中國天然氣價格形成機制改革的經濟分析——從“成本加成”定價法到“市場凈回值”定價法

汪鋒 劉辛

重慶大學經濟與工商管理學院

經濟體制改革是不斷開創和發展中國特色社會主義道路的重要內容，也是中國經濟取得長期持續發展的原動力。2013年11月召開的中國共產黨第十八屆中央委員會第三次全體會議通過的《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》對中國現階段各領域的改革提出了新的要求和方向。決定在“加快完善現代市場體系”章節中明確提出“完善主要由市場決定價格的機制。凡是能由市場形成價格的都交給市場，政府不進行不當干預。推進水、石油、天然氣、電力、交通、電信等領域價格改革，放開競爭性環節價格。政府定價范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務、網絡型自然壟斷環節，提高透明度，接受社會監督。”

天然氣作為重要的能源資源，具有開發利用技術成熟、使用清潔環保等突出優勢。合理開發利用天然氣資源對調整中國能源消費結構，減少二氧化碳排放，保障國家能源安全和經濟安全具有重大的現實意義［1－2］。目前我國的天然氣開發利用明顯落后于其他發達國家。2012年中國天然氣總產量僅1 072×108m3，消費量達1 438×108m3，天然氣在整個能源消費結構中的占比僅為4.7%。而2012年世界范圍內天然氣消費占全部能源消費的23.9%，其中美國達到29.6%，歐洲達到33.3%［3］。

天然氣產業由于需要大量的前期固定投資和相對較低的邊際成本，是典型的自然壟斷行業，對天然氣行業政府價格管制的研究長期以來受到學術界的廣泛關注［4－15］。在中國，與其他化石能源相比，相同熱值的天然氣銷售價格長期偏低，天然氣產業市場化程度低是制約中國天然氣產業長遠發展的關鍵因素。為了促進我國天然氣產業的進一步發展，2011年12月中華人民共和國國家發展和改革委員會（以下簡稱國家發改委）在廣東省、廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點［16－17］，2013年6月國家發改委發布關于調整天然氣價格的通知［18］，中國的天然氣價格形成機制由“成本加成”定價法向“市場凈回值”定價法的改革全面展開。天然氣價格形成機制改革使一個新的天然氣市場結構逐漸成形，因此有必要對天然氣供應商在改革前后的最優決策機制進行研究，為進一步推進改革做好準備。筆者在前人研究的基礎上建立了數理經濟學模型，分析了天然氣價格形成機制改革對天然氣產業的影響。

1 中國天然氣價格形成機制改革進程

中國的天然氣市場的價格長期由政府主導，計劃經濟時期為了降低下游用戶的經營成本和保障居民用氣，人為壓低天然氣銷售價格，使天然氣價格背離價值。偏低的天然氣價格既不利于國內天然氣開發的持續投資和節約使用，也制約了從國際市場進口天然氣的競爭力。近年來，隨著國內天然氣消費量不斷增加，國內常規和非常規天然氣開發利用加速，幾條重要的天然氣進口管線布局完成和國際LNG市場逐步形成，進行天然氣價格形成機制改革，建立全國統一的天然氣市場，引入市場競爭機制，使天然氣價格反映市場供需和資源稀缺程度已經形成廣泛共識。

1.1 “成本加成”定價方法

天然氣作為需要通過管道運輸的特殊能源品種，其價格體系包括3個環節：上游供氣價格（出廠價或邊境價）、管輸費（含儲氣費）和配氣費，通常用戶的終端價格由上述3個環節的價格共同決定。價格形成機制改革前，我國天然氣的價格主要由“成本加成”定價方法確定，即政府根據天然氣生產企業的平均成本加上合理利潤率確定天然氣終端銷售價格。其中，出廠價和管輸單價由國家發改委制定，城市配氣費由省級地方政府制定。各環節價格之間的關系為：

