天然气成本加成法的缺点(天然气利用成本高吗)

2003年西气东输管道建成投产后，我国天然气市场进入了快速发展阶段。2013年起，受价格等因素影响，天然气需求增速明显放缓。2017年下半年以来，在国家环保政策拉动下，我国天然气市场重新步入发展快车道，但市场价格调节能力差、进口天然气价格倒挂等问题仍未解决。为满足天然气的季节性高峰需求，国家正在大力推动天然气基础设施投资，如果价格机制问题不能解决，不仅天然气基础设施的投资难以回收，天然气行业的发展也有可能再次步入低谷。

2018年4月，中国海油在上海石油天然气交易中心开展夏季和冬季天然气预售，这次预售虽然不是期货交易，但已在市场中获得了的良好反响，并初步实现了期货的价格发现功能。国内外其他大宗商品的期货交易都证明了活跃的期货市场对价格发现以及把握国际定价话语权至关重要。为了充分发挥天然气价格对资源的调配作用，我国应尽快开展天然气期货交易，形成完备的期货市场运作体系，从区域基准价格开始逐步向中国价格过渡。

一、我国天然气定价机制现状及存在的主要问题

在我国天然气行业发展的不同阶段，天然气价格机制先后经历了井口价、双轨制、分类用户气价、“新线新价、一线一价”、门站价、非居民用气门站价、基准门站价等多种天然气定价方法。天然气价格机制在不断调整、变化的过程中，逐步由成本加成向市场净回值方向转变，体现了价格改革的市场化方向。

1.我国天然气定价机制逐步市场化

2005年，《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》（发改价格〔2005〕2756号）明确提出，“从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成”。

2011年，国家发展改革委在广东、广西进行天然气价改试点，正式开始按“市场净回值”方法确定各省（区、市）天然气最高门站价格。这次天然气价改试点，不仅改变了原有成本加成的计算方法，而且进一步明确了由市场决定价格的改革方向。

目前国产陆上天然气和进口管道气以国家公布的非居民用气门站基准价格（以下简称“门站价”）为基础定价，其他来源的天然气，包括煤层气、煤制气、进口液化天然气（LNG）和海上天然气则市场化定价。2017年，在我国2373亿立方米的天然气消费量中，按门站价销售的国产陆上天然气、进口管道气和进入长输管道的LNG约占天然气消费量的70％，其余30％为海上天然气、进口LNG以及煤层气和煤制气，这些资源按市场定价，但市场化定价的天然气依然会受到各省基准门站价的影响。国家通过相对固定的门站价格，以及对居民用气价格和非居民用气价格进行区分，保持了市场运行相对稳定，有效保障了居民用气，对天然气产业的发展起到了促进作用。

随着我国天然气市场规模的快速扩大，市场结构日益复杂，用户多样性、地域多样性和季节需求差异等导致市场始终处于快速变化的动态平衡中。2017年9月，非居民用天然气基准门站价较上一次（2015年11月）的调整下降了0.1元/立方米。2018年5月25日，国家发展改革委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号），在调整基准门站价的基础上，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排，初步实现了居民用气价格和非居民用气价格机制的衔接。

2.现行天然气定价机制存在缺陷

现有天然气价格机制的弊端主要体现在以下几个方面。

一是市场难以通过价格及时调整供需平衡，尤其是季节性的供需平衡。随着我国人民生活水平和环保要求的不断提高，天然气季节性波动日益增大。现有门站价格体系调整幅度有限，各地价格关联性强，行政手段在很大程度上仍是气量分配的重要手段。在现有门站价格体系下，难以快速挤出“低效需求”，致使天然气供不应求，在市场恐慌情绪下，不受管制的天然气价格不时出现剧烈波动，这些都不利于保障民生。

二是进口天然气采购、销售价格倒挂。由于受自然资源禀赋限制，我国缺油少气的形势在短期内难以改变。而“一带一路”沿线国家，以及非洲、美洲等地，天然气资源丰富，随着液化技术的发展，全球天然气市场流动性不断增强，区域市场正朝着一体化市场方向发展，为我国充分利用周边国家的资源提供了有利条件。目前，我国进口天然气价格倒挂，不仅难以体现天然气作为清洁能源的价值，也影响了中国企业进口天然气的积极性，难以实现进口天然气主体的多元化。

