我國天然氣定價(jià)機制問(wèn)題研究

傻私月利2013.10總第437期doi:10.3969/jisn.1006- 2025.2013.10.01我國天然氣定價(jià)機制問(wèn)題研究郝繼開(kāi)(勝利油田分公司新春采油廠(chǎng)，山東東營(yíng)257000)[摘要]天然氣定價(jià)機制問(wèn)題一直是我國價(jià)格改革的重要問(wèn)題。對包括出廠(chǎng)價(jià)、管道運輸價(jià)、城市燃氣終端價(jià)以及進(jìn)口天然氣定價(jià)等我國現行天然氣定價(jià)機制進(jìn)行總結、分析，指出其在各個(gè)方面存在的問(wèn)題,進(jìn)而提出完善我國天然氣定價(jià)機制的思路,包括推行市場(chǎng)凈回值法、改善管輸費率制定方法、兩部制確定配氣費用、差別定價(jià)策略確定終端價(jià)格、實(shí)施管道分級監管制度等。[關(guān)鍵詞]天然氣定價(jià)機制[中圖分類(lèi)號]F726 [文獻標識碼]A (文章編號 ]1006-2025(2013)10-0001-04目前我國天然氣定價(jià)機制尚有許多不合理的地準價(jià)格上浮10%的范圍內協(xié)商確定具體價(jià)格。此外,為;方,如何構建新的天然氣定價(jià)機制，促進(jìn)競爭性天然氣了 豐富天然氣的來(lái)源,我國開(kāi)始從國外進(jìn)口天然氣,形市場(chǎng)的形成,對于確保我國進(jìn)口天然氣的穩定，保證我成了內外天然氣價(jià)格的“新雙軌制"。國對天然氣的消費需求,維護我國能源安全具有重要2.管道運輸價(jià)意義。天然氣管道運輸價(jià)一直受到政府的嚴格管制,實(shí)一、我國現行天然氣定價(jià)機制行政府定價(jià)。1997年后,管道運輸價(jià)采用“新線(xiàn)新價(jià)”、我國天然氣價(jià)格主要有出廠(chǎng)價(jià)、管道運輸價(jià)以及“老線(xiàn)老價(jià)"政策?！袄暇€(xiàn)老價(jià)”指由國家撥款或用貸款城市燃氣終端價(jià)。整體來(lái)看,我國現行天然氣定價(jià)機制建設但已經(jīng)還清建設投資本息的管道執行國家統-運仍以政府指導價(jià)為主,市場(chǎng)調節為輔。價(jià),采用“一部制”收費方式，對所有用戶(hù)采取統-費1.出廠(chǎng)價(jià)率,按實(shí)際輸送天然氣氣量收取?！靶戮€(xiàn)新價(jià)”指國內外出廠(chǎng)價(jià)又稱(chēng)井口價(jià), 1987年前，出廠(chǎng)價(jià)完全由政貸款建設的新輸氣管線(xiàn),采用新線(xiàn)新價(jià)、- -線(xiàn)一價(jià)的管府定價(jià)(成本加成定價(jià));1987年后實(shí)行價(jià)格雙軌制;理方式，定價(jià)機制按照補償成本加合理利潤的方式,凹1993年后又對自銷(xiāo)天然氣(即計劃外企業(yè)自行銷(xiāo)售的基本上避免了以前套用鐵路運價(jià)方法產(chǎn)生的弊端。20天然氣)的價(jià)格實(shí)行新政策,規定基準價(jià)和10%的價(jià)格世紀末建成的西氣東輸管道,中滄線(xiàn),陜京一、二線(xiàn),忠.浮動(dòng)區間。2005年國家進(jìn)-步改革天然氣出廠(chǎng)定價(jià)機武管道等都采用“新線(xiàn)新價(jià)”定價(jià)方法,但是“新線(xiàn)新制,出臺了一系列天然氣價(jià)格政策,將政府定價(jià)與政府價(jià) ”定價(jià)方法依然屬于“一部制"定價(jià)方法。2006年指導價(jià)并存改為統- - 的政府指導價(jià),同時(shí)調整了出廠(chǎng)起,忠武線(xiàn)開(kāi)始采用“兩部制”管輸費率定價(jià),將管輸成基準價(jià)。