董邦国 何春蕾 张 颙

1.大连民族大学国际商学院 2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所 3.中国石油天然气集团有限公司财务部

0 引言

2017年5月国务院发布的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出，改革油气管网运营机制，分步推进国有大型油气企业干线管道独立，分开管输和销售，实现油气管网向第三方市场主体公平开放[1]。2019年12月国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）挂牌成立，标志着中国油气管网运营机制改革进入实质性实施阶段。以2013年在全国推广天然气门站价格管理机制为起点，中国花费了数年时间完成了天然气产供储销价格形成机制的重建。根据欧美国家的经验，管网运营机制改革客观上要求中国再一次重建天然气产供储销的价格形成机制，为此国家发展和改革委员会（以下简称发改委）于2018年委托中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）、中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）、中国海洋石油集团有限公司（以下简称中海油）和上海石油天然气交易中心等单位就价格机制的重建问题开展前瞻性研究；国家能源局于2019年把气价改革与管网改革协同推进机制的研究列为重点研究课题并就课题研究的承担单位向社会公开招标，表明了政府部门对价格机制重建问题的重视。

为了推动中国天然气产供储销价格形成机制的再次重建，笔者调研了欧美国家在管网运营机制改革前后天然气价格的运行方式和管理经验，深入分析了中国天然气价格管理的现状与存在的问题；在此基础上，提出了为适应管网运营机制改革，重建中国天然气产供储销价格形成机制的具体内容和时间表。

1 对欧美国家经验的考察

欧美国家的经验表明，天然气工业的价格形成机制必须与管网运营机制相适应，管网运营机制改革后天然气工业与市场的运行方式将发生根本性变化，从而要求重建天然气产供储销价格形成机制。

1.1 管网运营机制改革前

在管网运营机制改革前欧美天然气工业的运行方式典型地表现为：生产商负责天然气勘探、开采、集输和净化，在生产区按照气源销售价格将天然气销售给管道公司；管道公司负责天然气远距离运输和储存，在 “城市门站”或“工厂门站”按照门站销售价格将天然气销售给地方配送公司或管道直供大用户等下游买方；地方配送公司则负责区域配送并按照终端零售价格将天然气销售给家庭、商业和中小工业用户。生产商与管道公司之间，管道公司与下游买方之间，普遍签订包含照付不议、保证供应等约束性条款的长期购销合同，合同期限可以长达10年、20年甚至更长[2]。

有两种机制用于形成生产商的气源销售价格：政府管制和买卖双方谈判。在北美地区，生产商的气源销售价格在很长一段时间里受到政府以成本加成为基础的价格管制，实践证明这种管制是不成功的，并最终导致20世纪70年代美国州际间天然气供应短缺以及加拿大产气省份与用气省份政治关系的紧张；在欧洲地区，生产商的气源销售价格采取买卖双方谈判的办法，价格谈判的基础是天然气的市场净回值并与石油产品的价格建立指数化关系。随着欧洲天然气工业发展的不断成熟，市场净回值定价也受到了越来越多的批评：生产商和管道公司利用这种定价方法最大限度地获取天然气工业的经济剩余，使得所有天然气用户所支付的价格远远超出了天然气在竞争市场中所能达到的水平[3]。

管道公司的门站销售价格、地方配送公司的终端零售价格均为捆绑式价格并由两个部分构成：天然气采购成本和自身的运输、储存或配送成本（含合理的投资收益）。在北美地区，管道公司的门站销售价格和地方配送公司的终端零售价格均严格受政府以成本加成为基础的价格管制，其中天然气采购成本按照“购气成本调整条款”直接转移给下游买方，自身的运输、储存或配送成本（含合理的投资收益）按照成本加成原则确定。在欧洲地区，管道公司的门站销售价格和地方配送公司的终端零售价格很少受到政府严格的以成本加成为基础的价格管制，通常采用将成本加成定价和市场净回值（或市场价值）定价相结合的定价方法[4]。

