重建中國天然氣產供儲銷價格形成機制
——兼論中國“十四五”天然氣價格改革的中心任務

董邦國 何春蕾 張 颙

1.大連民族大學國際商學院 2.中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所 3.中國石油天然氣集團有限公司財務部

0 引言

2017年5月國務院發布的《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》提出，改革油氣管網運營機制，分步推進國有大型油氣企業干線管道獨立，分開管輸和銷售，實現油氣管網向第三方市場主體公平開放[1]。2019年12月國家石油天然氣管網集團有限公司（以下簡稱國家管網公司）掛牌成立，標志著中國油氣管網運營機制改革進入實質性實施階段。以2013年在全國推廣天然氣門站價格管理機制為起點，中國花費了數年時間完成了天然氣產供儲銷價格形成機制的重建。根據歐美國家的經驗，管網運營機制改革客觀上要求中國再一次重建天然氣產供儲銷的價格形成機制，為此國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）于2018年委托中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中石油）、中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中石化）、中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中海油）和上海石油天然氣交易中心等單位就價格機制的重建問題開展前瞻性研究；國家能源局于2019年把氣價改革與管網改革協同推進機制的研究列為重點研究課題并就課題研究的承擔單位向社會公開招標，表明了政府部門對價格機制重建問題的重視。

為了推動中國天然氣產供儲銷價格形成機制的再次重建，筆者調研了歐美國家在管網運營機制改革前后天然氣價格的運行方式和管理經驗，深入分析了中國天然氣價格管理的現狀與存在的問題；在此基礎上，提出了為適應管網運營機制改革，重建中國天然氣產供儲銷價格形成機制的具體內容和時間表。

1 對歐美國家經驗的考察

歐美國家的經驗表明，天然氣工業的價格形成機制必須與管網運營機制相適應，管網運營機制改革后天然氣工業與市場的運行方式將發生根本性變化，從而要求重建天然氣產供儲銷價格形成機制。

1.1 管網運營機制改革前

在管網運營機制改革前歐美天然氣工業的運行方式典型地表現為：生產商負責天然氣勘探、開采、集輸和凈化，在生產區按照氣源銷售價格將天然氣銷售給管道公司；管道公司負責天然氣遠距離運輸和儲存，在 “城市門站”或“工廠門站”按照門站銷售價格將天然氣銷售給地方配送公司或管道直供大用戶等下游買方；地方配送公司則負責區域配送并按照終端零售價格將天然氣銷售給家庭、商業和中小工業用戶。生產商與管道公司之間，管道公司與下游買方之間，普遍簽訂包含照付不議、保證供應等約束性條款的長期購銷合同，合同期限可以長達10年、20年甚至更長[2]。

有兩種機制用于形成生產商的氣源銷售價格：政府管制和買賣雙方談判。在北美地區，生產商的氣源銷售價格在很長一段時間里受到政府以成本加成為基礎的價格管制，實踐證明這種管制是不成功的，并最終導致20世紀70年代美國州際間天然氣供應短缺以及加拿大產氣省份與用氣省份政治關系的緊張；在歐洲地區，生產商的氣源銷售價格采取買賣雙方談判的辦法，價格談判的基礎是天然氣的市場凈回值并與石油產品的價格建立指數化關系。隨著歐洲天然氣工業發展的不斷成熟，市場凈回值定價也受到了越來越多的批評：生產商和管道公司利用這種定價方法最大限度地獲取天然氣工業的經濟剩余，使得所有天然氣用戶所支付的價格遠遠超出了天然氣在競爭市場中所能達到的水平[3]。

管道公司的門站銷售價格、地方配送公司的終端零售價格均為捆綁式價格并由兩個部分構成：天然氣采購成本和自身的運輸、儲存或配送成本（含合理的投資收益）。在北美地區，管道公司的門站銷售價格和地方配送公司的終端零售價格均嚴格受政府以成本加成為基礎的價格管制，其中天然氣采購成本按照“購氣成本調整條款”直接轉移給下游買方，自身的運輸、儲存或配送成本（含合理的投資收益）按照成本加成原則確定。在歐洲地區，管道公司的門站銷售價格和地方配送公司的終端零售價格很少受到政府嚴格的以成本加成為基礎的價格管制，通常采用將成本加成定價和市場凈回值（或市場價值）定價相結合的定價方法[4]。