在中國天然氣工業發展的起步階段，由于前期固定投入大，成本回收期長，所以以國家投資為主。運用“成本加成”定價法，在開發天然氣資源，建設天然氣管網方面起到了積極的作用。但“成本加成”定價法使天然氣終端銷售價格主要根據生產成本變化而調整，無法依靠市場機制約束天然氣生產成本的不合理上升，也難以促進天然氣生產企業提高生產效率。隨著國內天然氣供氣方式趨于復雜，西氣東輸一線、二線，以及陜京線、川氣東送等多條管線相繼投產，覆蓋全國的天然氣管網已初步形成，供氣方式逐步由單氣源、單管道轉變為多氣源、多路徑、網絡化供應。終端用戶難以區分天然氣來源和流向，繼續使用“成本加成”定價法已無法適應天然氣市場的變化。

1.2 “市場凈回值”定價方法

根據國家經濟體制改革的總體部署，天然氣價格形成機制改革的最終目標是放開天然氣出廠價格管制，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。2011年12月國家發改委在廣東省、廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點，將以“成本加成”為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價（表1）?！笆袌鰞艋刂怠倍▋r法綜合考慮我國天然氣市場資源流向、消費和管網分布現狀，選取上海市場（中心市場）作為計價基準點，并建立中心市場門站價格與可替代能源價格掛鉤機制，同時放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣出廠價格，實行市場調節。中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源價格的原則確定?？商娲茉雌贩N選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權重分別為60%和40%。計算公式為：

表1 “成本加成”定價法與“市場凈回值”定價法對比表

式中P天然氣為上海市場門站價格（含稅），元／m3；K 為折價系數，暫定0.9；α、β為燃料油和液化石油氣的權重，分別為60%和40%；P燃料油、PLPG為計價周期內海關統計進口燃料油和液化石油氣的價格，元／kg；H天然氣、H燃料油、HLPG為燃料油、液化石油氣和天然氣的凈熱值（低位熱值），分別取10 000kcal／kg（1kcal＝4 184J）、12 000kcal／kg和8 000kcal／kg；R 為天然氣增值稅稅率，目前為13%。

以中心市場天然氣門站價格為基礎，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費用，并兼顧各省社會經濟發展水平，確定省級門站價格。省級門站價格為國產陸上或進口管道天然氣的供應商與下游購買方（包括地方管道公司、城市燃氣公司、直供用戶等）的交氣點價格。在現行改革試點方案中，省級門站及以上價格由國務院價格主管部門（國家發改委）管理。省級門站價格下游的銷售價格由地方價格主管部門管理。

在總結廣東、廣西天然氣價格形成機制試點改革經驗的基礎上，2013年6月國家發改委發布關于調整天然氣價格的通知，中國的天然氣價格形成機制由“成本加成”定價法向“市場凈回值”定價法的改革全面展開。天然氣價格管制由出廠環節調整為門站環節，門站價格不再分類，實行最高上限價格管理，供需雙方可在不超過政府規定的最高上限價格前提下，自行協商確定實際交易價格。為了盡快建立新的天然氣定價機制，同時減少對下游現有用戶的影響，應平穩推出價格調整方案，采用區分存量氣和增量氣的過渡性改革措施。增量氣門站價格按照廣東、廣西試點方案中的計價辦法，一步調整到2012年下半年以來可替代能源價格85%的水平，并不再按用途進行分類。存量氣價格分步調整，力爭“十二五”末調整到位。

2 使用“成本加成”定價法的天然氣長輸管道市場

價格形成機制改革必然會觸動天然氣市場原有的利益格局。因此有必要建立數理經濟學模型研究天然氣供應商在改革前后使用的最優決策，分析其使用“成本加成”定價法時的行為模式和使用“市場凈回值”定價法時為實現利潤最大化而采取的博弈行為，并比較市場結構。

2.1 天然氣長輸管道市場基本假設

首先分析一個典型的使用“成本加成”定價法的天然氣長輸管道市場。假設該市場如圖1所示，為兩個天然氣供應商、兩個天然氣消費市場的簡單線性拓撲市場結構。更加復雜的天然氣管網，或存在多個天然氣供應商和多個天然氣消費市場的情況，可以視為這一簡單市場結構的拓展。