2010年國家發(fā)改委進(jìn)- -步提高國產(chǎn)陸上天然本區分為固定成本和變動(dòng)成本，通過(guò)預定容量費和管氣出廠(chǎng)基準價(jià),并將國內部分油氣田一、二檔氣價(jià)并道使用費分部收回,這表明我國管道運輸定價(jià)機制改軌,徹底取消價(jià)格雙軌制,同時(shí)允許供需雙方在出廠(chǎng)基革邁出了一大步。[收稿日期]2013-08-04[作者簡(jiǎn)介]郝繼開(kāi)(1971.12-),男,漢,山東章丘,高級會(huì )計師,碩士,中石化勝利油田分公司新春采油廠(chǎng)總會(huì )計師,主要研究方向為企業(yè)管理、財務(wù)會(huì )計等。儐私月利21總第437期3.城市燃氣終端價(jià)2.未形成準確的替代能源價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制目前，我國大多數城市管道天然氣終端價(jià)格由兩目前，我國確立的天然氣出廠(chǎng)定價(jià)機制初步考慮部分組成,即氣價(jià)和接駁費，這兩部分費用都在政府的了天然氣價(jià)格受市場(chǎng)供需及替代能源的影響,建立起監管下確定。氣價(jià)由政府根據企業(yè)上報的成本和利潤初步的替代能源掛鉤機制,天然氣出廠(chǎng)基準價(jià)格根據水平,經(jīng)過(guò)物價(jià)局評審和價(jià)格聽(tīng)證會(huì ),并考慮用戶(hù)承受原油、液化石油氣和煤炭5年移動(dòng)平均價(jià)格變化情況，能力和鄰近城市價(jià)格水平等因素，最后由政府審核批分別按0.4、0.2和0.4的比例加權確定其調整系數,每準確定;接駁費一般包括開(kāi)戶(hù)費和配套設施費。居民類(lèi)年調整一次，且幅度不得超過(guò)上-年的8%。然而,國際用戶(hù)的開(kāi)戶(hù)費在申請用氣時(shí)收取，配套設施費按住宅市場(chǎng)上天然氣價(jià)格通常與原油價(jià)格有一-定的比例關(guān)建筑面積向開(kāi)發(fā)商收取;而工商業(yè)用戶(hù)則統-按照設系,天然氣價(jià)格約為原油價(jià)格的0.5倍-0.7倍,相比之計用氣量收取接駁費。目前常采用的成本回收措施是:下中國的天然氣價(jià)格幾乎同原油價(jià)格起落沒(méi)有聯(lián)系，通過(guò)開(kāi)戶(hù)費提前收回部分投資;其余成本通過(guò)天然氣數值 上僅為國內原油價(jià)格的0.22倍-0.49倍，替代性定價(jià)收回。很不明顯。4.進(jìn)口天然氣定價(jià)3.管道運輸定價(jià)方法單一,價(jià)格不合理2011年我國天然氣產(chǎn)量?jì)H有1025 億立方米,天首先，我國尚沒(méi)有一部專(zhuān)門(mén)規范管道運輸價(jià)格的然氣消費總量卻達到1340億立方米,供需缺口超過(guò)法律、法規。其次,缺乏合理的管道運輸費定價(jià)機制。我300億立方米。為確保油氣供應的安全性,我國正在大國的管道運輸價(jià)格是按照“老線(xiàn)老價(jià)”、“新線(xiàn)新價(jià)”的力建設東北、西北西南、海上的四條油氣進(jìn)口通道。其原則確定的?！袄暇€(xiàn)”的運價(jià)按照原油管道的運價(jià)制定,中，我國大規模進(jìn)口國外天然氣的兩條主要途徑分別而原油可以通過(guò)鐵路運輸,故可以用鐵路運價(jià)替代管是進(jìn)口管道天然氣的西北通道和進(jìn)口液化天然氣的海道運價(jià);但是天然氣不可以通過(guò)鐵路運輸，兩者沒(méi)有可上通道。替代性,用鐵路運價(jià)制定天然氣管道運價(jià)不合理。新建進(jìn)口天然氣按照國際定價(jià)機制定價(jià)。進(jìn)口管道氣設的管道采用“新線(xiàn)新價(jià)”、- -線(xiàn)一價(jià)的 原則定價(jià),而一定價(jià)方式為被國際天然氣聯(lián)盟稱(chēng)為“雙邊壟斷”的政府線(xiàn)一價(jià)并沒(méi)考慮不同類(lèi)型用戶(hù)不同的成本結構。