抓住時機！天然氣價改前所未有的機遇
抓住時機！天然氣價改前所未有的機遇
在剛剛過去的冬季高峰期間，除個別時段因寒潮導致尖峰供應稍顯緊張外，國內天然氣市場管道氣、國際市場LNG供應均相當充裕。盡管依然春寒料峭，但今冬全國天然氣供應平穩收官應無懸念。近年來籠罩我國天然氣市場的“氣荒”，有望就此終結。
冬高峰安然度過，是天然氣生產調度、能源供求格局以及宏觀經濟形勢多重因素綜合作用的結果。其中，國際油價大幅下跌，導致天然氣相對于替代能源價格優勢盡失，給原本疲弱的天然氣市場帶來巨大沖擊。就在天然氣市場哀鴻遍野之際，有關方面傳出國家將于今年初推進天然氣價改“第三步”，實現存量氣與增量氣價格接軌，但漲幅將因為增量氣價格下調而較為溫和。受制于天然氣價格管理體制，天然氣產業鏈上、下游在面對這一局面時，均顯得較為被動。站在這樣一個時點，我們需要放寬視野來思考我國天然氣價改。
“第三步”的迷思
2012年底，國家在“兩廣”地區進行了天然氣市場化價改試點。2013年7月，試點經驗推廣至全國，其核心主要包括兩方面，一是參考試點做法，以一年內的進口燃料油和LPG價格(權重分別為60%和40%)為天然氣價格掛鉤參考對象確定天然氣價格，并在此基礎上給予8.5折的“優惠”，以便既考慮天然氣價格的市場化，又給予其一定的價格優勢。二是區分存量氣和增量氣。增量氣價格執行市場價，存量氣價格力爭“十二五”內分三步調整到位，以減少對下游用戶的沖擊。
政策出臺以來，國家已分別于2013年7月和2014年9月兩次上調了存量氣價格。存量氣與增量氣價格接軌可謂一步之遙。鑒于今年是“十二五”的收官之年，根據此前國家對天然氣價改的時間安排，年內理應出臺，有消息稱將提前至一季度。但是，無論是天然氣價改“第三步”操作層面，還是“第三步”實施以后該對我國天然氣價格改革做出怎樣的判斷，仍有許多待解的問題。
從操作層面來看，面臨替代能源價格測算周期的選擇和調價方案出臺時機的選擇等問題。2013年7月，價改邁出第一步時，增量氣價格制定，采用的是“兩廣”試點的方式，即以調價公布實施前一整年的進口燃料油和LPG價格為測算基礎。2014年9月，價改第二步時，對于測算基礎語焉不詳，實際執行是以上一輪(2013年7月)調價過程中確定的增量氣價格作為接軌的目標，而并未按照市場動態重新測算價格。這就帶來一個非?，F實的問題:“第三步”接軌是否依然以之前的增量氣價格為目標?如果回答是肯定的，則一方面原本價格優勢不再的天然氣終端銷售價格將進一步惡化，另一方面天然氣價格市場化改革將名不副實，因為進口燃料油和LPG價格與當初已有天壤之別。如果回答是否定的，則另一個問題隨之浮出水面，即作為定價參照系的替代能源價格，繼續延續之前的以“一整年”為基礎，還是以一個相對較短的時間?考慮到去年下半年以來國際油價近乎腰斬，進口燃料油和LPG價格也快速下跌，測算時間的選擇，無疑直接關系到增量氣價格下調、存量氣上調的幅度，進而直接影響到天然氣的市場競爭力。
另外一個同樣敏感的問題是何時邁出“第三步”，時間點的選擇幾乎與調價幅度一樣至關重要。鑒于第二步剛于2014年9月公布實施(部分地區延至10月份方實施終端調價)，加之當前包括原油、煤炭、燃料油、LPG等替代能源價格仍在低位徘徊，天然氣價格如逆市上行，無論幅度如何，無疑都將面臨極大的輿論和市場壓力。
退一步而言，即便價改“第三步”得以順利實施，國內天然氣價格距離市場化，依然有很遠的路要走。其一，終端銷售價格仍由地方政府管制。各省天然氣門站價格實現與替代能源掛鉤，并未解決終端銷售價格市場化問題?？紤]到進口LNG規模日趨增長，還有部分價改方案尚未關照到的“國產海氣”，陸上管道氣門站價的“市場化”，讓盡快理順天然氣終端銷售價格管理體制更加迫切。其二，掛鉤的可替代能源品種、價格測算周期等，仍有待進一步優化。由于國內能源價格形成過程中，政府主導仍大于市場調節。與此同時，可供參考的市場化的能源價格可謂鳳毛麟角，所以盡管在選擇參考的替代能源過程中，價格主管部門已經考慮了種種因素，但在進口燃料油與LPG價格的代表性、與天然氣的可替代性等方面，仍存在諸多不足。而價格測算周期、調整周期也有待縮短，相關系數有待進一步透明化。其三，居民用氣仍被人為區隔在外。國家已經通過居民用氣階梯價格機制，一定程度上緩解了不同用戶間的交叉補貼。問題的關鍵在于，目前國內現有的終端銷售價格體系，很大程度上是建構在交叉補貼的基礎之上。顯性隱性的交叉補貼，遠非止于居民用氣。城市門站價的“市場化”，并不能與天然氣價格市場化劃上等號。
