摘要：目前天然气出厂价、管输费和终端配气系统的定价以国家和地方政府定价为主，而LNG定价主要采取与替代能源挂钩的机制，通过定价公式进行调整。由于LNG定价与国内目前的天然气定价机制存在很大不同，因此国内天然气定价会对LNG进口在资源引进、LNG贸易、天然气计量方式、LNG国内经营模式及国内天然气价格等方面产生影响。通过分析评价这些影响，结合我国国情和世界天然气贸易发展状况，对天然气定价机制进行了研究，以求真正实现天然气的市场化来适应天然气产业的变化，促进我国天然气工业健康、有序、稳定发展。
关键词：天然气；定价机制；LNG进口；影响
天然气产业各环节价格的合理制定既能保证天然气资源的开发和引进，又能促进天然气市场的培育和发展，合理的政府管理体制和定价机制对产业的发展起着关键作用[1]。但我国陆上天然气定价机制与LNG的定价机制有很大不同，现有定价机制对LNG进口具有一定制约作用和重要影响。
1 国内天然气定价现状
我国天然气门站销售价格按照出厂价和管输费分别定价的方式。在销售方式上，一些地区实行混合销售，一票结算；另一些地区实行分开销售，用户分别支付天然气气费和管输费，实行两票结算。终端配送用户(即各地方燃气公司)则实行由各地方政府一揽子定价，一票销售的方式[2～3]。
1.1 天然气出厂(井口)价格的管理及定价方式
现行油气田天然气出厂价格的管理规则是统一由政府实行指导价，定价机制按照企业申报，政府按成本加合理利润，并兼顾用户承受能力的原则确定，形成天然气出厂基准价，供需双方可在政府规定的基准价和浮动范围内协商确定。
天然气价格按不同生产区域和用户实行分类气价。将原国家全部计划内气量租实际执行价格水平接近计划内气价且差距不大的油气田气量划为一档气，其他气量划为二档气；并按天然气用户性质将用户分为化肥生产用气、直供工业用气和城市天然气用气等类型分别进行定价。
1993年以前，无论是对天然气实行分地区定价，还是制定全国统一定价，甚至实行价格“双轨制”时，计划内对井口价均由国家定价。唯一的变化是在1992年，天然气实行分类气价，按用途分为化肥、居民、商业和其他工业用气价格，并对当时最大的天然气生产基地四川天然气井口价实行计划内外并轨。
1993年以后，国家对天然气价格作了重大改革，实行自销天然气价格政策，并对自销气规定基准价，允许生产企业上下浮动10%。自此，天然气井口价或出厂价开始进入由国家定价和市场调节价并存阶段。企业自销气价格政策是天然气价格管理形式的突破，有利于筹集天然气勘探开发资金，同时有利于提高天然气产量和外销商品率，以满足市场需求，对天然气产业的发展起到了积极作用。
2005年国家对出厂价形成机制进一步进行了改革：①简化了分类，把天然气用户划分为化肥、直供工业和城市燃气3类，并按区域将天然气分为一档和二档气，分类确定基准价；②坚持市场取向，改变价格形式，将出厂价改为统一的政府指导价，油气田企业只能在政府指导的基准价基础上与用户在10%范围内上下浮动协商；③理顺比价关系，建立挂钩机制，天然气基准价每年调整一次，调整系数依据原油、液化石油气和煤炭价格5年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度价格调整幅度不超过8%。总的来看，这次国家确立的天然气出厂价格形成机制，理顺了过去出厂价格的混乱局面，将计划内天然气与油气田自销天然气价格进行了统一，明确了用户分类，规范了市场供应主体的行为，并初步考虑了市场供需及替代能源对天然气价格的影响。但还是未充分考虑天然气资源的稀缺性、市场对天然气需求的增长、国际市场天然气贸易的增长和巨大变化等情况。
1.2 天然气管道运输价格的定价方式
由于管道运输具有自然垄断的特点，国家对管道运输价格实行严格的政府定价，定价机制主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售，同时兼顾用户承受能力的原则规定。定价形式目前采用的是“老线老价”、“新线新价”。