三是天然气产业上下游之间的利益分配不合理。国家规定的基准门站价格只适用于供气企业与城市燃气企业及大型用户，天然气到达最终用户还要经过省级管道、地方配气商、城市燃气公司等多个利益相关主体。目前，我国天然气勘探开发成本或者引进成本以及跨省管输（至城市门站）费用占天然气终端价格的比例不到60％，门站之后的城市配气管理等费用占40％以上，上游供气价格下降往往难以传导到终端用户，难以降低社会用气成本。

四是主要供气企业缺乏风险对冲工具。供气企业进口天然气一般需签长期合同，合同价格大都与国际油价挂钩，销售则要执行国家核定的管道气价格，二者差距产生较大市场风险。由于没有合适的风险对冲工具，供气企业直接承担了大多数市场风险，管控风险陷于被动之中。目前以国有资产为主的供气企业难以达到国资委要求的“维护资本安全”，建立“运行规范、风险控制有力的投资监督管理体系”的要求，这在很大程度上也限制了对国际资源的利用。

五是双轨价格机制的固有问题。目前还存在居民用气和非居民用气的区分，供气企业向城市燃气公司供气后，各地城市燃气公司再进行终端销售。在实际销售过程中，居民用气和非居民用气往往难以区分。价格双轨制弊端时有发生，造成商品流通紊乱，使企业核算复杂化，保护落后低效企业，滋生腐败等。这也是国家发展改革委出台文件理顺居民用气门站价格的一个主要原因。

二、上海石油天然气交易中心的天然气交易

“千里之行，始于足下”。为完善我国天然气市场，理顺天然气价格机制，形成有影响力的“中国天然气价格指数”，把握国际天然气定价话语权，首要的是成立交易机制、交易规则、交易工具等较为完善的有形交易场所。

1.上海交易中心的天然气现货交易

2015年3月，在国家发展改革委的推动下，我国油气行业中的主要企业和新华社等单位在上海自贸区注册成立了上海石油天然气交易中心。交易中心成立后，积极开展管道天然气和LNG销售。作为国家级天然气交易平台，上海石油天然气交易中心主要以现货形式进行天然气（含LNG）的销售。

2017年9月，在上海石油天然气交易中心的现货竞价交易中，天然气价格快速上升，提前暴露了我国天然气供应的紧张形势。截至2017年底，实现销售管道气442亿立方米、液化天然气（LNG）33.73亿立方米（单边）。

2018年4月，上海石油天然气交易中心开展了LNG保供预售竞拍交易，中海石油气电集团浙江销售分公司在交易中心通过拍卖形式销售了7月整船6万吨加11月半船3万吨LNG，买方包括中国燃气、浙江博臣能源等11家用户，成交价3380～4200元/吨，最大单笔成交量1.2万吨，最小单笔成交量500吨。此次交易的9万吨货物分两次在合计不到15分钟的时间内即销售一空，不仅体现了市场对LNG的强烈需求，而且初步显示了不同季节的天然气价格差异和供需关系。

2.天然气保供预售交易的功能意义

这次在上海石油天然气交易中心进行的天然气预售仍为现货交易，也不具备标准化的合同，而且只能单方面进行，天然气买入后不能转卖，但已经初步具备了期货交易的功能。现货预售交易体现出几个重要特征。

一是交易集中化。本次交易均在上海石油天然气交易中心进行，该中心实行会员制，只有会员方能进场交易，属于高度组织化的市场，并实行严格的管理制度，有利于交易的高效开展和后期稳定执行。

二是采用保证金制度。只要求买方缴纳20％的保证金，货款可以在实际交割之前再缴纳。

三是初步实现了期货交易的价格发现功能。通过对夏季和冬季的天然气资源进行交易，为市场估测未来不同季节天然气价格提供了依据。

通过此类交易，卖方可以了解不同季节的市场需求和价格要求，提前准备资源和安排船期，为不同季节的市场需求做好准备。买方可以提前锁定LNG资源和价格，减少了受季节影响产生的天然气价格波动，有利于确保企业自身的稳定运作。对市场而言，由于提前显示了高峰季节天然气价格，有利于供需双方提前做好准备，平抑市场的过度波动，从长远看，有利于深化整个市场的价格机制改革。

