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【摘要】 在全球化竞争下，我国天然气行业得到飞速发展，也造成了供需的紧张，通过分析我国天然气定价机制现状，指出我国天然气定价体系的局限性，提出改革的建议，以期完善和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，促进我国天然气产业的健康持续发展。
【关键词】 天然气 定价 研究
一、我国天然气定价机制及现状
我国天然气工业形成于20世纪50年代，天然气定价机制最早形成于1957年，至今，先后经历了国家定价阶段（1957年～1993年）、国家定价与计划指导价并存阶段（1993年～2005年）、国家指导价阶段（2005年以来）。天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节，从天然气产业链上看，天然气价格体现为三个部分，即出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价，再加上城市输配费，最终形成终端市场价格。定价准则可概括为按照成本价为主并适当考虑市场需求。
目前，国家对天然气出厂价格统一实行国家指导价，将天然气出厂价格归并为两档：气源来自川渝气田、长庆气田、青海油气田、新疆油气田（除西气东输气外）的天然气以及大港、辽河、中原等油田生产的计划内天然气，划归为计划一档价格，其余少数地区实行二档价格。其中川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气（不含西气东输和川气东送的天然气）及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格，除此以外的其他天然气执行二档价格，统一实行国家指导价。一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG（液化石油气）和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。管输价格完全由政府定价，定价原则为成本加利润原则，考虑补偿天然气管道运输建设成本，并兼顾下游用户销售促进的合理盈利，保证不低于12％的内部收益率，实行新线新价，允许供需双方协商定价。终端市场价格，由于属于公用事业，由政府价格主管部门予以有效规制，定价来源包括井口价格、管输价格、管网设施建设费、运营成本等。
二、我国天然气定价体系的局限性
1．价格偏离真实价格。从根本上看，我国天然气价格形成机制，存在一定的弊端，现有的政府主导价格不能完全反应天然气环保属性、资源补偿属性，做为不可替代能源，价格严重偏离其真实价值，不能完全反映资源的稀缺程度。按照热值当量测算，我国目前天然气价格仅为原油价格的30%左右，成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.84至1.21之间。从总体上看，天然气价格受政府管制较重，中下游市场竞争格局不够健康，上下游成本构成的差异导致利益分配不均，与其他能源相比，天然气产业的市场化定价水平，基本处于国家管制型定价阶段，产业链仍需梳理，形成合理分摊、真实公允的市场化定价机制还需一段时间。
2．可替代能源的选择不尽合理。目前天然气出厂基准价的调节所挂钩的可替代能源分别为原油、煤炭和液化石油气，这既不符合国际通行的做法，也不符合我国的实际情况。从北美和欧盟国家的通行做法来看，天然气价格一般随着石油的价格进行波动。天然气与煤炭的主要替代领域是发电，我国是一个煤炭相对丰富，天然气相对贫乏的国家，在国内天然气供需矛盾日益严峻而国际天然气价格日益高涨的时期，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，只能是在用电高峰期通过调峰的作用来作为火电的补充。而在现行的天然气价格调整系数的计算中，煤炭价格的波动占到40%的权重，这是不合理的。对于城市燃气而言，其与城市电力存在一定的替代关系，在今后的天然气一揽子可替代能源中应该考虑电力。
3．天然气价格的调节周期不能反映供需。天然气消费量，尤其是城市燃气的需求量，具有非常明显的季节性特征，冬春季需求量大而夏秋季少。在市场经济国家，天然气价格具有普遍的季节性特征。按我国2005年制定的定价机制，天然气出厂基准价每年调整一次，这明显不能反映天然气供求关系的季节性变化。目前国内电价已考虑了季节调峰问题，成品油则是按照国际油价的变动差不多每月进行调整，所以，天然气价格也应按季节供求关系的变化来进行调整。
4．国内天然气供需并未完全市场化。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。目前进口天然气价格与国内消费价格倒挂的现象，无法真正反映天然气市场供需状况，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轉变都不利，难以保持国内长期天然气供需平衡、保证国内能源安全。
三、完善我国天然气定价机制改革的建议