1.2 管网运营机制改革后

为促进天然气竞争，在20世纪80年代中期—90年代初期，美国、加拿大和英国率先对本国的管网运营机制进行改革，受其改革成功的影响，包括欧盟成员国在内的许多国家也相继对本国的管网运行机制进行了改革，一些国家的管网运营机制改革已扩展到地方配送领域。管网运营机制改革前，管道公司的运输系统并不对外开放，而是通过提供从采购到运输、储存和销售一揽子供气服务，实现对其所服务市场的垄断经营；管网运营机制改革后，管道公司向所有管道进入者提供公平准入运输服务，这样上游生产商就可以自由地将其生产的天然气出售给任何感兴趣的下游买方，下游买方也可以自由地选择他们最满意的上游生产商，从而在生产商之间形成为争夺下游买方而进行的竞争，这一竞争模式称为气—气竞争。

欧美国家的经验表明，管网运营机制改革后天然气工业与市场的运行方式发生了根本性变化，从而使得天然气产供储销的价格形成机制发生了深刻变革，主要体现在以下几个方面。

1）对天然气、运输和储存服务分别定价。管网运营机制改革后下游买方需要就天然气商品、运输服务、储存服务分别购买，每一种服务的获得成本更为明确，据此设计最优化的供应服务组合以满足其特定需求，因而需要采取非捆绑定价方式，分别制定天然气商品、运输服务和储存服务的价格。其中天然气的价格不再受政府管制而是通过市场竞争形成，运输和储存服务的价格通常受到政府以成本加成为基础的价格管制。

2）天然气市场中心在形成天然气价格方面发挥了关键性作用。管网运营机制改革后，买卖双方可以自由地选择，过去那种事先约定价格的长期合同变得越来越不适应，大量的天然气通过短期合同以现货方式进行交易。天然气市场中心是天然气现货集中交易的场所，具有发现价格功能，比如位于美国路易斯安那州的亨利中心是北美最著名的天然气市场中心，由纽约商品交易所（NYMEX）报出的亨利中心价格成为北美天然气价格基准；由英国国家管网公司运营的全国平衡点（NBP）是欧洲最著名的天然气市场中心，由伦敦国际石油交易所（IPE）报出的NBP价格对英国乃至欧洲市场的天然气价格都具有重要的影响。

3）利用天然气金融市场管理价格风险。现货市场流动性强，天然气现货价格更能准确反映天然气当前的市场价值，从而使天然气定价变得更有效率；另一方面，现货价格具有不稳定性，市场参与者暴露在价格风险中，为管理价格风险期货市场开展了天然气期货，天然气金融市场应运而生，在管网运营机制改革后其重要性日益增长[5]。

2 中国天然气价格管理的现状

与欧美国家不同，中国在天然气工业与市场发展的早期阶段采取的是制定非捆绑价格而不是捆绑价格，实践证明这种做法有很大的局限性。以2013年在全国推广天然气门站价格管理为起点，中国花费了数年时间完成了天然气产供储销价格形成机制的第一次重建，中国的经历从另一个角度证明了天然气工业的价格形成机制必须与管网运营机制相适应。

2.1 天然气价格管理的演变

在2013年7月对天然气实行门站价格管理前，国务院价格主管部门（发改委）负责制定中石油、中石化、中海油等产运储销一体化上游供气企业的天然气出厂价格和管输价格（含储气库的储气费），上游供气企业就这两个价格与城市燃气公司、直供大用户等下游买方分别结算，其中管输价格按成本加成原则制定，出厂价格并无明确的价格形成机制，主要是根据天然气的供需形势、上游供气企业的盈利状况进行不定期调整，其中海上生产的天然气出厂价格由供需双方协商确定。城市燃气公司的终端零售价格由地方价格主管部门按照成本加成原则制定。

