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天然气价改迈出设计路径中最为关键的一环

2017-02-09 15:31:42 南方能源观察   作者: 周慧之  

12年前席卷中国北方的冬季气荒,拨动了中国天然气价格形成机制改革的那根发条。而到2016-2017年的冬春保供期,最大气源供应商中石油在不同区域执行差别涨价,价格波动和季节性价差初现,天然气价改开始迈出“理顺价格—增加价格弹性—放开价格”设计路径中最为关键的一环。

回望天然气价格历程,一步步推进中,有市场发育的内在推动力,也有行业周期带来的改革契机。

“气荒”驱动价改车轮

2004年冬2005年春,北京、西安、郑州、重庆等多地出现气荒,引发了社会的高度关注和业界的不断讨论。2004年北京市的用气季节性差异比就已经高达13:1,陕京一线管道达到其输气能力的上限。这一年也是西气东输贯通的第一个冬季保供季。

天然气消费规模与应用缺口的同步增长,使得从1956年以来执行的行政定价遭遇“调节失灵”。对于气荒,业界普遍认为源自不合理的低价用气。因此,进行全面的天然气改革尤其是价格改革,推动发挥价格杠杆的作用,是应对“气荒”的根本办法。

时任中石油天然气管道分公司副总经理汤亚利曾公开表示,“由于价格调节机制失灵,导致气田周边和陕京线下游的天然气需求过快膨胀,引起市场的严重供需失衡。”与此同时,他希望通过调整天然气定价机制,使得天然气的价格与价值能够匹配。当时也有消息透露,中石油、中石化向发改委提出提高天然气销售价格的需求。

在那个资源紧张、消费扩张的时期,天然气被视作“21世纪的能源皇后”。相比煤化气的污染物排放,天然气是提升生活质量的“富贵气”。但是与石油、液化石油气相比,天然气价格要低得多,按热值当量测算,2005年天然气价格是原油价格的30%左右。被认为造成了“过度消费”局面,不利于资源节约。中石油还因此建议地方政府要合理规划气、电、煤比例。

因气荒而起的天然气“过度消费”问题,很快得到了政策响应。《国务院关于2005年深化经济体制改革的意见》中提到,要“进一步完善石油、天然气价格形成机制”。2005年6月,国家发改委召集专家就天然气价格的议题展开研讨。

同年12月,国家发改委发布《关于改革天然气出厂形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》,将天然气出厂价格改为统一实行政府指导价。其中提到,改革天然气出厂价格形成机制遵循的原则之一,是有利于促进天然气资源节约和合理使用,以及天然气工业可持续发展。据了解,为降低次年发生气荒的风险,2005年12月的气价改革政策是以“特急”形式发出的。不过由于价改推动艰难,这次细则的执行多有折扣。

但在这一次的改革内容中,无论是针对两档天然气出厂价提出“基准价+10%浮动上限”的协商规则,还是建立与可替代能源(三类能源品种:原油、LPG、煤炭)挂钩的调整系数,都开启了价改在天然气领域的探索,这也是而后十余年里一系列气价改革政策的雏形。

西二线加速定价改革

真正为气价改革带来实质性推进的,是西气东输二线的到来。也正是从2009年开始,国家发改委启动了新一轮价改研究。

在此之前,为缓解供需压力,发改委在2007年11月继续对工业出厂价执行上调政策。

西二线通气后,为国内天然气市场补充了来自土库曼斯坦等国的中亚气,然而随之而来的,是高价进口气与廉价国产气之间巨大的价格鸿沟。

两种气的政策怎么衔接、怎么平衡就成为当时启动价改研究的促发点。

了解这段价改历史的相关人士透露,当时决策者考虑过两种备选方案:一种是“高来高走”,由中石油自主销售,相当于价格放开。第二种是区分存量气和增量气然后分别定价。当时设想将2009年的气量水平作为存量气,新增的国产气和进口气量一同作为增量气。具体方法是把当时的出厂价格进行加权后,将国产气作为存量,实行存量气价格,增量气价则是将国产的增量气和进口的增量气进行加权作价。由于当时执行“出厂价+管输价”的价格管理模式,管输费还是按照既有的方法计算。

不过当时设想的几个方案尚未成熟,油价已经持续上涨到70-90美元/桶,2010年6月,国家发改委对国产气出厂价不得不普调0.23元/方。

多方权衡后,最终采用的是2011年推出的广东、广西价改先行试点的方案。广东和广西是西二线增加的两个增量市场,由于之前没有管道气,不存在存量气和增量气划分的问题,推进新气价的阻碍相对小,只需要将所有的气量用市场净回值法计算出来,因而成为试点。在两广试点之后,2013年“双轨气价”推广到全国时,采用的是以2012年的实际用气量为存量气,超出部分则为增量气。

