國家油氣管網公司成立后的天然氣價格機制改革建議

何春蕾 段言志 李森圣

（中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所，四川 成都 610051）

0 引言

2019 年12 月9 日，國家石油天然氣管網集團有限公司（以下簡稱“國家油氣管網公司”）在北京正式成立，標志著我國油氣體制改革取得實質性突破，改革將邁入新階段?，F有的天然氣產業鏈價格機制，是與我國天然氣工業現行的生產（進口）和運輸一體化結構相適應的［1-2］。作為天然氣產業鏈中承上啟下的關鍵環節，國家油氣管網公司的成立將給我國現行天然氣市場體系及其運行機制帶來深刻的變化［3］。天然氣行業現有的產運儲銷一體化格局將逐漸被打破，產業鏈原有的收益模式、利益分配格局也面臨重構。天然氣價格機制的制定是理順天然氣產業鏈的關鍵，在產業格局被打破、利益格局被重構的情況下，需要對現行的天然氣產業鏈價格機制進行協同性改革，以適應管網改革的需要，打造高質量發展的中國天然氣產供儲銷體系［4-5］。

1 門站價格

1.1 發展歷程及現狀

中國天然氣價格市場化改革起步于天然氣門站價格機制改革。通過2011 年兩廣試點、2012 年川渝推廣，2013 年迅速在全國推廣，門站價格由原來的成本加成價格變為市場凈回值價格。從2015 年起，國家陸續出臺相關文件，進一步完善天然氣門站價格機制。2015年11月，非居民用氣由最高門站價格管理調整為基準門站價格管理，供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮20%、下浮不限的范圍內協商確定具體門站價格。2018年5月，居民用氣實現與非居民用氣價格機制銜接。2019 年11 月4 日，國家發改委修訂《中央定價目錄》（以下簡稱《目錄》）公開征求意見，意見稿將各省區市天然氣門站價格從《目錄》中移除，而跨省區市管道運輸價格予以保留。2020年3月16 日，國家發改委在前期征求意見稿的基礎上正式發布新版《目錄》，并明確自2020 年5 月1 日起施行，按照新規，滿足“具備競爭條件省份”可按市場方式形成天然氣門站價格［6］。

1.2 存在的問題

按照2020 年新版《目錄》釋放的信號，短期內天然氣價格機制仍按現行機制執行，但國家全面放開價格的目標已然明確，門站價格取消為期不遠，意味著價格的全面放開，完全由市場來決定價格，因此需要盡早建立并落實市場化的價格機制。

1.3 改革建議

目前的天然氣門站價格管理政策已平穩運行多年，且一直朝著市場化改革方向推進［7］。國家油氣管網公司成立后，為便于管理和操作，在改革過渡期建議沿用目前的天然氣門站價格管理模式不變，并增加按氣源方（油氣田企業、LNG 資源擁有者等）自主定價銷售的模式（圖1）。

圖1 管網改革后銷售結算模式示意圖

對氣源方銷售的天然氣，采用市場化方式由氣源方自主定價。例如價格可以設定某定價公式，與上海和重慶的天然氣交易中心的現貨交易價格、現行門站價格、替代能源掛鉤等多種方式組合，由氣源方自主設定，并向社會公開。相應的交易模式為用戶“從上游氣源方購氣+從管道公司購買容量”或者上游氣源方“從管道公司購入容量后將天然氣銷售給用戶”。

以上兩種不同的銷售模式將形成兩種不同的門站價格機制。前者的價格基礎是國家管理的門站價格，宏觀上與可替代能源（燃料油和液化石油氣）掛鉤；后者則更多地體現市場化、供求關系等因素，這是下一步發展方向。在實際操作中，氣源方銷售的天然氣量一開始可以很小，之后按比例逐步擴大，最終將門站價格銷售的部分全部替代。

我國天然氣價格改革的最終目標是放開氣源和銷售價格，政府只監管管網輸配氣價格。在過渡階段門站價格管理的基礎上，視天然氣價格市場化改革進程適時完全放開天然氣門站價格，放開氣源和銷售價格，由市場競爭形成。