随着中国天然气供应方式向气源多元化、运输管网化方向发展，特别是较高价格的境外天然气的大规模引进，出厂价格和管理价格分别制定、分别结算的非捆绑定价方式已不适用，主要原因在于：①在上游供气企业产运储销一体化的经营模式下，下游买方接受的是运输与销售捆绑式供气服务，他们无法区分所购买的天然气来自哪些气源，通过哪些管道运输，从而给价格确认和结算带来困难；②由于进口气价格远高于国产气，面临资源配置困难问题，也就是让谁使用价格高的进口气，让谁使用价格低的国产气。由于以上原因，从2013年7月起发改委规定上游供气企业的门站销售价格，上游供气企业与下游买方直接按门站销售价格结算。门站销售价格不分气源和运输路径，只与消费地（省份）有关，并适当拉大了东部省份与西部省份的价格差，东部省份的用户不仅要承担正常的管输费，还要多承担一部分进口气成本[6]。

实行门站价格管理后发改委按照先易后难的原则，采取“先非居民后居民”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，花费了数年时间完成了天然气产供储销价格形成机制的重建。考虑到中国天然气对外依存度较高以及进口天然气的价格与国际市场油价挂钩，最初发改委建立了天然气门站价格与油价挂钩的动态调整机制，但实践证明与油价挂钩机制在国内市场很难推行，这项政策后来不再执行，取而代之的是采取价格浮动政策。目前发改委将执行门站价格政策的天然气分为两类：①执行政府指导价的天然气，采取“基准价+浮动幅度”的管理办法，上浮的浮动幅度最高不超过20%；②门站销售价格完全市场化的天然气，实际执行中仍参照“基准价+浮动幅度”的管理办法执行，区别在于上浮的浮动幅度理论上不受最高不超过20%的限制。总体看，现阶段发改委对门站价格采取政府管控与市场调节相结合的管理办法，在实际工作中主要是通过对价格浮动幅度的临时干预来达到与现行市场条件相适应的政策目标。

实行门站价格管理后，管输价格作为上游供气企业的内部结算价格不与下游买方发生直接的联系，但发改委仍然直接制定管输价格，以便为下一步改革管网运营机制奠定基础。2017年9月发改委按照2016年10月发布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》重新核定了跨省管道的管输价格，该管输价格中不再包含储气库的储气费；2016年10月下发的《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》（发改价格规[2016]2176号）中规定，储气服务价格由供需双方协商确定，储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。

2.2 现行价格形成机制的特点

中国现行的天然气价格机制是在中国现有的天然气工业结构基础上形成的，与中国天然气工业现行的产运储销一体化结构相适应，对中国天然气工业与市场的健康、可持续发展发挥了积极的促进作用。但同时也要看到，现行价格机制仍在完善中，天然气价格改革仍然在路上。概括起来，现行价格机制的特点主要体现在以下几方面：

1）门站销售价格在中国天然气产供储销价格体系中处于主导地位，国产气的出厂价格、进口天然气的到岸价格、管输价格、储气库的储气费以及进口LNG接收站的气化费等，仅仅是作为产运储销一体化的上游供气企业的内部结算价格，无论水平高低，均与下游买方无关。

2）门站销售价格作为捆绑价格，并不透明，也很难形成明确的定调价规则，政府价格管理部门根据市场供求状况、国家整体经济形势以及上游供气企业天然气业务的整体效益情况，对上游供气企业的门站销售价格进行调控。在上游供气企业内部，各项天然气业务的效益状况差异很大，例如中石油作为中国最大的上游供气企业，天然气进口业务严重亏损，2019年亏损307.1亿元，进口业务亏损主要是通过管道运输业务的利润弥补[7]。

3）发改委调控门站价格需要考虑诸多非成本因素，使得门站销售价格并不以构成门站价格各项业务的成本及其合理收益为基础而形成，从而不可避免地导致以下问题：①由于缺乏成本补偿机制，上游供气企业对开发难动用储量、冬季保供期间增加进口、投资建设储气库等推动供气成本上升的业务缺乏积极性，尽管开展这些业务符合市场发展需要；②整个天然气工业与市场的价格存在比较严重的扭曲现象。从纵向看，上游勘探开发和进口承担的投资和经营风险最大，但所获得的投资回报率很低，中游管道运输和下游城市配送承担的投资和经营风险较小，但获得的投资回报率较高；从横向看，不同用户之间存在严重的价格交叉补贴现象，主要是非居民用气向居民用气提供价格补贴，非居民用气中工业用气向采暖等民生用气提供价格补贴[8]。

