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天然气价格市场化改革加速落地

2018-06-11 10:24   来源:京信网

  近日,国家发展改革委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》,决定自6月10日起,将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,今后居民用气具体门站价格将实现由市场主导的弹性机制管理。专家认为,这是我国天然气价格市场化改革的关键一步,标志着我国天然气在门站价层面完全形成了以市场为主导的价格机制。

  一、《通知》主要内容、出台原因及意义 主要内容。一是理顺居民用气门站价格,建立反映供求变化的弹性价格机制。将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,价格水平按非居民用气基准门站价格水平(增值税税率10%)安排。供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格,实现与非居民用气价格机制衔接。方案实施时门站价格暂不上浮,实施一年后允许上浮。最大调整幅度原则上不超过每千立方米350元,剩余价差一年后适时理顺。二是推行季节性差价政策,鼓励市场化交易。供需双方利用弹性价格机制,在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系,消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮,消费淡季适当下浮,利用价格杠杆促进削峰填谷,鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力。鼓励供需双方通过上海、重庆石油天然气交易中心等平台进行公开透明交易,充分发挥市场机制作用,形成市场交易价格。三是合理疏导终端销售价格,从紧安排调价幅度。居民用气门站价格理顺后,终端销售价格由地方政府综合考虑居民承受能力、燃气企业经营状况和当地财政状况等因素,自主决策调整幅度、调整时间,调价前须按规定履行相关程序。2018年如调整居民用气销售价格,原则上应在8月底前完成。各地要按照《国家发展改革委关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》和《国家发展改革委印发<关于加强配气价格监管的指导意见>的通知》等文件要求,加强省内管道运输和配气价格监管,减少供气中间环节,降低过高输配价格,并结合居民阶梯气价制度的完善,降低一档气销售价格调整幅度,更好地保障居民基本生活。四是对低收入群体等给予适当补贴,保障基本民生。居民用气价格理顺后,对城乡低收入群体和北方地区农村“煤改气”家庭等给予适当补贴。补贴由地方政府承担主体责任,中央财政利用大气污染防治等资金渠道加大支持力度。

  

  出台原因。一是平均门站价格低于供气成本。我国天然气实行分级管理,门站价格由国家管理,门站以下销售价格由地方管理。门站价格自2010年以来一直没有调整,不仅低于进口气供应成本,也低于国产气供应成本。既不利于保障居民用气供应,也不利于天然气行业持续健康发展。二是现行居民用气门站价格实行上限价格管理,价格机制缺乏弹性,不能灵敏反应市场供求变化,不利于资源优化配置和高效节约使用。三是执行争议不断,加大监管难度。居民用气门站价格低于非居民,易导致供需双方“钻空子”,影响市场运行效率,也不利于政府监管。

  意义。综合专家观点:一是天然气门站价格环节改革完成。近年来天然气价改主要侧重于非居民用气,居民用气价格改革相对滞后,价格水平低于非居民用气。从门站价格体系角度看,本次政策的里程碑意义在于,天然气门站价格体系改革的最后一块拼图完成,我国天然气价格市场化改革加速落地。二是交叉补贴有望逐步化解。居民用气配气成本高于非居民用气,但价格却长期显著低于非居民用气,由此产生的“交叉补贴”现象是天然气行业推进市场化改革难以回避的争议焦点。分析普遍认为,此次国家层面理顺居民用气门站价格后,交叉补贴将得到有效缓解。三是有利于增强天然气供应保障能力。中国人民大学经济学院副院长郑新业指出,燃气企业从自身角度出发,在供气紧张时有动机将民用气转卖为非民用,影响居民供气。理顺居民用气价格,不仅消除了供需双方长期争执不下的矛盾焦点,还有利于多方协作,共同加强天然气供应保障能力。四是有利于形成天然气价格联动机制。长期以来,我国对公用事业领域民用价格的调整较谨慎,但天然气进口依存度近40%,越来越要求价格机制向市场化靠拢。中国石油大学教授刘毅军认为,2013年以来,非居民用气价格机制改革已取得很大进展,但居民用气价格调整一直滞后。此次理顺机制,就是要将居民用气与非居民用气价格衔接起来,形成统一的天然气价格联动机制。

