张丹

近日前，李克强总理在国务院第五次全体会议上强调，当前疫情和经济形势复杂，市场主体仍面临不少困难，要紧紧围绕保市场主体出政策、想办法、解难题。城镇燃气是满足居民日常生活和企业生产经营需要的基础能源，其下游直接关联着数以万计的大中小微企业和各类市场主体，涉及电力、钢铁、化工、陶瓷、玻璃、商贸、餐饮、住宿、教育、康养等诸多行业。调查表明，受2020年疫期阶段性降价政策陆续到期和采暖季气价联动上浮影响，2021年一季度全国各地非居民用管道天然气销售价格出现了不同程度的回调或上涨，这使得一些受疫情严重影响的用气企业再次感受到了用气成本增加的压力，同时疫情前饱受诟病的问题，诸如天然气价格构成不合理、供气环节过多、加价水平过高等，再次成为用气企业关注的焦点。在疫情防控形势依然严峻复杂的当下，如何切实有效缓解用气企业的成本压力？长远来看如何从根本上持续有效地降低企业用气成本？这是政府部门和行业需要深入思考和妥善解决的重大问题。

一、当前我国城镇非居民用户用气成本仍居高不下

2015年以来，我国按照“管住中间、放开两头”的总体思路积极推动天然气价格改革，先后实施了非居民用存量气和增量气门站价格并轨、非居民天然气上下游价格联动、建立健全天然气输配价格监管制度等改革政策，一定程度减轻了城镇非居民用户的用气负担。但是，根据国家发展和改革委员会价格成本调查中心联合中国城市燃气协会对全国265家城镇燃气企业的跟踪调查，2017—2019年我国非居民用户实际用气成本水平（即非居民用户天然气采购价格或城燃企业会计核算中的非居民用天然气销售价格）呈逐年上涨趋势，年均增长约2.75%。

2020年新冠疫情暴发以来，为支持企业复工复产，全国各地实施了阶段性降低非居民用气价格等纾困政策，各工商、发电企业用气成本下降明显。但是，随着阶段性降价政策红利逐渐释放殆尽和2020—2021年采暖季气价联动上浮，各地非居民用管道天然气销售价格出现了不同程度的回调，大多数城镇非居民用户用气成本回到了2019—2020年采暖季水平。

与欧美国家相比，目前我国城镇非居民用气销售平均价格总体高出20%—60%。根据美国能源信息署（EIA）数据显示，2020年11月美国天然气商业、工业和电力企业用气价格分别为7.66、3.93和3.09美元/千立方英尺，同口径比较大约是同期我国城镇非居民用管道天然气销售价格的82.7%、28.8%和22.7%。同时，2010—2020年美国城镇非居民用天然气销售价格整体呈下降趋势，商业、工业和电力企业用气价格分别下降了约20%、30%和60%，其下降幅度远大于我国城镇非居民用管道天然气销售价格调整幅度。总体上看，当前我国城镇非居民用户用气成本仍然处于高位运行状态。

二、标本兼治，打好惠企政策和制度改革“组合拳”

2021年面对复杂的疫情和经济形势，为有效缓解电力、工商业企业用气成本压力，从根本上破解非居民用气成本高的难题，当前应着眼长远、着力当下，从惠企政策、监督管理和制度改革要红利，推动降本纾困政策和价格市场化改革共同发力，切实有效降低企业用气成本、激发市场主体活力和稳定经济运行。

（一）强化疫期惠企价格政策的连续性和执行力

2020年新冠疫情暴发初期，各地工业用气受到一定冲击;为统筹疫情防控与经济社会发展，国家及时出台实施了阶段性降低非居民气价等纾困政策，有效地支持了企业复工复产。截至6月底，全国工业累计用气量已恢复到2019年的同期水平，大部分受疫情严重影响的用气企业得到了修养喘息的机会。2020年下半年，为持续助力用气企业恢复生产，降低企业用气成本，一些市（县）延期执行了国家阶段性降低非居民气价政策。考虑到当前我国疫情防控和经济形势依然严峻，建议有条件的市（县）在2021年继续延期执行2020年阶段性非居民天然气降价惠企纾困政策，进一步发挥低价政策的普惠“兜底”和定向“提振”作用，短期内争取让更多的中小微用气企业“活下来”“好起来”。同时，考虑春耕季即将来临，建议各地根据需求变化情况对化肥等涉农生产企业给予更加优惠的供气价格。此外，2020年下半年国家还出台了有关加强天然气输配价格监管等配套改革政策，建议各地切实抓好政策落实，通过加强省（市）管道运输和配气价格监管等方式，进一步降低天然气终端销售价格，释放更多降价红利。

