哈薩克斯坦的天然氣價格改革

內(nèi)容提要：哈薩克斯坦2022年“一月騷亂”引發(fā)各界對其天然氣價格改革的關(guān)注，即從政府壟斷的成本加成定價模式改為上下游買賣雙方在電子交易平臺直接交易的市場化“氣對氣”模式。此項改革的初衷是提高天然氣開采企業(yè)的生產(chǎn)積極性，增加本國開采量，助力國家天然氣化戰(zhàn)略，但由于下游零售價格漲幅過快，加重了民眾的生活負擔(dān)，從而各種不滿疊加，最終導(dǎo)致騷亂。哈薩克斯坦的天然氣價格改革說明，所有涉及民生的公用事業(yè)改革，必須從國情出發(fā)，選準啟動改革的時機，綜合考慮上游生產(chǎn)商、中游運輸配送商和下游消費者等各方利益平衡，做好宣傳和溝通工作，注意落實的節(jié)奏和力度，以便確保改革平穩(wěn)進行，否則欲速則不達。關(guān)鍵詞：哈薩克斯坦，天然氣，價格改革，公用事業(yè)能源既屬于重要民生產(chǎn)品，也涉及公共服務(wù)，其價格形成與調(diào)控機制既是市場經(jīng)濟組成部分，更是關(guān)系民生和政治穩(wěn)定的政治議題。古今中外的實踐證明，電、熱、煤、油、氣等能源產(chǎn)品和公共服務(wù)價格波動往往是引發(fā)社會動蕩的源頭，各國的能源價格調(diào)整向來謹慎小心。隨著各國天然氣行業(yè)的生產(chǎn)、運輸、銷售多元化發(fā)展，尤其是上游勘探開發(fā)企業(yè)的多元化(國有的、私營的和外資的)和產(chǎn)品多元化(天然氣、伴生氣、煤制氣、煤層氣、頁巖氣、進口氣和液化氣等)，簡單的成本加成定價法往往讓上游開發(fā)和生產(chǎn)加工企業(yè)無利可圖，巨額的財政補貼也讓政府難以負擔(dān)，已無法適應(yīng)市場多元化需求，越來越多的國家將天然氣價格管控的重點從上游的出廠環(huán)節(jié)移至下游的門站批發(fā)零售環(huán)節(jié)，讓下游的競爭性市場自發(fā)調(diào)節(jié)整個行業(yè)鏈條上的各環(huán)節(jié)價格。中國2011年以來天然氣價格市場化改革的思路是“放開兩頭、管住中間”，即監(jiān)管管輸費、配氣費等“過程”價格，放開出廠價格、門站價格、終端價格等“節(jié)點”價格。哈薩克斯坦的液化石油氣定價改革也大體遵循這個思路。2022年1月初，哈薩克斯坦因車用液化石油氣漲價而引發(fā)全國性騷亂，造成225人死亡(其中19名軍警)、4353人受傷(其中3393人為執(zhí)法人員)。導(dǎo)致液化石油氣漲價的主要原因是自2019年起的天然氣價格市場化改革，由政府壟斷指定轉(zhuǎn)為供求雙方直接網(wǎng)上平臺交易。盡管此舉有利于刺激生產(chǎn)企業(yè)擴大生產(chǎn)，卻加重了居民負擔(dān)，并進一步激發(fā)民眾對整個國家和社會問題的各種不滿，成為動蕩的導(dǎo)火索。盡管政府答應(yīng)了示威民眾降回原價的要求以及承諾半年內(nèi)所有公用事業(yè)收費不漲價，但民眾抗議的對象已由經(jīng)濟話題轉(zhuǎn)向政治領(lǐng)域，和平示威轉(zhuǎn)為騷亂，首任總統(tǒng)納扎爾巴耶夫長達30年的政權(quán)結(jié)束，托卡耶夫的“新時代”全面開啟。