今年的冬天，籠罩在華夏大地的疫情，使得往年春節期間的高頻出行，今年幾乎歸零，昔日熙熙攘攘的大街上，變得冷冷清清。雖然春節假期已經過去了半個月，但各地工廠，依然有很大一部分在排隊等待復工的路上。
雖然沒有了汽車的尾氣，工廠的煙囪也暫時不再冒煙，但空氣似乎並未如願變好。而空氣汙染的原因有很多，低質量燃料的使用是重要原因。而眾所周知，使用“清潔能源”天然氣，能有效減少空氣的汙染。因此，近十年來，國內天然氣消費量連年上升。
【圖】2008年~2018年，我國天然氣消費量逐年上升（圖片來源： 南方能源觀察）
對於普通用氣民眾而言，天然氣的價格，可能只是家裡氣表或者是加氣站的一串數字，但對於天然氣產業而言，氣價背後是一連串的利益相關方。消費量的逐年上升，必然要求“上層建築”有所變革。而為了“破冰”，各界已經付出了無數的努力。
就在去年的12月9日上午，新誕生的副部級央企——國家石油天然氣管網集團有限公司（PIPE CHINA，國家管網公司）在北京正式成立， 整合了原來三桶油的相關業務。一個月之後，自然資源部又宣佈“民企、外資企業等社會各界資本，均可進入油氣勘查開採領域”。
【圖】國家管網公司的組織架構圖（圖片來源： 21世紀報道）
接連兩項重拳，標誌著決策層改革天然氣領域的決心堅定不移。而要想真正放開天然氣市場，對天然氣價格體系的改革，是必不可少的一步。今天撲克投資家就用簡明的語言，總結國內天然氣價格改革的那些往事。
傳統的天然氣價格體系，
到了非改革不可的程度
1.市場格局，呈現上游和下游分離的特點
眾所周知，天然氣從被採集上來，到送到下游千家萬戶，中間不是一蹴而就的，而是需要經過上中下游三個環節。按照天然氣產業鏈上下游關係，天 然氣價格鏈按各產業鏈環節可分為出廠價（井口價）、門站價和終端價。其中出廠價和管輸費構成門站價，門站價和 城市配氣費構成終端價。
【圖】天然氣產業鏈的上中下游（圖片來源： 光大證券）
雖然經歷了多年的改革，但在這條天然氣產業鏈上，壟斷環節一直存在，如以中石油、中石化、中海油為首的央企壟斷了上游資源，而在中游運輸和下游配送環節上，雖然不存在“三桶油”這樣的巨無霸式壟斷，但由於天然氣本身的特殊性（中游長輸管網具有唯一性，下游的城市燃氣是傳統的公用事業），中下游存在的是“自然壟斷”。
從官方的思路來看，本輪天然氣價格改革總體思路為 “管住中間、放開兩頭”，即競爭性環節價格放開，壟斷性環節價格管制。從天然氣價格鏈的角度看，截至目前，本輪天然氣價格改革按照監管過程價格（管輸費、配氣費）、放開節點價格（出廠價、門站價、終端價）的思路推進。
那麼傳統的天然氣價格體系究竟是如何形成的呢？又有怎樣的缺陷，到了非改不可的程度了呢？下面我們就來用盡可能精煉的語言，梳理下國內天然氣價格的前世今生，以及所遇到的瓶頸。
2.傳統的天然氣定價模式，遇到了什麼問題？
（1）門站的價格雙軌制
正如前文所言，我國天然氣工業採取產運儲銷一體化經營模式：上游供氣企業在城市門站或工廠門站按照門站銷售價格向省天然氣公司、城市燃氣公司、油田或管道直供大用戶等下游買方供應天然氣，之後門站銷售價格，則屬於國家發改委管轄範圍的天然氣，目前分為以下兩類：
一是門站銷售價格執行市場調節價的天然氣。包括供應給市場的頁岩氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣，通過進口液化天然氣、儲氣庫、上海和重慶天然氣交易中心等方式供應給市場的天然氣，供應給生產企業、化肥生產企業和其他直供工業用戶的天然氣，以及通過西氣東輸管道系統供應給福建省的天然氣等，門站銷售價格完全市場化。
