“川气东送”尴尬开局

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只在政府定价框架内做文章，已无法化解市场化环境下的矛盾

《财经》记者 张启安 陈燕

　　8月31日，由中石化投资建设的国内第二条天然气长输管线川气东送工程正式投入商业运营。在当天的新闻发布会上，中石化集团公司副总经理曹耀峰将“川气东送”称为“中石化天然气业务发展的里程碑”，中石化人士表示，工程全部投产后，将至少实现年收入200亿元。

　　总投资627亿元的川气东送工程，西起四川达州普光气田，途经四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江，东抵上海，管道总长2170公里，设计年输净化天然气120亿立方米，相当于2009年中国天然气消费量的七分之一。

　　川气东送开通前夕，5月31日，国家发改委把国产陆地气田天然气出厂价上调了24％。次日，又对普光气田给出了每立方米1.51元的国产气田最高定价。川气东送的开局相当不错。

　　但是，尴尬随即而至。由于沿途城市的燃气公司嫌价格太高，川气东送的门站价格迄今仍未谈妥。中石化高管透露，因为销售情况不佳，原定120亿立方米的川气产能，今年或将压缩到40亿立方米左右。

　　中国的天然气生产和进口均由中石油、中石化、中海油垄断，相应的，天然气的出厂价、管输价、终端价均由政府制定。如何在一个垄断的产业基础上，定出一个同时反映市场供求和资源稀缺度的天然气价格，这对政府的智慧是极大考验。

　　“高不可攀”的川气

　　早在2009年年初，国家发改委就曾征求管道沿线省市对川气东送出厂价的意见。2009年4月30日湖北省物价局回函国家发改委，认为川气东送至湖北的线路走向以及管输距离与忠武线（重庆忠县至武汉）大致相当，因此川气供给湖北的门站价格应与忠武线门站价大致相当，即管输价格0.4元，出厂价格 0.881元。

　　但是两个多月后，国家发改委定出的出厂价是：每立方米1.28元，上下浮动10％。今年6月又进一步上调至1.51元。

　　政府定价的产品，遵循的是成本加成的原则。即价格等于企业生产运营成本加合理利润。在中国，根据《政府制定价格监审条例》，政府定价的基础，是调查、测算、审核经营者的生产经营成本。

　　这正是天然气分销商即燃气公司质疑川气高价的依据。普光气田1.51元/立方米的价格，比中石油西气东输一线最低出厂价0.79元高出将近一倍，比中石油忠武线最终平均出厂价1.3元也高出近20％。这个价格是如何定出来的，普光气田成本究竟如何？

　　发改委从未公布过天然气企业的运营成本，中石化则表示成本是企业的商业秘密无法公开。但中石化研究院人士曾对《财经》记者解释，普光气田是高含硫气田，脱硫成本高昂，这是高价的重要因素。但他并未说明脱硫成本占总投资的比例。

　　一位不愿透露姓名的专业机构分析师告诉《财经》记者，虽然根据公开资料很难测算普光气田的成本和利润，但中石化计算气价时，算上了脱硫净化厂的投资成本，却忽略了脱硫厂生产硫磺的收益。“普光天然气净化厂每年可产283万吨硫磺，按照目前每吨1000元的平均价格计算，年销售额可达28亿元。”

　　一位曾参与川气定价的中石化专家则对《财经》记者表示：“成本的账很难算清”。因为无论中石油还是中石化，都在所辖气田附近的地市投入巨额资金，用来治理环境，帮助当地政府建设基础设施等等。这些成本无法摊入建设项目，但对垄断国企来说又是必须承担的社会责任。

　　不过，在接受《财经》记者采访时，一位长期研究垄断产品定价的专家澄清说，按照成本提价达不到这个幅度，国家发改委此次调高天然气价格，并不是基于成本加成的计算，而是根据市场的供需情况决定的。供不应求的话，成本再低，价格仍会往上走。“可以说这次发改委是替市场定了一个市场价”。

　　这个解释符合国家发改委的口径。在5月31日发布的《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》中，发改委列出了国内天然气资源匮乏，供求矛盾日益突出，国产天然气价格大大低于其他可替代能源价格等三个原因。其中并未提到成本问题。

　　但这位专家同时认为，政府不可能替市场发现市场价格，政府定价往往达不到最优状态。川气东送不过是一个最新案例。

　　武汉天然气公司副总经理余国华告诉《财经》记者，中石化与下游城市燃气公司至今仍未谈妥川气东送的门站价格。川气东送管道经过的武汉、上海等城市，同时还有中石油的输气管线（忠武线、西气东输一线），这些线路的气价都比川气价格要低。