3 价格形成机制重建的具体内容

为适应管网运营机制改革，结合中国的实际情况，建议从以下几个方面推进价格机制的二次重建。

3.1 由捆绑定价改为非捆绑定价

欧美国家的经验和中国的经历都表明，天然气工业的价格形成机制必须与管网运营机制相适应，提供捆绑供气服务时必须制定捆绑价格，运销分离后必须采取非捆绑定价。管网运营机制改革后，如果继续制定捆绑门站价格，天然气继续分散在各个城市门站或工厂门站实现交易，就会限制天然气竞争，就不会形成气—气竞争型的天然气市场，就不会有天然气市场中心的出现和天然气市场价格的形成。中国改革油气管网运营机制的目的是为了分开运输和销售并通过运销分离、管网公平准入促进天然气竞争，释放市场活力，最终实现“放开两头、管住中间”。门站价格是一种运销捆绑价格，在运销已经分离的情况下继续长时间地实行门站价格管制，将会影响油气管网运营机制改革目标的实现。

采取非捆绑定价对中国推进天然气价格改革尤为重要，很多在门站捆绑定价方式下很难解决的问题，在非捆绑定价方式下将会很好地得到解决：①以制定非捆绑价格为契机，理顺天然气产业链价格，解决季节调峰定价问题和消除用户之间的价格交叉补贴现象；②制定非捆绑价格，用户购买什么服务就支付什么价格，可以很容易地解决管网独立后管输费在确认和结算上所面临的困难，同时由于有了明确的成本补偿机制，也有利于促进难动用储量开发、冬季保供期间增加进口、加快储气设施建设等符合市场需要但企业缺乏积极性的业务开展；③制定非捆绑价格，不仅可以增加价格透明度，形成明确的定调价规则，还可以为实现天然气能量计价、加快发展天然气市场中心、形成天然气市场价格创造条件。可以说，改革天然气工业的定价方式，由制定捆绑价格改为制定非捆绑价格，就等于抓住了中国天然气价格改革的牛鼻子。

因此，为适应管网运营机制改革，中国需要不失时机地调整天然气工业的定价方式，分别制定气源销售价格以及管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施的服务收费价格，取消门站价格管制。为促进天然气竞争，尽快形成多主体多渠道上游资源供应，结合新颁布的从2020年5月1日起实施的《中央定价目录》，采取非捆绑定价方式后，除在特定区域市场拥有市场支配地位的上游供气企业供应给城市燃气公司的陆上国产常规天然气、通过2014年底前投产的进口管道气项目进口的管道天然气，气源销售价格继续执行政府指导价，其他天然气的气源销售价格均执行市场调节价。中国天然气价格改革的目标是“放开两头、管住中间”，随着气—气竞争型市场的形成，条件成熟时放开所有的气源销售价格，由市场竞争形成。

3.2 理顺天然气产业链价格

理顺天然气产业链价格，需要尊重天然气工业与市场的发展规律，使上中下游各环节所获得的投资回报与其所承担的投资及经营风险相匹配[9]。

3.2.1 理顺国产气的气源销售价格

气源销售价格继续受政府管制的陆上国产常规天然气，由发改委按照准许成本加合理收益原则制定，由于勘探开发的投资风险远高于管道运输的投资风险，参照国际经验，准许收益率按照发改委核定管输价格时的准许收益率的2倍确定并实行冬夏季差别定价，以反映天然气生产企业参与季节调峰的成本[10]。