圖1 存在兩個天然氣供應商、兩個天然氣消費市場的天然氣長輸管道市場圖

圖1中的天然氣供應商可以是國內常規天然生產商或非常規天然氣供應商，也可以是境外進口管道天然氣或液化天然氣（LNG）貿易商，當其為境外進口天然氣貿易商時，天然氣生產成本為進口天然氣邊境價。天然氣供應商和天然氣消費市場通過長輸管道串聯在一起，形成完整的天然氣長輸管道市場。在天然氣消費市場內部存在配氣網絡，通常情況下某地區的天然氣消費市場由自然壟斷的天然氣零售商運營，天然氣配送服務費由省級地方政府制定。因此本文在天然氣長輸管道市場上只考慮任一天然氣消費市場統一的門站價格。

假設天然氣供應商A的總成本（TCA）是產量（QA）的單調增函數，天然氣生產平均成本為：ACA＝TCA／QA；邊際成本為MCA。天然氣供應商B的總成本（TCB）是產量（QB）的單調增函數，天然氣平均生產成本為：ACB＝TCB／QB；邊際成本為 MCB。天然氣供應商A與天然氣消費市場1的距離為dA1，與天然氣消費市場2的距離為dA2；天然氣供應商B與天然氣消費市場1的距離為dB1，與天然氣消費市場2的距離為dB2。天然氣長輸管道為天然氣供應商A的前期固定投資，管道運價為Pc。管道運營成本（CT）包括固定成本和可變成本兩部分組成，可變成本主要為管道加壓、維護費用等，與管道前期固定投資相比很小，本文假設管道運營成本中與輸送距離和輸送氣量相關的可變成本為0，管道運輸的邊際成本為0。按“成本加成”定價方法，假設國家規定的企業利潤率為r，則各消費市場面臨的門站價格如表2所示。

表2 使用“成本加成”定價法的不同廠商在天然氣消費市場上的門站價格表

2.2 只存在一個壟斷天然氣供應商情景

能源基礎設施建設具有投資規模大，投資回收期長的特征，因此中國的天然氣產業最早由政府投資運營。本文首先假設市場上只存在一個壟斷天然氣供應商A，討論該壟斷廠商在“成本加成”定價法下的行為模式。

在“成本加成”定價法背景下，天然氣供應商A在多個天然氣市場上利潤最大化的目標函數為：

式中i為天然氣消費市場的數量，capAi為天然氣供應商A與第i個天然氣消費市場之間管道的最大運輸能力，capAi是管道運營成本CT的單調增函數。將“成本加成”定價法下各天然氣消費市場的門站價格代入上述目標函數，可得：

市場需求量Di是任一天然氣消費市場在“成本加成”定價下對應的市場需求量。當總的市場需求量小于壟斷的天然氣供應商的供給能力時，由于TCA是產量QA的單調增函數，則利潤πA也是產量QA的單調增函數。為最大化企業利潤，廠商A的最優決策為在管道最大運輸能力capAi約束下，滿足全部的市場需求，使QAi＝capAi＝Di，從而實現壟斷廠商總利潤最大化。

上述市場需求小于市場供給能力的情況只有在天然氣價格較高時才會出現。事實上為了降低下游用戶的經營成本和保障居民用氣，在“成本加成”定價法確定價格的同時，由政府管制的中國天然氣價格長期偏低，造成中國的天然氣供給能力遠遠不能滿足市場需求。假設天然氣供給商可以自行確定管輸費和輸送量，但短期內生產規模不能調整，當總的市場需求量大于壟斷的天然氣供應商的供給能力時，為最大化企業利潤或最小化企業虧損，廠商A的最優決策為按最大供給能力進行生產，同時優先滿足dAi大的天然氣消費市場的用氣需求，即優先向距離遠的消費市場供氣。

2.3 存在多個壟斷供應商情景

隨著中國天然氣產業的不斷發展，特別是天然氣進口渠道的拓展，新的天然氣供給來源逐漸沖破原有的壟斷場結構。以上海市為例，除了西氣東輸管道供給國產陸上管道天然氣外，上海又投入巨資在洋山港建設了年供氣能力達40×108m3的LNG接收站，形成天然氣供給多元化的格局。

