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2011
12-19
天然气定价模式的中国选择
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2011-12-19 来源：国际燃气网
天然气是中国最具潜力的煤炭替代产品。近年来，无论是从国内天然气消费总量、还是从在世界天然气消费量中的占比来看，中国都经历了较快的增长，消费量从245亿立方米增加到1090亿立方米，占比从1%左右上升到将近3.5%。与此同时，我国天然气的对外依存度也快速增加，2010年达到近13%。随着中亚、中俄、中缅等几条天然气通道近几年内开始供气，我国天然气对外依存度将迅速提高，改革现行天然气定价机制也迫在眉睫。
中国现行的天然气价格分为出厂价、管输费、城市门站价和终端用户价四个环节，定价以行*为主市场为辅，由*部门根据生产与供应成本再加合理利润确定，基本上是成本加成法。
国外的天然气价格体系大致根据生产、运输与销售的不同环节，分为井口价、城市门站价和终端用户价三类。各国家与地区之间由于天然气资源禀赋不同，行业市场化程度不一样，定价机制也有所不同；下游天然气管道公司对天然气的运输和销售有不同形式的定价，上游天然气价格则一般采用成本加成法或市场净回值法来确定。目前，还有许多国家采用两者相结合的定价机制，以期综合两种定价方法的优势。
一般来说，成本加成法的公式为：最终用户价格=井口价+管网的运营成本+合理固定回报，即在以成本为基础确定供气价格时，买方支付的价格是由天然气的采出成本加各项费用和合理利润构成。城市天然气定价处在燃气供应链的下游，天然气到达门站之后，需要通过城市管网分配到最终用户，对于民用和商业用户，采取计算该类用户应分摊的成本，在此基础上加上合理的利润水平，最终形成价格。
该方法比较受发展中国家*的欢迎。在能源市场化程度比较低的情况下，成本加成法可以限制生产者取得垄断利润，维持比较低的天然气价格，而且可以鼓励用气。
但是，成本加成的缺点很多。第一，生产商的生产成本很难核定，不同的产商生产条件差别很大，很难用统一的标准去衡量。第二，产商“合理”的收益同样难以确定。成本加成还需要在定价中体现出对勘探开发的鼓励，但是很难确认未来勘探开发的风险和收益。第三，成本加成使得产商有动力做大成本，难以促使其降低成本、提高效率。第四，一旦生产商成本得不到合理补偿，难以保障行业的合理投资以及行业可持续发展和市场供应。第五，如果价格不能反映资源稀缺和将环境成本充分内部化，则会导致浪费。总之，成本加成法最大的问题就在于作为行*定价为主的模式，很难反映市场供求的最有效价格水平。
比较市场化的定价是市场净回值法。以天然气的市场价值为基础，即以供给用户最便宜的替代燃料（与天然气存在替代竞争关系的能源，如石油、LNG、燃料油、煤炭等）的市场价格为基准，从中扣除管网的运营成本和相关税费后推算出井口价格。其计算公式为：天然气的市场净回值=供给用户最便宜的替代燃料价格-输气成本-储气成本-其他成本。
由于市场净回值法以市场供需为基础定价，因此可以反映天然气真实市场价格，通过上游供气价格与下游市场联动，把市场信号传递给生产商和消费者。
然而，该方法当然也存在一些缺陷。不同的地理位置和需求情况会使不同气源价格存在较大差异，而不同气源的生产成本也可能存在很大差异，这些因素都会影响厂商利润，因此净回值定价可能产生超额利润。比如说，随着我国天然气对外依存加大，采用与国际接轨的价格原则，如果*对资源采用低税负，那么，由国际天然气市场价格倒推出的国内价格，可能超过国内天然气生产商的成本，产商将获取超额利润。
中国是发展中国家，*可能更倾向于实行成本定价法，掌握定价主动权，调节合理利润的幅度，兼顾消费者负担，把能源价格维持在较低的水平。但是，考虑到今后能源稀缺和低碳发展的需要，市场净回值法应该是市场化改革的方向。因为在选择可比价时，选择天然气的替代能源中可获取的最低价格为市场价，除了体现了市场供求关系，还体现了清洁发展的理念。
事实上，随着我国天然气进口依存度快速提升，定价与国际接轨是大势所趋，而选择国际天然气市场价格为基准进行倒推，是国际接轨的基本做法。当然，利用净回值法基于国际天然气价格得到的国内进口价，除了比较高的国内天然气价格，还会导致厂商获得超额利润，因此，*需要实行相对市场化的手段解决，比如参考对石油征收暴利税。
综上所述，我国的天然气定价机制改革日益紧迫，务必避免把问题拖大了才改革。改革初始可以考虑先采用成本加成法和市场净回值法相结合，逐渐过度为市场净回值法，可能会更符合现阶段能源现状和有更多实施优势。无论如何定价，都需要同时实施一些配套措施，以兼顾效率与公平。
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