随着经济的持续高速发展，中国油气对外依存度直线上升，推动新一轮油气改革迫在眉睫。从体制机制上对油气产业进行深层次改革，是适应我国“四个革命、一个合作”能源变革总趋势和总目标的重大决策，也是国民经济发展新常态下支持国家“一带一路”长期发展新战略的必要举措。

今年10月，《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(简称《意见》)出台，能源价格的定价机制正在逐步完善。改革必然是有利于市场发展的，但在利好背后，也需防范风险、直面挑战。

天然气价改：审视净回值定价方式

油气产业上游领域投资巨大，对参与者的资金实力、技术水平等都提出了很高的要求。我国民营企业和地方企业由于缺少经验，在参与油气等矿产资源开发利用的过程中存在很多问题。另外，市场开放后，各企业受政策刺激出现产业扩张，将加重我国油气产能过剩，这一风险也必须防范。

我国天然气来源主要包括来自西部油气田的国产气、东部沿海的进口LNG，以及中亚、中缅天然气管道的管输气。全国各地气源不一、成本不同，导致全国天然气市场未能形成统一的价格标准。

缺乏透明度及频繁的价格审计机制仍然是市场化的一个关键性障碍。此前，试点省市对于非居民用天然气采用城市门站净回值定价方式，即将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格挂钩，在此基础上倒扣天然气管道运输费后回推确定天然气销售各环节的价格。由于天然气进口商持有的和油价挂钩的LNG合同存在很大的不确定性，这个过程增加了天然气市场的价格风险，天然气进口商无法有效降低价格来满足消费者的需求。

天然气销售价格的变化会影响基础价格，而销售价格又受到其他可替代能源商品的价格影响，其中以油价为主。低油价时代降低了非居民用气门站价格，若按门站价格降低0.7元/立方米、政府管理价格的非居民用气600多亿立方米测算，相关企业和政府则需承担巨大的风险与负担。因为从短期来看，国际油价缺乏回调上涨的支撑因素，这意味着相关企业和国家需要为低油价对天然气价格的影响而一直承担压力与油价再次下跌的风险。

决定天然气定价机制是非常重要、也是困难最大的一步。定价机制的选择需要符合我国国情，也需要与国际市场接轨，更需要在一定程度上推动我国能源市场进步。由于各省区市的能源需求情况、气源及对价格变动的反应程度大不相同，国际上较为通行的定价方法可能并不适合我国天然气市场的发展。净回值定价法甚至在某种程度上不利于产业发展与气价改革——出厂价和管输费捆绑在一起，阻碍了第三方准入和中游运营的独立性。因此，在实际执行净回值定价法的同时，还需找到一些辅助的补贴政策，形成一种较完善的、符合我国国情并能推动与国际接轨的天然气价格执行方案。

成品油价改：防范完全市场化风险

放开成品油价格并不是一件易事。在《意见》中，国务院确定价格体制改革分两个阶段完成：到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节;到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。以此推断，成品油价格完全放开最迟要到2020年。

对炼化企业来说，改革意味着由过去局限性的原料供应变为面向全球市场的选择;在成品油出口放开后，由过去面对国内市场竞争扩大至面对东南亚甚至全球的成品油竞争。即是说，地方炼厂在资源配置、产品来源、风险把控等各方面都将迎来新的挑战。

放开成品油价格意味着未来政府对成品油价格的干预程度大大降低，甚至达到彻底让位于市场的程度。届时，成品油价格将以市场价格为基准。我国炼油能力很强，成品油产能过剩，若国际油价一直保持较低水平甚至跌势不改，那么成品油价格也会因市场影响而保持低位，这可能导致部分炼厂因利润过低甚至亏损而无法保证成品油供应，进而影响市场运行。同时，在价格放开初期，国内油气行业竞争还不充分，可能会出现价格快速上涨的情况。成品油价格放开后，还可能会出现恶意抬涨和变相提价等行为，所以开放成品油市场至价格完全市场化极有可能带来市场秩序混乱的风险。