假設新的天然氣供應商B進入原本由天然氣供應商A壟斷的天然氣市場，則天然氣供應商B在多個天然氣市場上的利潤最大化的目標函數為：

將“成本加成”定價法下各天然氣消費市場的門站價格帶入上述目標函數，可得：

當存在兩個廠商對同一天然氣消費市場進行供給時，以天然氣消費市場1為例，在“成本加成”定價法之下，該市場面臨兩個獨立的天然氣價格。天然氣供應商A的價格ACA（1＋r）＋PcdA1和天然氣供應商B的價格ACB（1＋r）＋PcdB1，假設ACA（1＋r）＋PcdA1小于ACB（1＋r）＋PcdB1，則天然氣消費市場1將首先消費廠商A提供的天然氣供給量，當天然氣供應商A的供給量無法滿足價格ACA（1＋r）＋PcdA1對應的市場需求時，才會消費天然氣供應商B的天然氣供給。

對于任意天然氣供應商而言，與只存在一個壟斷天然氣供應商情景類似，其利潤最大化的最優決策仍然是優先向長輸管線遠端供氣。但向長輸管線遠端供氣會使天然氣供應商在對應消費市場上的價格增加，當其價格超過其他天然氣生產廠商時，該消費市場就將停止優先消費其天然氣供給。假設存在多個天然氣市場，并連續分布在天然氣供應商A和天然氣供應商B之間，則天然氣供應商A和天然氣供應商B在連續型市場上的價格分布如圖2所示。

圖2 兩個天然氣供應商之間消費市場面臨的價格分布圖

在AO段，天然氣供應商A的價格低于天然氣供應商B，天然氣消費市場優先消費廠商A生產的天然氣。同樣，在BO段，天然氣消費市場優先消費廠商B生產的天然氣。當天然氣廠商A無法滿足AO段上全部的市場需求時，天然氣廠商A優先滿足長輸管線遠端，即靠近O點消費市場的天然氣需求，然后滿足近端的天然氣需求。當天然氣供應商A無法完全滿足AO段的天然氣市場需求時，靠近A點的消費市場會出現天然氣供不應求的局面。而越靠近A點的消費市場，天然氣供應商A和天然氣供應商B在“成本加成”定價法下的天然氣價格差距將越大，考慮到天然管道輸送的單向性，在不增加新的天然氣管道，或形成天然氣供氣網絡的背景下，天然氣供應商B仍然無法向靠近A點的消費市場供給天然氣，使在一個壟斷天然氣供應商情景下存在的靠近天然氣氣源地區反而更易出現天然氣供給不足的局面在引入了新的天然氣供應商的情景下仍然存在。

3 “市場凈回值”定價法下的天然氣市場結構

3.1 “市場凈回值”定價法下的天然氣供應商的利潤函數

在“市場凈回值”定價法下，各省門站價格在中心市場（上海）天然氣門站價格基礎上考慮管輸費用確定，管輸費定價受到政府管制，則對天然氣供應商來說，可將國內不同的省級天然氣市場視為一個價格統一的天然氣市場，進而根據競爭對手的行為，通過市場博弈，選擇對自己最為有利的經營策略（圖3）。

圖3 以中心市場天然氣門站價格為基礎定價的天然氣市場圖

假設作為計價基準點上海市場（中心市場）按照略低于等熱值可替代能源價格的原則確定的天然氣門站價格為P＊，天然氣市場需求量D是實際價格P的減函數，則：

中心市場上的天然氣銷售價格與管道輸送距離無關，無論管道是廠商自己運營，還是交予其他服務商運營，并收取天然氣供應商的管輸費，均可以將管輸費計入天然氣供應商的總成本函數。假設天然氣市場為存在兩家天然氣供應商的寡頭壟斷市場結構。天然氣供應商A在天然氣市場上的利潤函數為：

