以俄气东来为契机推动国内气价改革

    在历经近20年马拉松式艰苦谈判后，中俄天然气谈判5月21日终于尘埃落定、修得正果。双方商定，从2018年起，俄罗斯开始通过中俄天然气管道东线向中国供气，输气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米，累计30年。协议总价值为4000亿美元。按照每年380亿立方米的进气量计算，约占我国2013年全年天然气进口量的72%。

    至于协议的核心气价问题，中俄双方均未公布相关信息，社会各界对此进行了各种测算，目前普遍能让大众认可的测算方式是按照供气量和合同总价粗略计算，结果是2.19元人民币/立方米（约合350美元/千立方米），略高于2013年中国进口管道气（主要为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦等中亚气）2.13元/立方米（约合340美元/千立方米）的到岸均价；但略低于俄罗斯出口向欧洲的价格，2012年俄罗斯出口欧洲的管道天然气的平均价格约为352.4美元/千立方米，而出口到德国、法国和意大利等国的气价甚至达到了每千立方米415美元~450美元。

    充足气源供应推动气价改革

    从当前的国际经济政治局势考量，协议的最终签订可谓是一个双赢的结果，特别对我国来说，长达30年的稳定供应，可以保证从容面对未来国内天然气的消费量和对外依存度的不断上升。但是，我们不得不面对的现实是，2.19元人民币/立方米的进口气价要高于当前国内气价，两者存在倒挂现象。2013年6月国家调高天然气门站价格之后，全国平均门站价格为1.95元/立方米（仅约合310美元/千立方米）。受此影响，2013年中石油销售进口天然气和LNG（液化天然气）亏损419亿元。

    这种倒挂现象说明当前国内天然气价格尚未完全理顺，价格形成机制不合理。众所周知，我国对天然气定价实行分级、分段管理，各环节独立核算，单独计价收费，井口价和长输费由中央政府制定；配气价由地方政府制定，各环节定价都遵循传统的政府管制定价方式，管制色彩相对浓厚。而这种定价机制势必会带来如下3个不反映：一不反映资源的需求稀缺程度，二不反映供求关系，三不反映与其他可替代能源的价格比价。

    因此，随着中俄协议的签署，再加上管道天然气，以及来自卡塔尔、澳大利亚、印尼和马来西亚的液化天然气（LNG），多元化的充足气源供应，促使我们更有底气和动力去推动气价改革。

    对于如何改革，笔者认为，价格是由市场形成的，什么样的市场或产业结构，决定了什么样的价格形成机制。推动气价改革应改变之前仅从定价方法、调价幅度等方面进行简单修修补补的做法，应从整个天然气产业链条改革来推动气价改革。而天然气产业链的改革应在合理划分产业链的自然垄断性业务与竞争性业务的基础上，按照“打破垄断，引入竞争”以及“放开两头，管住中间”的改革思路进行。

    上游环节 逐步打破垄断，促多元化市场形成

    第一，放宽天然气上游勘探、开发、生产领域的市场准入，逐步打破该领域高度垄断的局面。目前我国天然气上游勘探、开发、生产领域基本上由中石油、中石化、中海油三大公司控制，三大公司的采矿、探矿登记面积占据绝对垄断地位。因此，应改革当前矿产资源开发体制，修改现行《矿产资源勘查区块登记管理办法》中的相关条款，放宽非常规和常规油气资源勘探开发市场准入，促进各类投资主体公平进入资源勘探开发领域。尤其是对于目前尚未登记的油气区块，应通过公开招标发放许可证等方式鼓励民间资本和外资进入天然气上游市场。

    第二，放开气源进口限制，实行气源多元化。允许除三大国有石油公司以外的经营主体从事天然气气源业务，包括从国外进口天然气，还可通过减免关税等措施鼓励LNG和管道天然气的进口，扩大供应渠道，刺激上游市场竞争。允许城市天然气企业进口LNG，直接向煤制气、煤层气及页岩气生产企业购买气源。