  二、对天然气产业及物价的影响分析 对天然气产业的影响。极大利好上游企业。招商证券研报认为,6月10日的居民门站价格上浮,受影响的居民生活用气量占天然气消费量比例约20%,若2018年我国天然气消费量较2017年增长15%,则2018年6月—2019年6月,预计影响的居民消费气量约为546亿方。按居民门站价格上调0.29元/方—0.35元/方计算,影响上游企业的利润约为138亿元—166亿元(其中归属2018年的净利润约为80亿元—97亿元)。2019年6月的调价,由于居民和非居民价格并轨无法区分,因此调价针对的气量为全部天然气消费量。假设2019年全年天然气消费量在2018年基础上同比增长15%,则2019年6月调价后,受影响气量约为1830亿方。门站价格在均价1.69元/方上浮10%—20%,带来的2019年上游企业净利润影响约为269亿元—538亿元。两次调价影响净利润合计约为407亿元—704亿元,对上游企业构成极大利好。对中游企业影响中性。天然气行业中游主要是管输业务,管输费类似过路费,由物价部门制定价格,与门站价格和终端售气价格无关,因此本次调整基本不受影响。下游企业短期利润受影响。中信建投研报认为,下游城市燃气运营商的商业模式一般为按照门站价格采购天然气,加上城市配气费等,按照终端价格销售给最终用户,但终端销售价格需听证才能调整,听证会的召开和落实需要时间。因此,在门站价格调整后、终端价格调整前这段时间,城市燃气运营商的利润将受影响。但长期来看,终端价格也将进行市场化调整,并传导至最终用户,对企业长期利润影响不大。居民天然气或迎来高速发展期。招商证券研报认为,本次居民用气门站价格的提升,利好上游企业的同时,也使居民用气成为天然气上游企业利润增长的一大来源。上游动力增强,会使气源更加充足,而上游企业政策向居民端倾斜,也会极大促进中下游企业开拓居民用气市场。

  

  对居民实际生活影响较小。国家发展改革委有关负责人表示,由于各省门站价格调整幅度不一,因此相应各地终端销售价格调整幅度也不同。对城镇居民家庭,每户每月基本生活用气20立方米左右,按最大调价幅度每立方米0.35元测算,每月增支7元左右;且对城镇低收入群体,通过采取发放补助、提高最低生活保障标准等措施后,其基本生活不受影响。北方地区农村“煤改气”家庭,给予补贴后负担基本不增加。

  2018年CPI或将上涨。国家发展改革委有关负责人表示,理顺居民用气门站价格涉及的气量只占国内消费总量的15%左右,按终端销售价格最大提价幅度每立方米0.35元、2018年8月份全部疏导测算,影响2018年CPI上升0.02个百分点左右。考虑到地方销售价格调价幅度低于0.35元,对CPI的影响会更小。

  2019年燃气门站价或提升10%—20%。虽然本次改革减少了上游天然气成本与收入倒挂程度,但居民与非居民用气门站价仍有差距。考虑到油价将在未来很长一段时间内维持高位,2019年我国允许整体门站价上浮20%以内,为理顺天然气产业链价格,业内预计2019年6月我国门站价格或进一步上浮10%—20%。

  三、我国天然气定价改革历程 时间 定价类型 定价机制

  

  2010年5月 提高出厂基准价 油气田出产基准价格每千立方米均提高230元,取消双轨制;出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮10%,下浮不限

  2011年12月 天然气价格形成机制 成本加成定价改为按“市场净回值”方法定价;选取计价基准点和可替代能源品种;在计价基准点基础上考虑天然气流向和管输费用,确定各省市门站价格;根据可替代能源价格变化每年调整一次门站价格,逐步过渡到每半年或按季度;放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格,实行市场调节