1.2 管網運營機制改革后

為促進天然氣競爭，在20世紀80年代中期—90年代初期，美國、加拿大和英國率先對本國的管網運營機制進行改革，受其改革成功的影響，包括歐盟成員國在內的許多國家也相繼對本國的管網運行機制進行了改革，一些國家的管網運營機制改革已擴展到地方配送領域。管網運營機制改革前，管道公司的運輸系統并不對外開放，而是通過提供從采購到運輸、儲存和銷售一攬子供氣服務，實現對其所服務市場的壟斷經營；管網運營機制改革后，管道公司向所有管道進入者提供公平準入運輸服務，這樣上游生產商就可以自由地將其生產的天然氣出售給任何感興趣的下游買方，下游買方也可以自由地選擇他們最滿意的上游生產商，從而在生產商之間形成為爭奪下游買方而進行的競爭，這一競爭模式稱為氣—氣競爭。

歐美國家的經驗表明，管網運營機制改革后天然氣工業與市場的運行方式發生了根本性變化，從而使得天然氣產供儲銷的價格形成機制發生了深刻變革，主要體現在以下幾個方面。

1）對天然氣、運輸和儲存服務分別定價。管網運營機制改革后下游買方需要就天然氣商品、運輸服務、儲存服務分別購買，每一種服務的獲得成本更為明確，據此設計最優化的供應服務組合以滿足其特定需求，因而需要采取非捆綁定價方式，分別制定天然氣商品、運輸服務和儲存服務的價格。其中天然氣的價格不再受政府管制而是通過市場競爭形成，運輸和儲存服務的價格通常受到政府以成本加成為基礎的價格管制。

2）天然氣市場中心在形成天然氣價格方面發揮了關鍵性作用。管網運營機制改革后，買賣雙方可以自由地選擇，過去那種事先約定價格的長期合同變得越來越不適應，大量的天然氣通過短期合同以現貨方式進行交易。天然氣市場中心是天然氣現貨集中交易的場所，具有發現價格功能，比如位于美國路易斯安那州的亨利中心是北美最著名的天然氣市場中心，由紐約商品交易所（NYMEX）報出的亨利中心價格成為北美天然氣價格基準；由英國國家管網公司運營的全國平衡點（NBP）是歐洲最著名的天然氣市場中心，由倫敦國際石油交易所（IPE）報出的NBP價格對英國乃至歐洲市場的天然氣價格都具有重要的影響。

3）利用天然氣金融市場管理價格風險。現貨市場流動性強，天然氣現貨價格更能準確反映天然氣當前的市場價值，從而使天然氣定價變得更有效率；另一方面，現貨價格具有不穩定性，市場參與者暴露在價格風險中，為管理價格風險期貨市場開展了天然氣期貨，天然氣金融市場應運而生，在管網運營機制改革后其重要性日益增長[5]。

2 中國天然氣價格管理的現狀

與歐美國家不同，中國在天然氣工業與市場發展的早期階段采取的是制定非捆綁價格而不是捆綁價格，實踐證明這種做法有很大的局限性。以2013年在全國推廣天然氣門站價格管理為起點，中國花費了數年時間完成了天然氣產供儲銷價格形成機制的第一次重建，中國的經歷從另一個角度證明了天然氣工業的價格形成機制必須與管網運營機制相適應。

2.1 天然氣價格管理的演變

在2013年7月對天然氣實行門站價格管理前，國務院價格主管部門（發改委）負責制定中石油、中石化、中海油等產運儲銷一體化上游供氣企業的天然氣出廠價格和管輸價格（含儲氣庫的儲氣費），上游供氣企業就這兩個價格與城市燃氣公司、直供大用戶等下游買方分別結算，其中管輸價格按成本加成原則制定，出廠價格并無明確的價格形成機制，主要是根據天然氣的供需形勢、上游供氣企業的盈利狀況進行不定期調整，其中海上生產的天然氣出廠價格由供需雙方協商確定。城市燃氣公司的終端零售價格由地方價格主管部門按照成本加成原則制定。