二是門站銷售價格執行政府指導價的天然氣。凡不符合以上兩種情況的天然氣，執行政府指導價， 目前的做法是採取“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，由上游供氣方與下游買方以國家發改委規定的基準價為基礎，在規定的浮動幅度範圍內，通過合同約定具體交易價格。對浮動幅度的規定是最高可以上浮20%，下浮不限。
這兩部分氣源到了終端用戶後，則統一以“門站價+配氣費”作為終端用戶價，送到廣大天然氣用戶手裡。其中門站價不是基準門站價，而是供需雙方協商的具體門站價格，至於配氣費，有的地方還區分為居民和非居民，依據用戶特性和成本差異核定。
為避免上游供氣企業規避國家的門站價格管理，凡是政策允許門站銷售價格執行市場調節價的天然氣，國家發改委都會在相關的文件中明確氣源價格放開，如果上游供氣企業不選擇在門站環節銷售天然氣而是選擇在出廠環節直接銷售天然氣， 除非政府價格主管部門在相關文件中已明確氣源價格放開，上游供氣企業是不能按市場調節價銷售天然氣的。
從上面的介紹我們可以看出，氣源的差異，決定了門站銷售價格採取不同的政策，而下游用戶價，則又區分為居民與非居民，導致定價體系錯綜複雜。
【圖】氣源的差異，決定了門站銷售價格的雙軌（圖片來源： 海通石化）
（2）氣源來源日益多樣，傳統的價格體系容易造成混亂
我國天然氣市場發展所面臨的嚴重挑戰不僅是本土資源相對不足，對外依存度不斷提高，還面臨進口天然氣使用成本較高的問題。我國在全球天然氣市場中所處的位置，決定了我國需要以較高的使用成本才能引進境外資源。2018年，我國天然氣消費量達到2766億立方米，進口量達到1254億立方米，對外依存度已經上升到45%。而2019年全年，中國進口天然氣9656萬噸，同比上漲6.9%。
【圖】2007年以來，中國天然氣對外依存度日益上升（圖片來源： 中國天然氣產業報告）
而天然氣在使用上與石油產品之間存在一定的替代關係，因此在天然氣長期合同中通常都採取將天然氣價格與油價掛鉤的方式，我國通過長期合同進口的天然氣，其價格也都採取與國際油價掛鉤方式。而油價的波動，導致了進口天然氣價格波動也比較劇烈。
我國天然氣市場發展所面臨的嚴重挑戰不僅是本土資源相對不足，對外依存度不斷提高，還面臨進口天然氣使用成本較高的問題。我國在全球天然氣市場中所處的位置，決定了我國需要以較高的使用成本才能引進境外資源：從陸地來說，位於中亞的產地，距離歐洲比距離國內用氣地更近；從海上來說，天然氣“亞洲溢價”現象，使得亞太市場的天然氣國際貿易價格一直全球最高。
【圖】中國的四大油氣管道（圖片來源： 中國石油新聞中心）
很顯然，天然氣對外依存度不斷提高以及進口氣使用成本較高，必然會影響我國天然氣價格市場化改革的步伐。合理的解決方案，既要能完全補償進口氣成本，又要使國產氣的生產獲得合理的效益。
一種方案是，國產氣與進口氣綜合作價，形成最終的天然氣價格， 但由於進口氣價格是與國際市場油價掛鉤的，最終的天然氣銷售價格需要採取與油價掛鉤機制，否則天然氣供應企業就缺乏進口天然氣的積極性，但這需要更細緻的工作。
另一種解決辦法是：延續之前的“雙軌制”方案，完全放開進口天然氣在國內市場的銷售價格，為了控制我國市場天然氣價格的總體水平，但對國產氣的銷售價格實行必要的管制。中石油的張顒在《中國天然氣價格改革二十年》中這樣寫：
由於我國國產氣的主產區集中在西部省份，其經濟發展水平也相對落後，放開全部進口氣在國內市場的銷售價格後，供應給西部以及東部天然氣自產自足省份（例如黑龍江）的天然氣，視同全部使用國產氣，執行 “基準價＋浮動幅度”的管理辦法。