三、通过期货交易发现天然气价格

虽然现货预售具备了期货交易的部分功能，但受交易品种制约，仍难以实现长期常态化的交易。与现货或者预售不同，期货交易具有合约标准化、交易集中化、可双向交易和对冲、采用保证金制度等特点。在实际操作中，期货交易还具有交易透明度高、供求集中，市场流动性强、信息质量高、价格报告公开、能连续体现价格预期等特征，可比较准确、全面地反映真实的供给和需求的情况及其变化趋势，对市场参与者有较强的指导作用。

国家发展改革委在关于理顺居民用气门站价格的文件中指出，“鼓励供需双方通过上海、重庆石油天然气交易中心等平台进行公开透明交易，充分发挥市场机制作用，形成市场交易价格。”期货正是各平台充分发挥作用的重要工具。

第一，期货有利于制定合理的季节性价格，调节市场需求。在目前基准门站价格体系下，非居民用气价格虽然下浮不限，但只允许上浮20％，在我国目前天然气储气设施不足、资源供应和调节能力有限的情况下，难以有效调节市场需求。发展期货交易，可以实现期现结合，在现货市场的基础上，现货、期货共存互补，协同发展。

第二，有利于提前制定保供计划，提前进行生产安排。通过期货交易对不同季节的天然气市场进行预测和研究，有利于政府和上游供气企业共同制定保供计划，提前安排储气库注气、拟定气田开发生产计划、在国际市场上采购或销售LNG，减少因季节性波动带来的天然气供应或销售压力。通过提前预期，也有利于改变市场的供需平衡形势。

第三，为市场参与者提供风险对冲工具。不同规模、不同所有制形式的企业有不同的风险偏好，由于缺乏风险对冲工具，市场参与主体无法根据市场情况主动掌控自己的风险，限于被动之中。在目前只进行现货交易的形式下，上游采购风险完全由国有企业承担，价格波动风险难以向更具有风险偏好的主体传导，这在一定程度上影响了国际资源利用的规模。对下游企业而言，政府定价并不能充分反应天然气本身的经济性，这限制了企业对天然气行业的投资。

四、关于开展天然气期货交易的建议

为进一步推进我国的天然气行业市场化进程，尽快还原天然气的商品属性，充分发挥价格对天然气资源的调配作用，并从根本上解决“亚洲溢价”问题，增强我国在国际天然气市场的定价话语权，我国需要在逐步放开门站价的基础上，进一步推进上海、重庆等天然气交易中心的建设，并早日实现天然气期货交易。

天然气期货交易的实现是一个系统工程，不仅要有规范的天然气交易品种，而且需要形成相关的衍生产品，例如接收站窗口期、管道容量、储存能力等交易品种，还需要不断完善相关的交易规则、交易技术，才能确保交易系统的安全和交易的活跃，充分发挥期货交易的作用。为此，笔者提出以下建议。

尽快形成完备的期货市场运作体系。天然气期货运作体系不能离开金融体系的支撑，为有效防控金融风险，不仅要求有合适的交易品种，而且需要尽快形成包括保证金制度、结算制度、风控制度等在内的系列配套制度；建立全方位的法规、规章和规则体系，以规范天然气期货市场的建设和运作。

从区域基准价格开始，逐步向中国价格过渡。在我国天然气基础设施，尤其是管道和储气设施远未完善的情况下，短期内难以形成全国性的天然气市场。目前开展天然气交易的上海、重庆交易中心分别位于华东和西南地区，可以鼓励两家交易中心分别形成本区域内的主要交割点，并考虑在市场相对成熟的广东形成华南天然气交割点或交易中心。未来，随着国内天然气基础设施建设的逐步推进，再考虑通过市场机制择优确定全国性的交易中心。

本文源自扑克投资家