天然气市场争议需要深化改革来化解

一、天然气市场争议引入注目

近期天然气市场有几起争议引人注目。据《中国经营报》网站11月11日报道，中石油有关人士表示公司在广西的天然气投资不少，但由于广西管网统购统销加价等因素，投资没有发挥出应有的效果。当地燃气分销企业也认为广西管网在中石油长输管线和地方燃气分销企业管道之间建设天然气分输站（计量调压站），实质投入不多但加价严重，导致燃气成本过高，终端消费者难以承受，影响市场开发。中石油已就该困难分别向国家发改委和广西自治区政府反映，建议省级管网不得以统购统销名义增加供气环节和提高供气成本。该网站报道的留言中一个自称是管网知情人的南宁市网友则表示，省管网收费是为了加快扩大广西管网覆盖范围，在中石油控股广西管网时期当地天然气发展缓慢，中石油把管网股份高价卖给地方后又想控制当地市场，还暗示中石油建设成本高。

另一起纷争涉及中石油和陕西及内蒙古的LNG工厂，LNG工厂主要用中石油提供的管道气进行液化后再对外出售。中石油9月18日通过上海石油天然气交易中心举行天然气线上竞价交易，其中包括要求陕西、内蒙LNG工厂作为试点参与竞价，陕西液化天然气协会此前委托律师事务所向交易中心发出律师函，认为竞拍方式不适用于LNG工厂，同时竞拍起价也定得过高，要求停止竞价交易。由于对交易价格及机制存在争议，陕西、内蒙古LNG企业也向当地政府和国家发改委进行了汇报。

根据《中国经营报》11月6日报道，陕西液化天然气协会代理律师认为由于国内市场竞争不充分，70%以上的长输管线掌握在中石油手里，陕西、内蒙古的LNG工厂要获得天然气原料基本上只能向中石油购买，所以这种情况应该是在政府指导价范围内进行定价。不过按照政府最新价格改革文件和上海石油天然气交易中心发出的公告，律师函中对竞价事宜的理解存在偏差。

中石油9月27日通过上海石油天然气交易中心进行了陕西、内蒙古LNG工厂用气第二轮线上交易，起拍价和最高价（分别为每立方米1.43元和1.7元）和第一轮拍卖保持一致，据悉拍卖效果较第一轮更符合卖方预期。11月8日，上海石油天然气交易中心公布，中石油今年冬季（2017年11月至2018年3月）将通过线上拍卖不少于12亿立方米天然气，气源主要是进口LNG，约占冬季消费量的1%。同时公布11月下半月天然气拍卖的起拍价和最高价，其中陕西、内蒙古LNG工厂所属的西部地区起拍价为每立方米1.33元，最高价定为2.06元。

根据《中国经营报》的报道，在第一次线上拍卖陕西、内蒙古LNG工厂用气之后，中石油已将向陕西、内蒙LNG工厂线下交易供气价格提高到每立方米1.61元，10月31日再提高到1.88元，并且限量为每日600万立方米。

二、价格问题是矛盾的焦点

上述争议的焦点都是天然气行业里的价格问题，一个涉及价格如何管制，另一个涉及价格如何放开。在第一起纠纷中，中石油和燃气分销商认为广西管网管输费不合理或者说就不应该存在，因为增加了无必要的供气环节，推高了终端天然气价格，导致消费者难以承受，进而影响天然气市场推广和天然气业务的投资回报。中石油作为全国天然气生产供应主导性企业，拥有上游供气环节的垄断性实力和话语权，但在面对与地方行政性垄断的纷争中却陷入了被动的局面。包括中石油在内的“三桶油”在不少省级管网中持有权益，但中石油此前失去了广西管网的股份，也就失去了参与权和直接影响力。广西管网的行政性垄断经营，使得中石油和相关燃气分销商及用户倍感无奈。

在第二起纠纷之前，国家发改委在今年8月30日下发的《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》中，明确所有进入上海、重庆等交易平台公开交易的天然气价格由市场形成。虽然供应陕西、内蒙LNG工厂用气首次竞拍试点结果未如预期，但中石油上调了线下供气价格，而且最新线下气价比前两轮竞拍上限价格还高，供应量也受到限制，这并不是这些LNG工厂希望看到的结果。

