王佑

　　国家发改委选择了在2011年年末，来披露天然气定价机制的试点方案。气价方案的出台背景是怎样的？新的“市场净回值”定价方式，相比以往的“成本加成”法有哪些优势？是否我国天然气价格还可能有更多的下降空间呢？这些问题都有待于一一回答。

　　天然气定价机制历经17年

　　我国天然气的开发可以追溯到1958年。当时气体产量少，政府为了鼓励使用该气源，将价格大幅下调。

　　真正开始国家定价的时间在1994年，政府对企业的天然气实行井口基准价，企业可以在此基础上上下浮动10%。

　　2002年时，国家调整了天然气价格结构，首次采用了价格调整机制，并且实行天然气出厂基准价与煤炭原油及液化石油气的联动体系。

　　国金证券研究员刘波告诉《第一财经日报》记者，2005年时发改委出台了新的天然气定价机制政策，将用户分为化肥、直供工业和城市燃气等三大类，同时根据气体来源（如长庆油田、青海油田、大港）等地区实行一档或二档的不同气体价格。而且，当时也规定天然气每年调整一次，其调整系数也是根据原油、煤炭和LPG等加权价格来制定的。

　　尽管2005年出台了这类政策，但国家也考虑到通货膨胀等各方面因素，未能实现每年调整一次气价的原定目标。

　　2007年11月，由于国内长期气价比较低，促使发改委将工业气体价格一次性地调整了35%左右，同时提高了车用天然气的价格。2010年5月底，政府再度宣布调整国产陆上天然气价格，上调幅度为0.23元/立方米。

　　但由于国内目前的气源众多，包括澳大利亚、卡塔尔等地LNG、液化石油气。其中LNG为中石油等三大公司在海外采购，其定价也随行就市。中石油和中石化如果长期亏本采购海外的天然气，又以比较低的价格卖到各个省市，肯定是会影响其业绩。

　　而且，如果气价长期低迷，而国内的天然气工商业用户就会选择这种便宜的产品，他们并不会考虑如何节约天然气资源。因而调价也势在必行。

　　确定“市场净回值”方案

　　在此之前，国内流传的天然气定价机制版本众多，有“挂钩原油”、“一气一价”、“区域定价”、“加权平均”、“上下游联动”等等。但都有各自缺点。相比之下，目前的“市场净回值”做法要更加合理一些。

　　“将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后回推确定天然气各环节价格”便是“市场净回值”，在欧洲等主要国家广泛采用。

　　平安证券分析师杜志强认为，将 “成本加成”为主的天然气定价方法，改为按“市场净回值”法定价，主要是因为随着进口气增加以及输气管网覆盖范围扩大，国内天然气来源多样化，之前按不同气源、管网，分别制定出厂价格和管道运输价格的做法实现难度越来越大，而改为由终端市场来决定价格，有利于理顺天然气价格体系，进而提升天然气在一次能源利用中的占比。

　　本次天然气改革的另一个重点在于，确定了统一的、最高上限的门站价格。广东、广西的门站价格，是以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气(LPG)作为可替代能源品种，并按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按照0.9的折价系数，即把中心市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90%。

　　随后，以中心市场门站价格为基础，根据天然气主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西两省(区)的经济社会发展水平，确定两省(区)门站价格（2.74元/立方米和2.57元/立方米）。

　　按照长江证券分析师葛军的说法，“（目前）广东和广西的天然气终端售价在3.45元和4.37元/立方米。而（按新的定价机制），广东的天然气销售价在3.34元~3.54元/立方米，广西则为3.17~3.37元/立方米，因此整体上（新机制所带来的结果）是两地天然气价一平一降。”因而，短期的改革试点并没有出现提升天然气价格的现象。

　　但是从长期来看，由于天然气价格将参考进口燃料油和各地LPG价格走势，因而如果前两种产品价格提升的话，有一些天然气定价较低的地区，可能会提价。

　　天然气价格是否有望下降？

　　尽管有众多因素会使得我国天然气价格在未来价格机制改革之后发生变化，出现上涨的趋势，但是否会有其他方式能够抑制天然气价格的快速上扬呢？

　　从BP能源统计报告中能够看到，美国和加拿大等地的天然气价格，近几年来并没有随着金融危机的恢复而冲高，反而在经历2008年的高峰上涨阶段后，快速回落。

　　BP首席经济学家克里斯托夫鲁尔（Christof H. Rühl）就曾告诉本报记者，随着金融危机的到来，原先饱和的天然气需求不见了，“而美国人在大量使用更便宜的非常规气——页岩气，使全球天然气市场变为买方市场，天然气现货价大跌。”

　　这一点说明，中国的天然气源不仅需要寻求常规气，更应该向美国那样大规模进军页岩气市场。中国罕有惊人的天然气储量等待挖掘，如果转而主攻其他非常规气体市场，或许会有意外的收获。

　　鲁尔还说，事实上在天然气行业中的“长期协议价”销售模式也在被慢慢改变。

　　“几年前，产气国和用气国会签订一种‘照付不议’的长协价。到了2007年、2008年，韩国和日本愿意出高价购买天然气，这一背景下出现了一个液化天然气的现货市场。此后，一些欧洲国家也改变思路，不再完全依赖于俄罗斯的长协价管道天然气，转而去现货市场寻求更廉价的液化天然气。因而，2009年俄罗斯的天然气产量大幅下降了12％，这在历史上是很少见的。现在我们能看到的是，中国正在利用目前这样的有利局面争取拿到更多廉价的液化天然气。只是双方目前还未能确定都认同的定价机制。”鲁尔表示。

　　他认为，早在15年前，“将俄罗斯天然气引入中国”的探讨就展开了，当时如果谈好的话，一定是长协价。“但现在我相信双方一定不会用‘长协价’模式，俄罗斯想卖高价天然气的时代已经过去了。”

　　另一种制约天然气价格大幅提高的有利方法，就在于运输环节。

　　在海外，有些地区会在同一个区域市场引入两个甚至多个管道（或者管输）公司。他们会使用自己的管道，向工业、城市燃气公司或者发电厂来输送天然气。这种打破“垄断”的方式，将可能使得天然气变得更廉价。

　　还有一种做法是，城市燃气的提供者（如城市燃气公司），是否有足够的远见来确保当地有多个气源。

　　比如国内某个沿海城市，除与中石油西气东输销售公司签署了天然气采购协议外，还自己参股购买海外的LNG，同时也有来自东海地区的天然气源等，那么该城市就能脱离对其中某一气源的依赖性，有了更多的选择余地，各卖气方的价格也会由此受到控制，并产生竞争。

　　当然，指望天然气价格下滑，也可以期待LPG或者燃料油等挂钩能源出现下降。但这可能只会在经济不景气时发生。

　　要想在天然气资源不够丰富但需求又很大的地区看到气价下滑，恐怕还是要突破垄断格局，使售气、输气和卖气环节引入更多的竞争者才行。制图/蒋皓明