事实上，成品油价格完全市场化的国家数量很少。在以美国为代表的一些发达国家，其成品油价格的市场化也经历了长时间的考验。中国能源市场的发展还在起步阶段，如果市场机制和监管部门在未准备好的情况下放开成品油价格，必然会对市场价格造成很大影响，也会导致监管混乱下出现一些投机取巧的行为。但是，如果为避免改革步伐太快可能带来的风险而将放开成品油价格做成“表面功夫”，那只会阻碍我国能源市场的发展。

步子迈得太快容易跌倒，走得太慢又会停滞不前。虽然放开成品油价格已成定数，但采取什么样的步骤、每一步是否适合市场现状、以什么样方式放开，尤为重要。

低煤价影响：警惕能源逆替代危机

煤炭是石油和天然气的主要替代产品，煤价波动也会影响石油和天然气价格的变化，进而对油气价格改革造成一定风险。我国是煤炭生产和消费大国，煤炭在一次能源消费结构中的占比接近70%，因此这一风险将被放大。

从基本面来看，煤价短期内上涨的可能性极低，而煤价一直处于低位必然会打压油气价格。同时，我国煤炭产能过剩，这对天然气价改和放开成品油价格均带来一定风险。

在天然气领域，国家下调气价以应对低油价和低煤价的影响，但若煤价一直保持低位甚至持续下跌，那么煤炭对天然气的替代效应将更为明显。为了维持天然气的价格优势，国家势必再次下调气价，即煤价下跌带来的风险累积将由国家和企业全部承担。

在成品油领域，放开定价机制使价格完全市场化，成品油价格将根据市场自由调整，那么煤价低位徘徊将联动成品油价格下降。在此情况下，一旦成品油价格过低导致企业的成品油生产难以维系，那么相关企业、政府政策实施和市场运行都将面临巨大危机，同时也会影响整个能源市场。

支柱型企业：平衡企业与市场关系

石油与天然气价格改革的目的是使企业和消费者的利益有效最大化，并且在这一基础上建立完善的市场机制。价格改革最终会推动一个完全公平、平等的竞争市场环境的形成。

针对产业链上游的改革，油气勘探开发资质的条件限制有望放宽，拟实行招投标制度，从申请在先改为竞争性出让，严格油气探矿权退出机制，建立油气矿权流转和储量转让制度，最大限度地提升民营及其他企业的市场竞争力，使市场价格更能反映市场供求，使资源得到更好配置。同时，对拥有海外油气区块及从事油品贸易的企业放开原油进口权，并最终实现油气管道的完全独立和市场化。

需注意的是，如果将价格改革各环节的压力强加于大型企业，不仅会打击企业积极性，而且因为这些企业是能源市场的中流砥柱，盲目改革也可能带来市场运行中断的风险，所以一味要求企业让利不是能源价格改革最好的选择。但如果不从大型企业入手推进改革，就不能完全推动产业链上中下游合资合作、促进企业资产证券化，最终也就无法达到消费者受益和市场化的目的。

因此，企业与市场之间的平衡也是油气改革中需要考虑的问题。改革应当循序渐进地深化，油气定价应等到企业准入放开、进出口和流通领域资质限制取消、管网独立之后再逐步放开。企业与市场之间的关系也需要找到一个新的平衡点。

最大化目标：定义政府与企业角色

油气改革涉及政府与国家石油公司(NOC)的关系问题，会进一步影响国家油气资源利益最大化及其实现机制的问题。

政府与NOC在企业治理层面和收入分配层面有不同的关系。企业治理层面的政企关系因国家对NOC定位不同而有所不同，以此可将NOC分为两类。一类服务于政府政策目标的实现，包括收入最大化、经济发展、财富分配、就业等。政府通常采取控制董事会的办法并通过相关法规政策来确保NOC实现这些政策目标。另一类则是为政府实现商业目标，政府只作为企业股东行使股东的权利，并不干预企业的日常经营;企业只需将股东利益最大化。收入分配层面的政企关系主要受能源财税制度影响，但无论采用哪一种油气财税制度，也无论NOC定位如何，国家均获得能源资源收入的绝大部分。在改革初期，放开市场必然在一定程度上导致国家财政收入进一步减少。

