基于产业链视角的中国天然气价格形成机制改革策略研究_张瑞.pdf

doi:10.14076/j.issn.1006-2025.2023.04.032023 04总第 551 期【收稿日期】2023-01-15【基金项目】国家社科基金一般项目“一带一路建设对中国天然气贸易格局及国内价格形成机制影响研究”（编号：20BGL289）；新疆财经大学科研创新项目“一带一路倡议对沿线国家经济韧性的影响效应及机制研究”（编号：XJUFE2022B07）。【作者简介】张瑞，新疆财经大学经济学院博士研究生，主要研究方向为区域经济；马远，新疆财经大学国际经贸学院教授，博士生导师，主要研究方向为区域经济。一、引言天然气是清洁高效的低碳化石能源之一，在化石能源向可再生能源消费转变的过程中肩负着重要使命。中国天然气改革已经步入深水区，天然气行业正处于“大改革、全开放、多竞争、强监管、降收益”的崭新阶段，“双碳”目标将会对天然气产业链上游供应、中游管输、下游分销、价格机制、应急调峰等诸多环节提出更高的要求。2021年10月国家发展和改革委员会（简称国家发改委）出台的“十四五”时期深化价格机制改革行动方案提出，要重点围绕“双碳”目标实现，稳步推进石油天然气价格改革，完善天然气管道运输价格形成机制。中共二十大报告提出要着力提升产业链供应链的韧性和安全水平，确保粮食、能源资源、重要产业链供应链安全。当前，国内天然气市场化改革不断推进，形成上游资源供应主体和渠道多元化、中游管网储运统一集约化、下游分销市场充分竞争、天然气产业链价格上下联动的市场体系还将面临诸多挑战。从产业链基于产业链视角的中国天然气价格形成机制改革策略研究张瑞1马远2（1.新疆财经大学 经济学院，新疆乌鲁木齐830012；2.新疆财经大学 国际经贸学院，新疆乌鲁木齐830012）【摘要】地缘政治冲突的加剧使能源危机演变成为全球性风险，在此背景下国内外天然气价格联动愈加紧密，国内价格波动特征凸显，高价天然气资源与终端用户低承受能力之间的矛盾突出，价格“标杆”的建立更加紧迫。应进一步推进中国天然气价格市场化改革，以消除国际天然气价格大幅波动带来的不利影响。在系统梳理中国天然气上、中、下游价格形成机制及其互动关系的基础上，对当前国内天然气产业链价格形成机制中存在的问题进行了探讨，进而从产业链视角提出了中国天然气价格改革的路径及策略。【关键词】产业链天然气价格形成机制改革【中图分类号】F726【文献标识码】A【文章编号】1006-2025（2023）04-0021-06212023 04总第 551 期视角梳理了天然气价格形成机制并提出改革路径，以助力天然气产业尽快形成统一大市场，促进天然气市场高质量发展，保障国家能源安全。二、中国天然气价格形成机制中共十八大以来，根据“管住中间、放开两头”的改革方向，着力推进天然气价格市场化改革，逐步提高气源供应和终端销售等竞争性环节价格市场化程度，同时加强管网输配等自然垄断环节的价格监管力度，构建较为完善的天然气产业链跨省长输管道、省内短途管道、城镇配气管网等环节价格监管制度框架。中国天然气供应体系按来源分为进口天然气和国产天然气，在产业链中根据产品形态差异则可分为液态天然气（以下简称LNG）链条和管道天然气链条，二者互为补充、相互交叠，均涉及上游开采环节、中游储运环节和下游分销环节，各环节定价机制相互承接。中国天然气产业链价格形成机制如图1所示。（一）上游气源价格形成1.LNG气源价格形成。LNG进口在中国进口气源中占据主导地位，根据海关总署数据，2021年中国LNG进口量为1105亿立方米，同比增长18.3%，占进口量的65.1%。LNG进口分为长期协议和现货采购两种方式，长期协议占到约2/3的比重，现货采购方式占比较小。2002年，中国率先与澳大利亚签订长期天然气购销合约，随后相继与印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔等国家签订LNG中长期合约，此类合约主要与原油价格挂钩，并且大多集中在高油价背景下签订，因此LNG进口价格高于LNG现货价格的现象时有发生。