将管道天然气液化后再销售不是最经济的方式，但LNG在管道覆盖不到的地区有一定需求，而且在天然气需求淡季时，LNG工厂的原料采购对中石油天然气生产和销售也起到部分平衡作用，已经形成了固定的合作模式。但随着天然气价格改革的推进，管道气门站价格允许上浮，尤其是近期允许市场交易形成价格的范围进一步扩大，对中石油和LNG工厂原有的合作模式产生了冲击。由于中石油在全国天然气生产和管输市场的主导性地位，在供应偏紧的情况下用户的选择余地非常有限。

这几年尤其今年大规模启动“煤改气”和“清洁供暖”让问题变得更加复杂。虽然今年国内天然气生产增加明显，进口规模增长显著，但和急剧放大的需求相比并不显宽松，再加上冬季用气高峰的来临，供应商希望提价适当抑制需求、减少进口环节亏损或改善盈利，但用户则不希望看到用气成本快速上涨。人们对竞价拍卖进口气来缓解进口环节亏损或许更容易理解，对竞价拍卖国产气则可能存在更多异议，而取暖刚性需求因素又夹杂进来，多方利益纷争就变得复杂化。城区居民取暖和工商业用能的“煤改气”通常是管道气替代燃煤，但部分北方乡镇和农村取暖则是采用用点供LNG替代燃煤，尽管以点供LNG作为取暖能源的规模目前应该很小。由于LNG价格随行就市，LNG价格必然随着LNG工厂原料成本的上涨而上涨，这就出现了经济承受能力差的部分农村居民比城市居民要承担更高用气成本的现象，甚至高价气的供应也不一定能完全保证，造成民生工程不能有效落地。

三、价格矛盾并不否定改革成绩

这些因为价格引起的纠纷并不是价格改革完全无效带来的结果，而是价格改革把原有隐蔽的问题显性化，有的也只是改革过程中伴随出现的局部问题和暂时问题，需要通过进一步深化改革加以化解，不能以这些问题的存在而否定整个改革的巨大成绩，也不能因此要求改革停止或倒退。

我国天然气价格市场化改革这几年稳步推进，成效明显。从2011年底在两广地区开始非居民天然气价格形成机制改革试点，到2013年6月在全国范围内推广上述天然气价格形成机制并分三步实施，再到2015年4月存量气增量气价格并轨，全面理顺非居民用气价格，进展顺利。2015年11月和2017年8月根据对应成本变化情况两次下调了非居民用气门站价格。同时，根据国内外能源市场供求及价格变化，有序放开了页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气等气源价格，2015年4月放开除化肥企业外的直供用户用气价格，2016年放开化肥用气价格和储气设施相关价格，并在福建省开展门站价格市场化改革试点，2017年明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成。天然气价格市场化程度显著提高。根据国家发改委测算，目前占国内消费总量80%以上的非居民用气价格主要由市场交易形成，其中50%以上完全由市场交易形成，30%左右非居民用气门站价格采用在基准价格基础上可上浮20%和下浮不限的办法来确定。

另一方面，针对我国天然气管道网络化格局基本形成、原有“一线一价”的价格管理方式不适应需要的实际情况，国家发改委2016年10月印发了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，建立了管道运输价格监管制度；针对城镇配气环节价格监管相对滞后、配气价格水平差别较大、少数地方价格偏高等情况，2017年6月印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》，从而初步建立起输配领域全环节的价格监管体系。2017年上半年，政府有关部门对13家天然气长输管道企业按照统一方法、统一原则、统一标准进行了成本监审，剔除不合理成本。在成本监审基础上，2017年8月份核定了长输管道运输价格，核定后的管道运输平均价格下降15%左右，减轻下游用气企业负担；同时一些省份也按照中央要求制定了省内输配价格监管规则，并降低了省内管道运输价格和配气价格。

通过这一系列改革，天然气价格放宽放开的力度和范围逐步扩大，中间垄断环节的价格监管初步得到了加强。可以说，能够单纯从价格层面推动的工作大多已经展开、已经完成、接近完成或正在落实，而要更全面地放开竞争性环节价格，则需要具备更多的条件，尤其是市场主体多元化的真正形成和对市场力进行有效约束和监管的机制真正到位。目前暴露的问题主要反映了价格改革和体制改革等因素的不同步和不配套，下一步需要加快推动天然气体制改革的全面深化，采用短期和长期并举的办法，逐步化解天然气市场的矛盾和分歧。