一場由液化石油氣漲價引發(fā)的政局巨變，說明天然氣價格改革不是單純的市場經(jīng)濟問題，更是政治議題，事關(guān)民生保障、破除壟斷、提升公共服務(wù)、合理利用資源、保護環(huán)境，最終影響碳達峰與碳中和目標(biāo)實現(xiàn)，主管部門須從國情出發(fā)，從民眾承受能力和社會政治穩(wěn)定的高度，綜合考慮民生價格改革，區(qū)分民用和非民用價格，平衡民眾利益和企業(yè)利益，避免“一刀切”和純市場化改革。一哈薩克斯坦天然氣工業(yè)概況根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒(2021)》，截至2020年年底，哈薩克斯坦天然氣剩余可采儲量為2.3萬億立方米，占世界天然氣總儲量的1.2%，儲采比為71.2年。另據(jù)哈能源部評估，哈境內(nèi)的天然氣遠景儲量可達到6萬億~8萬億立方米，已探明可采儲量為3.8萬億立方米(其中伴生氣2.2萬億立方米，自由氣1.6萬億立方米)，主要位于陸地(2.3萬億立方米)，在世界上排名第22位，在獨聯(lián)體國家中排名第3位(僅次于俄羅斯和土庫曼斯坦)①。主要集中在六個區(qū)域(尤其是西部)，分別是三座油田 (田吉茲、堅戈、托爾肯)、兩座凝析油田(卡拉恰甘納克、讓納若爾)和一座氣田(阿曼格爾德)。卡拉恰甘納克、卡沙甘和田吉茲三大油氣田的天然氣儲量就占總儲量的4/5以上。根據(jù)哈政府發(fā)布的天然氣行業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃，主要任務(wù)有三：一是努力開采天然氣并提高深加工能力，既解決放空燃燒的環(huán)保問題，又獲取更高附加值，發(fā)展加工業(yè)，降低對原材料經(jīng)濟的依賴；二是發(fā)展國內(nèi)天然氣化，完善干線和配送網(wǎng)絡(luò)，讓更多國民享受天然氣便利，發(fā)展綠色經(jīng)濟，降低煤炭使用比重，實現(xiàn)碳中和與碳達峰目標(biāo)；三是提高過境潛力，讓哈成為中亞能源的外送樞紐，提高哈在中亞能源戰(zhàn)略中的地位。哈境內(nèi)開采的天然氣大體分為石油伴生氣、非伴生氣(純氣田天然氣、凝析氣田天然氣)兩種，其中約3/5來自石油開采時的伴生氣。隨著煤炭開采技術(shù)的進步，煤層氣產(chǎn)量也有所增加，但總量不大，可以忽略不計。為保障油田產(chǎn)量和地層有足夠壓力，需要將一部分采出的伴生氣再回填到油氣藏層。據(jù)哈國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2016~2020年，哈每年大約可利用的天然氣資源量約470億~570億立方米，其中非伴生氣210億~230億立方米，伴生氣約250億~350億立方米。2020年，哈共開采天然氣553.786億立方米，其中國內(nèi)消費346億立方米，用于生產(chǎn)310億立方米(其中電力和熱力93億立方米)，居民消費4.4億立方米，出口199億立方米②。因用途和價格不同，哈薩克斯坦開采的伴生氣一半多用于加工燃料(主要是液化石油氣)，1/10用于電力或熱力生產(chǎn)；而非伴生氣一半多用于出口，1/5用于電力或熱力生產(chǎn)。受管道布局影響，哈部分地區(qū)每年仍需進口天然氣，但總體上，哈自2014年起已是天然氣凈出口國，2016~2020年每年凈出口約40億~190億立方米。