西二线还从物理上给整个天然气市场带来了变化。由于西二线与西一线开始联网,国内开始逐步形成管网格局,生产运销一体化运营模式下,不同管线已经很难区分气源来源,过去“出厂价+管输费”的结算模式已经难以持续。因而定价方法由供应驱动型时期的“成本加成法”,转变为政府模拟市场阶段的“市场净回值法”。

也就是在这个时候,国家发改委明确了“实施门站价格作为过渡方案”的思路,并确定天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格,政府只监管具有自然垄断性质的天然气管道运输价格。不过囿于当时的价格体制无法一步到位,实行门站价格对于各省执行和操作而言更为便捷。

按照程序,一项政策在选择“试点-推广”路径后,一年后才能正式向全国推出。因而在广东、广西成为试点一年后的2013年,经过经验总结、评估等,天然气价格形成机制改革才全面推开。

“极其艰难的一年”

2013年是价改步调最大的一年。

“真的是胆战心惊的改革破冰之旅,也是极其艰难的一年。”曾亲身参与改革的相关人士感叹。存量气和增量气并轨“三步走”、全国执行门站价格管理体系、与可替代能源确定价格挂钩机制,这三大价改大动作,均在一年内确定。

在执行存量气和增量气并轨之前,存量气与增量气价差高达1.28元/方,“天然气恨不得比煤都便宜”。在国际油价高企而国内气价低廉的时期,中石油进口一方气要亏损近一块钱。以250亿方气量的合约计算,中石油一年进口天然气要亏损约250亿。与此同时,当时国内经济尚未出现明显下滑,天然气市场每年的消费量涨幅高达15%到20%,天然气资源供应不断吃紧。

在严重的价格倒挂局面下,中石油不停向价格主管部门反映情况。这也是促发2013年增量气与存量气并轨的一大原因。不过,即便现实摆在眼前,提价依旧敏感。

为了避免一次涨价幅度过高带来的心理冲击,价格主管部门前思后想,采用了每年小幅上涨、三年上调到位的做法。最终,这一做法在2013年的并轨方案中得以确认,文件中的正式期限是“十二五”末。

两广的净回值法试点推出后,国家发改委价格司曾发起一个课题,重点研究市场净回值法如何在全国推广。课题经过多次重启和修改,并经过从各个部门委内司局到全国各省征求意见才得以推出。

2013年7月,最终采用的门站价格体系是“最高上限价格管理”,即门站价格为政府指导价,供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定,下浮不限。

最高上限价格管理的本意是,在气源方较为垄断的格局下,设定价格天花板,以保护分散的下游用户。但实际执行效果是,每次门站调价政策一出,供气方均按照最高价格顶格执行,而从未出现过下浮调整。“政府指导价”也逐渐被惯性思维误认为是“政府定价”。不过,这也与中石油以产定销、从下游层层上报需求的计划方式有关,销售公司本身因缺乏自主调价空间而难以及时响应市场需求。

可替代能源价格挂钩机制,确定的是燃料油和LPG两种能源。这一挂钩机制与2005年的价改设想比,少了煤炭。实际上,在这一轮设计中,有很多专家力主将煤炭加入到可替代能源的品种中,不过考虑到燃煤的环境外部性当时还难以内部化而作罢。欧洲有国家在净回值法中增加了碳税因素,而国内化工产品却没有碳税项,若考虑在净回值法中加入天然气价格与煤炭挂钩,除非国内也同样对相关产品征收碳税。

如何选取一个权威、易于采集又被广泛接受的价格,一度是政策制定者反复考虑的问题。最终,与国内天然气价格价差不大的海关进口价,被选作市场净回值法公式的参考数据。

2013年的价改中,页岩气、煤层气、煤制气和液化天然气(LNG)的气源价格也实行放开。不过,在这一轮气源价格放开的过程中,一个漏洞产生了。由于LNG的价格高于国产管道气,一度出现了管道气液化后以LNG形式变相突破价格管制高价出售的情况。而由于我国现行的体积计量法无法区分不同热值的气源,造成不同来源的天然气进入长输管道后混输混售,一度扰乱了并不成熟的天然气市场。

油价下跌周期的转折

为了理顺价格,尽快实现存量气与增量气并轨,价格部门采取了存量气连续上调价格的策略。这个看似简单易操作的方法,在2014年第二次对存量气提价0.4元/方之后,让当时的价改部门开始担忧下游的反应。