2 管輸價格

2.1 發展歷程及現狀

我國的天然氣管輸價格由國家監管，隨著管道建設和天然氣價格改革不斷推進，管輸價格形成機制也發生了重大變化，經歷了3個階段：

1）油氣田周邊管道實行統一定價。對油氣田周邊的管道，我國最早于1964 年開始收取管輸費?；驹瓌t是保證按時回收國家投資，同時減少輸氣虧損。1976 年12 月，原石油化工部發文規定天然氣管輸按輸送距離收費，并制定了管輸距離和費率標準。之后歷經多年，國家根據物價水平變化并堅持保本微利原則，對管輸費率進行了數次上調。

2）長輸管線實行一線一價。1984 年我國實行“撥改貸”政策后，對新建管道采取新線新價、一線一價管理辦法。新線采用經營期評價法按照合理投資回報率核定管輸價格，西氣東輸、陜京線等長輸管道運輸價格中還包含了儲氣費。后來曾對部分管道做了“兩部制”價格改革的嘗試，但并不成功［8］。

3）一企一價。2016 年，國家發改委印發管理辦法，明確了按照“準許成本加合理收益”原則制定管輸價格，對新成立企業投資建設的管道，運用建設項目財務評價的原理，制定管道運輸試行價格，在可研報告設計的達產期后，調整為“準許成本加合理收益”原則核定管道運輸價格。2017 年國家發改委據此核定了13 家管輸企業的管輸價格，并要求管輸企業根據單位距離的運輸價格，以及天然氣入口與出口的運輸距離，計算確定并公布管輸價格表。

2020 年新版《目錄》保留了油氣管道運輸定價，并將“跨省長輸管道價格”獨立成一大項目類別，可以看出作為中間環節的管道將嚴格執行“管住中間”思路，管輸費政策定價將長期存在。

2.2 存在問題

國家油氣管網公司的成立，對如何制定管輸價格來說，無論是按照過去“一線一價”或目前“一企一價”方式確定都將面臨一些問題。主要包括：

1）“一企一價”的范圍問題。按照價格管理辦法，需對獨立法人的管道運營企業制定統一的管輸價格。那么是將國家油氣管網公司視為一家法人企業，還是將其下屬的原東部管道、川氣東送管道等企業按獨立企業分別制定管輸價格，亦或是采用其他組合方式來確定價格，因不同的獨立法人企業劃分與管輸價格水平直接相關，需要慎重地綜合考量來確定一個合理的解決辦法。

2）管輸價格體系設計問題。解決按距離定價是管輸費制定的基本思路，但當前形勢下對一些重要節點定價也十分必要?？傮w來說當前我國天然氣管輸能力不足，重要骨干管道交接點、不同氣源互聯互通點等局部區域（或節點）的管輸能力緊張，一方面國家油氣管網公司對這些節點的管理將會付出更多精力，另一方面市場對節點管容的爭奪也將十分激烈，如何體現這些節點的價值是進一步完善管輸價格體系的重點。

2.3 改革建議

建議將管輸成本按功能區分為“基本運輸成本”、“節點調配成本”，成本總和為油氣管網公司的準許成本。

1）基本運輸成本是油氣管網公司為跨區域的長距離運輸所支付的成本。參照現有價格管理和成本監審的基本定價原則不變，定價模式采用“一企一價”下的“一線一價”、“一類一價”、“一公司一價”。國家油氣管網公司根據管道布局等情況成立獨立核算的下屬分公司或子公司，然后再根據“一線一價”或“一類一價”（如西氣東輸一、二、三、四線，陜京一、二、三、四線等同類管道）的原則分配服務總成本給分公司，最后形成管網公司下屬分公司或子公司較為詳細的區域到區域的進氣點/出氣點管道運輸價格表，為方便管理和操作，建議出氣點詳細到地級市一級。此外，為合理核定天然氣管道運輸成本和價格，建議進一步優化并確定合理的準許收益率、負荷、折舊、維護修理費、損耗等參數，以便于管道容量交易適時推進管道容量費加使用費的“兩部制”收費模式［9］。

