中国天然气价格改革二十年（上）

　　编者按：价格改革是天然气市场化改革难啃的“硬骨头”。按照党中央、国务院的部署，正在通过“管道独立、运销分离”等结构性改革措施，推进以“管住中间、放开两头”为主要思路的天然气市场化改革。eo特邀中国石油天然气集团有限公司财务部价格处副处长张颙撰写长篇文章。全文回顾了过去的20年里，中国在探索和推进天然气价格市场化改革中所采取的措施和取得的成就，也分析了下一步深化天然气价格市场化改革所面临的挑战及可能采取的应对措施。张颙是中国天然气价格改革历程的亲历者，多次被国家发改委价格司、中国价格协会聘为价格咨询专家，其参与编写的著作多次荣获薛暮桥价格研究奖。

　　A对建立现代天然气价格管理体系的初步探索

　　从2000年10月启动西气东输工程价格研究起，到2011年底天然气价格改革方案在两广试点前这一时期，是我国对建立现代天然气价格管理体系的初步探索阶段。在这一阶段我国兴建了许多大型天然气项目，在制定大型天然气项目的定价方案方面积累了许多宝贵经验；在这一阶段对于推进全国性的天然气价格改革，我国也作了一些尝试，尽管不是很成功，但也从中积累了许多有益经验，为以后重构天然气产供储销价格体系奠定了基础。

　　1从国家西气东输工程的价格研究说起

　　我国天然气工业的大发展始于西气东输工程的实施，我国对建立现代天然气价格管理体系的探索也始于西气东输工程定价方案的研究。

　　西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施项目。作为国家实施西部大开发战略的序幕工程，标志性项目，西气东输工程成功与否很大程度上取决于上游天然气资源的勘探开发和下游天然气利用市场的开发。合理的价格是保证天然气资源开发和下游市场开发的关键因素。2000年7月，国家西气东输工程建设领导小组第二次会议要求各级价格管理部门着手研究气价问题。同年10月，由国家计委价格司牵头，西气东输价格研究课题组在北京召开了第一次会议，标志着西气东输工程价格研究工作正式启动。

　　在实施西气东输工程之前，我国对大型天然气项目的价格管理基本处于空白状态，因此价格研究工作要从基础研究入手。基础研究工作是由国家发改委价格司与中国石油西气东输管道工程项目经理部共同完成的，其研究成果集中体现在由石油工业出版社出版的西气东输价格研究系列专辑上。这套系列专辑一共有六辑：第一至第四辑主要是翻译、学习国外的做法和经验，包括《国外天然气管道运输法规选编》《美国天然气公司统一会计制度》《天然气管输运价制定》《美国TransGas管道公司运价规则与服务协议》等；第五辑《天然气工业定价》是对国外做法和经验的总结与提炼，其中也包含我们对天然气业务价格问题的理解和认识，是我国第一部全面、系统地阐述天然气定价理论与实践问题的专著；第六辑《西气东输项目价格研究与定价方案设计》，是对西气东输工程定价做法的系统总结。其中第五辑《天然气工业定价》在2004年获得了第三届薛暮桥价格研究奖。薛暮桥价格研究奖是我国价格学术研究的最高奖项，它定期奖励那些对我国价格理论和价格政策研究有重要贡献的论著。

　　国务院价格主管部门对西气东输价格研究系列专辑的编写和出版十分重视，时任国家计委副主任的汪洋同志专门为系列专辑的出版作序，“希望此丛书无论对从事理论研究工作的同志，还是从事实际工作的同志都能有所帮助，能够受到大家欢迎”。西气东输价格研究系列专辑的出版，对我们学习、借鉴国外的管理经验和成功做法，推动我国建立现代天然气价格管理体系，起到了积极的促进作用。