（二）推动燃气价格改革是降本纾困的根本途径

从实施效果来看，短期降价政策仅为纾困权宜之计，在我国现行燃气价格制度下非居民用户的用气成本难以出现实质性大幅度下降。究其原因，一是我国城镇燃气价格在制度设计上存在严重的交叉补贴现象，非居民用气的商品属性尚未得到体现。交叉补贴在发展城市燃气、加快城市燃气设施建设的过程中，起到了积极作用，但从长远看，交叉补贴掩盖了天然气的商品属性，抑制了企业的竞争活力，加剧了企业的政策依赖，已成为推进我国天然气体制改革特别是价格市场化改革的阻碍。初步调查统计，目前我国各地非居民用气成本约15%—70%为交叉补贴成本;二是天然气清洁环保的正外部性并未在其价格中充分反映，工业用气带来的环境效益并没有得到应有的价值补偿;三是目前我国城镇燃气价格为配气费与燃气自身价格的捆绑价格，配售环节不分离，极大地限制了终端用户对上游燃气企业的选择，使其难以获得价格低廉、供应可靠的燃气服务。为系统性和根本性解决非居民用气成本问题，需要坚定改革方向保持改革定力，加快推进城镇燃气价格市场化改革，使价格灵活反映市场供求、价格机制真正引导资源配置，切实有降低企业成本，推动行业高质量发展。

三、多措并举，加快推进城镇燃气价格市场化改革

城镇燃气价格改革是一项复杂的系统工程，涉及到上中下游产业链结构改革和多方利益主体博弈，应坚持系统思想、循序渐进和多方共赢原则，敢破敢立，先易后难，不搞“一刀切”，有序推动终端用气市场放松价格管制，逐步消除输配环节的交叉补贴和捆绑经营，从根本上切实有效降低企业用气成本。

（一）推广天然气直供实时放开销售价格管制

天然气直供是终端大用户可直接向上游供应商采购天然气的一种燃气市场交易模式，能有效减少供气中间环节、降低供气成本，是在现行燃气价格监管体制下打破行业垄断、放松终端市场销售价格管制的有效举措和最容易突破的改革路径之一。2017年以来，四川、安徽、山东、福建、广东等地开始试点示范，用气企业降本效果显着。目前各试点天然气直供改革已进入深水区，建议国家出台相关政策，总结试点经验，解决共性难题，尽快在全国实现规模化推广。引导各地进一步降低天然气直供用户的准入门槛，研究探索适当放松特殊行业用户、中小微企业的供气价格监管，鼓励城市燃气企业与终端用户自主商定价格;创新市场运营模式，探索实践“直购+代输”和“直购+共建”模式，在降本增效的同时推动终端用户与城市燃气企业合作共赢。

（二）尽快启动燃气配售成本分类核算制度改革

目前，我国城镇燃气在现行配售一体经营体制下，反映非居民用气价格的准许成本并未将配售环节分开独立开展会计成本核算。欧美国家改革经验表明，实现配售成本独立核算是开展燃气配售分离和分类配气价格改革的前提。因此，建议国家价格主管部门尽快启动燃气配售成本分类核算制度改革。近期，可在不改变现行城市燃气行业会计成本核算规则的条件下，组织科研单位、行业协会共同研究探索城镇燃气配气成本分类归集分摊方法;同时，推动城燃企业自主探索建立配气业务财务独立核算制度。中长期，可参考借鉴电力行业做法，从国家层面研究制定《城镇燃气企业配气成本核算制度》，综合考虑地区和用户类型的差异性，分管道压力等级和用户类别进行成本核算。

（三）建立科学合理的配气价格定价和调价机制

配气价格改革是城镇燃气价格改革的核心内容，也是改革的堵点、难点和痛点。目前，我国尚未建立成本清晰、利润合理、公开透明的配气价格定价机制和调价机制。建议各地价格主管部门从实际从发，着力建立科学合理的配气价格定价和调价机制。一是要坚持分类配气价格改革方向，深入开展城镇燃气配气价格定价规则研究;二是要保持分类配气价格改革与配售分离改革步伐相衔接，在推动省内短途运输环节管网运输与天然气销售业务分离的同时，同步推进配气环节配售分离改革;三是要完善配气价格听证制度，推动燃气价格听证从“听水平”向“听机制”转变;四是要先行试点示范，先易后难，有序分步推进分类配气价格改革。

（四）加快推进燃气现货和期货交易市场建设

推动城镇燃气价格市场化改革，需要上中下游共同发力，积极开放上游气源价格和下游销售价格，逐步取消门站价格，着力建立能够反映市场供求关系的燃气价格市场体系，最终将各产业链市场化改革红利层层传导至终端用户。加快推进燃气现货和期货交易市场建设，有助于理顺上下游价格机制，加速天然气市场从管制价格向市场竞争价格转变。目前，我国天然气交易中心仍处于发展的初级阶段，现货交易刚起步且交易规模小、竞价交易少，窗口期交易仅仅是试点，期货交易尚未开展。建议加大对上海、重庆等全国性天然气交易中心的政策支持力度，鼓励已完全市场化定价的非常规天然气通过平台交易的方式进行气气竞争，引导非居民用气、储气设施购销气量进入天然气交易中心，通过市场竞争在全国范围内形成相对稳定的市场基准价格。

（作者单位：国家发展改革委价格成本调查中心）