“两年上涨0.8元/方,下游企业会明显感觉吃力,”有关人士解释说:“市场净回值法的一个重要特点,就是天然气价格设置下游承受能力的最大位置,剩余价值大部分留给了生产方。”

两度涨价之后,中石油的天然气业务开始扳回利润。根据中石油内部的一份测算,待调价到位,中石油天然气板块的年利润可以达到700亿,这还是在不包括管道利润的情况下。当时中石油的年度总利润大约是1000亿元,鉴于重大价格利好,中石油一度希冀通过天然气板块实现“再造一个中石油”的设想。再加上彼时无论是主力气田的资源量,还是手握的天然气管线里程,中石油都具备压倒性的市场优势,以天然气做大利润并非痴人说梦。

不过,油价从2014年下半年开始一泻千里。这让存量气和增量气并轨的最后一步,在2015年4月得以顺畅到位,即存量微提0.04元/方,增量降0.44元/方,差价抹平,相当于降价并轨。

有下游人士评价,“好多政策放风的时候是市场最需要的时候,研究细则的时候市场已经发生变化了,等落地实施的时候市场已经朝着相反的方向发展了。在存量气和增量气并轨的第三步,完全是市场都卖不动的情况下硬加上去的。”并轨完成之后,考虑到大用户用气量大、价格敏感的特点,直供用户用气价格放开并开始提上日程。不过,当时并没有界定大用户的概念,只是提出由中石油、中石化专供的工业用户,其价格均可放开,且以自用为目的不能转售。

由于对大用户未有界定,因而出现的问题是,中石油开始和省网、城市燃气等中间环节的供应商展开工业用户争夺战。而这部分用户对于三方来说,都是赖以提升利润的优质客户。不过价改部门的想法是,直供用户的市场竞争越激烈越有利于市场化。

随后半年内油价继续下滑,加上经济下行,下游的气价承受力进一步下降。2015年10月,天然气门站价格调低了0.7元/方。不过按照2011年公布的公式计算,中石油需要承受的实际降价幅度还会更大,有心人测算在1元/方以上,而这将导致上百亿的亏损。原因是,当时采用的是直线公式而非S公式,导致油价断崖式下滑后未能有波动缓和。考虑到定价方式变化带来的价差,在征求中石油意见和综合考虑各项因素之后,降幅0.7元/方的方案才最终确定。

即便是打了折扣的降幅,也超出了当时的市场预期。当时市场机构普遍预测降幅在0.4~0.5元/方。随着油气价格双跌,中石油又开始陷入了新一轮的亏损周期。

前所未有的透明度

从制定管输价格成本监审的两个办法,到放开储气库价格、化肥价格,以及推行福建省门站价格改革试点,2016年的最后三个月里,价改动作频频,不断“小步快走”。

10月出台的管输价格新规,不仅为天然气中间环节的体制改革提供了抓手,也为储气库商业模式的构建,以及管输环节与销售环节的分离提供了一系列改革基础。

实际上,管道运输价格并非横空出世,其研究制定经历了漫长的过程。从2011年开展相关研究,中间多次修改方案甚至推倒重来,直到2014年研究结束后才确定了可行方案。

在制定阶段,发改委用中石油和中石化的成本收益数据进行过三次模拟。最近一次模拟采用的是2014年的数据,得出的结论是:即使按照8%的全投资回报率计算,管输收益依旧可观。”

管输方定价方案在2015年6月正式提出征求意见,到当年年底进行了三四轮意见征求,问题卡在了管道估值溢价是否计入有效资产上。2012年,西气东输西段管线已与社保基金合资,东段还将继续引入其他资本,管道增值不计入有效成本及收益率下降,将会影响投资者信心和股东收益。中石化川气东送50%股份公开引资也面临同样问题。

对于这一争议了半年的管道评估增值问题,政策制定者和相关参与者最终以欧美监管机构的做法为参照,在成本监审办法第13条中规定“固定资产原值原则上按照历史成本核定”。这意味着,中石油、中石化关心的管道评估增值计入成本问题,被最终否决。

不过,业内对于本次办法未执行标杆费率仍存异议。实际上,发改委2014年的研究中曾考虑制定标杆费率。这种办法可以简单地概括为,所有管道执行同一个运价率,再由中石油和中石化在公司之间进行价差补贴。考虑到区域投资的差异性太大,这个办法最终被放弃。

目前,最新的管输定价方法俗称“一企一价”,既不再按照一线一价定价,而是按一个管输企业一个费率。这一改变的动因,是在过去“一线一价”的管理办法中,原本设计的管输费率三年为一个调整周期,由于监管力量不足,实际上十年都没有调整过。