　　2国家西气东输工程的定价方案

　　2001年7月，国家计委在西气东输价格课题组研究工作的基础上，综合考虑上下游各方利益，向国务院报送《国家计委关于西气东输价格有关问题的请示》，获原则批准。2003年9月经国务院批准，国家发改委正式下发了《国家发展改革委关于西气东输天然气价格有关问题的通知》（发改价格〔2003〕1323号），公布了西气东输工程的定价方案。西气东输工程的定价方案通过长时间的调研、征询意见、修改、完善，结合了国际经验和中国国情，最终证明是符合实际的、成功的定价方案。西气东输工程的定价方案以及背后的定价模式与逻辑，从无到有、兼顾各方，影响至今。

　　将新疆塔里木油田生产的天然气通过4000公里管道输送到豫皖江浙沪这一新兴的天然气市场，西气东输工程定价面临的主要问题是天然气运输成本高，供求之间价格矛盾突出，不同地区、不同用户之间对气价的承受能力悬殊，在这种情况下，定价方案怎样制定，西气东输工程定价方案给出的答案是：

　　第一，按照回收成本和合理盈利原则测算上游供气企业所要求的出厂价格和管输价格，按照下游用气企业对气价的承受能力和有利于销售的原则测算其可接受的出厂价格和管输价格，政府价格管理部门在两者之间寻求合理的结合点。

　　第二，对天然气出厂价格采取政府指导价形式，供用气双方以政府价格管理部门制定的出厂基准价为基础，在上下10%的浮动范围内协商确定具体价格，以此增加政府制定价格的灵活性和适应能力。

　　第三，将天然气出厂基准价与原油、液化石油气、煤炭等天然气可替代能源的价格挂钩，天然气出厂基准价随挂钩能源价格的变化每年调整一次，以此来实现通过风险与收益传递机制，保证天然气在下游市场具有持久的价格竞争力，同时也为西气东输工程天然气购销采取长期照付不议合同模式奠定了基础。

　　第四，对天然气出厂价格虽然以体积计价，但明确规定单位体积所包含的热值，所包含的热值变化了，以体积计价的出厂基准价格要作相应调整。

　　第五，在管输价格设计上，根据发电用气、工业用气、城市燃气用气在用气负荷特征及供气服务等级等方面存在的差别，分别制定不同地区、不同类型用户的管输价格，使每一类用户所承担的供气价格都在它们的可承受能力范围内，同时也与上游供气企业为它们提供供气服务所发生的成本及供气服务等级相适应，实现定价的公平、公正。

　　特别需要指出的是，在制定西气东输工程定价方案中所运用的天然气市场价值评估技术、天然气产业链风险报酬评估技术、天然气出厂价定价技术以及管输运价设计技术，对我国后来制定忠武线、陕京二线、川气东送管道等大型天然气项目的定价方案，推进天然气价格管理改革，都具有深远影响。

　　3尝试管输收费两部制定价

　　国家发改委在制定西气东输管道的管输价格时，为实现定价的公平、公正，已经考虑了不同用户在用气负荷特征及接受供气服务等级等方面的差异，但它采取的是分类定价方式，而不是国际通行的“容量费+使用费”的两部制收费方式。为实现我国管输定价机制的创新，国家发改委决定在陕京管道系统和忠武线的管输定价中尝试更为科学的两部制收费方式。

　　管输收费采取“容量费+使用费”的两部制收费方式，可以有效地消除用户之间的交叉补贴问题，实现运输、储气成本谁受益谁负担，既有利于用户之间合理负担运输、储气成本，也有利于提高管道利用效率，促进储气设施建设，但由于我国天然气市场发育不成熟，国家发改委的这项尝试没有取得成功。国家发改委在2004年下发的《国家发展改革委关于忠县—武汉输气管道工程天然气价格有关问题的批复》（发改价格〔2004〕2971号）以及2005年下发的《国家发展改革委关于陕京管道输气系统天然气价格有关问题的通知》（发改价格〔2005〕128号）等有关文件中要求在项目投产一年后执行两部制收费方式，但由于部分用户抵制，作为供气方的中石油，最终没有将这项政策推行下去。