与此同时，为满足国内季节性天然气需求，通过现货交易方式外采的LNG，其计价主要与国际现货价格指数和欧洲期货价格挂钩，易受国际天然气市场波动的影响。中国LNG产业链流程为：LNG进口/国产气田生产抵达港口接收站完成接收储存再气化管网运输各省份接收站配气公司输送终端用户。海外LNG出口厂通过LNG货运船与LNG接收站进行交易，海上国产气田也与接收站交易，二者的交易价格为到岸价，连接中游输运的价格为接收站出厂价。液化厂将对采购的部分管道天然气进行液化处理，上游气田井口价加管输费用和液化费用构成了液化厂出厂价。目前，中国接收站出厂价和液化厂出厂价基本实现了市场化定价。2.管道气源价格形成。管道天然气进口方面，天然气管道具有建设规划周期长、投资规模大、供气影响因素复杂等特点，双方通过签署长达2040年照付不议的长期协议以保证项目顺利开展，合同内容包含交易规模及交易价格，甚至明确双方入股管道建设的资金份额，因此进口管道天然气的主要参与者为中国石油。目前，中国有四大管道天然气进口通道。（1）中国-中亚管道天然气A、B、C三线以及D线分别经中国新疆霍尔果斯口岸、新疆伊尔克什坦口岸入境后与西气东输二、三线管道相连，目的地为中国东部地区。（2）中国-俄罗斯管道天然气东线经中国黑龙江省黑河市入境，运输管道途径全国9个省份，目的地主要为长三角及京津冀地区。（3）中国-缅甸管道天然气绕过马六甲海峡经中国云南省瑞丽市入境，主要保障中国西南地区经济社会发展。（4）中国国产气源大部分产自新疆、陕甘宁等地区的气田，具有开发投入高、投资风险大、投资周期长等特点，主要由中国石化、中国石油两家进行生产，经由跨省长输管道、省内短输管道运输至终端用户。图1中国天然气产业链价格形成机制示意图井 口 价(国 产 气 田)出 厂 价(管 道 气 进 口)井 口 价(LNG液 化 厂)液 化 厂出 厂 价接 收 站出 厂 价管 道 气出 厂 价省到货价城市门站价终端价上 游中 游下 游管输 费管 输费配气费到 岸 价(LNG进 口)22张瑞，马远：基于产业链视角的中国天然气价格形成机制改革策略研究中国管道天然气产业链流程为：管道天然气进口/国产气田生产跨省管网运输各省份接收站配气公司输送终端用户，在上游气源环节主要涉及管道天然气进口价（包含气源成本和国际管道运输费）、国产气田井口价、连接中游的管道天然气出厂价。目前，中国管道天然气出厂价实施政府指导定价。（二）中游管输价格形成1.LNG储运价格形成。LNG接收站、LNG液化工厂和LNG槽车扮演着“能源快递”的角色。目前，中国投入使用的22座LNG接收站主要分布在东部沿海地区，在天然气产业链中是一种接收、气化和调峰的设施，能够有效缓解中国东西部天然气资源利用分配不均的矛盾。LNG接收站自主进口的LNG将由LNG管网或LNG槽车进行输运，以此赚取差价，空窗期可向第三方租赁以赚取接收费和储运费，虽然相关政策鼓励油气基础设施向第三方公平开放，但仍然面临开放主体有限、各LNG接收站加工服务费制定标准不统一等问题。同时LNG液化厂可对LNG进行气化处理并运输至终端市场以赚取价差，但运费往往高于管道运输。2.管道天然气管输价格形成。对管道天然气而言，一部分管道天然气将由骨干跨省长输管网输送至省燃气供应商，再由省燃气供应商通过省内短输管网输送至各城市燃气供应商处，上游出厂价加中游跨省管输费即为省门站价，省门站价加省内短输费即城市门站价。另一部分由跨省长输管网直接输送至城市燃气供应商处，由各城市燃气供应商统购统销。2021年，国家发改委将跨省天然气管道划分为中东部、西北、东北和西南四大定价区域，根据“准许成本加合理收益”的方法实行政府定价，管道负荷率大于75%时准许按8%确定收益率，否则企业实际收益率将低于8%，由此倒逼管网基础设施向第三方开放以提高负荷率。对省内短输管网，由省级价格主管部门按照上述方法制定和调整辖区内天然气管道运输价格。