2）節點調配成本為油氣管網公司在重要節點支付的相關運營和管理費用?？稍谌珖秶鷥却_定5～6個重要的天然氣管道互聯互通點、區域間供氣瓶頸點等，如中衛、忠縣等。針對這些節點的進氣/出氣需單獨定價，采用一部制價格。舉例來講，隨著四川地區天然氣增儲上產加快，忠武線運輸能力將成為瓶頸，假若將忠縣作為重要節點進行管理，如果某上海用戶從四川瀘州采購川南頁巖氣，并預定了在忠縣的管輸容量，需支付的管輸價格就為：“瀘州—上海的基本管輸價格”+“忠縣節點調配價格”。

3 儲氣服務價格

3.1 發展歷程及現狀

我國地下儲氣庫目前收費主要實行石油企業內部結算價，沒有實行單獨定價，儲氣服務定價主要經歷了3個發展階段。

1）早期階段，通過管輸費回收儲氣費。國家在長輸管道管輸費核準過程中，考慮了配套地下儲氣庫并將其投資成本納入管網系統進行統一評價，儲氣費包含在管輸費之中，由全體用戶共同負擔。我國已投產的西氣東輸一線和二線、忠武線、陜京管線等的管輸費中都包含儲氣調峰費。

2）第二階段，通過門站價格收取儲氣費。在國家實行天然氣門站價格管理后，含儲氣費的管輸費包含在門站價格中，通過門站價格向后順價到用戶，無差別地向所有用戶收取。在這個階段，儲氣費作為供氣企業內部價格自行結算，不直接與用戶發生關系。

3）第三階段，2016 年10 月，國家發改委下發《關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》，明確儲氣設施的天然氣購進價格和對外銷售價格由市場競爭形成。根據成本監審辦法，從2017年9月1日開始執行新的政策，管輸價格中不含儲氣調峰費。但是，隨著用氣規模的擴大，一體化經營的供氣企業承擔的儲氣成本顯著增加，因此供氣企業利用市場化的價格政策，通過在冬季上浮門站價格來回收部分儲氣成本。

3.2 存在問題

目前，我國儲氣調峰能力已經成為天然氣產供儲銷體系建設中的重要一環，特別是根據2018 年國家發改委、國家能源局下發的《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》，以及2020 年4 月國家發改委等五部委下發的《關于加快推進天然氣儲備能力建設的實施意見》要求，各方都需進一步加快儲氣調峰能力建設。但由于目前地方政府和相關企業對儲氣調峰價格市場化、成本分配和疏導等問題的認識上還存在偏差，造成了儲氣調峰成本回收困難的局面。

3.3 改革建議

國家油氣管網公司成立后，三大石油公司所擁有的部分地下儲氣庫和LNG 接收站將劃歸國家油氣管網公司所有，鑒于該公司不以買賣天然氣、不以價差為盈利模式的定位，劃歸其所有的儲氣基礎設施資產主要用于應急保供需要。而留存三大石油公司所有的儲氣基礎設施，原來是作為油氣管網附屬設施而建設的，管網資產剝離后，儲氣基礎設施通過管輸收益補充投資經營成本的難度就更大了，將進一步加劇儲氣調峰成本回收難的問題。鑒于此，為了在過渡期保障儲氣庫的正常運營，激勵三大石油公司及其他社會資本加大儲氣基礎設施的建設投資，建議按照服務成本法即“成本加準許收益”來收取儲氣服務費用［10］。

視國家油氣管網改革的推進情況，后期將逐步推動實施儲氣庫市場化運營模式，逐步成立一些獨立經營的儲氣庫企業，并探索儲氣量銷售、容量出售、倉儲服務、可中斷儲氣服務等運營模式，結合服務成本法和市場化的定價方式，形成具有指導性和標桿性的儲氣服務價格。