隨著中國天然氣供應方式向氣源多元化、運輸管網化方向發展，特別是較高價格的境外天然氣的大規模引進，出廠價格和管理價格分別制定、分別結算的非捆綁定價方式已不適用，主要原因在于：①在上游供氣企業產運儲銷一體化的經營模式下，下游買方接受的是運輸與銷售捆綁式供氣服務，他們無法區分所購買的天然氣來自哪些氣源，通過哪些管道運輸，從而給價格確認和結算帶來困難；②由于進口氣價格遠高于國產氣，面臨資源配置困難問題，也就是讓誰使用價格高的進口氣，讓誰使用價格低的國產氣。由于以上原因，從2013年7月起發改委規定上游供氣企業的門站銷售價格，上游供氣企業與下游買方直接按門站銷售價格結算。門站銷售價格不分氣源和運輸路徑，只與消費地（省份）有關，并適當拉大了東部省份與西部省份的價格差，東部省份的用戶不僅要承擔正常的管輸費，還要多承擔一部分進口氣成本[6]。

實行門站價格管理后發改委按照先易后難的原則，采取“先非居民后居民”“先增量后存量”“邊理順邊放開”的實施步驟，花費了數年時間完成了天然氣產供儲銷價格形成機制的重建。考慮到中國天然氣對外依存度較高以及進口天然氣的價格與國際市場油價掛鉤，最初發改委建立了天然氣門站價格與油價掛鉤的動態調整機制，但實踐證明與油價掛鉤機制在國內市場很難推行，這項政策后來不再執行，取而代之的是采取價格浮動政策。目前發改委將執行門站價格政策的天然氣分為兩類：①執行政府指導價的天然氣，采取“基準價+浮動幅度”的管理辦法，上浮的浮動幅度最高不超過20%；②門站銷售價格完全市場化的天然氣，實際執行中仍參照“基準價+浮動幅度”的管理辦法執行，區別在于上浮的浮動幅度理論上不受最高不超過20%的限制。總體看，現階段發改委對門站價格采取政府管控與市場調節相結合的管理辦法，在實際工作中主要是通過對價格浮動幅度的臨時干預來達到與現行市場條件相適應的政策目標。

實行門站價格管理后，管輸價格作為上游供氣企業的內部結算價格不與下游買方發生直接的聯系，但發改委仍然直接制定管輸價格，以便為下一步改革管網運營機制奠定基礎。2017年9月發改委按照2016年10月發布的《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》重新核定了跨省管道的管輸價格，該管輸價格中不再包含儲氣庫的儲氣費；2016年10月下發的《國家發展改革委關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發改價格規[2016]2176號）中規定，儲氣服務價格由供需雙方協商確定，儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成。

2.2 現行價格形成機制的特點

中國現行的天然氣價格機制是在中國現有的天然氣工業結構基礎上形成的，與中國天然氣工業現行的產運儲銷一體化結構相適應，對中國天然氣工業與市場的健康、可持續發展發揮了積極的促進作用。但同時也要看到，現行價格機制仍在完善中，天然氣價格改革仍然在路上。概括起來，現行價格機制的特點主要體現在以下幾方面：

1）門站銷售價格在中國天然氣產供儲銷價格體系中處于主導地位，國產氣的出廠價格、進口天然氣的到岸價格、管輸價格、儲氣庫的儲氣費以及進口LNG接收站的氣化費等，僅僅是作為產運儲銷一體化的上游供氣企業的內部結算價格，無論水平高低，均與下游買方無關。

2）門站銷售價格作為捆綁價格，并不透明，也很難形成明確的定調價規則，政府價格管理部門根據市場供求狀況、國家整體經濟形勢以及上游供氣企業天然氣業務的整體效益情況，對上游供氣企業的門站銷售價格進行調控。在上游供氣企業內部，各項天然氣業務的效益狀況差異很大，例如中石油作為中國最大的上游供氣企業，天然氣進口業務嚴重虧損，2019年虧損307.1億元，進口業務虧損主要是通過管道運輸業務的利潤彌補[7]。

3）發改委調控門站價格需要考慮諸多非成本因素，使得門站銷售價格并不以構成門站價格各項業務的成本及其合理收益為基礎而形成，從而不可避免地導致以下問題：①由于缺乏成本補償機制，上游供氣企業對開發難動用儲量、冬季保供期間增加進口、投資建設儲氣庫等推動供氣成本上升的業務缺乏積極性，盡管開展這些業務符合市場發展需要；②整個天然氣工業與市場的價格存在比較嚴重的扭曲現象。從縱向看，上游勘探開發和進口承擔的投資和經營風險最大，但所獲得的投資回報率很低，中游管道運輸和下游城市配送承擔的投資和經營風險較小，但獲得的投資回報率較高；從橫向看，不同用戶之間存在嚴重的價格交叉補貼現象，主要是非居民用氣向居民用氣提供價格補貼，非居民用氣中工業用氣向采暖等民生用氣提供價格補貼[8]。