哈薩克斯坦已經(jīng)建成并投入使用的國際天然氣管道(干線)主要有五條：一是中亞—中心管道，位于哈西部地區(qū)，始于土庫曼斯坦，經(jīng)烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦西部進入俄羅斯，與俄羅斯干線管道相連，最終通往烏克蘭及歐洲地區(qū)；二是經(jīng)過哈薩克斯坦中西部地區(qū)的布哈拉(烏茲別克斯坦)—烏拉爾(俄羅斯)管道；三是布哈拉—塔什干—比什凱克—阿拉木圖輸氣管道，可將烏茲別克斯坦的天然氣經(jīng)吉爾吉斯斯坦送到哈薩克斯坦南部的阿拉木圖州、江布爾州和南哈薩克斯坦州；四是從土庫曼斯坦經(jīng)哈薩克斯坦到俄羅斯的濱里海天然氣管道哈薩克斯坦段；五是中土天然氣管道的哈薩克斯坦段及其哈境內(nèi)支線(別伊涅烏—巴佐伊—奇姆肯特)。除此之外，俄羅斯的聯(lián)盟管道有一段途經(jīng)哈境內(nèi)。據(jù)統(tǒng)計，每年過境哈薩克斯坦的外國天然氣約910億~1210億立方米，至少帶來5000萬美元以上過境收入③。哈國內(nèi)天然氣加工廠主要有五家(已運營三家，正在建設(shè)兩家)：一是位于曼吉斯套州烏津市的哈薩克天然氣加工廠，設(shè)計年加工能力為29億立方米；二是位于阿特勞州的田吉茲天然氣加工廠，設(shè)計年加工能力為60億立方米；三是位于阿克托別州的讓納若爾天然氣加工廠，設(shè)計年加工能力為80億立方米；四是位于阿特勞州馬卡特區(qū)的天然氣加工廠，主要處理卡沙甘油田的伴生氣，于2021年6月開工建設(shè)，一期工程計劃于2023年竣工投產(chǎn)，設(shè)計年處理天然氣10億立方米；五是阿特勞州天然氣化工綜合體，2018年6月開工，計劃于2022年竣工投產(chǎn)，設(shè)計年產(chǎn)70億立方米干氣、55萬噸丙烷和38萬噸丁烷。除加大勘探開發(fā)力度外，實現(xiàn)國內(nèi)天然氣化是哈薩克斯坦的國家戰(zhàn)略。2014年11月4日，哈政府通過《2015~2030年哈薩克斯坦共和國天然氣化總體方案》，旨在滿足國內(nèi)天然氣需求，實現(xiàn)境內(nèi)天然氣化，保障消費者天然氣供應(yīng)。2010~2020年，哈國內(nèi)天然氣消費量從90億立方米增至170億立方米(增長91%)，境內(nèi)天然氣干線長度增至1.9146萬公里，年運力可達958億立方米，國內(nèi)年運輸量達到213億立方米，國際天然氣年中轉(zhuǎn)量達604億立方米?？俗卫諍W爾達—薩雷阿爾卡天然氣管道一期工程1061.3公里，讓首都、中部和北部地區(qū)享受到天然氣的便利。哈政府使用財政預(yù)算資金共實施1300多個天然氣化項目，在各地區(qū)修建1.8萬多公里的天然氣配送網(wǎng)。截至2021年1月1日，哈全國天然氣化率達到53.07%，即980萬人可使用天然氣，計劃2030年達到65%(即約1350萬人受益)④液化石油氣(LPG：LiquefiedPetroleumGas)是開采石油或天然氣，或是在提煉原油時揮發(fā)出來的氣體，通常在6個大氣壓條件下便可實現(xiàn)液化，含熱量約為每升2.1萬英制熱量單位，可以裝入壓力鋼瓶(一般需要留出15%的受熱膨脹空間)，主要用于燃料，如車用燃料、偏遠地區(qū)的電和熱原料等。據(jù)哈能源部數(shù)據(jù)，由于液化石油氣價格便宜，哈國內(nèi)越來越多的汽車改用液化石油氣為燃料。2019年為13.999萬輛，2021年增至31.3373萬輛。由此，車用液化石油氣的消費量也從2019年的約130萬噸增至2020年的140萬噸和2021年的160萬噸⑤。