  2013年7月 天然气价格调整 天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节;页岩气、煤层气、煤制气出厂价格及液化天然气气源价格放开,由供需双方协商确定;需进入长输管道混合输送并一起销售的执行统一门站价格,单独销售的双方协商确定;增量气门站价格调整到2012年下半年可替代能源价格的85%,不再分类;存量气门站价格适当提高:化肥用气提价幅度不超每千立方米250元,其他用户用气不超每千立方米400元

  2014年8月 调整非居民用存量天然气价格 非居民用存量气最高门站价格每千立方米提高400元;放开页岩气、煤层气、液化天然气及煤制气出厂价格,由供需双方协商确定

  2015年4月 非居民用气存量和增量气并轨 增量气最高门站价格每千立方米降低440元,存量气最高门站价格每千立方米提高40元

  2015年11月 非居民用气价格下调执行基准门站价格 非居民门站价格下调0.7元;降低后的最高门站价格水平作为基准门价格,供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格

  2016年8月 加强地方天然气输配价格监管,降低企业用气成本 通过成本+准许收益的原则核定管输费,负荷率不低于75%的管道的税后准许全投资收益率为8%

  2017年6月 加强配气价格监管 配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定。准许成本根据政府成本监审核定,其中供销差率不超过5%;管网折旧不少于30年。准许收益为有效资产回报率不超过7%

  2017年8月 降低非居民用天然气基准门站价格 非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元,自2017年9月1日起实施

  2017年8月 核定天然气跨省管道运输价格 核定中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业管道运输价格。供需双方可在合同中约定气源和运输路径,协商确定气源价格;管道运输企业按规定的管道运输价格向用户收取运输费用,自2017年9月1日起实施

  2018年5月 理顺居民用气门站价格 将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排,供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。方案实施时门站价格暂不上浮,实施一年后允许上浮。目前居民与非居民用气门站价差较大的,此次最大调整幅度原则上不超过每千立方米350元,剩余价差一年后适时理顺,自2018年6月10日起实施

  四、国外天然气价格的定价方法 1、北美与英国:不同气源间的竞争定价

  

  北美(美国、加拿大)和英国实行不同气源之间的竞争定价。这三国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预,但随着天然气市场与监管政策的发展,供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应,用户能够在众多供应商中自由选择,管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上,天然气作为商品的短期贸易在很大程度上取代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽(HenryHub)为核心的定价系统,在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点(NBP)。尽管采用相同的商品定价机制,但北美与英国的天然气市场是相互独立的。

  2、欧洲大陆:与油价挂钩的定价政策

  欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在1962年针对格罗宁根(Groningen)超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与3种石油燃料(柴油、高硫和低硫重质燃油)的市场价格按照百分比挂钩,然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用,进而影响东北亚的LNG定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场,但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割,至今还没有做到像美国那样的自由准入和市场流动性。

  3、东北亚:与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价

  东北亚(日本、韩国、中国台湾、中国大陆)的LNG贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电,因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状,但目前尚无供需双方都能接受的其他方式,只能通过设定JCC封顶价格和封底价格的方式来规避风险。

  4、俄罗斯与中亚地区:双边垄断的定价模式

  俄罗斯与中亚地区采用双边垄断(垄断出口和垄断进口)的定价模式,通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。

  五、推动天然气价格市场化改革的建议 

  为推动天然气价格市场化改革,专家纷纷建言献策,主要是:一是要完善价格法。专家认为,未来随着天然气行业实现网销分离,气源价要实现随行就市,管输和配气价格由政府制定,居民价格听证需听证的应是机制和成本变动,而非气源价格本身,因此,应对价格法的相关条款进行修改、完善,以适应改革需要。二是要建立上下游价格联动机制。按照“管住中间,放开两头”的总体改革思路,天然气气源和终端销售价最终应由市场形成,未来改革是在终端层面实现市场主导,同时建立上下游价格联动机制,最终实现气源价格和终端销售价格完全放开。而终端价格市场化,需将配售分离,分离前提是配气成本可单独核定。从政策制定角度看,管网独立已箭在弦上。

 
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