3 價格形成機制重建的具體內容

為適應管網運營機制改革，結合中國的實際情況，建議從以下幾個方面推進價格機制的二次重建。

3.1 由捆綁定價改為非捆綁定價

歐美國家的經驗和中國的經歷都表明，天然氣工業的價格形成機制必須與管網運營機制相適應，提供捆綁供氣服務時必須制定捆綁價格，運銷分離后必須采取非捆綁定價。管網運營機制改革后，如果繼續制定捆綁門站價格，天然氣繼續分散在各個城市門站或工廠門站實現交易，就會限制天然氣競爭，就不會形成氣—氣競爭型的天然氣市場，就不會有天然氣市場中心的出現和天然氣市場價格的形成。中國改革油氣管網運營機制的目的是為了分開運輸和銷售并通過運銷分離、管網公平準入促進天然氣競爭，釋放市場活力，最終實現“放開兩頭、管住中間”。門站價格是一種運銷捆綁價格，在運銷已經分離的情況下繼續長時間地實行門站價格管制，將會影響油氣管網運營機制改革目標的實現。

采取非捆綁定價對中國推進天然氣價格改革尤為重要，很多在門站捆綁定價方式下很難解決的問題，在非捆綁定價方式下將會很好地得到解決：①以制定非捆綁價格為契機，理順天然氣產業鏈價格，解決季節調峰定價問題和消除用戶之間的價格交叉補貼現象；②制定非捆綁價格，用戶購買什么服務就支付什么價格，可以很容易地解決管網獨立后管輸費在確認和結算上所面臨的困難，同時由于有了明確的成本補償機制，也有利于促進難動用儲量開發、冬季保供期間增加進口、加快儲氣設施建設等符合市場需要但企業缺乏積極性的業務開展；③制定非捆綁價格，不僅可以增加價格透明度，形成明確的定調價規則，還可以為實現天然氣能量計價、加快發展天然氣市場中心、形成天然氣市場價格創造條件。可以說，改革天然氣工業的定價方式，由制定捆綁價格改為制定非捆綁價格，就等于抓住了中國天然氣價格改革的牛鼻子。

因此，為適應管網運營機制改革，中國需要不失時機地調整天然氣工業的定價方式，分別制定氣源銷售價格以及管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施的服務收費價格，取消門站價格管制。為促進天然氣競爭，盡快形成多主體多渠道上游資源供應，結合新頒布的從2020年5月1日起實施的《中央定價目錄》，采取非捆綁定價方式后，除在特定區域市場擁有市場支配地位的上游供氣企業供應給城市燃氣公司的陸上國產常規天然氣、通過2014年底前投產的進口管道氣項目進口的管道天然氣，氣源銷售價格繼續執行政府指導價，其他天然氣的氣源銷售價格均執行市場調節價。中國天然氣價格改革的目標是“放開兩頭、管住中間”，隨著氣—氣競爭型市場的形成，條件成熟時放開所有的氣源銷售價格，由市場競爭形成。

3.2 理順天然氣產業鏈價格

理順天然氣產業鏈價格，需要尊重天然氣工業與市場的發展規律，使上中下游各環節所獲得的投資回報與其所承擔的投資及經營風險相匹配[9]。

3.2.1 理順國產氣的氣源銷售價格

氣源銷售價格繼續受政府管制的陸上國產常規天然氣，由發改委按照準許成本加合理收益原則制定，由于勘探開發的投資風險遠高于管道運輸的投資風險，參照國際經驗，準許收益率按照發改委核定管輸價格時的準許收益率的2倍確定并實行冬夏季差別定價，以反映天然氣生產企業參與季節調峰的成本[10]。