不過，哈國內(nèi)的天然氣加工廠每年產(chǎn)能為144萬噸左右(每月約12萬噸)，國內(nèi)液化石油氣需求量為174萬噸(每月約14.5萬噸)，即液化石油氣供需缺口每月約2.5萬噸(1噸約合1844升)。二哈薩克斯坦天然氣定價機制改革國際上，天然氣價格一般有免費、純市場競爭、成本加成、市場凈回值等四種定價方式。實踐中，為減輕政府負擔(dān)和鼓勵國內(nèi)天然氣行業(yè)發(fā)展，平衡國內(nèi)的天然氣供給和消費，很多國家都將價格市場化作為天然氣價格改革的主要方向。一是免費或極其優(yōu)惠。這種定價方式通常在能源資源豐富或者財政非常雄厚的少數(shù)福利國家實行，如土庫曼斯坦和卡塔爾等國家。世界上大部分國家都難以承擔(dān)這樣的民生福利，人口眾多或資源匱乏的國家更是如此。二是純市場競爭定價，又被稱為“氣對氣”競爭定價(GOG)或“樞紐定價”，即完全根據(jù)市場供求確定終端價格，由天然氣開采或加工企業(yè)與消費客戶直接交易，政府不干預(yù)。實施這種定價機制通常需要上、中、下游均具備多元化競爭格局，即上游天然氣開采企業(yè)數(shù)量多、產(chǎn)量大，足以自給自足(不受制于國外進口)；中游的天然氣運輸管網(wǎng)體系發(fā)達，足以實現(xiàn)非壟斷和非歧視性的市場準入；下游的商品交易機制和期貨市場發(fā)達，足以實現(xiàn)公平競價環(huán)境。因此，當(dāng)前世界上主要是美國、加拿大和英國這三國實行這種定價機制。美國以亨利樞紐(HenryHub)為核心的定價系統(tǒng)享譽世界。三是成本加成定價法，即將天然氣價格分為生產(chǎn)加工、管輸、城市門站(批發(fā))和終端用戶(零售)等四個部分，最終零售價格根據(jù)生產(chǎn)和供應(yīng)成本(加工、運輸和配送、銷售等)情況，加上各環(huán)節(jié)合理利潤，終端用戶價格=出廠價格+管輸費+配氣費。這種方法現(xiàn)在被大多數(shù)發(fā)展中國家采用。其優(yōu)點是比較容易控制天然氣價格。價格是政府調(diào)控，生產(chǎn)企業(yè)的出廠價格、輸配企業(yè)的運輸價格和批發(fā)零售企業(yè)的銷售價格等均受政府監(jiān)管，由中央和地方政府參照市場供求情況，綜合考慮企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營、政府補貼和消費者的承受能力等因素確定，不是完全的市場行為，目的是維護社會穩(wěn)定和總體經(jīng)濟發(fā)展態(tài)勢。但由于企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營狀況千差萬別，成本核算往往不準確，這種定價機制的缺點是終端零售價格高居民難以承受，價格低上游生產(chǎn)企業(yè)不愿意生產(chǎn)。俄羅斯和哈薩克斯坦等原蘇聯(lián)國家的定價更加極端，又被稱為政府壟斷定價機制，即政府直接規(guī)定上游天然氣開采企業(yè)的出廠價格(通常遠低于成本)，并由國有天然氣企業(yè)壟斷采購，然后加上運輸、配送和銷售等環(huán)節(jié)的成本利潤，最后確定市場零售價格。四是市場凈回值定價法，通常又稱為與油價掛鉤定價法，即參照下游消費端已經(jīng)市場化了的(價格由市場競爭形成)可替代的等值熱量能源商品價格(如石油、燃料油、煤炭、清潔能源等)，倒推出上游的運輸和生產(chǎn)加工成本及價格。