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全球視野下中國天然氣市場改革
瀏覽次數 736 , 日期 2014-10-23 , 燃氣設備 加入收藏
國際成熟天然氣市場的經驗告訴我們，天然氣市場化改革首先需要牢固的產業基礎，根據產業發展的不同階段逐步推動定價機制的市場化。
我國已經成為世界上最大的能源生產國和消費國，環境問題的日益嚴峻和溫室氣體減排的巨大壓力，使天然氣作為一種清潔、高效的能源，在我國受到越來越廣泛的重視。但目前我國天然氣市場還不夠完善，定價機制還不夠科學，急需學習借鑒國際成熟市場的成功經驗，促進國內市場和定價機制的改革，推動我國天然氣工業的持續健康發展。
全球天然氣主要交易市場和定價機制
目前全球天然氣市場主要分為北美、歐洲和亞太三大區域市場，2012年全球天然氣消費33144億立方米，在全球一次能源消費中的比重為23.9%。目前國際天然氣定價方法主要有氣對氣競爭、油價聯動、管制定價、雙向壟斷、市場凈回值、無價格六種，世界各大成熟的天然氣市場普遍采取市場化程度較高的氣對氣競爭、油價聯動等定價機制。
北美市場
北美市場包括美國、加拿大、墨西哥等國家，2012年天然氣消費量達9065億立方米，占全球消費總量的27.5%。北美市場的天然氣基本自給自足，通過完備的輸運管網形成對全區域的有效供應。
主要采取氣對氣競爭的定價模式，即通過實行管道第三方準入，建立天然氣生產者與消費者的直接聯系，構建完全開放的市場。
在實際交易過程中，主要通過短期合同進行現貨交易，交易價格通過交易中心眾多買賣雙方的競爭確定。亨利樞紐是北美最為重要的天然氣交易中心，其交易價格也是北美市場的基準價格。目前亨利樞紐價格基本維持在3.5美元/百萬英熱單位，約合0.77元/立方米，處于全球天然氣價格最低水平。
歐洲市場
歐洲市場包括以德、法等西歐國家為代表的歐盟27國，2012年天然氣消費量達4439億立方米，占全球消費總量的13.4%。歐洲市場自身的天然氣產量遠遠滿足不了需求，需要從外部大量進口，當前約3/4通過歐亞大陸的管道進口，其余1/4通過LNG形式進口。
歐洲市場長期以來以油價聯動的定價模式為主，即將天然氣價格與反映外部市場環境變化的燃油或者原油價格掛鉤，使得天然氣價格可以隨著外部市場環境變化而對應調整，在實際交易過程中，通過長期合同進行交易。
2011年以前，歐洲市場超過70%的天然氣采用長期合同交易，但2011年后，歐洲天然氣定價模式也逐步轉為市場化的氣對氣模式，約有42%的天然氣供應已經通過現貨交易，到目前已經超過一半，并且在西北歐達到70%。因此形成了英國NBP、比利時Zeebrugge和荷蘭TTF等多個樞紐價格。目前歐洲LNG進口價格在10～12美元/百萬英熱單位(約合1.32～1.76元/立方米)。
亞太市場
亞太市場包括以中、日、韓為代表的亞太國家，2012年天然氣消費量達6250億立方米，占全球消費總量的18.8%，其中中日韓三國合計3160億立方米，占全球消費總量的9.3%。與北美、歐洲市場以管道天然氣為主不同，亞太市場主要以進口LNG為主，日韓更是這一地區進口LNG的主力。
亞太市場主要采用油價聯動長期合同進行天然氣交易，其中最具代表性是與“日本清關原油價格”(JCC)掛鉤的定價機制。JCC價格還對LNG定價制定了上下限，以免石油價格劇烈波動而使買賣雙方利益受損。韓國和中國從澳大利亞進口的LNG均采用類似的定價模式。這種機制逐漸主導了東亞的天然氣定價。
根據JCC價格制定的LNG價格也成為全球最高的LNG價格。日本近年來LNG平均進口價格為16～17美元/百萬英熱單位(約合3.52元～3.74元/立方米)，相對歐美市場的溢價非常明顯。