3.2.2 理順中間環節的管道運輸價格、儲氣庫的儲氣費和LNG接收站的氣化費

儲氣庫的儲氣費目前實行市場調節價，實踐證明該項政策很難落地。LNG接收站的氣化費由省級價格主管部門制定，但各地掌握的標準差異很大。中間環節的天然氣基礎設施服務收費應由發改委按照準許成本加合理收益原則統一制定，或者由發改委制定指導意見各地按指導意見核定價格。中國天然氣的對外依存度較高且進口價格也較高，為減輕用戶負擔，促進天然氣進口，天然氣基礎設施的準許收益率應控制在一個合理范圍內。發改委2016年10月發布的《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》規定，管道運輸的準許收益率為稅后全投資收益率8%（當管道負荷率達到75%時才能取得這一收益率），這一值有些偏高，核定價格時將中間環節的天然氣基礎設施股權資本收益率控制在7%～8%比較符合中國的實際情況。天然氣基礎設施服務收費應借鑒國際經驗，區分固定服務和可中斷服務分別制定收費價格并采取“容量費+使用費”的兩部制收費方式，這不僅有利于提高天然氣基礎設施的利用效率，也有利于解決季節調峰定價以及消除用戶之間的價格交叉補貼等問題[11]。

3.2.3 理順下游環節的輸配氣價格

對于省內管道，應按照中共中央、國務院《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》的要求，分開管輸和銷售，實現管輸服務向第三方市場主體公平開放，管輸價格嚴格按照發改委的有關規定核定；對于城市配氣管網，應借鑒歐美國家的經驗，提供兩種服務供用戶選擇：①單純的輸氣服務，滿足具有自主從上游采購能力的大工業用戶的運輸服務需要；②運輸與銷售捆綁供氣服務，滿足不具有自主從上游采購能力的家庭用戶、商業用戶和中小工業用戶的供氣服務需求。無論提供哪種服務，均應嚴格按照準許成本加合理收益原則核定價格。發改委2017年6月下發的《關于加強配氣價格監管的指導意見》規定、核定地方配氣價格時全投資稅后準許收益率不超過7%，考慮到地方輸配氣管網的投資風險通常低于長輸管道的投資風險，核定價格時應將地方配氣管網的股權資本收益率控制在7%以下。

3.3 妥善解決進口天然氣的定價問題

主要是解決在非捆綁定價方式下中石油氣源銷售價格受政府管制的進口管道氣的定價問題，包括通過中亞管道A、B和C線以及中緬管道進口的管道天然氣。一種解決辦法是進口氣價格高來高走，誰使用誰負擔，此辦法的缺點是面臨資源配置困難問題。由于進口氣價格遠高于國產氣，讓誰使用價格高的進口氣、讓誰使用價格低的國產氣的資源配置困難問題，不會因管網運營機制改革而自動消失。

筆者推薦的解決辦法是：氣源銷售價格受發改委管制的進口管道天然氣，繼續按照國產氣供同類用戶的價格執行，其中通過中亞管道A、B和C線進口的管道天然氣，氣源銷售價格執行新疆各油田國產氣的出廠價格，通過中緬管道進口的管道天然氣，氣源銷售價格執行中石油西南油氣田公司國產氣的出廠價格，天然氣進口企業因購銷價格倒掛而形成的銷售虧損，通過國家管網公司向管道用戶收取管道附加費的方式解決，國家管網公司收取管道附加費后轉交給天然氣進口企業。采取上述辦法解決進口天然氣的定價問題，實際上是將進口氣到岸價格相比國產氣出廠價格高出的部分主要是由東部地區的用戶承擔，與發改委通過制定門站銷售價格解決進口天然氣的定價問題異曲同工，因而也有利于實現由捆綁定價向非捆綁定價轉變。

管網運營機制改革要妥善解決此前簽訂的照付不議合同問題也是國際慣例，筆者推薦的辦法實際上是借鑒了美國的做法。美國在20世紀80年代改革管網運營機制時，聯邦能源監管委員會（FERC）在1987年發布了第500號令，該項命令免除了州際管道公司的照付不議責任，允許管道公司為修改或終止與生產商的照付不議購買合同，支付給生產商的賠償款通過收取管道附加費的方式轉移給管道用戶，前提條件是管道公司要接受提供公開準入運輸服務[12]。中國不可能因為改革管網運營機制而提前終止與境外供應商簽訂的長期照付不議進口合同，在這種情況下，上游供氣企業為引進境外天然氣而建設的管道被剝離后，其進口價格相比國產氣出廠價格高出的部分，可通過國家管網公司收取管道附加費轉移給管道用戶，與美國改革管網運營機制時解決州際管道公司照付不議責任的做法并無二致。