我國談判價(jià),具有很大的不確定。進(jìn)口液化天然氣定價(jià)方法目前還沒(méi)有一套合理的天然氣管道運輸價(jià)格體系,定源自日本的JCC定價(jià),LNG合同價(jià)格與日本進(jìn)口原油價(jià)原則、依據和程序尚不完善。第三，雖然新建管道采綜合價(jià)格指數掛鉤，并通過(guò)s曲線(xiàn)等封頂機制規避一用 “新線(xiàn)新價(jià)”,但舊管道的“老線(xiàn)老價(jià)”一直處 于極低定的市場(chǎng)風(fēng)險,價(jià)格上漲到一定水平時(shí),S曲線(xiàn)會(huì )限制的水平,造成了長(cháng)期虧損。第四，缺乏合理的管輸費動(dòng)價(jià)格的升高或降低。定價(jià)公式如下:LNG價(jià)格=原油價(jià)態(tài)管理與調控機制,天然氣管輸費費率-經(jīng)制定,常常格x油價(jià)影響系數+各種因素系數。數年保持不變。國際上LNG貿易采用的- -貫原則是簽訂20年或4.接駁費 偏高,管網(wǎng)配氣成本分配不合理者以上的照付不議合同,以確保LNG供應鏈上、中、下終端配氣價(jià)格在我國天然氣價(jià)格中占比較高,為游勘探開(kāi)發(fā)、運輸以及終端接收站建設等各個(gè)環(huán)節的了盡快回收成本,配氣公司通常向用戶(hù)收取接駁費。接順利實(shí)施,上中、下游共同負責,共同承擔風(fēng)險。駁費的收取在城市燃氣發(fā)展初期，對城市燃氣管網(wǎng)設二、我現行天然氣定價(jià)機制存在問(wèn)題施的建設發(fā)揮了積極作用,但隨著(zhù)天然氣市場(chǎng)的不斷1.價(jià)格管制導致出廠(chǎng)價(jià)格偏低發(fā)展,接駁費的存在明顯降低了用戶(hù)的消費積極性。天然氣的勘探開(kāi)發(fā)屬于高投資、高風(fēng)險行業(yè)。我國天然氣終端用戶(hù)分為民用、商用、工業(yè)用氣和發(fā)電天然氣井口價(jià)格采用成本加成的方法確定，由政府進(jìn)用氣等。-般來(lái)說(shuō),某些大型的終端用戶(hù)大多有廣泛的行嚴格的限制,使天然氣的井口價(jià)一直處于較低水平,可替代能源的來(lái)源，需求彈性大，其用氣價(jià)格應該較不能反映市場(chǎng)的供求規律。國內天然氣的價(jià)格遠低于低;而民用天然氣則沒(méi)有上述條件,需要支付配氣費國際氣價(jià),消費者更傾向于使用國內天然氣,從而削弱用,其配氣成本較高，價(jià)格理應較高。從這一角度上,配了進(jìn)口氣的競爭力,既不利于天然氣資源的供給安全，氣成本的分配不夠合理。相比之下我國民用氣的價(jià)格也不利于國內市場(chǎng)與國際市場(chǎng)接軌。例如,2010年5-般控制得較低，而工業(yè)用戶(hù)和發(fā)電用戶(hù)的價(jià)格反而月31日,我國將每千立方米天然氣的出廠(chǎng)基準價(jià)格提較高。高230元，平均出廠(chǎng)價(jià)格達到1155元左右。雖然此次5.進(jìn)口氣實(shí)行國產(chǎn)氣定價(jià),氣價(jià)出現倒掛提價(jià)進(jìn)-一步改善了天然氣價(jià)格,但與國際平均水平還數據顯示,2010年中國進(jìn)口液化天然氣(LNG)約有很大差距。130億立方米，進(jìn)口管道天然氣44億立方米,對外依郝繼開(kāi):我國天然氣定價(jià)機制問(wèn)題研究存度約為15.9%。預計2015年我國進(jìn)口LNG和進(jìn)口不均,勘探生產(chǎn)等上游領(lǐng)城集中在西部地區,而下游高管道氣將分別超過(guò)500億立方米和600億立方米。消費地區集中在東部,尤其是沿海大城市,天然氣的消如果進(jìn)口天然氣繼續采用現行的國產(chǎn)天然氣定價(jià)費距離跨度很大，由此造成不同地區差距較大的運輸機制，我國即將進(jìn)口的液化天然氣和管道氣都將出現成本。