文|熊伟 中国石油西南油气田公司天然气经济研究所
一、新常态下天然气市场的发展
“新常态”是习近平主席在2014年5月考察河南的行程中提出来的。当时，他说：“中国发展仍处于重要战略机遇期，我们要增强信心，从当前中国经济发展的阶段性特征出发，适应新常态，保持战略上的平常心态。”
新常态最显著的特征是伴随着经济增速的回落与三期叠加。中国GDP增速从2012年起开始回落，2012年、2013年、2014年增速分别为7.7%、7.7%、7.4%，是经济增长阶段的根本性转换。中国告别过去30多年平均10%左右的高速增长。与之伴随增长速度换挡期，结构调整阵痛期，前期刺激政策消化期三期叠加。
经济新常态下的上述表现与特征不可避免地对天然气市场产生相应的冲击与影响。从2014年天然气市场发展情况看，天然气消费出现了显著的下降，首次告别了两位数的增长。2014年我国天然气表观消费量1816亿m3，同比增长6.5%，2014年消费量增速下滑的主要原因是天然气第二轮价改推出导致气源成本上涨,在经济增长减速的情况下,煤炭石油等替代能源价格下降,而天然气价格上涨的情景下,导致需求下降。
二、新常态下天然价格改革
如果从2012年开始计算中国计入新常态阶段，那么从2013年开始的价格改革可以算做是新常态下的天然气改革，从2013-2015年的三步改革，经历了以下历程，并产生了如下影响：
1. 天然气价格改革三步走历程
始于2013年的天然气价格改革，至2015年已经完成天然气价格改革的三步走，我国天然气价格将不再是按照相关的油价和石油气价格来制定，而是逐步与市场接轨，最终气源价格完全放开由市场决定，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输和配气的价格形成机制。
1987年以前，我国天然气价格完全由政府制定。此后中央政府逐渐放开对气价的制定。自2013年起至今历经了三次改革，2015年天然气价格改革方案旨在实现存量气、增量气价格并轨后逐渐实现门站价格市场化。我国天然气门站价格主要分三步进行改革。
第一步, 2013年6月发改委发布通知将天然气定价管理由出厂价调整为门站价，并区分了存量气与增量气。其中，增量气价格参照两广试点一步调整到位，存量气价格将分步调整，并计划于“十二五”末实现价格并轨。
第二步，2014年8月发改委发布通知，在保持增量气价格不变的前提下，提高非居民用气的存量气价，进一步缩小存量气与增量气的价差空间。
第三步，2015年2月28日发改委发布通知，通过增量气价下降0.44元/m3，存量气价上涨0.04元/m3，实现两价并轨。
2. 2015价格改革动力与时滞
2015年价格改革的直接动因是2014年6月来国际油价持续下跌，到2014年底，跌幅接近一半，按照2012年国家发展和改革委员会发布的天然气与原油、LPG挂钩的计算公式，原油价格下跌，天然气价格理应做相应调整，但鉴于我国目前尚没有建立天然气与原油挂钩的定期调节机制，因此，导致调整滞后。2015年2月才进行天然气价格调整。
回溯国内天然气进口价格与油价，可以发现在油价大幅下挫的2014 年下半年，国内的进口气价不降反升。原因在于国内多数天然气的合同为长协合约，部分较早签订的LNG 合约（如澳大利亚大鹏气）为闭口合同，气价保持基本稳定；而新签的LNG 合同（如卡塔尔的合同）多为与油价直接相关，管道气部分，来自中亚天然气的价格与油价同样联动，未来俄气的出口预计也是与油价挂钩。之所以进口气价不降反升，主要是有时滞影响，根据申银万国证券公司对相关系数指标研究发现，气价与油价有4-6个月的时滞。（图1）
3.未来我国天然气门站价格走势
从中长期及欧美价格改革经验看，目前的定价机制仍然处于价格完全市场化的过渡阶段，中国天然气价格改革的最终目标是实现天然气定价市场化。
未来天然气门站价格将决定于国内国际天然气供需关系、国际天然气进口价趋势、油价能否继续保持低位等多重因素。在进口气价尚未下调到位，天然气国内进口产能快速释放，国际天然气供需逐渐宽松，油价保持相对低位，全球天然气合同自由度提升利于区域间套利的大背景下，中国天然气价格中长期大概率会处于下行轨道。
从供应侧看，国内进口气源供需关系逐渐走向宽松。近年来，为了缓解国内天然气供需矛盾，中国在保证进口气源领域拓展迅猛。管道气方面，中亚C 线、D 线、中缅线、中俄东西线并进，2020年相较2014 年设计输气能力预计增长2.98倍。在LNG 接收站方面，预计到2020 年较2014年新增接受能力为3.00倍。再考虑国内天然气内生增长与潜在的页岩气、煤层气增长，预计未来国内气的天然气供需将持续走向宽松。