对具有自然垄断性质的天然气管输价格由政府监管和定价，有益于垄断行业降本增效，有助于天然气价格改革目标的实现。（三）下游分销价格形成1.LNG分销价格形成。下游用户的终端价由城市门站价和配气费组成，涉及居民用气、工业用气、车船加气等用户类型。在天然气产业链中，经减压处理的LNG约占80%，主要对管道天然气进行补充，剩余的LNG将由槽车输送至工业用户或加气站。LNG加气站摆脱了天然气管网制约，用户为LNG公交车和LNG重型卡车。目前，国内多个省份已经开放加气站定价环节，加气站车用气价格已由此前的政府定价转变为市场调节价。2.管道天然气分销价格形成。对于管道天然气而言，城市管道主要负责将省级管道气向下分销至终端用户，含居民用气、工业用气和汽车用气，是天然气主要的分销渠道。在价格形成方面，终端用户价格由城市门站价和城市燃气管网配气费组成，其中城市门站基准价格由政府指导定价，各省可根据市场供求关系自行上浮20%；城市燃气管网配气费由各省发改委或物价局遵循“准许成本加合理收益”的原则制定，准许收益由管道成本、不超过7%的利润和税费组成，具体参数各地区有所区别。对于城市燃气管网配气，2017年6月国家发改委出台的相关文件是准许收益率不超过7%，已出台定价规则的省份中，大多规定收益率为7%，基准负荷率为40%60%。近些年来，国家为释放改革红利，对天然气增值税税率进行了三次调整，天然气基准门站价格也及时作了相应下调，但上海、广东、浙江、江苏四个省份调整后的天然气基准门站价依旧在2元/立方米以上。目前,各省份使用的仍为2019年发布的基准门站价格表，调整频次低，未能及时反映天然气市场价格变化。（四）上中下游天然气价格形成互动关系通过梳理天然气产业链上、中、下游价格形成机制不难发现，上游气源的进口和开采以中国石油、中国石化和中国海油三家国企为主，LNG接收站和LNG液化厂出厂价基本实现了市场化定价，而管道天然气出厂价实施政府指导定价。中游储运环节由国家相关部门严格监管，2019年国家管网集团的成立旨在将管网输送环节独立出来，发挥统一高效集输和公平服务的功效。下游分销环节中城市燃气企业竞争充分，但在整个产业链上缺乏话语权与议价权。“双碳”目标下，天然气产业已经步入大发展的关键阶段，捋顺天然气产业链价格、对天然气全产业链进行价格改革，显得更加迫切。232023 04总第 551 期三、天然气价格形成机制中存在的问题（一）气源不同导致上游顺价困难自2006年中国成为天然气净进口国以来，天然气对外依存度逐年上升，2021年高达44%。进口LNG长期协议多为与油价挂钩的定价方式，而气-气竞争定价方式更能有效应对全球LNG的供需变化。新冠疫情暴发以来，在全球各国央行量化宽松的背景下原油价格上涨带动了中国天然气进口价格上涨，现货LNG进口价格亦是如此。管道天然气进口采用双边谈判方式定价，进入国内管网后按国内管道气定价方式定价，而各省份基准门站价由政府指导定价，因此常出现进口价和市场价倒挂的情况。国产天然气长期采用以成本为基础的管控价格，定价方法单一，未考虑到因开采环境、地理位置等因素造成的成本差异，并且上游开采垄断严重，中小微企业难以进入，阻碍了上游天然气市场化改革。因气源不同导致定价机制存在差异，进而引发价格倒挂等市场衔接问题。（二）气源价格无法传递至下游买方中国上游气源端涉及国产气出厂价格、进口LNG到岸价格、LNG接收站气化费、进口管道天然气井口价格及管输价格等，由于门站销售价格在天然气产运储销价格体系中占据主导地位，上游气源环节涉及的价格仅作为供气企业的内部结算价格，无法通过市场化传导至下游买方，故气源环节价格水平的高低均与下游买方价格无关。1与此同时，上游气源主要由中国石油、中国石化和中国海油三家国企供应，勘探开发和进口所承担的投资及经营风险与其在天然气产业链中获得的投资回报率不对等2，管道天然气进口补贴LNG进口、国产天然气补贴进口天然气的状况依旧存在，天然气价格“高进高出”难以实现。中国天然气对外依存度持续走高，国内天然气价格未能实现与国际天然气价格联动，价格倒挂将严重