　　这项尝试没有取得成功不难理解。在我国的水、电、气等公用事业产品的定价上，用户之间交叉补贴现象是普遍存在的。管输收费采取“容量费+使用费”的两部制收费方式，就是希望在天然气供应领域消除用户之间的交叉补贴现象，主要是消除工业用户为非工业用户特别是居民用户的补贴，实现运输、储气成本谁受益谁负担。很显然，在我国现实情况下是很难实施的。

　　4推进出厂价定价机制改革

　　2005年12月，国家发改委下发《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》（发改价格〔2005〕2756号），明确了我国天然气价格改革的近期目标是进一步规范价格管理，逐步提高价格水平，理顺与可替代能源的价格关系，建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制，长远目标是天然气出厂价格最终通过市场竞争形成。此次决定改革天然气出厂价格形成机制的具体内容主要有：

　　一是简化价格分类，规范价格管理。简化后的气价分类为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气三类并将天然气出厂价格归并为两档价格。

　　二是坚持市场取向，改变价格形式。将天然气出厂价格改为统一实行政府指导价。其中一档气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。

　　三是理顺比价关系，建立挂钩机制。将西气东输工程出厂基准价的价格公式在全国推广，天然气出厂基准价格随原油、液化石油气和煤炭等可替代能源价格的变化每年调整一次，其中二档气价率先启动与可替代能源价格挂钩调整机制。

　　四是逐步提高价格，实现价格并轨。二档气出厂基准价确定为0.98元/方，一档气出厂基准价从2005年12月26日起适当提高（此次平均调整幅度约为0.10元/方）并用3年左右的时间实现与二档气价并轨。

　　由于我国天然气价格改革的艰巨性、复杂性，国家发改委此次提出的天然气价格改革目标落实得并不是很理想：

　　一是气价分类由政策出台时的化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气3类，到2010年6月国家调整天然气出厂基准价时已变为6类：化肥生产用气、LNG生产用户、直供工业用气以及城市燃气用气中的工业用气、居民用气和其他用气等。由于上游供气方并不清楚城市燃气公司的具体销售结构，城市燃气用气分类定价，导致上游供气方与城市燃气公司之间在价格结算问题上经常发生争议。

　　二是天然气出厂基准价格与可替代能源价格挂钩的动态调整机制没有执行。西气东输工程出厂基准价的价格公式在全国推广后，由于在全国无法落实，也导致西气东输工程出厂基准价的动态调整机制在执行3年后被迫中断。

　　三是直到2010年6月才实现一档气与二档气价格并轨。

　　5 2007年和2010年调整出厂价

　　2005年12月份发布的建立天然气出厂基准价格与可替代能源价格挂钩的动态调整机制没有执行，导致我国市场的天然气价格不能随天然气可替代能源价格的变化动态调整，当这种矛盾积累到一定程度时，就会导致天然气供需的失衡。2005年12月，国际市场布伦特原油价格为56.86美元/桶，到2007年10月已上升至82.34美元/桶，上升了45%。天然气可替代能源价格上升而天然气价格不调整，必然导致对天然气需求的上升，加剧天然气供求关系的失衡。

　　在普调价格条件不成熟的情况下，国家发改委决定通过较大幅度上调工业用气价格，抑制工业用气过快增长势头，缩小天然气与可替代能源的价格差距，缓解天然气的供求矛盾。为此，国家发改委在2007年10月下发了《国家发展改革委关于调整天然气价格有关问题的通知》（发改电〔2007〕30号），决定从2007年11月10日起将工业用户（包括上游供气企业直供的工业用户和通过省天然气公司、城市燃气公司转供的工业用户）的出厂基准价上调0.40元/立方米，工业用户出厂基准价上调后暂不允许上浮，同时放开供LNG生产企业的天然气出厂价格。