从需求侧看，根据各项规划预计，2020年全国销气量或将达到3750-4000亿立方米，对应2015-2020年间销气量复合增量有望达到13-15%，重点地区增速或将超越这一增速。环保驱动下的城市煤改气、加快推进的城镇气化等因素都将是天然气销量增长的重要驱动力。特别是在气价预期可能下行的新周期下，下游用户用气积极性将提升，市场对销气量增速预期将提升。
根据国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，到2020年，天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上。根据相关规划的预测，我国2020年天然气消费量将达到3750-4000亿m3。支撑天然气消费量持续增长的因素来自于城镇化推进带来居民、商业用气的气化率提升，工业“煤改气”等环保因素带来的替换需求，车用气（CNG、LNG）推广和天然气分布式能源项目的建设。
三、2013-2015年新常态下价改对天然气利用的影响
1. 2013-2014年价格调整对天然气利用的影响
随着2014年天然气价格的调整，部分省市的工业用气需求显著减少。以江西省为例，2013 年以来，江西省很多陶瓷企业纷纷放弃天然气，改用水煤气。这种污染较大的燃料在2010年之前被江西陶瓷企业广泛使用。但随着天然气管网进入江西，江西陶瓷企业纷纷改用天然气，其燃烧效率也比水煤气提高很多。然而，2013 年天然气价格改革启动，天然气价格越来越贵。与此同时，煤炭价格却一路走跌，大部分低端微利的陶瓷企业便放弃天然气，重新改用水煤气。这种现象是典型的“淘汰良币”。2014 年以来，全国经济增速放缓的大背景下，电力需求增速也下降了，各燃气电厂电厂的发电小时数都变短了。这时，天然气和煤炭价格的一升一降，使很多燃气电厂停机不发电了，将发电配额卖给燃煤电厂，靠倒卖指标为生。
2. 2015年价格调整对天然气利用的影响
由于下游客户对天然气价格及其敏感，经过2015年天然气价格并轨，将带动天然气消费量增速回升。2015年增量气价格下调，对使用增量气较多的工商业用户是一大利好。调价前国内增量气门站价格在2.50～3.00 元/立方米，此次调价后价格下降17%以上。2014 年受国际油价持续下跌影响，燃料油、LPG 等替代能源价格持续走低，国内天然气需求增速明显放缓。价格下调将增强天然气在工业用户市场的竞争力，带动天然气销量增速回升。以部分用气量大的用户如工业、化肥、LNG工厂为例分析如下：
2.1 工业用气仍将交叉补贴民用，但市场直供是亮点
国家发改委为保护居民用气的经济性，因此2015调价仍不涉及民用气，因此在主要工业省份，工业用气仍将继续交叉补贴民用，全国平均工业补贴民用1.14 元/方。调价不足以扭转工业补贴民用的现状。
2015年调价中，发改委决定在直供市场试点市场化。未来城市燃气、长输管网和跨省管网（中石油、中石化）都有可能参与到直供客户的竞争，加上此次均价下调，大工业客户有望享受到更低的价格，有利于大工业用户的用气需求的增长。
2.2 化肥用气调整滞后于工业用气
考虑到化肥企业的经济困难，国家长期对化肥用气实行优惠政策，因此化肥用气的调价滞后于工业用气，例如13 年工业用气的调价幅度为0.4 元/方，化肥用气仅提升0.15 元/方，且14 年未做调整。2015年化肥用气提价0.2 元/方，不与其他直供用户同时放开，也是为化肥企业提供一定缓冲。
此次价格下调之后，天然气与替代能源之间竞争关系略有改善，可能改善市场对天然气下游销售开拓的预期。天然气价格需要进一步下降，才能与60-70 美元油价的LPG 和燃料油竞争，促进需求增长，实现清洁能源结构转型。
2.3 LNG工厂气源价格将下调，下游需求将复苏
由于绝大多数省份LNG 工厂气源价格按照增量气执行，以0.44 元/立方米的下调幅度计算，LNG工厂气源成本下调610 元/吨左右，全国LNG均价预计下降到3700 元/吨左右，下降14%左右。由于汽柴油价格前期大幅下降，LNG 的替代性减弱，导致近期国内LNG 下游产业陷入低迷，LNG 价格的下降有利于下游需求的复苏。但亚洲LNG 现货市场的价格已经跌破7 美元/mmbtu，约合2400 元/吨，国内LNG 工厂价格优势仍不明显，预计国内LNG 工厂开工率仍将维持低位运行。
四、天然气定价改革对天然气市场影响的长期展望
1. 天然气改革有助于天然气市场长远发展
当前，我国的能源体制存在自然垄断、行政垄断、政企不分等问题，市场竞争不充分。在能源价格管理上，政府对天然气存在一定价格管制，市场在资源配置中的作用丧失，资源产品价格发生扭曲。