供應給東部其他省份的天然氣區分為兩部分：一部分視同使用國產氣，主要是滿足居民用氣需求，執行國家“基準價＋浮動幅度”的管理辦法；其餘部分視同使用進口氣，銷售價格完全市場化，由供用氣雙方根據進口氣的供應成本以及市場對進口氣價格的支付能力協商確定。
此外，影響天然氣價格的另外一個因素，還有名目繁多的補貼！補貼但成為改革的阻礙，也在一定程度上扭曲了供需關係。
（3）終端用氣補貼名目繁多，不能體現成本和價格對等的關係
所謂交叉補貼，就是指同樣的商品或服務，以不同的價格賣給兩類客戶，其中一類客戶的價格低於賣方成本價致其虧損，賣方需要從另一類客戶較高售價的盈利中予以補貼。在公共領域，交叉補貼非常常見。例如電力領域 ，居民用電的價格要低於企業用電，就是交叉補貼最典型的例子。
長期以來，交叉補貼都被天然氣上游供氣企業、下游城市燃氣企業當作承擔保供責任的一項重要理由，甚至被形容為進行天然氣市場化改革的前提條件，例如，居民與非居民用氣價格之間的交叉補貼現象長期難以消除。
天然氣交叉補貼，一方面體現在交叉補貼現象嚴重，居民用氣的價格明顯低於工商業用氣價格;另一方面，用氣量越大的用戶，享受的補貼越多，沒有體現公平負擔。再者，居民用氣的低價格，使得部分用戶過度使用天然氣，加大了天然氣的供需壓力。
【圖】2017年三座城市的居民和工商業用氣價格差異（圖片來源： 南方能源觀察）
居民用氣成本和非居民用氣成本有著顯著的差異， 最主要來源就是配氣成本差異。這很容易理解，由於居民用氣在各家各戶，管網建設分散，因而配氣費自然更高，這就與居民用氣價格較低相矛盾。非居民輸配價格高昂直接影響著下游用戶，特別是大用戶的經濟回報。
【圖】部分地區天然氣非居民輸配價格明顯高於居民（圖片來源： 標準天然氣）
隨著中國天然氣普及推廣力度的加大，未來天然氣配氣基礎設施的需求也將快速增長，因而理順這一矛盾，將是天然氣價格改革不可迴避的“深水區”。
為了避免低價造成的濫用，很多城市已經實施用氣的階梯價格制度。即同樣的商品或服務，使用量不一樣，對應的價格也不一樣。階梯價格實際上是在放鬆價格管制，嘗試市場機制的路上走出了重要一步。可以預期，未來會在市場化的道路上越走越遠。
對症下藥：
國內天然氣價格改革方向
國內天然氣價格機制的頑疾，並非一朝一夕的問題，因而要想真正解決，也不可能指望發幾份文件，開幾個會議便可一勞永逸，而必定會經歷長期的改革過程，具體而言，大致可以分成以下幾個努力方向：
1.管輸收費兩部制定價，有效地消除交叉補貼問題
首先需要釐清的一個概念是：對於天然氣定價機制的實施，在存在“一部制”和“兩部制”的差異。兩種價格機制各有千秋，不同處的對比，可以參考下面這張表格：
【圖】“一部制”和“兩部制”各有千秋（圖片來源： 財經雜誌）
當前中國對天然氣管輸實行的主要是“一部制”，按不同運距制定不同檔次的費率標準，將管輸企業應收取的固定管輸費和變動管輸費均通過用戶實際使用的管輸量收回。這不太符合管道輸送業的特點，會造成用戶負擔不合理、管輸能力得不到充分利用等問題。
在本世紀初管輸價格時，為實現定價的公平、公正，已經考慮了不同用戶在用氣負荷特徵及接受供氣服務等級等方面的差異，但它採取的是分類定價方式，而不是國際通行的“容量費+使用費”的兩部制收費方式。為實現我國管輸定價機制的創新，國家發改委分別於2004年和2005年決定在陝京管道系統和忠武線的管輸定價中嘗試更為科學的兩部制收費方式。
【圖】年輸氣量超500億方，保障華北的陝京管道系統（圖片來源： 北京晚報）