在我国市场占重要地位的大部分油气企业均属第一类NOC，需要以企业的角度考虑国家的政策目标。在这一定位下，价格改革不仅会在短期内造成企业和国家收入减少，而且会影响国家政策目标的制定。因为价格改革虽是政府行为，但相关企业的配合也是必不可少的。因此，油气改革也可以说是NOC的一次变革，那么改革对NOC的影响也必然会传导至国家能源政策目标的规划上。所以，在改革过程中，政府与NOC各自扮演何种角色，需予以重点考量。

价改大事记

成品油价格改革

◇2007年2月，成品油定价机制开始采用“原油成本法”，即以布伦特、迪拜和米纳斯三地原油现货价格的加权平均值为基准，再加上关税、消费税、增值税、运费、炼油厂的炼油成本和适当的利润空间等，共同形成国内成品油零售基准价。

◇2008年年底，国家出台成品油价格和税费改革方案，汽油消费税单位税额每升提高0.8元，柴油消费税单位税额每升提高0.7元。国产陆上原油价格继续实行与国际市场直接接轨，国内成品油价格继续与国际市场有控制地间接接轨。

◇2009年，《石油价格管理办法(试行)》公布，规定在满足国际原油移动均价连续22个工作日变化幅度超过4%的条件下，对国内成品油最高限价进行调整。

◇2013年3月，国家发改委发布《关于进一步完善成品油价格形成机制的通知》，将成品油计价和调价周期由原来的22个工作日调整为10个工作日，取消了4%的幅度限制，并根据进口原油结构及国际市场原油贸易的变化调整了国内成品油价格挂靠油种。

◇2014年11月、2015年1月，财政部和国家税务总局连续三次上调成品油消费税，汽油消费税由1元/升提高到现行的1.52元/升，柴油消费税由0.8元/升提高到1.2元/升，再加上增值税、城市维护建设税、教育费附加等税费，税负在我国成品油价格中所占的比例已达46.8%。

天然气价格改革

◇我国天然气工业初期作为石油勘探开发附属产业，由于产量较少，市场需求规模较低，因此定价采用“一口价”原则，即全国价格统一为50元/千立方米。随着我国天然气产业的发展，“一口价”定价机制已不能适应我国能源市场化进程，有关天然气定价机制改革的呼声也越来越高。

◇1987年，国家纪委、国家经济委、财政部、石油工业部联合下发《关于天然气商品量管理暂行办法》，针对天然气定价环节，首次提出“包干制”定价机制：包干基数内商品气的井口价格暂按各地原有价格不做调整，而企业超产或通过提高商品率所增加的天然气商品量，执行企业自销政策，中准价为900元/千立方米，并允许在此价格基础上浮动调整10%。至此，我国天然气定价双轨制初步形成。

◇2005年年底，国家发改委下发《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》，调整现有天然气出厂价格形成机制、建立挂钩举措。经过本次调整，天然气出厂基准价格已基本实现并轨。

◇2013年6月，国家发改委发布《关于调整天然气价格的通知》，提出：在原有天然气并轨价格机制的基础上，区分增量气和存量气价格区分;实行一省一价定价原则;原有居民用气价格不做调整等。

◇2014年8月，国家发改委签发发改价格【2014】1835号文件，对非居民用存量天然气价格调整做出明确规定。本次调价通知主要针对非居民用天然气价格，在区分调整存量气和增量气的前提下，非居民用存量气最高门站价格提高400元/千立方米，而民用天然气，学校、养老等福利机构的天然气价格保持不变。

◇2015年3月，国家发改委制定《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，通知指出，在原有基础上进一步推进存气量和增气量并轨进程，逐步放开直供用户用气站价格，居民用气价格不做调整。