　　2009年底我国最大的进口天然气项目——设计年输气量为300亿立方米的进口中亚管道天然气项目投产。进口天然气的价格远远高于国产天然气。2010年进口中亚管道天然气在新疆霍尔果斯口岸的到岸完税价平均达到了2.41元/立方米，而国家规定的新疆塔里木油田生产的天然气供西气东输管道的出厂基准价非工业用气为0.56元/立方米，工业用气为0.96元/立方米。在进口气价格远远高于国产气价格的情况下，进口天然气按照什么价格在国内市场销售，各方面的意见并不统一，在这种情况下，为了通过提高陆上国产天然气的出厂基准价弥补进口中亚天然气的销售亏损，并为新的天然气价格改革方案出台赢得时间，国家发改委于2010年5月下发《国家发展改革委关于调整陆上天然气出厂基准价格的通知》（发改电〔2010〕211号），决定从2010年6月1日起将陆上国产天然气出厂基准价上调0.23元/立方米同时将一档气与二档气价格并轨，并规定进口中亚天然气的销售价格（包括出厂价格和管输价格）暂按国产天然气供同类用户价格执行。

　　B重构天然气价格产供储销价格体系

　　从2011年底天然气价格改革方案在两广试点开始到迄今为止这一时期，是我国天然气产供储销价格体系重构阶段。在这一阶段，我国建立并不断完善了以门站销售价格为核心，政府管控与市场调节相结合为主要特点的天然气产供储销价格体系，同时为今后按照“管住中间、放开两头”的总体思路推动天然气价格改革开展了许多先行工作。

　　6天然气价格改革方案在两广试点

　　为解决我国天然气市场发展所面临的价格问题，特别是大规模引进境外天然气资源所带来的价格问题，2011年底，国家发改委下发了《国家发展改革委关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成改革试点的通知》（发改价格〔2011〕3033号），公布了新的天然气价格改革方案，并决定在广东、广西试点，为在全国实施积累经验。

　　相对于2005年底公布的天然气价格改革方案，此次公布的天然气价格改革方案主要内容有：

　　1.改革价格管理形式

　　将传统的国家分别制定天然气出厂价和管输价格，供用气双方就出厂价和管输价格分别结算，改为国家直接制定门站价格，供用气双方直接按门站价格进行结算。

　　我国天然气工业采取生产（进口）、运输、储存和销售纵向一体化经营模式，中石油、中石化和中海油等产运储销纵向一体化的上游供气企业在城市门站或工厂门站向省天然气公司、城市燃气公司、油田或管道直供大用户等下游买方供应天然气。传统的做法是，国务院价格主管部门（国家发改委）分别制定天然气的出厂价格和管输价格，上游供气企业与下游买方就这两个价格分别结算，是一种通过制定出厂价格和管输价格来控制门站价格的管理方式。

　　通过制定出厂价格和管输价格来控制门站价格，是与我国天然气工业在起步阶段供气方式相对简单（单气源、单管线供气）相适应的，随着我国天然气供应方式向气源多元化、管道网络化方向发展，通过制定出厂价格和管输价格来控制门站价格这种价格管理方式就不再适用，需要改革。

　　为了在用户之间合理分摊进口气成本，也需要直接制定门站价格。自2006年成为天然气净进口国以来，我国的天然气对外依存度不断攀升。进口天然气的供应成本远远高于国产天然气，进口天然气的高成本由谁来承担，是国家价格主管部门制定天然气价格政策时必须要考虑的问题。我国天然气的主产区集中在西部省份，进口天然气主要是满足东部地区对天然气的需求，同时东部地区是经济比较发达的地区，气价承受能力要好于西部地区，因此进口天然气的高成本主要由东部地区的用户来承担是比较合理的，但原有的价格管理方式显然无法实现这一目的，也需要改为直接制定门站价格，通过直接制定门站价格让东部地区的用户多承担一些进口气的高成本。