即使采用新線(xiàn)新價(jià)、- -線(xiàn)- - 價(jià)的方法,也無(wú)法準進(jìn)口價(jià)和銷(xiāo)售價(jià)倒掛的情況，這將嚴重影響到天然氣確反映運輸成本的差別。因此,應該按照不同地區不同國外氣源的穩定，還將加重國內天然氣市場(chǎng)的矛盾。同價(jià)格的原則定價(jià),反映出地區性差別。三、完善我國天然氣定價(jià)機制思路可以借鑒國外管道運輸價(jià)格的服務(wù)成本定價(jià)法和1.推行市場(chǎng)凈回值法“兩部制”收費方式,即根據管道公司向用戶(hù)提供服務(wù)市場(chǎng)凈回值法是指根據市場(chǎng)上替代能源的加權價(jià)所付出的成本,并加上合理的收益確定管道運輸價(jià)格;格逐層減掉各個(gè)環(huán)節的成本，最終倒推得到天然氣出同時(shí),將管輸費分解為用于回收固定服務(wù)成本的“預約廠(chǎng)價(jià)格的方法。在天然氣市場(chǎng)發(fā)展初期,天然氣生產(chǎn)企容量費”和回收變動(dòng)服務(wù)成本的“管輸使用費"兩部分。5業(yè)較少且生產(chǎn)成本較低,市場(chǎng)凈回值與天然氣生產(chǎn)成這樣,管道運營(yíng)企業(yè)可以根據天然氣輸送的終點(diǎn)地區,本之間會(huì )形成較大的經(jīng)濟剩余，如果生產(chǎn)商按照壟斷考慮到不同距離運輸成本及所負擔風(fēng)險的差異，制定價(jià)格出售天然氣,將會(huì )獲得巨額的超額利潤。如果采不同的運輸價(jià)格。通常,越是運送到東部沿海的天然用成本加成法定價(jià)，則可以限制生產(chǎn)商對經(jīng)濟剩余的氣,運輸路途較長(cháng)且風(fēng)險較大,單位氣價(jià)就應該越高;掠取,收益下移到管道公司和終端用戶(hù)，不但促進(jìn)了利同時(shí),用氣越均衡的用戶(hù),其享受到的服務(wù)成本越低,益分配合理化，而且鼓勵了管網(wǎng)系統的建設和天然氣價(jià)格負擔也越低。這一方面確保了管道公司收費的合的消費,促進(jìn)了天然氣市場(chǎng)的發(fā)展。隨著(zhù)勘探開(kāi)發(fā)成本理性,另一方面也可以兼顧管道公司和用戶(hù)雙方的的不斷升高,經(jīng)濟剩余逐漸變小,成本加成價(jià)格逼近甚利益。至超過(guò)天然氣的市場(chǎng)凈回值,生產(chǎn)商獲得利潤的空間3.兩部制確定配氣費用逐漸狹小，導致生產(chǎn)積極性降低,天然氣市場(chǎng)萎縮。這由于接駁費彌補的是輸氣管道的固定成本，可以種情況下采用市場(chǎng)凈回值定價(jià)不但能鼓勵消費者消仿照輸氣管道的費用征收模式對城市配氣費用采用費,還可以刺激生產(chǎn)商生產(chǎn)。完善的市場(chǎng)凈回值定價(jià)公“兩部制"回收。式如下:首先確定配氣公司的服務(wù)總成本，包括天然氣的P=Pxθ購氣費用操作與維護支出、折舊與攤銷(xiāo)、所得稅及其其中,P。為與替代能源價(jià)格掛鉤確定的基準價(jià)格,他稅項支出、合理收益。然后對成本進(jìn)行分類(lèi),包括與θ為調整指數,可以是簡(jiǎn)單調整,例如取燃料油的價(jià)格需求相關(guān)的成本、與商品相關(guān)的成本、與用戶(hù)相關(guān)的成或官方公布的零售價(jià)格指數,也可以是取多種指數的本和與收人相關(guān)的成本。其中與用戶(hù)相關(guān)的成本主要復雜調整,包括各種替代燃料的市場(chǎng)價(jià)格、季節性調整是服務(wù)性的成本,例如用戶(hù)賬目管理、信息管理等。與指數等。復雜的指數化調整公式變?yōu)?收入相關(guān)的成本主要是隨銷(xiāo)售額變化的諸如增值稅、P=Px(a0+B0+... +λθ)營(yíng)業(yè)稅等成本。