四、化解天然气市场矛盾的建议

按照“管住中间、放开两头”的天然气体制改革思路，要尽快扩大上游和下游市场开放，增加市场主体，完善市场竞争规则，防范市场价格操纵和滥用市场支配地位等不公平竞争行为，形成有效竞争局面后再行放开价格管制。加强对自然垄断环节的监管，根据技术、经济和市场条件的变化，对能够竞争的部分中间环节适时适当解除管制。同时，积极转变政府职能，进一步适应市场化条件下的监管需要。

（一）加快推动进口环节开放

扩大天然气进口是解决目前天然气供应偏紧的最快办法。目前部分LNG进口接收站利用率不高，国际市场资源充足，有条件扩大进口。但已有经营者需要考虑首先消纳高价长协气，担心客户市场会不会被挤占，不愿意向第三方开放。因此有必要尽快明确历史长协气的统筹消纳办法，落实配套管网设施向第三方公平开放，消除不同管网主体之间、管网主体和LNG接收站主体之间的孤立封闭，实现互联互通。大力支持中小型LNG储罐建设和LNG槽车运输方式，支持不同供应商、不同区域之间进行资源串换。同时尽可能增加管道气进口。对社会资本投资新建天然气进口管道、LNG进口接收站码头和配套设施予以优先支持。

（二）加快推动上游市场开放

我国向社会资本开放了非常规油气勘查开采，新疆常规油气区块开放试点也已进行，但总体进展比较缓慢。这一方面与勘查开采过程的长周期特点有关，另一方面和开放区块的资源禀赋条件较差也有关系。因此需要切实落实好区块退出机制，把更多潜在资源向全社会竞争性公开出让，吸引更多投资者，支持探索更多新技术，加快形成更加多元化的上游市场勘查开采局面。

（三）加快推动省级管网改革

省级管网不得统购统销，一律实现管输和销售分开。管网作为运输企业实行独立运行，公平开放。销售公平竞争。严格落实省级管网成本监审，按照“准许成本+合理收益”的办法制定管输价格。国家级管网有条件实现直接供气区域，省级管网不得以统购统销等名义强行加塞进入，增设供气环节，提高供气成本。用户可自主选择资源方和供气路径，减少供气层级，降低用气成本。对于目前省级管网没有实质性投入或用户不需要提供输配服务的加价，一律予以取消。省级天然气管网规划必须和国家管网规划协调配套。统筹协调中央和地方的权责利关系。

（四）加快推动长输管网独立

管道独立是管道公平开放的前提条件。独立不是分离，通过实施管道独立运行，输售分开，激励天然气管网经营企业向所有企业公平开放剩余管输能力，挖潜提高管道使用效率，有效增加管输气量。长输管道的独立自主开放和适度竞争是促进上下游供需双方高效衔接的必要措施。

（五）加快推动城市燃气改革

尊重城市管道燃气特许经营权历史事实，保证总体上的合理回报，但经营企业要实现配售分开，销售业务成本收益公开透明，政府按照“准许成本+合理收益”的办法制定配气管输价格。建立合理的管道燃气成本疏导机制，逐步减少并最终取消交叉补贴。城市燃气企业不得限制符合安全规范的非管输燃气供应。在特许经营权到期后管道业务重新授权实行独家经营，但燃气销售必须向社会开放。

（六）加快推动储输设施建设

针对我国各级天然气管道和储备设施严重不足的情况，要总结已有各类政策的不足并进行完善，扩大支持各类资本投资和建设管网储气设施的力度。要明确各级管网经营者、销售企业和大型用户的基础性储气调峰责任，鼓励相关各方通过契约的形式自主确定供需的季节性和时段性条款。

总之，面对天然气市场出现的新问题，需要以持续、系统、协调的方式推进改革来解决。在可以竞争的环节加大竞争性培育，对自然垄断环节加强管控。通过降低成本、增加供应、扩大需求，发挥天然气作为清洁低碳化石能源在我国能源转型过程中应有的价值和作用。