相比之下，“兩部制”更適應天然氣市場的需求，有效地消除用戶之間的交叉補貼問題，實現運輸、儲氣成本誰受益誰負擔，體現用戶與管輸企業權利與義務對等，用戶之間對管輸成本公平負擔，有利於充分利用管輸能力，進而又有利於提高管輸系統負荷、降低單位輸氣量成本，進而降低管輸價格水平。
不過說起來容易，做起來難：由於用戶方面的堅決抵制，上述兩條輸氣幹道的“兩部制改革”最終都沒能推行下去。這雖然在意料之外，但仔細想一想卻在情理之中：時機不成熟！
在我國的水、電、氣等公用事業產品的定價上，用戶之間交叉補貼現象是普遍存在的。據海通證券測算， 居民用氣平均門站價格為每立方米1.4元左右，不僅低於進口氣供應成本，也低於國產氣供應成本。
而兩部制收費方式，就是希望在天然氣供應領域消除用戶之間的交叉補貼現象， 主要是消除工業用戶為非工業用戶，特別是居民用戶的補貼，但在我國現實情況下，一定會遭到各方重重阻力，實施起來非常艱難。
【圖】習慣了補貼的居民用戶，要動起來可不那麼簡單（圖片來源： 浙江新聞）
2.建立門站價格調整機制，解決價格制定、監管、結算困難
正如上文所言，天然氣價格改革的總體思路“放開兩頭，管住中間”，而所謂的中間，指的是門站的價格。傳統上，對門站價格的控制，通過制定出廠價格和管輸價格實現的，但隨著我國天然氣供應方式向氣源多元化、管道網絡化方向發展，這種方式需要改革。
那麼如何改革呢？目前提出的方案是，天然氣門站價格實行動態調整機制，根據可替代能源價格變化情況每年調整一次，並逐步過渡到每半年或者按季度調整。各省門站價格確定與調整思路如下：
首先確立計價基準點（例如上海），建立基準點的門站價格與可替代能源價格掛鉤的定價公式，在此基礎上確定各省天然氣最高門站價格。最終門站價格按照以下公式計算：
各省天然氣最高門站價格=計價基準點門站價格-與上海價差（貼水）
影響各省貼水值的主要因素是各地區運輸成本的差異、經濟發展水平的差異以及是否為天然氣主產區等。以上海為計價基準點，通過綜合考慮運輸成本、地區經濟發展水平以及是否為天然氣主產區等因素，形成東部價格高、西部價格低的天然氣供應格局，符合我國區域經濟發展特點，有利於促進全國天然氣市場的均衡發展。
建立門站價格調整機制，還可以解決管道聯網帶來的定價問題：制定消費地門站價格，各省用戶所支付價格不再區分氣源與運輸路徑，解決了氣源多元化、供氣網絡化所帶來的價格制定和監管困難以及供用氣雙方的價格結算困難。此外，價格不再區分國產氣和進口氣，還可以促進境外天然氣資源的引進。。
對於門站和終端價格改革的前景，海通證券這樣認為：
隨著氣價改革的進一步推進，未來我國門站價環節將完全放開，由供需雙方在上海天然氣交易中心協商確定，由市場供需關係影響。在終端環節，城市燃氣企業輸配分離，由於居民用戶分散獨立，無法與城燃議價，我們認為這一環節仍會保持政府指導價，或可實行基準價或最高價格管理，而非居民用戶，尤其是用氣量較大的企業用戶，可以與城市燃氣企業協商定價，實現市場化。
【圖】我國未來天然氣價格環節及形成機制（圖片來源： 海通石化）
上面提到的上海石油天然氣交易中心，正式成立於2015年，與2017年成立的重慶石油天然氣交易中心一起，為國內兩大天然氣交易的市場中心。而功能運作良好的天然氣管理中心，則是市場成熟的重要標誌。
3. 進一步發展天然氣市場中心，利用金融工具管理風險
在天然氣成熟市場，無論是生產、運輸還是銷售，都不是一家壟斷的，而是多家充分競爭的，而靠近上游生產區、多條管線的交匯處就是天然氣市場中心，在管道開放的情況下，上游生產商與下游買方更願意選擇在這裡買賣天然氣。天然氣市場中心，本質上也是一個大宗商品的交易平臺。
【圖】天然氣市場中心形成示意圖（圖片來源： 南方能源觀察）