3.4 改體積計價為能量計價

能量計量計價是天然氣國際貿易和世界大多數國家采用的天然氣交接及計量收費方式，中國是為數不多的仍在使用天然氣體積計量計價的國家之一[13]。對天然氣實行能量計量計價要比體積計量計價更為科學、公平和公正，中國對天然氣實行能量計量計價在技術上并無障礙，主要還是一個必要性與緊迫性如何取舍的問題。在中國，作為產運儲銷一體化的上游供氣企業，中石油、中石化和中海油的天然氣供應系統基本上都是各自獨立運行的，互聯互通性較差，加之政府價格管理部門根據市場供求狀況、國家整體經濟形勢和上游供氣企業天然氣業務的整體效益情況調控門站銷售價格，使得現階段在中國對天然氣實行能量計量計價不是很迫切。

管網運營機制改革后，上游資源供應、中游運輸儲存和下游城市配送分屬不同的市場主體，上游資源多主體多渠道供應，中游管道運輸互聯互通，下游銷售市場充分競爭，以及加快發展天然氣市場中心并通過天然氣市場中心形成市場價格，使得中國在整個天然氣產業鏈實行能量計量計價變得比以往更加迫切。管網運營機制改革后，中國的天然氣市場與國際天然氣市場的聯系將更加緊密，對天然氣實行能量計量計價，有利于中國的天然氣業務與國際市場接軌。以上都表明管網運營機制改革，使得在中國對天然氣實行能量計量計價的條件已成熟，應盡快制定能量計量計價的實施方案，實現由體積計量計價向能量計量計價轉變。

3.5 加快發展天然氣市場中心

上游供氣方與下游用氣方集中在市場中心完成交易，可以降低由某個賣方或買方壟斷市場的風險，中國天然氣工業的特點是在上游供氣領域集中度較高，加快發展天然氣市場中心，對于中國實現天然氣價格最終由市場競爭形成具有特殊的意義。中國已成立上海、重慶石油天然氣交易中心，發改委的有關文件規定，通過這兩個交易平臺公開交易的天然氣，價格由市場形成，但由于現階段天然氣是分散在下游市場區的各個城市門站或工廠門站實現交易的，而不是在交易樞紐集中交易的，中國還沒有真正意義上的天然氣市場中心。通過這兩個交易平臺公開交易的天然氣，交易價格均是以發改委規定的各省門站基準價為基礎，采取價高者得或事先確定上浮幅度實行先到先得，從而決定了通過交易平臺公開交易形成的價格還無法取代政府定價，充其量只能作為政府定價的一種補充。

根據歐美國家的經驗，管網運營機制改革后天然氣市場中心將在中國得到快速發展，在多主體多渠道上游資源供應的區域或管道交匯處，會很快形成區域性的天然氣市場中心，對于氣源銷售價格不受政府管制的天然氣，應鼓勵在各區域性市場中心集中交易，從中發現和重點建設可作為定價基準點的國家級天然氣市場中心[14]。同時也要看到，在管網運營機制改革時中國與歐美國家相比，無論是在天然氣工業的結構上還是市場所處發展階段上都存在很大的區別，決定了在中國發展天然氣市場中心將是一項長期任務，什么時候市場中心發現價格的功能可以取代政府定價，中國天然氣價格市場化改革的任務才算完成，此時發展天然氣金融市場的條件也就成熟了。

4 重建價格形成機制的時間表

《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》提出按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進油氣體制改革，近期已有多項促進“管住中間、放開兩頭”的重要舉措出臺，包括油氣勘查開采全面放開、國家管網公司掛牌成立、新修訂的《中央定價目錄》頒布、城市燃氣行業實現全面放開等，其中國家管網公司的成立被認為是最關鍵性的舉措。很快還會有更多的配套措施和實施細則出臺。隨著各項政策和措施的落地，可以預見“十四五”期間中國的天然氣市場將迎來重大變局，市場結構面臨全面重塑，三大石油公司寡頭壟斷型的市場結構將逐漸被上游油氣資源多主體多渠道供應、中間統一管網高效集輸、下游銷售市場充分競爭的“X+1+X”型市場結構所取代[15]。