“老线老价”是指由国家拨款建设或用贷款建设但已还清建设投资本息的国家管道执行国家统一运价。“老线”的管输收费标准最早是参照当时铁路货运费率按距离收费的方法制定。随着石油工业的发展和管道运输成本的上升，国家又多次调整了天然气管道运输价格。
“新线新价”是指由国内(外)贷款建设的新输气管线，采用新线新价、一线一价的管理方式，报国家价格主管部门批准后单独执行。定价机制按照补偿成本加合理利润方式规定一个综合价，然后按距离以不同的下气点分别确定。
1.3 天然气终端配气系统定价方式
天然气终端配气行业在改革开放以前和计划经济条件下，设施的投资建设和经营全部由各级地方政府负责。改革开放以后由于行业改革滞后，行政垄断局面也没有完全打破，严重影响了该行业的发展。自2002年建设部颁发《关于加快市政公用行业市场化进程的意见》的通知及国家提出进一步加快公用行业改革以来，各地把推进包括城市燃气在内的市政公用行业改革作为工作重点，积极推进市场化改革。特别是在西气东输等重要管线工程建成投产后，沿线各城市利用市场机制，招标建设了天然气终端配气工程，加快了城市燃气公司改革的步伐。目前，城市燃气企业已逐步实现了市场化，并且是多种经济成分并存。
由于终端配气系统投资大、环节多，在投资回报上目前采取的一是通过收取开户费，提前收回部分投资；二是通过天然气定价来逐步取得回报。这两部分定价都应在政府的监管下确定，但该行业透明度相对较低，存在相对高额的投资回报，该环节在产业链中仍有很大的政策调整余地和价格调整空间。因此，在该环节建立合理的定价机制将对天然气产业的发展起到重要的推动作用。
综上所述，就目前国内天然气定价现状来看，从天然气出厂(井口)定价、管道运输定价及终端配气系统定价，都是以国家和地方政府定价为主，市场调整为辅，定价机制均采取补偿成本加合理利润和兼顾用户承受能力的原则确定。上游勘探开发和中游管道运输，均是在政府严格监管下确定价格，而下游终端配气环节政府监管相对较弱，存在政策调整余地。
2 LNG定价机制
近年来，LNG国际贸易迅速增长，多元化趋势日益显著，LNG价格也产生了很大变化[4～5]。国际贸易中，LNG价格通常以美元/百万英热单位计价，定价机制与原油挂钩，并通过定价公式调整的方式。在亚洲地区，除部分印度尼西亚出口的LNG价格与其原油出口价格挂钩外，其他LNG价格多与日本进口原油综合价格指数挂钩，采用以下定价公式：LNG价格一原油价格×受原油价格影响的系数+各种因素系数。
LNG定价具有以下特点：①定价单位以能量单位(美元/百万英热单位)计价；②定价采用能源替代法，与替代能源挂钩，以天然气市场价值为基础定价，而不是以成本加合理利润方式进行；③贸易具有长期性，价格在一定幅度范围内调整。
LNG国际贸易一贯采用的原则是：签订20年或更长时间的照付不议合同，确保LNG供应链中上游的勘探开发、液化工厂建设，中游LNG运输和下游接收终端建设等各环节顺利实施，是一种上、中、下游之间相互信任、相互负责和共担风险的方式。
3 国内天然气定价现状对LNG进口的影响
目前我国天然气出厂价和管输费定价机制依据补偿成本、合理盈利的原则来确定，是相对透明的。而终端配气环节，由于政府监管力度较弱，且经营方式较灵活，价格透明度较低。当采用以成本为基础的定价方法，由于与市场相关能源价格变化联系不够紧密，不能充分反映替代能源价格水平，天然气价值就会被市场低估，可能给市场传递错误的经济信号，天然气需求就会出现虚假的增长。因此，目前国内天然气定价应使天然气价格真正实现与替代能源价格挂钩，真正体现天然气的市场价值，而不是单纯地采用成本加成的方式来进行定价[6]。
由于LNG的定价机制及贸易特点与我国陆上天然气经营有许多不同，所以国内天然气定价机制将对LNG引进产生重大影响。
3.1 LNG资源引进方面