3.2.2 理顺中间环节的管道运输价格、储气库的储气费和LNG接收站的气化费

储气库的储气费目前实行市场调节价，实践证明该项政策很难落地。LNG接收站的气化费由省级价格主管部门制定，但各地掌握的标准差异很大。中间环节的天然气基础设施服务收费应由发改委按照准许成本加合理收益原则统一制定，或者由发改委制定指导意见各地按指导意见核定价格。中国天然气的对外依存度较高且进口价格也较高，为减轻用户负担，促进天然气进口，天然气基础设施的准许收益率应控制在一个合理范围内。发改委2016年10月发布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》规定，管道运输的准许收益率为税后全投资收益率8%（当管道负荷率达到75%时才能取得这一收益率），这一值有些偏高，核定价格时将中间环节的天然气基础设施股权资本收益率控制在7%～8%比较符合中国的实际情况。天然气基础设施服务收费应借鉴国际经验，区分固定服务和可中断服务分别制定收费价格并采取“容量费+使用费”的两部制收费方式，这不仅有利于提高天然气基础设施的利用效率，也有利于解决季节调峰定价以及消除用户之间的价格交叉补贴等问题[11]。

3.2.3 理顺下游环节的输配气价格

对于省内管道，应按照中共中央、国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的要求，分开管输和销售，实现管输服务向第三方市场主体公平开放，管输价格严格按照发改委的有关规定核定；对于城市配气管网，应借鉴欧美国家的经验，提供两种服务供用户选择：①单纯的输气服务，满足具有自主从上游采购能力的大工业用户的运输服务需要；②运输与销售捆绑供气服务，满足不具有自主从上游采购能力的家庭用户、商业用户和中小工业用户的供气服务需求。无论提供哪种服务，均应严格按照准许成本加合理收益原则核定价格。发改委2017年6月下发的《关于加强配气价格监管的指导意见》规定、核定地方配气价格时全投资税后准许收益率不超过7%，考虑到地方输配气管网的投资风险通常低于长输管道的投资风险，核定价格时应将地方配气管网的股权资本收益率控制在7%以下。

3.3 妥善解决进口天然气的定价问题

主要是解决在非捆绑定价方式下中石油气源销售价格受政府管制的进口管道气的定价问题，包括通过中亚管道A、B和C线以及中缅管道进口的管道天然气。一种解决办法是进口气价格高来高走，谁使用谁负担，此办法的缺点是面临资源配置困难问题。由于进口气价格远高于国产气，让谁使用价格高的进口气、让谁使用价格低的国产气的资源配置困难问题，不会因管网运营机制改革而自动消失。

笔者推荐的解决办法是：气源销售价格受发改委管制的进口管道天然气，继续按照国产气供同类用户的价格执行，其中通过中亚管道A、B和C线进口的管道天然气，气源销售价格执行新疆各油田国产气的出厂价格，通过中缅管道进口的管道天然气，气源销售价格执行中石油西南油气田公司国产气的出厂价格，天然气进口企业因购销价格倒挂而形成的销售亏损，通过国家管网公司向管道用户收取管道附加费的方式解决，国家管网公司收取管道附加费后转交给天然气进口企业。采取上述办法解决进口天然气的定价问题，实际上是将进口气到岸价格相比国产气出厂价格高出的部分主要是由东部地区的用户承担，与发改委通过制定门站销售价格解决进口天然气的定价问题异曲同工，因而也有利于实现由捆绑定价向非捆绑定价转变。

管网运营机制改革要妥善解决此前签订的照付不议合同问题也是国际惯例，笔者推荐的办法实际上是借鉴了美国的做法。美国在20世纪80年代改革管网运营机制时，联邦能源监管委员会（FERC）在1987年发布了第500号令，该项命令免除了州际管道公司的照付不议责任，允许管道公司为修改或终止与生产商的照付不议购买合同，支付给生产商的赔偿款通过收取管道附加费的方式转移给管道用户，前提条件是管道公司要接受提供公开准入运输服务[12]。中国不可能因为改革管网运营机制而提前终止与境外供应商签订的长期照付不议进口合同，在这种情况下，上游供气企业为引进境外天然气而建设的管道被剥离后，其进口价格相比国产气出厂价格高出的部分，可通过国家管网公司收取管道附加费转移给管道用户，与美国改革管网运营机制时解决州际管道公司照付不议责任的做法并无二致。