由于用戶(hù)種類(lèi)差異，成本的分配也要根其中a、β、λ為各種指數所占影響權重。據用戶(hù)的特點(diǎn)來(lái)確定。通常與商品相關(guān)的成本和與用自2011年12月26日起,廣東、廣西開(kāi)展天然氣戶(hù)、收人相關(guān)的成本較易量化且數據容易取得,其分配定價(jià)機制改革試點(diǎn)，兩地的天然氣出廠(chǎng)價(jià)格均以市場(chǎng)是比較容易的。而與需求量相關(guān)的費用則需要根據用凈回值法替代成本加成法。此次試點(diǎn)改革采用的替代戶(hù)對系統不同的容量需求來(lái)確定。采用兩部制方法下能源是進(jìn)口燃料油和液化石油氣，按照0.6和0.4的比最后可得配氣價(jià)格如下:例加權計算可替代能源價(jià)格，中心市場(chǎng)門(mén)站價(jià)格為容量費=折舊與攤銷(xiāo)+操作維護支出中的固定部90%x可替代能源價(jià)格,最后綜合考慮運輸費等確定兩分+所得稅支出+投資收益+其他納稅支出+其他固定省的門(mén)站價(jià)格。由于選取的替代能源價(jià)格由市場(chǎng)形成,成本改革后的價(jià)格將在與國際價(jià)格接軌上更進(jìn)一步。其他固定成本主要是與為用戶(hù)提供服務(wù)相關(guān)的固2.改善管輸費率制定方法,“兩部制”回收成本定成本。由于管道運輸行業(yè)具有壟斷性，在市場(chǎng)價(jià)值定價(jià)使用費=購氣成本+操作維護支出中的變動(dòng)部分+下,管道商采取壟斷定價(jià)策略,管道運輸價(jià)格若超出了其他納稅支出+與用戶(hù)和收入相關(guān)的變動(dòng)成本管道公司的合理供氣成本則會(huì )獲得巨大的邊際利潤,具體的分配比例和調整系數根據用戶(hù)分別確定。影響用戶(hù)用氣的積極性。同時(shí),我國的天然氣資源分布配氣費用=容量費+使用費價(jià)林月升201310I總第437期4.差別定價(jià)策略確定終端價(jià)格氣系統且對天然氣的需求彈性較小,其配氣費率可以天然氣由城市門(mén)站運送到最終用戶(hù)，形成了終端適當調高。這樣既能確保企業(yè)成本的回收，同時(shí)又能兼價(jià)格,這也是配氣成本分配的最終結果。2007 年8月顧不同類(lèi)型用戶(hù)負擔的不同成本，有效解決了交叉補30日,國家出臺新的天然氣利用政策,將天然氣分為貼的問(wèn)題，但是抬高天然氣價(jià)格會(huì )影響居民的正常生不同類(lèi)別。不同類(lèi)型用戶(hù)的需求特點(diǎn)不同,對配氣的要活,給居民帶來(lái)更重的負擔,所以政府可以對居民用氣求不同,應當實(shí)施差別費率。給予相應補貼,并推行價(jià)格聽(tīng)證會(huì )制度,合理確定用氣(1)居民用戶(hù)定價(jià)價(jià)格。居民用戶(hù)價(jià)格=月基本費+使用費=月基本費+用5.實(shí)施管道分級監管制度氣量x單價(jià)由于我國地域廣泛，天然氣管道分布跨度大,行業(yè)月基本費旨在回收相關(guān)的固定成本;使用費收回監管難度較大，我國天然氣產(chǎn)業(yè)宜實(shí)行中央和地方分變動(dòng)性成本，其中單價(jià)的確定可以按照用氣量大小采級監管制度。中央監管部門(mén)負責跨省輸氣管道的建設取階段定價(jià),類(lèi)似于所得稅的超額累進(jìn)稅率但是用氣，運營(yíng) 和監管,制定合理的管輸費用基準價(jià)格,確定基本量越大,費率越低,有利于促進(jìn)用戶(hù)對天然氣的消費的定價(jià)機制并確保其順利實(shí)施;地方監管機構需要規需求。范地區天然氣的輸配送以及終端價(jià)格形成的監管。為(2)商業(yè)用戶(hù)定價(jià)了防止中央地方多級監管造成的多頭領(lǐng)導,應該制定商業(yè)用戶(hù)和居民用戶(hù)用氣模式基本一致,但是商統一的監管政策,各地方各城市可根據本地的具體情業(yè)用戶(hù)的需求量更大，所以在制定分段定價(jià)時(shí)段數要況制定相應的制度規范,在統-監管政策的前提下 ,實(shí)更多。