据了解,管输新规主要借鉴了美国的监管办法。由于管道监管的专业性非常强,这也意味着,价格管理部门的能力建设至关重要。鉴于此,2016年12月初,发改委价格司组织各省物价部门相关人员以及具有独立法人资格的跨省管道公司集中培训了一次。从结果来看,放开了储气库价格、化肥价格之后,国内仅剩城市燃气和省网供应的30%非居民气量,以及17%的居民气量未完全放开。发改委对外的宣传口径是,“80%以上的气量由市场主导形成”。与电力类似,长期以来,天然气使用也存在着工商业对居民用气的补贴。上调居民用气价格、降低工商业用气成本,是从监管者到行业各方的基本共识。不过,有关城市燃气企业对此有不同认识,认为现行的交叉补贴虽不合理但有继续存在的依据。“实际上是很多利益集团在利用民用为工业性的、生产性的事叫唤,打着老百姓的旗号要价格不许动。”国家能源咨询委员会专家组成员周大地在接受eo采访时说。

事实上,这不到50%的气量,特别是不到20%的居民气量的价格改革,也是价改最坚硬的骨头,也更为考验监管者的智慧。

被忽略的价格波动惊喜

价格弹性的增加,可能是2016年冬保季价改成效被忽略的一大惊喜。

从2016年11月20日开始,中石油华北销售、西气东输公司、管道公司针对各区域的价格承受能力以及季节性用气差,对非居民用气在10%-15%的幅度内做出不同程度的上涨。从目前已经公布的情况来看,东北市场上浮10%与其价格承受能力较低有关,山东上浮10%与其气源充沛、供需矛盾较小有关,而华北上浮15%主要是季节性供需矛盾大的原因。

这次冬季调价,打破了长久以来“全国统一价格调整”的惯性思维。据了解,本次不同幅度的涨价仍由中石油总部给出指令,但有业内人士透露,中石油正在考虑将价格调整权限下放给各大区域销售公司,这意味着中石油将不断增加定价弹性,下游将拥有更大的议价空间。

“根据实际情况做出10%-15%之间的调整,价格不再是政府定价的概念,这就促成了价格波动。”一位业内人士评价,“而且中石油未顶格上涨20%,这本身就是天然气市场化改革带来的进步。”与此同时,这也为形成储气库体系所需具备的季节性价差条件提供了基础。

这一切得益于2015年10月气价改革中,将“最高门站价格”改为“基准门站价+上浮20%、下浮不限”的规定。“推迟一年后执行”的设定,给了中石油一年后冬季保供自主上浮的空间,也约束了当年调价后中石油直接顶格涨价20%的可能,还让市场适应了一年的基准价格,这就为制造不同区域的价格波动打下了基础。按照当时发改委的考虑,降0.7元/方后再允许上浮20%,实际上能够形成部分价格对冲,缓解中石油的抵触情绪和压力。

不过,当中石油在冬保季来临前释放涨价信号时,依旧面临下游主体的强烈反对。“我们又想要市场,又不承认市场,价格不许波动,还说要市场化,还人为压制很多企业自主行为,这怎么是市场呢?”周大地在中石油涨价遭到抨击后表示。

据了解,河北曾以“煤改气”为由反对冬季涨价,原因是“煤改气”需要中石油提高供给河北的天然气量,但河北无力承受冬季的高价气。河北的诉求,被称作“既要干净的空气,又不愿为季节性稀缺资源付费”的典型。在河北僵持不下之际,天津用户在一年前与中石油签订的上涨20%的合同,也一度面临难以执行的境地。

最终,中石油主动选择在上海石油天然气交易中心,将可调配气量发起线上挂牌交易,并承诺:凡是通过上海石油天然气交易中心平台摘牌得到的天然气,中石油将优先安排配送,并做到“先摘先得,保证送到”,确保合同的严肃性。同时,凡是冬季用气高峰实现价格上浮的用户,在夏季天然气使用淡季时给予下浮,促进天然气销售。

2016年11月17、18日,中石油华北销售公司率先在平台实现对可调配气量的交易,摘牌公司为天津津燃和天津滨达燃气两大城市燃气公司。而后除中石油外,中石化和中海油均加入到上海石油天然气交易中心的冬季保供线上交易中。

“价格的放开首先要将定价权还给企业。要专门建立市场条件来约定履行合同,对供气方和用气双方都要有要求,这套系统中国还需要建设。”周大地认为,“要干也很快,现在如果没人来表态,大家都装傻,这事就比较难了。”



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责任编辑: 李颖

标签: 天然气

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