　　“先少用点再说”，这是沿线燃气公司对待川气东送的普遍做法。“我们首先会和大型工业用户商谈具体川气用量，然后再与中石化确定数量，但用多少还要看最终的价格。”余国华说。

　　气价改革：激进还是渐进

　　川气东送的尴尬开局，反映的是中国天然气价格改革的滞后。

　　中国现阶段的天然气价格机制，正处于“非驴非马”的过渡阶段：既不是传统意义上成本加成的政府定价，也不像原油成品油那样完全跟随国际市场的价格，更不是发达国家充分竞争市场环境下的供求关系决定价格。游戏规则既不透明，又要在一个垄断的产业基础上，定出一个同时反映市场供求和资源稀缺度的天然气价格，政府难免顾此失彼，价格定低了，油气公司不满意，定高了，下游用户又不满意。

　　随着中国海外进口的天然气与日俱增，高价的海外气与低价的国产气之间的矛盾也日益突出。

　　最典型如明年即将投产的中石油西气东输二线工程。西二线主要气源为中亚天然气，据中石油的测算，中亚天然气达到新疆霍尔果斯边境的完税价就在 2.2元每立方米，远高于国内任何一处气田的天然气出厂价格。但北京的居民用天然气价格仅为2.25元每立方米，这个价格下，中石油连管输成本都覆盖不了。

　　“卖一方亏一方。”9月6日，中石油经济技术研究院专家向《财经》记者抱怨。他表示，目前中石油只好把西二线的高价气和陕京线的低价气混合供应北京市场。

　　前述研究垄断产品定价的专家认为，天然气价格机制如何改革，取决于天然气产业如何改革，是在上游放开准入引入竞争，最终由供求关系决定价格，还是在维持上游垄断框架下优化政府定价。

　　他认为，打破天然气定价的难题，最根本的就是要在上游打破垄断引入竞争，下游实行市场定价自主权，在一个竞争的市场环境下，实现天然气价格由市场供需决定。

　　持同样观点的还有中国能源网首席信息官韩晓平。他援引美国的例子说明，放松管制、引入竞争，是解决政府定价缺陷和天然气供应不足的最佳办法。

　　美国在上世纪70年代后期逐渐放开了对天然气井口价格的管制，并且放开上游开采市场引入竞争。现在美国有年产气30亿立方米的生产商30家，中小型天然气厂商达8000多家。充分竞争之后，1987年至1995年间，美国天然气平均零售价格（扣除通货膨胀因素）下降了26％。通过改进技术，简化流程及其他变革，燃气行业公用企业1995年与1987年相比，雇员减少了15％，服务的客户数量却增加了18％。如今，美国已经超越俄罗斯成为世界第一大天然气生产国。

　　完全市场竞争的条件下可以实现价格最优，这一点国家发改委同样认可。发改委负责人曾以答记者问的形式表示：“从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。”但发改委强调更多的是：“在目前中石油、中石化垄断天然气上游勘探、开发，对天然气生产、运输、销售实行一体化经营的情况下，政府仍需对天然气出厂价格进行监管。”

　　事实上，多数接受《财经》记者采访的专家学者和业内人士均认为，更为现实的天然气价格改革路径，是在三大油气巨头垄断上游的大框架下，在中游和下游引入市场竞争，从而优化政府定价机制。

　　中石油规划总院高级工程师洪波建议，准许油气公司与下游用气大户单独签订合同制定价格，同时对油气公司控制的长距离管道进行单独财务核算，把油气销售和管道经营业务分开，让管道公司逐渐向公共服务转变，从而使得不同公司的气源都可以进入管道。

　　中海油能源经济研究院首席研究员陈卫东表达了相同观点，但是他认为应该把长距离输气管道完全独立于中石油或者中石化，变成另外一家受国资委管理的独立企业，由政府实行管输价格监管。“管道只有完全意义的独立，才能保障不同气源自由地接入管道。”

　　相对于这些更为长远的讨论，国家发改委目前更为关注的是现行的天然气定价机制如何优化。接近发改委的专家对《财经》记者表示，发改委倾向于把国产气和进口气进行混合定价，进而统一国内天然气的价格。■

http://magazine.caijing.com.cn/2010-09-13/110519807.html

垄断之下要定出受政府控制的符合市场情况的价格，这真是一个无解的难题。