式中QA為天然氣供應商A的總產量；QAi為天然氣供應商A對第i個省級市場的供應量；capAi為天然氣供應商A到第i個省級市場的管道輸送能力。

對應的供應商B在天然氣市場上的利潤函數為：

3.2 天然氣供不應求情景

當替代能源價格水平較低時，中心市場（上海）天然氣門站價格上限P＊決定的天然氣需求量大于全部供應商的供給能力時：

由于政府最高限價的存在，所有天然氣供應商無法通過提高銷售價格來獲取更大的利潤，天然氣供應商A接受這一最高限價的利潤函數為：

假設天然氣供應商的利潤函數滿足連續可微的凸性，πi′＞0，πi″＜0，i∈（A，B），則實現天然氣供應商利潤最大化的必要條件為：

同理，

根據廠商各自的成本函數，求得邊際成本函數，即可確定天然氣市場供不應求時，廠商按中心市場（上海）天然氣門站價格出售天然氣時的供給數量QA＊和QB＊。在此情景下，由于替代能源價格偏低，天然氣中心市場的最高限價使市場需求量大于供給量，天然氣廠商根據替代能源價格確定的政府管制最高上限價格和各自邊際成本曲線確定產量，不必考慮競爭對手的行動，也不存在市場博弈行為。

3.3 天然氣供大于求情景

當替代能源價格水平較高時，中心市場（上海）天然氣門站價格上限P＊決定的天然氣需求量小于全部廠商的供給能力時，天然氣市場會由于價格變化出現新的供求均衡：

天然氣供應商之間的競爭會形成新的市場均衡價格P，該市場價格可以由需求函數的反函數求得，即天然氣市場價格是總供給量的函數：

此時，天然氣供應商A的利潤函數為：

天然氣供應商B的利潤函數為：

假設天然氣供應商的利潤函數滿足連續可微的凸性，πi′＞0，πi″＜0，i∈（A，B），則最大化天然氣供應商A和天然氣供應商B的利潤的最優產量（QA＊、QB＊）滿足一階條件：

利潤最大化的二階條件為：

此時，天然氣供應商A的利潤最大化決策中需要考慮競爭對手天然氣供應商B的產量，天然氣供應商B的利潤最大化決策中需要考慮競爭對手天然氣供應商A的產量，形成了有效的寡頭壟斷競爭博弈。

設天然氣供應商A的反應函數為QA＊（QB），則有：

同理可得：

式（22）和式（23）聯立求解，可以解出天然氣供大于求情景下，天然氣供應商A和天然氣供應商B各自的均衡產量，進而計算得出新的市場均衡價格和天然氣供應商各自的利潤。

當存在更多天然氣供應商時，因為模型的對稱性，仍然會導致類似的市場均衡結果。在天然氣供應商供給能力大于中心市場天然氣門站價格上限P＊決定的天然氣需求量時，市場供求會自動實現均衡。所有的廠商根據市場供求情況和競爭對手可能選擇的博弈策略，在政府管制的最高上限價格之下選擇統一的天然氣市場價格，進而根據這一市場價格確定各自的產量。

4 結論

天然氣價格形成機制改革是當前中國全面深化改革、完善由市場決定價格機制的重要領域。由于天然氣管道輸送的技術經濟特性，天然氣市場具有自然壟斷屬性，無法完全實現依靠市場供求關系調節價格，因此中國天然氣價格形成機制改革的基本思路是參照替代能源市場價格，由“成本加成”定價法向“市場凈回值”定價法轉變。筆者通過構建數理經濟學模型對天然氣供應商在不同的價格形成機制下的最優決策和市場結構進行了分析。

研究發現在原有的“成本加成”定價法之下，壟斷的天然氣生產企業利潤是成本的單調增函數，企業的利潤最大化決策等價于最大化自身成本，不利于依靠市場機制約束天然氣生產成本的不合理上升。在“市場凈回值”定價法之下，將形成以中心市場為基準的全國天然氣統一市場價格，天然氣生產企業會根據天然氣市場價格和競爭對手的產量來選擇最優的產量水平，當生產能力或管道輸送能力不能滿足最優產量水平時，會形成新的投資來實現市場均衡。同時，由于存在由替代能源價格決定價格上限這一政府管制措施，天然氣市場價格也不會由于天然氣企業的壟斷行為而過高，在一定程度上保障了天然氣下游產業和居民消費者的利益。

由此可見，由“成本加成”定價法向“市場凈回值”定價法轉變的天然氣價格形成機制改革，適應天然氣來源的多元化和輸氣管道網絡化的新形勢，有效的引入了市場競爭，有利于促進中國天然氣工業的健康發展，進而優化中國的整體能源結構。

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