基于以上分析，天然氣價改邁出“第三步”，樂觀來說，價格市場化只能算棋過中盤，如何克服終端銷售價格錯綜復雜的交叉補貼，以及不同能源之間合理的比價關系(這又涉及到其他能源價格，尤其是天然氣發電上網電價等一系列問題)，是天然氣價改需要面對的硬骨頭。
前所未有的機遇期
盡管面臨諸多挑戰，但供應趨于寬松、替代能源價格下行、天然氣市場發展進入到“壯年期”和能源革命成為上下共識等一系列有利的行業內外部環境，讓天然氣價改結結實實地站在了一個歷史的機遇期。
我國天然氣市場近十年來的快速發展，恰逢中國經濟發展對能源的需求快速增長。與此同時，國際能源價格高位運行、日本福島核事故后對LNG的需求增長等一系列因素，進一步強化了能源供應緊張的政治和社會心理，導致保障供應成為政府和行業最核心的關切，行業改革、價格改革，很大程度上服務于保供這一核心目標。但去年以來，隨著我國經濟發展進入“新常態”，社會用能總需求增速放緩，加之天然氣價格優勢弱化，天然氣供應趨于寬松，部分天然氣氣源多元的區域，甚至已經出現供大于求的情況。供求寬松，不僅為調整保障供應這一單一訴求、深入推進價格改革、行業改革提供了可能，也內在的需要通過價格改革、行業改革來化解可能出現的供大于求的矛盾。
國際原油價格大幅下挫帶來的可替代能源價格下行，更讓天然氣價改面臨一個無路可退的局面。這一矛盾，集中體現在一些工業大用戶領域。以東部某市供應某大型化工用戶天然氣為例，其合同價格每立方米3.45元左右，近期LPG的價格則較天然氣價格便宜近15%。該企業所用天然氣大部分用于作為基礎燃料，可便捷地用LPG予以替代(LPG實際上是該企業的生產副產品之一，使用天然氣存在明顯的“剪刀差”)，僅燃料切換，盈虧相差即數億元。而根據安迅思近期統計，粵東地區LPG對LNG的替代已達50%的市場份額，另有20%左右的用戶有改用LPG的計劃，其中主要是工業用戶。天然氣面臨的價格困局，如不通過價改予以合理疏導，將給天然氣全產業鏈上的企業帶來影響，并可能對國家推進清潔能源替代戰略構成不利影響。而把握此次價格下行契機，建立形成市場化的價格機制，無疑正當其時。
此外，天然氣近年來的快速發展，為推進價改創造了良好的條件。一方面，盡管天然氣產業鏈上游、中游領域，“三桶油”仍占主導地位，但新進入者(包括不同所有制的企業，也包括非常規氣源)已不乏其人;下游城市燃氣壁壘森嚴，卻已呈現出群雄逐鹿后的多寡頭格局。換言之，與中國經濟由之前的快速增長期進入“新常態”類似，我國天然氣行業也由之前市場啟動之初的快速發展期，進入一個增長趨緩的“壯年期”，產業鏈各環節既非弱不禁風，也非鐵板一塊。從另外一個角度來看，正如林伯強教授撰文指出的那樣，目前天然氣消費占一次能源結構比重尚小，在天然氣占能源結構比例和居民消費量較小的情況下，盡快進行價格機制改革可以減少改革的整體影響和阻力。而去年以來，各地陸續推出居民階梯氣價也在一定程度上降低了價改的難度。
國家政策層面，能源革命被置于前所未有的高度。霧霾天氣頻仍，相當于做了最好的社會動員，全國上下對于優化能源管理體制、促進清潔能源利用已經達成了廣泛共識。這些都讓盡快抓住歷史機遇、加快推進天然氣價改創造了條件。
價改進階
天然氣價改，從目前我國天然氣價格管理體制來看，包含了兩個層次的改革：一是國家層面的改革，也即迄今為止討論得較多的天然氣門站價格與可替代能源掛鉤的“市場凈回值法”改革。這一價格實際上是一個B2B的價格，改革相對宏觀;二是地方層面的改革，也即終端銷售價格層面的改革，是B2C(此處的C，泛指終端用戶，也可能是單位用戶)，實際上也更加具體、更加復雜。
就國家層面的門站價格改革而言，竊以為，需要從調價周期和掛鉤的可替代能源兩個方面來予以優化。國家發改委相關通知中曾明確將逐步縮短調價周期，由年逐步縮短至半年、季度甚至月度，但實際執行過程中卻語焉不詳。鑒于國際能源價格瞬息萬變，應把握此次價格下行的機遇，參考JCC油價以三個月為測算周期，按月滾動調整。各油氣進口企業與外方簽署的長期協議，本身就有與油價掛鉤調整的機制，只是相關系數和調幅存在差異。價格接軌，可能會給部分進口天然氣企業帶來虧損。國家可通過稅收返還等階段性措施給予一定補償。同時也促進其在未來與外方合同談判過程中，更加注重綜合考慮多方因素。而在掛鉤的可替代能源方面，進口燃料油和LPG更多考慮的是市場化和與國際接軌的問題，卻忽視了國內天然氣市場的供求狀況，尤其是國內消費的天然氣近70%屬于國產氣的現實。鑒于目前國內LNG現貨交易較為活躍，應適度考慮國內LNG現貨交易價格指數、未來上海天然氣交易中心現貨價格指數等動態數據，綜合形成門站指導價。