　　需要说明的是，国家对天然气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联系，但国家发改委对管输价格仍实行政府定价，以便为下一步改革油气管网运营机制、实现管道公平准入创造条件。

　　2.建立门站价格调整机制

　　天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。各省门站价格按如下方式确定与调整：（1）确定计价基准点。综合考虑我国天然气市场资源流向、消费和管道分布现状，选取上海市作为计价基准点。（2）建立计价基准点的门站价格与可替代能源价格挂钩的定价公式。为保持天然气与可替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，计价基准点的天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。（3）确定各省天然气最高门站价格。各省天然气最高门站价格=计价基准点门站价格-与上海价差（贴水）。我国天然气资源的总体流向是西气东输，在选择上海为计价基准点的情况下，地区升贴水主要表现为贴水。影响各省贴水值的主要因素是各地区运输成本的差异、经济发展水平的差异以及是否为天然气主产区等。

　　2011年底公布并在两广试点的天然气价格改革方案，是我国天然气价格管理方式及价格形成机制的一次重大变革，主要目的是为了建立与现阶段我国天然气工业与市场发展相适应的天然气价格形成机制。具体讲，主要是为了达到以下目标：

　　一是理顺天然气与可替代能源比价关系。通过建立与可替代能源价格挂钩机制，理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。

　　二是实现全国天然气市场的均衡发展。以上海为计价基准点，通过综合考虑运输成本、地区经济发展水平以及是否为天然气主产区等因素，形成东部价格高、西部价格低的天然气供应格局，符合我国区域经济发展特点，有利于促进全国天然气市场的均衡发展。

　　三是促进境外天然气资源的引进。价格不再区分国产气和进口气，解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾。按照上述定价机制，供应成本较高的进口气需适当降价销售，国产气价格需要适当提高，进口气降价的损失可通过国产气提价得到适当补偿，有利于进口气引进与销售，保障市场供应。

　　四是解决管道联网带来的定价问题。制定消费地门站价格，各省用户所支付价格不再区分气源与运输路径，解决了气源多元化、供气网络化所带来的价格制定和监管困难以及供用气双方的价格结算困难。

　　7天然气价格改革方案在全国实施

　　我国天然气价格改革是按照目标导向，采取先易后难的推进方式，按照“先试点后推广”“先非居民后居民”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，稳步推进。

　　在总结两广试点经验的基础上，国家发改委在2013年6月下发了《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（发改价格〔2013〕1246号），决定从2013年7月10日在全国范围内实施天然气价格改革方案。具体实施方案如下：一是非居民用增量气门站价格按照价格改革方案中门站价格的确定方法，一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平，并不再按用途进行分类，此时上海计价基准点价格为3.32元/立方米；二是非居民用存量气门站价格采取分步调整、力争三年调整到位，起步阶段对应的上海计价基准点价格为2.44元/立方米，此时存量气与增量气的价差为0.88元/立方米。

　　2014年8月，国家发改委下发《国家发展改革委关于调整非居民用存量气价格的通知》（发改价格〔2014〕1833号），决定从2014年9月1日将非居民用存量气门站价格上调0.40元/立方米，增量气门站价格暂不调整，此时存量气与增量气的价差为0.48元/立方米。同时规定供应给市场的进口LNG以及页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，即使是进入管道与陆上国产天然气、进口管道天然气混合输送并一起销售的，只要供需双方区分气源单独签订购销和运输合同，气源和出厂价格由市场决定，管道运输价格按有关规定执行。

　　随着国际市场原油价格下降，2015年2月国家发改委下发《国家发展改革委关于理顺非居民用天然气价格的通知》（发改价格〔2015〕351号），决定从2015年4月1日将非居民用存量气门站价格上调0.04元/立方米，增量气门站价格下调0.44元/立方米，实现非居民用存量气与增量气价格并轨。