我國已成立了上海、重慶石油天然氣交易中心，國家發改委的有關文件規定，所有進入上海、重慶石油天然氣交易中心等交易平臺公開交易的天然氣，價格由市場形成。
但由於我國目前天然氣交易主要是下游分散進行的，通過這兩個交易平臺公開交易的天然氣，交易價格均是以國家規定的各省門站基準價為基礎，採取價高者得或先到先得的原則，因此通過交易平臺公開交易形成的價格還無法取代政府定價，只能作為政府定價的一種補充。
此外，在上海和重慶兩大交易中心的基礎上，未來可能通過政策引導上游供氣方與下游買方到各個區域市場中心（主要管道系統的交匯處）進行集中交易，並發現新的市場基準點，建立新的交易中心。但這一定是非常漫長的過程，此外，如果沒有金融管理工具管理價格風險，現貨交易方式和現貨交易價格就不會被市場普遍接受。
實際上，上面的這些問題，正好反映了中國天然氣市場的不成熟，而在發達國家，天然氣交易已經相對成熟。下面我們就以美國和日本為例，簡要介紹國外的天然氣價格管理模式。
他山之石：
國外是如何管理天然氣價格的？
1.美國：逐步形成完全零售競爭模式
居民和商業用戶除了可以從城市燃氣公司處購買天然氣外，還可以直接從上游生產商和供應商處購氣。政府要求城市燃氣企業進行配售分離，即將售氣、查表、收費和儲備等業務從配氣業務中剝離，交由其他市場主體完成，城市燃氣公司主要承擔配送和部分儲備職能。2005年，美國頒佈了《能源政策法》，允許城市燃氣公司涉足天然氣勘探開發、批發、管道輸送和儲備等業務，而且可以經營電力等公用事業。
美國逐步形成的這種完全零售競爭模式，競爭性氣源交易和競爭性零售市場同時存在。這種模式對配氣管網和銷售業務進行完全拆分，涉及錯綜複雜的資產和產權關係，需要終端零售市場的整體“再造”，對市場格局影響較大。
2. 日本：引入獨立售氣企業參與競爭
從20世紀70年代開始，日本天然氣零售市場就開始採用特許經營方式，進入90年代，在日本能源市場化改革的背景下，用戶要求自主選擇天然氣供應商的呼聲日益高漲，面對這樣的背景， 日本政府沒有強制要求城市燃氣公司實行配售分離，採取的是逐步放開市場，引入獨立的售氣企業參與市場競爭。原有的城市燃氣企業為這些新進入者提供無差別的公平接入服務，這些新的售氣企業從原有的城市燃氣企業處購買氣源，再銷售給終端用戶，原有的城市燃氣企業還可以經營售氣業務。
日本模式改革力度不大，對原有壟斷企業基本沒有觸及，僅在增量領域進行改革，並且日本人相信“術業有專攻”，很多用戶仍信任配售一體化的城市燃氣公司，認為新進入企業未必懂這個行業，因而是一種平緩式的過渡。
發達國家天然氣價格改革
對國內的啟示
首先，由於天然氣零售市場端的基礎設施建設所需投資巨大，為了加速配氣管網設施建設，保證投資能夠得到合理回報，各國政府通常賦予城市燃氣企業特許專營特權，集天然氣採購、銷售和配送業務於一體的城市燃氣企業向終端用戶提供捆綁式服務，政府則對企業的成本、價格等實行嚴格規制。正是由於採用了特許經營方式，發達國家城市燃氣行業的基礎設施能力顯著增強，配氣網絡迅速鋪開。
其次，國外的經驗普遍是： 先行開展上游資源供應市場化改革，在實現氣源多元化競爭後再進行下游零售市場改革。在上游無法實現多元競爭的條件下，強行要求配售分離來形成下游零售市場放開，既不利於城市燃氣行業公平開放的市場競爭環境的形成，也會使終端用戶無法享受到配售分離帶來的降低能源使用成本的紅利。
正是意識到了這一點，才有了本文一開頭所述的“天然氣上游產業全面開放”。希望這一舉措，能夠成為天然氣價格改革的新起點，而不是讓“改革”變為簡單的“漲價”。
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