7大问题透视中国天然气市场

问题1. 定价体系中存在两种“双轨制”

一是市场化定价与政府定价并存。例如，页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气气源价格以及LNG价格放开，由市场定价；而其他常规天然气气源价格尚由政府定价。

二是在管道气的定价中，根据用户的不同，又分为可浮动的政府弹性定价和不可浮动的政府定价。这种双轨制是导致供气企业在冬季气源紧张、成本增加的情况下供应居民用气的积极性受挫，部分地区民生用气出现短缺的重要原因之一。

问题2. 居民与非居民用气价格之间存在交叉补贴

长期以来我国居民用气的价格明显低于工商业用气价格，居民用气成本高，但价格却低，用气量越大的用户，享受的补贴越多，没有体现公平负担。另一方面，使得部分用户过度使用天然气，加大了天然气供应压力。据初步测算，2017年全国居民用气与非居民用气交叉补贴规模大致在160多亿元左右。

问题3. 产业链环节过多，抬高用气成本

天然气产业链从上游气田至终端用户涉及到长输干支管道、省域管网、城市燃气管网等多个环节。而省域网和城市配气环节过多、收费过高，不仅妨碍市场公平竞争，还提高了终端用户用气成本。据测算，在国内主要城市工业用气价格构成中，输配费占比平均水平超过40%，某些城市占比甚至超过50%，远远高于发达国家水平。

问题4. 天然气上下游价格缺乏畅通的疏导机制

我国天然气定价机制的一大特点是“分级、分段管理”，即中心城市门站价格由国家价格主管部门制定，而终端用户用气价格由省级及以下政府价格主管部门制定。

由于居民用气关系到社会民生，终端居民用气价格的调整（尤其是价格上涨时）受到各地出台的《价格听证管理办法》的约束。出于民生的考虑，一些地方终端居民用气价格调整往往与上游气源价格调整不同步，上游气源价格波动无法及时疏导至下游。

问题5. 难以及时有效反映可替代能源价格变化

目前我国天然气中心城市门站价格采用“市场净回值法”，依据等热值进口燃料油市场价和等热值液化石油气市场价按照一定折算比例计算。由于进口燃料油和液化石油气价格是市场定价，每天都有波动，而中心城市门站价格的调整间隔时间比较长，导致难以及时有效反映可替代能源价格变化。

问题6. 缺乏峰谷气价和调峰气价，尚未实现以热值计价

天然气是一个季节性波动很强的商品，需求淡季和旺季城市用气峰谷差很大。欧美国家实行天然气峰谷价，美国天然气冬夏季的价格相差50%以上，法国冬季气价是夏季的1.2～1.5倍。而我国目前缺乏峰谷气价和调峰气价。此外，我国天然气是以体积计价，无法反映不同来源的天然气热值差别。

问题7. 天然气交易中心的价格尚未真正成为市场基准价

一个完善、成熟的天然气交易中心不仅能够促进供需输多方直接交易，降低交易成本，还能及时反映市场供求，形成市场基准价。自2015年上海石油天然气交易中心试运行以来，我国从无到有搭建了直接交易平台，交易的规模也不断扩大。但受油气体制改革还不到位，管网尚未独立、竞争性市场尚未形成，价格仍被管制等多重因素制约，目前的天然气交易中心只能发现交易量，尚不能真正发现和提供市场基准价格，市场认可的仍是国家管制价格。

文章来源：LNG行业信息