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，没有完全考虑到国际市场上天然气价格的变化，也没有与竞争燃料的市场价格挂钩，更没有体现出天然气的热值、环保、便利等社会经济优势。因此，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，真正起到按价格导向合理配置资源、引导消费的作用。另外，建立天然气期货市场，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，实现真实市场价格的发现。通过市场化定价，将充分考虑天然气做为不可再生能源的不可替代性，通过市场价格调配各类用户的发展，确保发展不过火也不低迷。再通过市场调配，加大对国外各类天然气资源的引进，促进天然气产业的健康发展，保证国内能源安全。
2．差别化、差时化定价。我国天然气终端用户价格拉不开差距，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。建议将发电用、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，采取直接补贴的方式。针对天然气出厂基准价每年调整一次不能反映天然气供求关系的季节性变化的问题，建议缩短调价周期，通过价格的调整来引导供需，从而达到有效配置资源、缓解天然气季节性供需不平衡的问题。
3．建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制。鉴于我国煤炭资源相对丰富，天然气资源相对贫乏，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，应进一步降低煤炭在现行的天然气价格调整系数计算中所占权重。据测算，天然气与原油、液化气的热值比分别为1：1.15：1.38。我国现行天然气井口价格与其他可替代能源如煤炭、电力等相比价格差别较大，因此，必须进一步理顺天然气与可替代能源的价格关系，逐步建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的联动机制。
4．积极推进天然气能量计价。积极推进天然气能量计价，尽快研制天然气能量计价的有关标准和天然气产品质量标准及检测方法标准。把热值高低作为天然气价格的重要考虑因素，一方面是为了适应多气源、多管道联合供气及长输管道供气的要求，建立一个较为公平、大家便于接受、方便交易的价格；另一方面是为了与其他替代能源的价格建立一个可比对的基础，以进一步理顺天然气与其它可替代能源的价格关系。
5．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，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，可采取以收益为基础的绩效监管。这两种控制既可促使企业降低成本提高利润，又可促使企业增加销售额以增加收入，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。
参考文献
[1]迈克尔A·希特，R·杜安·爱尔兰，罗伯特E·霍斯基森．战略管 理——竞争与全球化．第6版．北京：机械工业出版社，2006
[2]崔民选，王俊生，陈义和．天然气战争——低碳语境下全球能源财富大转移．第1版．北京：石油工业出版社，2010
【关键词】 天然气 定价 研究
一、我国天然气定价机制及现状
我国天然气工业形成于20世纪50年代，天然气定价机制最早形成于1957年，至今，先后经历了国家定价阶段（1957年～1993年）、国家定价与计划指导价并存阶段（1993年～2005年）、国家指导价阶段（2005年以来）。天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节，从天然气产业链上看，天然气价格体现为三个部分，即出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价，再加上城市输配费，最终形成终端市场价格。定价准则可概括为按照成本价为主并适当考虑市场需求。
目前，国家对天然气出厂价格统一实行国家指导价，将天然气出厂价格归并为两档：气源来自川渝气田、长庆气田、青海油气田、新疆油气田（除西气东输气外）的天然气以及大港、辽河、中原等油田生产的计划内天然气，划归为计划一档价格，其余少数地区实行二档价格。其中川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气（不含西气东输和川气东送的天然气）及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格，除此以外的其他天然气执行二档价格，统一实行国家指导价。一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG（液化石油气）和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。管输价格完全由政府定价，定价原则为成本加利润原则，考虑补偿天然气管道运输建设成本，并兼顾下游用户销售促进的合理盈利，保证不低于12％的内部收益率，实行新线新价，允许供需双方协商定价。终端市场价格，由于属于公用事业，由政府价格主管部门予以有效规制，定价来源包括井口价格、管输价格、管网设施建设费、运营成本等。
二、我国天然气定价体系的局限性
1．价格偏离真实价格。从根本上看，我国天然气价格形成机制，存在一定的弊端，现有的政府主导价格不能完全反应天然气环保属性、资源补偿属性，做为不可替代能源，价格严重偏离其真实价值，不能完全反映资源的稀缺程度。按照热值当量测算，我国目前天然气价格仅为原油价格的30%左右，成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.84至1.21之间。从总体上看，天然气价格受政府管制较重，中下游市场竞争格局不够健康，上下游成本构成的差异导致利益分配不均，与其他能源相比，天然气产业的市场化定价水平，基本处于国家管制型定价阶段，产业链仍需梳理，形成合理分摊、真实公允的市场化定价机制还需一段时间。