    第三，天然气储气、接收站、管网等基础设施投资、建设、运营向市场公平开放，吸引各类资本进入，促进竞争主体多元化市场格局的形成。目前我国尚未形成全国性和区域性管网多气源供应的格局，配套调峰设施及事故应急储备设施不足，干线间联络线少、储气库不配套。因此，建议出台优惠政策，鼓励社会资本、下游城市燃气企业投资建设天然气储气设施和LNG接收站建设。其次，开放城市天然气管网投资、建设市场，鼓励多方投资者介入，逐步建立起以市场化融资为主，政策性金融机构融资、财政拨款和国际融资共存的多元化融资渠道。

    中游环节 渐次推动管网独立，但应设立严格的管网准入标准

    第一，实行天然气管网（包括长输和城市管网、储气库）与天然气上游生产、下游销售业务分离，渐次推动管网独立。由于管网公司在上游业务或下游业务中存在自身利益，为避免垄断情况的发生，管网公司应在管理和经营上独立于上游或下游的其他企业。且国外经验也表明，只有实现长距离管输、城市配送服务与天然气商品生产、供应业务的分离，现有管网公司不再从事天然气生产、交易业务，按非歧视原则向所有用户提供运输服务，才可能形成天然气竞争性市场。因此，建议借鉴国外经验，强制要求天然气管输公司只参与天然气输送、不参与天然气生产、销售，推行“厂网分离”、“网销分离”、“储运分离”，渐次推动管网独立。

    第二，制定强制性规则，严格落实天然气运输管网“第三方公开准入”机制。英美天然气市场在发展过程中引入了“第三方公开准入”机制，并以法律的形式作出严格的规定，促进了行业竞争。因此，我国在将天然气管网与天然气生产、销售业务分离、独立核算的同时，为遏制不正当的市场竞争，还应当制定强制性第三方公开准入规则，要求管网运输企业向包括它自己在内的所有托运人公平开放管道运输业务，依据一定的条件代表第三方运输天然气。第三方（包括生产商、消费者、输送商或贸易商）拥有利用管道公司的输送能力和相关服务付费输送自己天然气的权力。管输公司不得销售天然气，只收取管输服务费，以确保垄断性强的管输公司不会同时占有市场载体和天然气供销市场。考虑到鼓励基础设施投资的需要，我国目前可首先对天然气长输管道实行协商性的第三方公开准入制度，要求管输企业公布指导性运输费率和协商程序。

    第三，设立严格的城市天然气管网准入标准，避免重复建设。天然气输配领域具有典型的自然垄断性，只有一家或极少数几家企业经营，才能保证规模经济效益、范围经济效益和网络经济效益的实现。因此政府要设立严格的城市管网准入标准，防止企业过度进入引起的过度竞争，造成资源浪费。该环节可以实行行政审批，由天然气产业规制机构负责审查项目申请企业的经济、技术、环保能力，审查项目的建设地点及其可行性。

    下游环节 推进城市管道天然气销售特许经营向经营许可转变

    天然气下游环节主要是指城市管道天然气销售环节，此环节当前改革的重点是积极推进城市管道天然气销售特许经营制度向经营许可制度转变，鼓励城市天然气市场竞争，提高天然气产业效率和竞争力。

    城市管道天然气销售的市场准入制度，有特许经营制度和经营许可制度两种，分别适用于天然气行业的不同发展阶段，前者适用于垄断体制，后者适用于竞争体制。近年来，为扩大包括城市天然气投资规模，发展公共事业，我国很多地方对包括城市天然气在内的公用事业中推定特许经营制度，让投资者在一定时期内垄断经营。考虑到当前我国天然气产业仍是垄断体制，引入竞争的改革需要较长一段时间，建议：第一，当前一段时间内继续实行城市管道天然气销售特许经营制度，并借鉴英国的最高限价监管模型，完善激励性价格监管措施；第二，在待时机成熟后，就要进一步打破垄断，推动城市管道天然气销售特许经营制度向经营许可制度转变，全面开放城市天然气市场，建立多元化投融资体制，鼓励竞争。