施本土化的監管。(3)工業(yè)用戶(hù)定價(jià)發(fā)電用戶(hù)可視為工業(yè)用戶(hù)。工業(yè)用戶(hù)的需求量較[參考文獻]大，配氣管道的建設容量往往考慮的是工業(yè)用戶(hù)用氣[1]周志斌.中國天然氣經(jīng)濟發(fā)展問(wèn)題研究[M].北京:石容量,所以工業(yè)用戶(hù)的定價(jià)可以直接套用兩部制。油工業(yè)出版社。2008.工業(yè)用戶(hù)價(jià)格=容量費+使用費[2]趙斐.淺析天然氣管道運輸定價(jià)0D.特區經(jīng)濟,2009(2):由于工業(yè)用戶(hù)有轉向替代能源的可能性,市場(chǎng)需303- -304.求彈性大，要根據天然氣的市場(chǎng)價(jià)值適時(shí)調整使用費[3]謝丹.國內天然氣定價(jià)方式對LNG進(jìn)口的影響D].天的費率。然氣工業(yè), 2009(5): 122-124.目前我國工業(yè)用戶(hù)的天然氣價(jià)格較高，居民用氣[4]王國棵.天然氣定價(jià)研究與實(shí)踐[M].北京:石油工業(yè)出價(jià)格相對較低。一般來(lái)說(shuō),大型工業(yè)用戶(hù)和發(fā)電廠(chǎng)“大多版社,2007.有廣泛的可替代能源來(lái)源,需求彈性大,其價(jià)格可適當[5]宋杰鯤,張宇.我國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈定價(jià)機制研究[].未調低;而城市居民用戶(hù)采用天然氣取暖,沒(méi)有自己的配來(lái)與發(fā)展, 2009(1): 21-24.Study of Pricing Mechanism of Natural Gas in ChinaHAO Ji- -kai .(Xinchun Production Unit of Shengli Oifield, SINOPEC, Dongying Shandong 257000)[Abstract. ]The pricing mechanism of natural gas has been an important isue of price reform in china. This paper summa-rizes and analyzes current pricing mechanisms of natural gas in China, which include ex- -factory price, pipeline trasportationprice, terminal price of city geas, and imported natural gas price. It points out the problems of all the aspects, and then puts for-ward ideas of improving the pricing mechanism of natural gas, inclyding using market net value method, improving the for-mulation method of pipeline transportation rates, and employing the two -part price, adopting two part system to determinethe distibution costs, determining teminal price according to diferent pricing strategies, and implementing hierarchicalpipeline supervision system, etc.[Keywords ]natural gas pricing mechanism