　　8不断完善天然气门站价格管理

　　非居民用气在2015年4月实现存量气与增量气价格并轨后，国家又出台了一系列旨在完善门站价格管理、提高天然气价格市场化程度的价格政策。主要有：

　　（1）随着国际市场油价大幅下降，2015年11月国家发改委下发《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》（发改价格〔2015〕2688号），决定从2015年11月20日将非居民用气最高门站价格下调0.70元/立方米，同时规定一年以后将非居民用气由最高门站价格管理改为“基准价+浮动幅度”管理方式，以便提高天然气价格的市场化程度。

　　（2）2016年10月，国家发改委下发《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〔2016〕2175号），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。

　　（3）2016年11月，国家发改委下发《国家发展改革委关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》（发改价格〔2016〕2350号），决定从2016年11月10日全面放开化肥生产用气价格。

　　（4）2016年11月，国家发改委下发《国家发展改革委关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》（发改价格〔2016〕2387号），决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。

　　（5）2018年8月，国家发改委下发《国家发展改革委关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》（发改价格规〔2017〕1582号），决定从2017年9月1日起将非居民用天然气基准门站价格下调0.10元/立方米，同时规定所有进入上海、重庆石油天然气交易中心等交易平台公开交易的天然气价格由市场形成。

　　（6）2018年5月，国家发改委下发《国家发展改革委关于理顺居民用气门站销售价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号），决定从2016年6月10日实现居民用气与非居民用气基准价并轨，一年以后允许价格上浮，实现居民用气与非居民用气价格完全并轨。

　　至此，经过多年的不断改革与完善，我国完成了天然气产供储销价格体系重构工作。新的价格体系的主要特点是：

　　第一，国家发改委管理的门站销售价格在我国天然气产供储销价格体系中居于核心地位。气源价格（包括国产天然气的出厂价格和进口天然气的到岸价格）、管输价格、地下储气库的储气价格以及进口LNG的接收、储存和气化价格等，通常都是作为产运储销一体化的上游供气公司的内部结算价格，与城市燃气公司、直供大用户等下游买方不发生直接关系。

　　第二，政府管控与市场调节相结合。门站销售价格属于国家发改委管辖范围的天然气，目前分为两类：一类是门站销售价格执行政府指导价的天然气，目前的做法是采取“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%，下浮的浮动幅度不受限制。另一类是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”的管理办法操作，区别在于上浮的浮动幅度不受最高不超过20%的限制，具体浮动幅度由供用气双方协商确定。因此总体看，我国目前对天然气价格管理采取政府管控与市场调节相结合的办法。

　　9完善天然气管输价格管理

　　1.传统的管输价格管理办法

　　天然气管输价格实行政府定价，其中跨省管道的运输价格由国务院价格主管部门负责制定，省内短途管道的运输价格由省级价格主管部门负责制定。

　　传统上，国家对天然气管道运输价格实行“老线老价、新线新价”的管理办法。对1984年国家实行“拨改贷”“利改税”政策前由国家拨款建设的输气管道，管输价格由国家统一制定，执行国家统一运价率，国家按照保本微利原则核定价格水平。执行国家统一运价率的天然气管道主要是油气田周边管线；对1984年国家实行“拨改贷”“利改税”政策后由企业投资建设的天然气管线，采取新线新价、一线一价的管理办法，报国务院价格主管部门批准后单独执行。国务院价格主管部门按照补偿成本、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核定价格。执行新线新价、一线一价政策的管道，主要是天然气长输管线。

　　传统价格管理办法存在的主要问题是：第一，对管输价格实行“新线新价、老线老价”两种不同的价格政策，是中国经济体制改革的产物，只应作为一种过渡性政策，不应作为一种长期性政策保留下来；第二，对于实行“新线新价”政策的管线采用项目经营期评价法以个案方式定价（俗称“一线一价”）存在以下问题：对价格不进行定期校核，不同项目实际获得的投资回报率差异会很大；对价格定期校核则十分困难；当管道联成网络后，运用项目经营期评价法定价会更加困难；传统的办法也不利于管道互联互通、向第三方公平开放。