近年来，国际原油价格处于高位，而LNG定价机制与原油价格挂钩，所以LNG价格较高；同时由于美国、印度和中国等国家对天然气需求的增长，使LNG出口国对LNG需求增长的预期较高，使得世界LNG价格一路上涨。如果选择签订长期购销协议的时机不佳，势必造成进口的LNG价格很高。当然，目前由于金融风暴的影响，油价出现了下跌，对LNG价格也造成了一定影响。应该看到，石油和天然气已经成为一种金融产品，其价格受经济发展状况影响很大。因此，LNG未来价格趋势如何变化，可能暂时还无法做出准确判断。然而，由于我国天然气未完全按天然气市场价值来定价，天然气价格偏离了其市场价值，若在此情况下签订长期合同购买LNG将造成价格倒挂，会严重影响LNG接收终端的营运，进而影响该产业的发展。
3.2 LNG贸易方面
目前国内天然气价格不能完全适应国际天然气市场的变化，国内定价机制未充分考虑替代能源的价格，因而天然气市场未完全实现市场化，从而使天然气消费出现一定的不稳定。为规避风险，LNG用户不愿签订长期合同，因此LNG贸易方式也发生了一定转变，目前已经出现了LNG短期贸易或长短期贸易相结合的形式。
3.3 天然气计量方式方面
目前国际上商品天然气计量方式主要有体积计量和能量计量。我国定价机制中采用的是体积计量方式，交易结算按体积计价；而LNG定价机制中，采用的是能量计量方式，交易结算以能量计价。国际天然气贸易采用能量计量方式的原因是天然气价格参照替代能源价格确定，替代能源价格确定天然气价格的方式是按天然气的市场价值定价；而我国的成本加合理利润的定价方式并不能体现天然气的市场价值。但从天然气市场供求关系来看，真正影响天然气价格水平的决定因素已不是个别生产企业的成本，而是能源市场的价格水平。因此，必须尽快着手研究转变计量方式来适应LNG的进口。
3.4 LNG国内经营模式方面
在国内天然气经营过程中，上游和中游往往是一家企业，下游为各城市燃气公司。具体的经营模式是由上、中游提供天然气资源和运输，以政府确定的门站价销售给下游各城市燃气公司，使城市燃气公司存在较大的利润空间。所以天然气资源提供方都希望介入终端配气环节，以获取更大的垄断利润。虽然引进的LNG价格高于目前我国陆上天然气资源的价格，但如果LNG资源引进企业直接介入终端配气行业，则天然气最终消费市场是能够接受的，这是经营模式的转变。因此，LNG资源引进企业势必会考虑采取从LNG接收终端、管网运输和最终用户一体化经营的方式，这将可能冲击到目前已形成的天然气终端市场的销售格局。当然也有可能拥有LNG接收终端的企业为终端用户提供LNG的储存、气化或管输服务的经营模式。
3.5 国内天然气价格方面
由于国内天然气定价机制与进口LNG定价机制不同，势必在国内形成两种不同的天然气价格，这将可能造成两种趋势：一是LNG的价格与国内天然气价格一致，可能使LNG经营企业出现亏损或微利，这样，天然气资源供应商势必会积极采取措施，推动提高国内天然气价格，以弥补因LNG进口造成的价格损失；二是按照LNG的定价机制，对LNG按天然气市场价值定价销售。这两种情况都将促使国内天然气定价机制发生重大变化。
4 结论
目前国内天然气定价方式对LNG进口存在诸多重要影响。结合我国国情和世界天然气贸易的发展，只有积极开展天然气定价机制的研究并逐步加以改进，真正实现天然气的市场化，才能适应天然气产业的变化，促使我国天然气工业健康、有序、稳定发展。
参考文献
[1] 张福东.中国天然气可持续发展战略研究[D].北京：中国地质大学，2005.
[2] 西气东输价格研究课题组.天然气工业定价[M].北京：石油工业出版社，2003.
[3] 张吉军.天然气定价公式设计的原则和思路[J].天然气技术，2007，1(1)：38-42.
[4] 袁海玲，赵保才，王稳桃.LNG资源和LNG贸易介绍[J]天然气工业，2005，25(5)：96-99.
[5] 郝郁.国际LNG贸易及定价研究[J].国际石油经济，2004，12(12)：32-36.
[6] 霍小丽.国外天然气定价机制及对我国的启示[J].中国物价，2008(1)：46-48.
(本文作者：谢丹 中国石油化工股份有限公司天然气分公司)
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