能够将下游用气方所要求的各种服务重新捆绑起来,天然气销售也将成为天然气工业继勘探生产、管道运输和城市配送之后的第四大业务板块。

5.3 采取多种措施加快实现“放开两头”价格

完全解除对气源销售价格的管制可能要花费很长时间。美国从1978年部分地解除对井口价格的管制,到1989年完全解除管制井口价格,历时20余年。中国可以采取多种措施加快实现“放开两头”的价格改革目标:(1)国家发改委已明确气源销售价格完全放开的天然气,包括供应给所有用户的页岩气、煤层气、煤制气、海上国产气、进口LNG、进口俄气以及供应给直供工业用户的陆上国产常规气、进口中亚气和缅气等,要求供需双方通过谈判或通过市场中心形成价格;(2)气源销售价格暂时无法完全放开的天然气,包括供应给城市燃气企业的陆上国产常规气、进口中亚气和缅气等,鼓励供需双方通过谈判或通过市场中心形成价格;(3)对于不具有市场支配地位的生产商生产的陆上国产常规气,供需双方可以通过谈判或通过市场中心形成价格;(4)加快发展天然气市场中心,由众多买方和卖方在市场中心通过竞买和竞卖形成价格。

改革管网运营机制、油气勘查开采全面放开、由捆绑定价改为非捆绑定价、鼓励通过天然气市场中心形成价格,都为天然气市场中心的发展创造了有利条件。可以期待天然气市场中心在中国将得到快速发展。欧美国家的经验表明,促进天然气资源有效利用的透明的现货市场,可以与促进天然气资源开发的长期合约市场共存。市场参与者将长期合约项下的天然气与现货市场的交易价格挂钩,市场中所交付的大部分天然气价格就与现货价格建立了联系。

 
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