　　2.探索制定全国统一运价率

　　为了解决传统价格管理办法存在的问题，国家发改委价格司曾组织力量研究制定全国统一的管道运价率。由于管道运输具有明显的规模经济特点，制定全国统一的管道运价率需要区分管径，管径越大，运输费率越低。与采用项目经营期评价法“一线一价”制定管输价格相比，制定全国统一运价率办法的优点主要有：减少政府价格管理部门制定价格的工作量；有利于降低管道建设投资和降低管道运营成本；提高政府价格管理透明度，减少定价的主观随意性；可以为管道互联互通、向第三方公平开放奠定基础。

　　制定全国统一运价率办法也存在不少严重缺点，主要表现为：

　　第一，相同管径的管线，由于它们在整个网络中担负的功能不同，例如靠近气源端的主干线、靠近市场区的分输管线（包括干线、支线）以及联络线等，投资收益率会有很大差异。

　　第二，在制定全国统一运价率时很难考虑地理区域因素（例如地形地貌、地区发达程度、人口密度）、管道建造年代因素等对管道建设投资及运营成本的影响，因此也无法反映这些因素对不同管道投资回报率的影响。

　　由于上述问题的存在，制定全国统一运价率，不可避免地导致都愿意投资效益好的管线（例如靠近资源端的主干线）、不愿意投资效益差的管线（例如靠近市场端的分输及联络线等），不利于全国性天然气管网的形成与完善。

　　3.最终采纳的方案

　　最终采纳的管输价格改革方案包含如下主要内容：

　　第一，不再区分新线老线，均按“准许成本加合理收益”的原则采用服务成本法制定管输价格（当管道负荷率不低于75%时可以获得8%的投资回报率，负荷率低于75%时按负荷率为75%时的管输周转量制定管输价格）。

　　第二，以区域管道运输企业（可以是法人企业或法人企业下面的分支机构）为单位，制定该企业的运价率，价格形式为“元/千方·公里”（个别情况采用“元/立方米”形式的价格）。也就是，以“一企一价”代替“一线一价”，该企业所有的管线都执行该企业统一的运价率，以适应管道联网、管网向第三方开放的需要。

　　第三，管输价格中不再包含储气库费用，储气库费用按照市场化原则由双方协商确定。

　　国家发改委根据最终采纳的管输价格改革方案制定了《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）》，2017年8月国家发改委下发《国家发展改革委关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》（发改价格规〔2017〕1581号），公布了根据这两个办法重新核定的跨省管道运输价格。

　　10完善地方输配价格管理

　　按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革，地方输配价格属于“管住中间”范畴，因此尽管地方输配价格不属于国家发改委的管辖范围，但国家发改委仍然就如何加强和规范地方输配价格监管提出了许多具体要求和指导意见。

　　针对一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题，为加强地方输配价格监管，降低下游企业用气成本，国家发改委于2016年8月下发了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》（发改价格〔2016〕1859号），要求地方价格主管部门全面梳理天然气各环节价格，降低过高的省内管道运输价格和配气价格，减少供气中间环节，整顿规范收费行为，通过制定省内管道运输价格、城镇燃气配气价格等具体管理办法建立健全监管长效机制。

　　2017年6月，国家发改委下发《印发〈关于加强配气价格监管的指导意见〉的通知》（发改价格〔2017〕1171号），对加强配气价格监管提出了指导意见，要求地方价格主管部门核定独立的配气价格，配气价格要按照“准许成本加合理收益”的原则制定，指导意见对准许成本的核定、准许收益的确定、配气价格的制定和校核、新通气城镇初始配气价格的制定、加强配气延伸服务收费监管、抓紧制定出台配气价格监管规则、及时开展成本监审和核定配气价格、推动信息公开强化社会监督等方面的内容，都提出了具体和明确的指导意见。（中国石油天然气集团有限公司财务部价格处副处长 张颙）