与石油产业相比，我国天然气产业发展相对滞后，其定价长期采用成本加成模式。这种定价模式在产业发展初期有助于市场开发，但该模式下气价严重背离市场价值。比如，2008 年国内气价约0.8 元/方，相当于汽油的1/6、柴油的1/8。过低的价格不能有效反映市场供求关系和国际价格变化，严重制约了天然气产业的发展。而过去十年国内天然气爆发增长，进口管道气与进口LNG 价格一直居高不下，如果进口气价按照国产气价执行，企业进口气业务必然造成巨额亏损，这将打击经营者进口天然气的积极性。在上述大背景下，2011年，国家发改委启动广东、广西市场净回值试点，将天然气销售价与燃料油和LPG 两种可替代能源挂钩。2013 年，发改委将两广经验推广全国，并提出区分存量气（2012 年实际使用气量，约1120 亿立方米）和增量气（为超出部分），增量气价格一步调整到与可替代能源保持合理比价的水平；存量气分布调整，“十二五”末调整到位。在能源价格改革上，核心理念是放开竞争性环节价格。
为进一步推进天然气定价市场化，发改委放开直供气门站价格市场化试点，成立上海石油天然气交易中心，气价市场化进一步深化，有助于破除垄断推动产业链利润再分配。2014年底上海市政府批准组建上海石油天然气交易中心，直供用户用气量将进入交易中心交易。交易中心将可提供长期、中短期合同已经现货交易等多样化的交易产品，为进一步深化气价市场化提供平台基础。体制改革加速：采购权放开、成长的第三极打开。2015年1月，由国家发改委协调、新华社主导、上下游企业深度参与出资组建上海石油天然气交易中心开始筹建，意在提高国内在东亚地区进口天然气定价体系中的话语权，建立以我国为主导的石油天然气交易中心。
2. 欧美天然气价格改革推动天然气利用的经验可供中国借鉴
“净回值法”只是过渡阶段，纵观美国、加拿大、英国等地天然气市场发展历程，发达国家天然气价格改革大致都经历了三个阶段：一是传统固定价格阶段（采用成本加成法），二是天然气价值定价阶段（采用净回值法、加权定价法），三是竞争性市场形成阶段。
天然气价格改革在美国取得了极大成功。中美两个国家客观上具备可比性，美国就是中国最好的模板：美国天然气改革客观上造成了页岩气繁荣，天然气供给迅速增加，实现能源自给；供给迅速上升导致天然气价格下降，带来需求迅速增加。
欧洲天然气价格改革也取得了突破性进展。从欧洲天然气交易中心的发展经验来看，天然气气价对供求变动反应极为灵敏，通过多年发展逐步形成了与油价挂钩定价为主、现货气价挂钩为辅的混合定价机制，更多的天然气交易采取了与气价挂钩的定价方式。到2013年，使用欧洲天然气交易中心定价的比例已经达到47%。
目前，中国的天然气价格改革还处于第二阶段，但随着新常态下我国天然气市场化进程的加快，供应量增加，同时环保政策实施力度加大，我国天然气市场中长期将出现需求稳步增长，供应持续增加，定价机制日趋合理的格局。
五、政策建议
1. 尽快深化城市燃气居民用气价格改革
从近3年价格改革的实践看，城市燃气的价格改革滞后于非居民用气，导致居民与工业用气价差越来越大，导致了对工业用气的抑制。国外天然气定价的经验表明，居民用气价格往往是工业用气价格2倍左右，对城市燃气实施低价格，造成事实上的价差补贴，不利于天然气市场的持续健康发展，因此，还需要深化对城市燃气的价格改革，使之更合理化。
2. 加快推进上海天然气交易中心建设，为直供用户定价提供参考依据
根据2015年的价格改革思路，将对直供用户试点市场化定价，然而由于定价的依据的缺乏，直供用户的市场化定价还缺乏参考依据。根据美国和欧洲天然气市场化定价的经验，利用天然气交易中心定价是市场化定价的主流形势。而上海市天然气交易中心的成立，无疑为直供用户的气价定价提供了参考依据，因此，需要加快推进上海市天然气交易中心建设，尽快培育起包括天然气供应商、中间商在内的用户主体，促进市场交易规模的稳定增长。
3. 积极推进市场的开发与增长，平稳应对新常态对天然气市场的不利影响
由于新常态的特征导致的三期叠加，对天然气市场带来一些不利影响，如需求增长下降，局部地区销售出现困难。但上述困境是短期的，从天然气中长期发展考虑，在价格市场化的背景下，随着天然气供应的宽松，天然气价格总体呈现下降趋势，有利于需求的增加。因此，应该坚定对未来天然气市场开发的信心，在困难时期做好对市场的调查、市场的增长点、价格承受能力及财政补贴等因素的综合分析，积极推进市场的开发与增长。（来源：《经营管理者》，2015年12月·中期）
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