3.4 改体积计价为能量计价

能量计量计价是天然气国际贸易和世界大多数国家采用的天然气交接及计量收费方式，中国是为数不多的仍在使用天然气体积计量计价的国家之一[13]。对天然气实行能量计量计价要比体积计量计价更为科学、公平和公正，中国对天然气实行能量计量计价在技术上并无障碍，主要还是一个必要性与紧迫性如何取舍的问题。在中国，作为产运储销一体化的上游供气企业，中石油、中石化和中海油的天然气供应系统基本上都是各自独立运行的，互联互通性较差，加之政府价格管理部门根据市场供求状况、国家整体经济形势和上游供气企业天然气业务的整体效益情况调控门站销售价格，使得现阶段在中国对天然气实行能量计量计价不是很迫切。

管网运营机制改革后，上游资源供应、中游运输储存和下游城市配送分属不同的市场主体，上游资源多主体多渠道供应，中游管道运输互联互通，下游销售市场充分竞争，以及加快发展天然气市场中心并通过天然气市场中心形成市场价格，使得中国在整个天然气产业链实行能量计量计价变得比以往更加迫切。管网运营机制改革后，中国的天然气市场与国际天然气市场的联系将更加紧密，对天然气实行能量计量计价，有利于中国的天然气业务与国际市场接轨。以上都表明管网运营机制改革，使得在中国对天然气实行能量计量计价的条件已成熟，应尽快制定能量计量计价的实施方案，实现由体积计量计价向能量计量计价转变。

3.5 加快发展天然气市场中心

上游供气方与下游用气方集中在市场中心完成交易，可以降低由某个卖方或买方垄断市场的风险，中国天然气工业的特点是在上游供气领域集中度较高，加快发展天然气市场中心，对于中国实现天然气价格最终由市场竞争形成具有特殊的意义。中国已成立上海、重庆石油天然气交易中心，发改委的有关文件规定，通过这两个交易平台公开交易的天然气，价格由市场形成，但由于现阶段天然气是分散在下游市场区的各个城市门站或工厂门站实现交易的，而不是在交易枢纽集中交易的，中国还没有真正意义上的天然气市场中心。通过这两个交易平台公开交易的天然气，交易价格均是以发改委规定的各省门站基准价为基础，采取价高者得或事先确定上浮幅度实行先到先得，从而决定了通过交易平台公开交易形成的价格还无法取代政府定价，充其量只能作为政府定价的一种补充。

根据欧美国家的经验，管网运营机制改革后天然气市场中心将在中国得到快速发展，在多主体多渠道上游资源供应的区域或管道交汇处，会很快形成区域性的天然气市场中心，对于气源销售价格不受政府管制的天然气，应鼓励在各区域性市场中心集中交易，从中发现和重点建设可作为定价基准点的国家级天然气市场中心[14]。同时也要看到，在管网运营机制改革时中国与欧美国家相比，无论是在天然气工业的结构上还是市场所处发展阶段上都存在很大的区别，决定了在中国发展天然气市场中心将是一项长期任务，什么时候市场中心发现价格的功能可以取代政府定价，中国天然气价格市场化改革的任务才算完成，此时发展天然气金融市场的条件也就成熟了。

4 重建价格形成机制的时间表

《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进油气体制改革，近期已有多项促进“管住中间、放开两头”的重要举措出台，包括油气勘查开采全面放开、国家管网公司挂牌成立、新修订的《中央定价目录》颁布、城市燃气行业实现全面放开等，其中国家管网公司的成立被认为是最关键性的举措。很快还会有更多的配套措施和实施细则出台。随着各项政策和措施的落地，可以预见“十四五”期间中国的天然气市场将迎来重大变局，市场结构面临全面重塑，三大石油公司寡头垄断型的市场结构将逐渐被上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”型市场结构所取代[15]。