天然氣的價格形成機制建立在天然氣的市場結構基礎上，壟斷型的市場結構和競爭型的市場結構需要不同的價格形成機制與之相適應。能源經濟學家Andrew Konoplyanik指出：一個發育成熟的天然氣市場一般要經歷初始增長、快速增長和穩定增長三個發展階段，天然氣的市場結構將由壟斷型市場逐步過渡到競爭型市場，天然氣的定價機制則將經歷成本加成、與油價掛鉤和氣—氣競爭三個階段[16]。為迎接即將到來的天然氣市場的重大變局，建議各級價格主管部門把重建天然氣產供儲銷價格形成機制作為“十四五”期間天然氣價格改革的中心任務，“十四五”期間天然氣價格改革的各項工作應圍繞完成這個中心任務來開展。

價格機制是市場機制的核心。價格機制改革既是一項系統工程，又涉及利益關系的重大調整，與管網運營機制改革相比，價格機制改革的難度要大得多；與價格形成機制的第一次重建相比，第二次重建的難度要大得多，但意義也更加重大和深遠，是中國天然氣工業與市場在更高發展層次上的價格機制重建，不僅關系到油氣體制改革和管網運營機制改革目標的實現，也是中國天然氣行業實現高質量發展的重要保證，應按照問題導向、整體設計、重點突破、力求實效的原則，平穩有序地推進價格形成機制的重建。筆者給出的“十四五”期間重建價格機制的時間表如下：

1）2021年：①發改委牽頭會同有關部門完成天然氣全產業鏈能量計量計價實施方案的制定；②發改委完成天然氣管道運輸價格管理辦法和定價成本監審辦法的修訂，完成地下儲氣庫、LNG接收站收費價格指導意見的制定。

2）2022年：①發改委和地方價格主管部門對跨省管道及省內短途管道進行定價成本監審，重新核定跨省管道和省內短途管道的運輸價格并向社會公布，管道運輸價格實行能量計價；②地方價格主管部門和有關企業根據發改委發布的指導意見制定地下儲氣庫、LNG接收站服務收費價格并向社會公布，地下儲氣庫和LNG接收站服務收費價格實行能量計價；③發改委完成地方配氣管網收費價格指導意見的修訂。

3）2023年：①發改委完成國產常規天然氣氣源銷售價格的核定并向社會公布，氣源銷售價格實行能量計價；②為解決進口管道天然氣購銷價格倒掛問題，發改委牽頭制定國家管網公司向管道用戶收取管道附加費以及向天然氣進口企業移交的具體操作辦法；③發改委牽頭指導上游供氣企業、國家管網公司、下游買方制定由捆綁價格結算向非捆綁價格結算轉換的實施方案；④地方價格主管部門根據發改委的指導意見完成地方配氣管網收費價格管理辦法的修訂。

4）2024年：①取消天然氣門站價格管制，上游供氣企業與國家管網公司、下游買方轉換結算方式，由捆綁價格結算向非捆綁價格結算轉換；②地方價格主管部門重新核定地方配氣管網的收費價格，地方配氣管網的收費價格實行能量計價；③發改委牽頭指導有關各方，包括上海和重慶石油天然氣交易中心、上游供氣企業、國家管網公司、下游買方等，制定在交易樞紐集中交易天然氣的試點方案。

5）2025年：①全面完成結算方式由捆綁價格結算向非捆綁價格結算的轉換；②實施在交易樞紐集中交易天然氣的試點方案；③發改委牽頭指導有關各方，包括上海期貨交易所、上游供氣企業、國家管網公司、下游買方等，研究制定開展天然氣期貨、發展天然氣金融市場的實施方案。

5 結論與建議

1）以2013年門站價格管理在全國推廣為起點，中國花費了數年時間完成了天然氣產供儲銷價格形成機制的第一次重建。根據歐美國家的經驗，管網運營機制改革客觀上要求中國二次重建天然氣產供儲銷的價格形成機制；與管網運營機制改革相比，價格機制改革的難度要大得多，與價格形成機制的第一次重建相比，二次重建的難度要大得多，但意義也更加重大和深遠，是中國天然氣工業與市場在更高發展層次上的價格機制重建。

2）結合中國的實際情況，建議從以下幾個方面平穩有序地推進價格機制二次重建，并把價格機制的二次重建作為中國“十四五”期間天然氣價格改革的中心任務：由捆綁定價改為非捆綁定價，理順天然氣產業鏈價格，妥善解決進口天然氣的定價問題，改體積計價為能量計價，加快發展天然氣市場中心等。