2．可替代能源的选择不尽合理。目前天然气出厂基准价的调节所挂钩的可替代能源分别为原油、煤炭和液化石油气，这既不符合国际通行的做法，也不符合我国的实际情况。从北美和欧盟国家的通行做法来看，天然气价格一般随着石油的价格进行波动。天然气与煤炭的主要替代领域是发电，我国是一个煤炭相对丰富，天然气相对贫乏的国家，在国内天然气供需矛盾日益严峻而国际天然气价格日益高涨的时期，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，只能是在用电高峰期通过调峰的作用来作为火电的补充。而在现行的天然气价格调整系数的计算中，煤炭价格的波动占到40%的权重，这是不合理的。对于城市燃气而言，其与城市电力存在一定的替代关系，在今后的天然气一揽子可替代能源中应该考虑电力。
3．天然气价格的调节周期不能反映供需。天然气消费量，尤其是城市燃气的需求量，具有非常明显的季节性特征，冬春季需求量大而夏秋季少。在市场经济国家，天然气价格具有普遍的季节性特征。按我国2005年制定的定价机制，天然气出厂基准价每年调整一次，这明显不能反映天然气供求关系的季节性变化。目前国内电价已考虑了季节调峰问题，成品油则是按照国际油价的变动差不多每月进行调整，所以，天然气价格也应按季节供求关系的变化来进行调整。
4．国内天然气供需并未完全市场化。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。目前进口天然气价格与国内消费价格倒挂的现象，无法真正反映天然气市场供需状况，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轉变都不利，难以保持国内长期天然气供需平衡、保证国内能源安全。
三、完善我国天然气定价机制改革的建议
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，没有完全考虑到国际市场上天然气价格的变化，也没有与竞争燃料的市场价格挂钩，更没有体现出天然气的热值、环保、便利等社会经济优势。因此，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，真正起到按价格导向合理配置资源、引导消费的作用。另外，建立天然气期货市场，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，实现真实市场价格的发现。通过市场化定价，将充分考虑天然气做为不可再生能源的不可替代性，通过市场价格调配各类用户的发展，确保发展不过火也不低迷。再通过市场调配，加大对国外各类天然气资源的引进，促进天然气产业的健康发展，保证国内能源安全。
2．差别化、差时化定价。我国天然气终端用户价格拉不开差距，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。建议将发电用、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，采取直接补贴的方式。针对天然气出厂基准价每年调整一次不能反映天然气供求关系的季节性变化的问题，建议缩短调价周期，通过价格的调整来引导供需，从而达到有效配置资源、缓解天然气季节性供需不平衡的问题。
3．建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制。鉴于我国煤炭资源相对丰富，天然气资源相对贫乏，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，应进一步降低煤炭在现行的天然气价格调整系数计算中所占权重。据测算，天然气与原油、液化气的热值比分别为1：1.15：1.38。我国现行天然气井口价格与其他可替代能源如煤炭、电力等相比价格差别较大，因此，必须进一步理顺天然气与可替代能源的价格关系，逐步建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的联动机制。
4．积极推进天然气能量计价。积极推进天然气能量计价，尽快研制天然气能量计价的有关标准和天然气产品质量标准及检测方法标准。把热值高低作为天然气价格的重要考虑因素，一方面是为了适应多气源、多管道联合供气及长输管道供气的要求，建立一个较为公平、大家便于接受、方便交易的价格；另一方面是为了与其他替代能源的价格建立一个可比对的基础，以进一步理顺天然气与其它可替代能源的价格关系。
5．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，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，可采取以收益为基础的绩效监管。这两种控制既可促使企业降低成本提高利润，又可促使企业增加销售额以增加收入，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。
参考文献
[1]迈克尔A·希特，R·杜安·爱尔兰，罗伯特E·霍斯基森．战略管 理——竞争与全球化．第6版．北京：机械工业出版社，2006
[2]崔民选，王俊生，陈义和．天然气战争——低碳语境下全球能源财富大转移．第1版．北京：石油工业出版社，2010