我國天然氣定價機制存在的問題
我國長期以來對天然氣實施國家管制定價，生產、管輸、配送三個環節均實行國家指導價，其中生產、管輸環節的價格由國家發改委制定，配送環節的價格由地方政府制定。政府基于企業的生產成本或進口成本，再考慮企業的合理利潤來核定天然氣井口價或進口價，加上凈化費、氣化費、管輸費和城市配送費等，最終形成終端價格，其本質為供應推動型的成本加成法。
成本加成法在實施之初有效防止了自然壟斷的產生，鼓勵了居民和社會用氣，對我國天然氣產業的發展起到了保護作用。但隨著天然氣消費的快速增長和國際能源形勢的復雜變化，成本加成法確定的價格不能有效反映市場供求關系和國際能源價格的變化，嚴重制約了天然氣工業進一步發展。
價格缺乏市場敏感性
天然氣價格需要靠行政管理部門每年定期調整，無法反映資源稀缺性，也無法正確傳遞價格信號以實現對資源的有效配置，2009年冬季多地爆發的“氣荒”現象就是對這一問題的集中體現。
與替代能源的比價不合理
從世界范圍看，石油與天然氣的替代性最強，天然氣價格應該與石油保持一個穩定的比例關系，但我國天然氣與石油的比價僅為0.5:1，低于國際市場平均值0.7:1。同時，國內天然氣與進口天然氣的價格也存在嚴重的不平衡。當前國內天然氣出廠價為0.79～1.61元/立方米，而中亞進口天然氣價格約為2.5元/立方米，LNG的到岸價更是高達3.12元/立方米。
各行業氣價梯度倒置
國外天然氣價格梯度是居民用氣價格最高，工業用氣價格次之，發電用氣價格最低，一般情況下發電用氣的價格僅為居民用氣價格的一半。而我國的天然氣價格梯度與國外不同，工業用氣價格最高，發電等公共服務用氣價格次之，居民用氣價格最低。由此造成我國居民用氣占終端用氣比例過大，沒能有效開發下游市場。
推進天然氣市場化改革的路徑
近年來，我國已經在天然氣定價機制改革上進行了積極探索。
2011年底，在廣東、廣西兩地啟動了由價格管制的成本加成法向市場凈回值法轉變的試點。
2013年，《國家發展改革委員會關于調整天然氣價格的通知》將兩廣試點經驗漸進式向全國推廣。
2014年3月，國家發改委發布《關于建立健全居民生活用氣階梯價格制度的指導意見》，要求在2015年底前建立居民生活用氣的階梯價格制度，同樣是以漸進、溫和的方式體現天然氣的稀缺程度，抑制過度消費。
但總的來看，我國天然氣定價的市場化改革還任重而道遠。國際成熟天然氣市場的成功經驗告訴我們，天然氣市場化改革首先需要牢固的產業基礎，同時根據產業發展的不同階段逐步推動定價機制的放開。
完善我國天然氣市場需要從以下方面入手：
加強天然氣產業基礎設施建設
北美、歐洲地區發達、完備的基礎設施是其實現市場化定價的基礎。目前我國天然氣管網總量不足，也沒有形成全國統一的管網體系，主線、支線管網支離破碎，難以滿足輸運的需求，天然氣儲氣庫和LNG進口設備也都還比較缺乏。因此需要盡快加大建設力度，并充分整合資源、合理布局，實現天然氣的便利流通，充分體現其商品屬性，才能在此基礎上實現充分的市場化競爭。
完善以市場凈回值定價為主的天然氣定價機制
以市場凈回值定價代替成本加成法定價，是天然氣定價機制市場化的重要一步，也與我國天然氣工業當前發展階段的實際相符合。下一階段，應進一步研究市場凈回值定價涉及的可替代能源品種選取、計價標準、調整系數等關鍵問題，同時縮短價格調整周期，提高價格對市場反映的靈敏度，一步步將市場競爭傳遞至出廠價格，逐步實現我國天然氣價格與全球油價有效聯動、與全球氣價基本接軌。
進一步深化階梯氣價機制