天然气的价格形成机制建立在天然气的市场结构基础上，垄断型的市场结构和竞争型的市场结构需要不同的价格形成机制与之相适应。能源经济学家Andrew Konoplyanik指出：一个发育成熟的天然气市场一般要经历初始增长、快速增长和稳定增长三个发展阶段，天然气的市场结构将由垄断型市场逐步过渡到竞争型市场，天然气的定价机制则将经历成本加成、与油价挂钩和气—气竞争三个阶段[16]。为迎接即将到来的天然气市场的重大变局，建议各级价格主管部门把重建天然气产供储销价格形成机制作为“十四五”期间天然气价格改革的中心任务，“十四五”期间天然气价格改革的各项工作应围绕完成这个中心任务来开展。

价格机制是市场机制的核心。价格机制改革既是一项系统工程，又涉及利益关系的重大调整，与管网运营机制改革相比，价格机制改革的难度要大得多；与价格形成机制的第一次重建相比，第二次重建的难度要大得多，但意义也更加重大和深远，是中国天然气工业与市场在更高发展层次上的价格机制重建，不仅关系到油气体制改革和管网运营机制改革目标的实现，也是中国天然气行业实现高质量发展的重要保证，应按照问题导向、整体设计、重点突破、力求实效的原则，平稳有序地推进价格形成机制的重建。笔者给出的“十四五”期间重建价格机制的时间表如下：

1）2021年：①发改委牵头会同有关部门完成天然气全产业链能量计量计价实施方案的制定；②发改委完成天然气管道运输价格管理办法和定价成本监审办法的修订，完成地下储气库、LNG接收站收费价格指导意见的制定。

2）2022年：①发改委和地方价格主管部门对跨省管道及省内短途管道进行定价成本监审，重新核定跨省管道和省内短途管道的运输价格并向社会公布，管道运输价格实行能量计价；②地方价格主管部门和有关企业根据发改委发布的指导意见制定地下储气库、LNG接收站服务收费价格并向社会公布，地下储气库和LNG接收站服务收费价格实行能量计价；③发改委完成地方配气管网收费价格指导意见的修订。

3）2023年：①发改委完成国产常规天然气气源销售价格的核定并向社会公布，气源销售价格实行能量计价；②为解决进口管道天然气购销价格倒挂问题，发改委牵头制定国家管网公司向管道用户收取管道附加费以及向天然气进口企业移交的具体操作办法；③发改委牵头指导上游供气企业、国家管网公司、下游买方制定由捆绑价格结算向非捆绑价格结算转换的实施方案；④地方价格主管部门根据发改委的指导意见完成地方配气管网收费价格管理办法的修订。

4）2024年：①取消天然气门站价格管制，上游供气企业与国家管网公司、下游买方转换结算方式，由捆绑价格结算向非捆绑价格结算转换；②地方价格主管部门重新核定地方配气管网的收费价格，地方配气管网的收费价格实行能量计价；③发改委牵头指导有关各方，包括上海和重庆石油天然气交易中心、上游供气企业、国家管网公司、下游买方等，制定在交易枢纽集中交易天然气的试点方案。

5）2025年：①全面完成结算方式由捆绑价格结算向非捆绑价格结算的转换；②实施在交易枢纽集中交易天然气的试点方案；③发改委牵头指导有关各方，包括上海期货交易所、上游供气企业、国家管网公司、下游买方等，研究制定开展天然气期货、发展天然气金融市场的实施方案。

5 结论与建议

1）以2013年门站价格管理在全国推广为起点，中国花费了数年时间完成了天然气产供储销价格形成机制的第一次重建。根据欧美国家的经验，管网运营机制改革客观上要求中国二次重建天然气产供储销的价格形成机制；与管网运营机制改革相比，价格机制改革的难度要大得多，与价格形成机制的第一次重建相比，二次重建的难度要大得多，但意义也更加重大和深远，是中国天然气工业与市场在更高发展层次上的价格机制重建。

2）结合中国的实际情况，建议从以下几个方面平稳有序地推进价格机制二次重建，并把价格机制的二次重建作为中国“十四五”期间天然气价格改革的中心任务：由捆绑定价改为非捆绑定价，理顺天然气产业链价格，妥善解决进口天然气的定价问题，改体积计价为能量计价，加快发展天然气市场中心等。