4 能量計量計價

4.1 現狀

天然氣能量計量計價因其科學性和公平性被國際社會普遍采用。目前我國并行有體積計量、質量計量、能量計量等天然氣計量交接方式，其中，以體積計量計價結算為主，能量計量主要在進口LNG及LNG氣化后的大規模氣量交接中使用［11］。

我國正在迎來天然氣發展黃金時期，實施天然氣能量計價是與國際接軌，保障天然氣市場公平開放、促進天然氣產業健康持續發展的重要條件。國家發改委在2019年5月印發的《油氣管網設施公平開放監管辦法》中明確提出將推行天然氣能量計量計價體系，并規定了24 個月的過渡期。當前，我國推行天然氣能量計量計價已基本具備技術、基礎設施和制度等基礎條件。因此，應加快制定天然氣能量計價實施方案。

4.2 能量計量計價存在問題及改革建議

我國實施天然氣能量計量計價主要涉及幾大問題，一是計量計價單位的選擇。計量單位主要考慮在國家法定能量單位千瓦時（k·Wh）和焦耳（J）之間選擇。從民眾接受程度、與電的計量單位做比較的角度考慮，建議采用千瓦時作為天然氣能量計量單位。二是價格轉換基準熱值的確定。確定基準熱值是將目前的體積計價體系向能量計價體系轉換的關鍵，鑒于基準熱值的選擇直接關乎供需雙方的利益，所以基準熱值的選擇必須注重客觀公正性，建議按全國天然氣平均熱值確定基準熱值（約36 MJ／m3），再將目前各?。ㄖ陛犑?、自治區）的綜合門站價（元／m3）轉換為能量價格（元／kW·h），盡可能使供需雙方利益不受大的影響［12］。三是統一進入長輸管道的天然氣熱值標準問題。為保證下游用戶用氣氣質的穩定性，提高管輸利用效率，體現管輸環節的公平公正性，根據國外經驗，如法國，要求進入B型管網天然氣熱值范圍為34.2～37.8 MJ／m3，進入H管網天然氣熱值范圍為38.5～46.1 MJ／m3，目前《天然氣：GB17820-2018》中要求的進入長輸管道的天然氣高位發熱量34 MJ／m3的范圍太寬泛，建議將進入長輸管網的天然氣的熱值限定在一個較窄的區間范圍［13］。四是居民用戶采用體積計量、能量結算的方式。居民用戶用氣點多面廣，采用間接法無需安裝能量計量系統，參照國外的做法可采用體積計量、能量計價結算的方式。

5 結論

1）新版《中央定價目錄》的發布實施釋放出加速門站價格市場化的信號，門站價格取消為期不遠，建議過渡期沿用目前的天然氣門站價格管理模式不變，同時增加氣源方自主確定定價公式銷售的模式。后期視天然氣價格市場化改革進程，放開氣源和銷售價格。

2）國家油氣管網公司成立后，管輸價格的合理制定十分關鍵。建議完善管輸價格體系，制定“區域到區域”的基本運輸價格和對管網中重要節點的節點調配價格，為便于管道容量交易適時推進管道容量費和使用費的“兩部制”收費模式。根據節點運營和管理成本單獨進行調配價格定價，采用一部制價格。

3）國家油氣管網公司成立后，儲氣調峰成本回收困難的問題將繼續存在，且會影響社會資本參與儲氣設施投資建設的積極性。建議調整現行的市場化協商收費的方式，按照服務成本法即“成本加準許收益”來收取儲氣費。后期視國家管網改革的推進情況，逐步推動實施儲氣庫市場化運營模式。

4）我國推行天然氣能量計量計價已基本具備技術、基礎設施和制度等方面的基礎條件，建議加快制定天然氣能量計價實施方案。針對實施方案中涉及的若干關鍵問題：一是建議采用千瓦時作為天然氣能量計量單位；二是建議按全國天然氣平均熱值確定基準熱值（約36 MJ／m3）；三是建議將進入長輸管網的天然氣熱值限定在一個較窄的區間范圍；四是建議居民用戶采用體積計量、能量結算的方式。