通過階梯氣價機制，不斷調整我國氣價結構和價格梯度，在實施居民用氣階梯氣價制度的基礎上，進一步將階梯氣價機制推廣到工業和公共服務業。充分考慮到用戶類型、使用時間、使用量等各方面因素，分類設定用氣價格，理順天然氣價格，不斷提高天然氣的使用效率和市場配置效率。
我國已經成為世界上最大的能源生產國和消費國，環境問題的日益嚴峻和溫室氣體減排的巨大壓力，使天然氣作為一種清潔、高效的能源，在我國受到越來越廣泛的重視。但目前我國天然氣市場還不夠完善，定價機制還不夠科學，急需學習借鑒國際成熟市場的成功經驗，促進國內市場和定價機制的改革，推動我國天然氣工業的持續健康發展。
全球天然氣主要交易市場和定價機制
目前全球天然氣市場主要分為北美、歐洲和亞太三大區域市場，2012年全球天然氣消費33144億立方米，在全球一次能源消費中的比重為23.9%。目前國際天然氣定價方法主要有氣對氣競爭、油價聯動、管制定價、雙向壟斷、市場凈回值、無價格六種，世界各大成熟的天然氣市場普遍采取市場化程度較高的氣對氣競爭、油價聯動等定價機制。
北美市場
北美市場包括美國、加拿大、墨西哥等國家，2012年天然氣消費量達9065億立方米，占全球消費總量的27.5%。北美市場的天然氣基本自給自足，通過完備的輸運管網形成對全區域的有效供應。
主要采取氣對氣競爭的定價模式，即通過實行管道第三方準入，建立天然氣生產者與消費者的直接聯系，構建完全開放的市場。
在實際交易過程中，主要通過短期合同進行現貨交易，交易價格通過交易中心眾多買賣雙方的競爭確定。亨利樞紐是北美最為重要的天然氣交易中心，其交易價格也是北美市場的基準價格。目前亨利樞紐價格基本維持在3.5美元/百萬英熱單位，約合0.77元/立方米，處于全球天然氣價格最低水平。
歐洲市場
歐洲市場包括以德、法等西歐國家為代表的歐盟27國，2012年天然氣消費量達4439億立方米，占全球消費總量的13.4%。歐洲市場自身的天然氣產量遠遠滿足不了需求，需要從外部大量進口，當前約3/4通過歐亞大陸的管道進口，其余1/4通過LNG形式進口。
歐洲市場長期以來以油價聯動的定價模式為主，即將天然氣價格與反映外部市場環境變化的燃油或者原油價格掛鉤，使得天然氣價格可以隨著外部市場環境變化而對應調整，在實際交易過程中，通過長期合同進行交易。
2011年以前，歐洲市場超過70%的天然氣采用長期合同交易，但2011年后，歐洲天然氣定價模式也逐步轉為市場化的氣對氣模式，約有42%的天然氣供應已經通過現貨交易，到目前已經超過一半，并且在西北歐達到70%。因此形成了英國NBP、比利時Zeebrugge和荷蘭TTF等多個樞紐價格。目前歐洲LNG進口價格在10～12美元/百萬英熱單位(約合1.32～1.76元/立方米)。
亞太市場
亞太市場包括以中、日、韓為代表的亞太國家，2012年天然氣消費量達6250億立方米，占全球消費總量的18.8%，其中中日韓三國合計3160億立方米，占全球消費總量的9.3%。與北美、歐洲市場以管道天然氣為主不同，亞太市場主要以進口LNG為主，日韓更是這一地區進口LNG的主力。
亞太市場主要采用油價聯動長期合同進行天然氣交易，其中最具代表性是與“日本清關原油價格”(JCC)掛鉤的定價機制。JCC價格還對LNG定價制定了上下限，以免石油價格劇烈波動而使買賣雙方利益受損。韓國和中國從澳大利亞進口的LNG均采用類似的定價模式。這種機制逐漸主導了東亞的天然氣定價。
根據JCC價格制定的LNG價格也成為全球最高的LNG價格。日本近年來LNG平均進口價格為16～17美元/百萬英熱單位(約合3.52元～3.74元/立方米)，相對歐美市場的溢價非常明顯。
我國天然氣定價機制存在的問題
