天然氣是中國最具潛力的煤炭替代產品。近年來,無論是從國內天然氣消費總量、還是從在世界天然氣消費量中的占比來看,中國都經歷了較快的增長,消費量從245億立方米增加到1090億立方米,占比從1%左右上升到將近3.5%。與此同時,我國天然氣的對外依存度也快速增加,2010年達到近13%。隨著中亞、中俄、中緬等幾條天然氣通道近幾年內開始供氣,我國天然氣對外依存度將迅速提高,改革現行天然氣定價機制也迫在眉睫。
中國現行的天然氣價格分為出廠價、管輸費、城市門站價和終端用戶價四個環節,定價以行政為主市場為輔,由政府部門根據生產與供應成本再加合理利潤確定,基本上是成本加成法。
國外的天然氣價格體系大致根據生產、運輸與銷售的不同環節,分為井口價、城市門站價和終端用戶價三類。各國家與地區之間由于天然氣資源稟賦不同,行業市場化程度不一樣,定價機制也有所不同;下游天然氣管道公司對天然氣的運輸和銷售有不同形式的定價,上游天然氣價格則一般采用成本加成法或市場凈回值法來確定。目前,還有許多國家采用兩者相結合的定價機制,以期綜合兩種定價方法的優勢。
一般來說,成本加成法的公式為:最終用戶價格=井口價+管網的運營成本+合理固定回報,即在以成本為基礎確定供氣價格時,買方支付的價格是由天然氣的采出成本加各項費用和合理利潤構成。城市天然氣定價處在燃氣供應鏈的下游,天然氣到達門站之后,需要通過城市管網分配到最終用戶,對于民用和商業用戶,采取計算該類用戶應分攤的成本,在此基礎上加上合理的利潤水平,最終形成價格。
該方法比較受發展中國家政府的歡迎。在能源市場化程度比較低的情況下,成本加成法可以限制生產者取得壟斷利潤,維持比較低的天然氣價格,而且可以鼓勵用氣。
但是,成本加成的缺點很多。第一,生產商的生產成本很難核定,不同的產商生產條件差別很大,很難用統一的標準去衡量。第二,產商“合理”的收益同樣難以確定。成本加成還需要在定價中體現出對勘探開發的鼓勵,但是很難確認未來勘探開發的風險和收益。第三,成本加成使得產商有動力做大成本,難以促使其降低成本、提高效率。第四,一旦生產商成本得不到合理補償,難以保障行業的合理投資以及行業可持續發展和市場供應。第五,如果價格不能反映資源稀缺和將環境成本充分內部化,則會導致浪費。總之,成本加成法最大的問題就在于作為行政定價為主的模式,很難反映市場供求的最有效價格水平。
比較市場化的定價是市場凈回值法。以天然氣的市場價值為基礎,即以供給用戶最便宜的替代燃料(與天然氣存在替代競爭關系的能源,如石油、LNG、燃料油、煤炭等)的市場價格為基準,從中扣除管網的運營成本和相關稅費后推算出井口價格。其計算公式為:天然氣的市場凈回值=供給用戶最便宜的替代燃料價格-輸氣成本-儲氣成本-其他成本。
由于市場凈回值法以市場供需為基礎定價,因此可以反映天然氣真實市場價格,通過上游供氣價格與下游市場聯動,把市場信號傳遞給生產商和消費者。
然而,該方法當然也存在一些缺陷。不同的地理位置和需求情況會使不同氣源價格存在較大差異,而不同氣源的生產成本也可能存在很大差異,這些因素都會影響廠商利潤,因此凈回值定價可能產生超額利潤。比如說,隨著我國天然氣對外依存加大,采用與國際接軌的價格原則,如果政府對資源采用低稅負,那么,由國際天然氣市場價格倒推出的國內價格,可能超過國內天然氣生產商的成本,產商將獲取超額利潤。
中國是發展中國家,政府可能更傾向于實行成本定價法,掌握定價主動權,調節合理利潤的幅度,兼顧消費者負擔,把能源價格維持在較低的水平。但是,考慮到今后能源稀缺和低碳發展的需要,市場凈回值法應該是市場化改革的方向。因為在選擇可比價時,選擇天然氣的替代能源中可獲取的最低價格為市場價,除了體現了市場供求關系,還體現了清潔發展的理念。
事實上,隨著我國天然氣進口依存度快速提升,定價與國際接軌是大勢所趨,而選擇國際天然氣市場價格為基準進行倒推,是國際接軌的基本做法。當然,利用凈回值法基于國際天然氣價格得到的國內進口價,除了比較高的國內天然氣價格,還會導致廠商獲得超額利潤,因此,政府需要實行相對市場化的手段解決,比如參考對石油征收暴利稅。
綜上所述,我國的天然氣定價機制改革日益緊迫,務必避免把問題拖大了才改革。改革初始可以考慮先采用成本加成法和市場凈回值法相結合,逐漸過度為市場凈回值法,可能會更符合現階段能源現狀和有更多實施優勢。無論如何定價,都需要同時實施一些配套措施,以兼顧效率與公平。