而從終端銷售價格改革來看，考慮到交叉補貼現實存在，各城市燃氣企業都與上游簽署了包含“照付不議”的長協在身，同時國內各能源間比價關系也尚未理順，尤其是發電用氣價格尚未形成有效機制，短期內迅速將終端銷售價格推向市場，無論是大幅提高居民用戶價格，還是讓非居民用戶或大用戶價格定價市場化，都將可能給整個行業的正常運行帶來諸多挑戰。建議區分政策性用戶(主要包括居民、享受居民用氣價格的用戶，部分化工用戶等)、非政策性用戶(如大工業用戶、商業用戶等)分類施策，穩步推進價改。
針對政策性用戶，應加快改變通過價格對特定用戶進行隱性補貼與傾斜，以避免扭曲市場信號、降低資源配置效率。簡而言之，應變暗補為明補，讓一部分生活困難確需支持的用戶獲得支持。具體可考慮在提高居民用戶第一階梯價格的基礎上，針對部分弱勢群體以公共產品價格補貼。而以天然氣為原料的部分化工企業，由于國內天然氣價格是北美市場的數倍，原本不具備資源稟賦優勢，除少數帶來嚴重就業壓力和社會穩定的企業，應該讓市場主宰其存亡。
針對非政策性用戶，由于存在交叉補貼，其用氣價格實際上高于市場價。但在政策性用戶價格尚未理順的情況下，全面放開，可能讓城市燃氣企業面臨極大沖擊。有鑒于此，大工業用戶可參照國家天然氣門站價格改革的辦法，分存量氣和增量氣，存量氣執行老價格，增量氣執行市場價，逐步到位。同時，應支持和鼓勵城市燃氣企業通過價格杠桿促進企業多用天然氣，盡快實現非居民用氣價格的市場化。工商業企業，盡管用氣開支占其成本比例相對較低，仍應著眼于市場機制的建設，及時實行市場化的價格。
而發電用氣價格偏低，既有天然氣價格體制未理順的因素，也有電力價格體制的問題，因此需要兩方面著手予以疏導。燃機電廠為城市燃氣企業提供調峰服務(防止LNG脹庫、“照付不議”合同違約等)，理應享受相對較低的氣價，同時燃機電廠為電力提供調峰，其上網電價也應在現有基礎上適度上浮。在現有管理體制下，燃氣企業、電力企業應在政府協調下，研究形成一個相對靈活的電力用氣、上網電價機制，如基荷氣價、基荷電價(基于年度發電用氣計劃)，調峰氣價、調峰電價(超出年度計劃部分)等。
從行業長遠發展的角度而言，政府應該逐步退出具體的價格管理，重點做好兩方面工作。一是培育市場主體。借鑒成熟市場的做法，以及電改的思路，逐步“放開兩頭，管住中間”，具體到天然氣行業，即明確區分自然壟斷業務和競爭性業務，將監管重點放在輸配成本等自然壟斷業務成本和效率上，而對氣源價格、終端銷售價格等業務，通過放開準入門檻，引入競爭來促進競爭和效率的提升。遺憾的是，目前，不少地方政府存在民粹主義傾向，針對用戶服務收費、城市燃氣企業合理收益等有助于提高服務水平、管理效率的訴求，一再彈壓，看似政治正確，實則違背基本的市場邏輯。
二是創造良好的市場環境。做好各類相關價格信息、消費信息的統計和公開，為行業產業鏈上的企業決策、參與市場競爭和選擇提供信息支撐。目前國內各級價格主管部門對于市場信息、成本信息的監測、發布，距離市場需求仍有很大差距?，F有受嚴格監管的市場，不僅信息滯后、破碎，市場主體對信息的需求也是被動、遲鈍的。同時，要促進各類能源企業的融合，而非人為的分割，通過市場融合、不同行業企業進入能源領域，促進各類商業模式的成長。信息化時代，不同能源之間、不同產業、信息技術與傳統產業之間資源的整合和優化，能夠形成全新的商業模式，實現資源的整合和優化。
我國天然氣價革改革，是市場邏輯與管制慣性之間一次持久的博弈。決策者應該擺脫將市場視為一種管理行業的工具，而應將市場視為一種價值判斷，敬畏市場內在的活力，緊緊把握國際能源價格下行、供求寬松和經濟發展進入“新常態”的契機，遠近結合、央地統籌，加快天然氣價格改革。(作者為能源行業研究者)
原標題:天然氣價改：前所未有的機遇
來源:能源雜志 作者:張衛華 揚州君昊電氣m.men-eye.com.cn 轉載此文。
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