我國長期以來對天然氣實施國家管制定價，生產、管輸、配送三個環節均實行國家指導價，其中生產、管輸環節的價格由國家發改委制定，配送環節的價格由地方政府制定。政府基于企業的生產成本或進口成本，再考慮企業的合理利潤來核定天然氣井口價或進口價，加上凈化費、氣化費、管輸費和城市配送費等，最終形成終端價格，其本質為供應推動型的成本加成法。
成本加成法在實施之初有效防止了自然壟斷的產生，鼓勵了居民和社會用氣，對我國天然氣產業的發展起到了保護作用。但隨著天然氣消費的快速增長和國際能源形勢的復雜變化，成本加成法確定的價格不能有效反映市場供求關系和國際能源價格的變化，嚴重制約了天然氣工業進一步發展。
價格缺乏市場敏感性
天然氣價格需要靠行政管理部門每年定期調整，無法反映資源稀缺性，也無法正確傳遞價格信號以實現對資源的有效配置，2009年冬季多地爆發的“氣荒”現象就是對這一問題的集中體現。
與替代能源的比價不合理
從世界范圍看，石油與天然氣的替代性最強，天然氣價格應該與石油保持一個穩定的比例關系，但我國天然氣與石油的比價僅為0.5:1，低于國際市場平均值0.7:1。同時，國內天然氣與進口天然氣的價格也存在嚴重的不平衡。當前國內天然氣出廠價為0.79～1.61元/立方米，而中亞進口天然氣價格約為2.5元/立方米，LNG的到岸價更是高達3.12元/立方米。
各行業氣價梯度倒置
國外天然氣價格梯度是居民用氣價格最高，工業用氣價格次之，發電用氣價格最低，一般情況下發電用氣的價格僅為居民用氣價格的一半。而我國的天然氣價格梯度與國外不同，工業用氣價格最高，發電等公共服務用氣價格次之，居民用氣價格最低。由此造成我國居民用氣占終端用氣比例過大，沒能有效開發下游市場。
推進天然氣市場化改革的路徑
近年來，我國已經在天然氣定價機制改革上進行了積極探索。
2011年底，在廣東、廣西兩地啟動了由價格管制的成本加成法向市場凈回值法轉變的試點。
2013年，《國家發展改革委員會關于調整天然氣價格的通知》將兩廣試點經驗漸進式向全國推廣。
2014年3月，國家發改委發布《關于建立健全居民生活用氣階梯價格制度的指導意見》，要求在2015年底前建立居民生活用氣的階梯價格制度，同樣是以漸進、溫和的方式體現天然氣的稀缺程度，抑制過度消費。
但總的來看，我國天然氣定價的市場化改革還任重而道遠。國際成熟天然氣市場的成功經驗告訴我們，天然氣市場化改革首先需要牢固的產業基礎，同時根據產業發展的不同階段逐步推動定價機制的放開。
完善我國天然氣市場需要從以下方面入手：
加強天然氣產業基礎設施建設
北美、歐洲地區發達、完備的基礎設施是其實現市場化定價的基礎。目前我國天然氣管網總量不足，也沒有形成全國統一的管網體系，主線、支線管網支離破碎，難以滿足輸運的需求，天然氣儲氣庫和LNG進口設備也都還比較缺乏。因此需要盡快加大建設力度，并充分整合資源、合理布局，實現天然氣的便利流通，充分體現其商品屬性，才能在此基礎上實現充分的市場化競爭。
完善以市場凈回值定價為主的天然氣定價機制
以市場凈回值定價代替成本加成法定價，是天然氣定價機制市場化的重要一步，也與我國天然氣工業當前發展階段的實際相符合。下一階段，應進一步研究市場凈回值定價涉及的可替代能源品種選取、計價標準、調整系數等關鍵問題，同時縮短價格調整周期，提高價格對市場反映的靈敏度，一步步將市場競爭傳遞至出廠價格，逐步實現我國天然氣價格與全球油價有效聯動、與全球氣價基本接軌。
進一步深化階梯氣價機制
通過階梯氣價機制，不斷調整我國氣價結構和價格梯度，在實施居民用氣階梯氣價制度的基礎上，進一步將階梯氣價機制推廣到工業和公共服務業。充分考慮到用戶類型、使用時間、使用量等各方面因素，分類設定用氣價格，理順天然氣價格，不斷提高天然氣的使用效率和市場配置效率。