這種定價方式市場化程度高、政府管控和負擔(dān)小，它從市場需求端出發(fā)，使天然氣價格與可替代的能源商品價格掛鉤，形成合理的動態(tài)比價關(guān)系，從而反映天然氣的真實市場價格，還可讓消費者有更多選擇。如主要依靠管道進口天然氣的歐洲國家通常采用與北海布倫特油價掛鉤的方式，主要依靠進口液化天然氣的中、日、韓等亞太國家通常采用與原油進口平均價格掛鉤的方式(液化天然氣價格通常會滯后于原油價格3~4個月)。該定價機制的前提是終端價格消費者可承受，前端的出廠價格和中端的運輸價格也能讓生產(chǎn)和運輸企業(yè)有利可圖，否則企業(yè)會減少或停止生產(chǎn)。因此，這種定價方式多為富裕的發(fā)達國家使用。采用市場凈回值定價法需要確定以某地或某企業(yè)產(chǎn)品為計價基準點以及選取好可替代的能源品種。實踐中，與油價掛鉤的天然氣采購合同通常是為期20~25年長期合約，這種掛鉤建立在雙方可相互替代的基礎(chǔ)上(等值熱量效用的價值相近)，但隨著天然氣越來越多地用于發(fā)電、制熱和化工原料，而石油越來越多被用于成品油和化工原料，兩者的熱量等值替代效用越來越弱，加上2008年后美國頁巖氣產(chǎn)量大增，國際天然氣供應(yīng)量增加，甚至一度出現(xiàn)過剩，因此將天然氣價格與石油價格掛鉤的需求越來越弱。根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟(IGU)的統(tǒng)計，2010年以來，越來越多國家放棄該定價機制，轉(zhuǎn)而采用“氣對氣”市場競爭定價機制⑥?？傮w上，2000年前哈國內(nèi)基本不存在天然氣市場，油氣企業(yè)生產(chǎn)的伴生氣通常放空燃燒。哈政府1999年將獨立初期私有化的天然氣運輸公司重新收歸國有并使之成為壟斷國內(nèi)天然氣收購、運輸和銷售的企業(yè)，才為后來發(fā)展國內(nèi)天然氣市場提供了可能。2005年哈通過新版《哈薩克斯坦共和國礦產(chǎn)資源和礦產(chǎn)資源利用法》，為保護環(huán)境禁止油氣企業(yè)放空燃燒伴生氣，迫使油氣開采企業(yè)建立自己的天然氣外送管道和加工廠，哈國內(nèi)天然氣生產(chǎn)和消費開始增加，供應(yīng)方和需求方逐漸多元化，天然氣市場也隨之形成，大體分為出口市場(包括沖抵換購)、工業(yè)消費市場(用于生產(chǎn)熱力、電力、燃料、化肥和化工產(chǎn)品等)、公用事業(yè)和日常消費市場(主要是液化石油氣和居民生活用氣等)。根據(jù)供應(yīng)方和需求方類別，哈天然氣定價機制大體分為四類：一是出口價格；二是逆向進口天然氣價格；三是商業(yè)氣價格；四是液化石油氣價格。這四類價格均由政府調(diào)控，具體定價機制遵循哈政府發(fā)布的《關(guān)于確定在哈薩克斯坦國內(nèi)市場上銷售的商業(yè)天然氣的邊際批發(fā)價格以及不在電子交易平臺交易的液化石油氣的邊際價格的規(guī)則》⑦。其中，進口和出口的天然氣由油氣開采企業(yè)(有產(chǎn)品分成協(xié)議)或者哈國有的天然氣公司根據(jù)與國外客戶的談判確定；商業(yè)氣(主要是非伴生氣)由于主要用于出口和居民使用，因此全部由政府管控，根據(jù)成本加成定價法確定價格；液化石油氣(主要來自石油伴生氣)則由最初的政府管控逐漸轉(zhuǎn)向政府指定的電子交易平臺進行 (即由成本加成定價法轉(zhuǎn)向市場競爭定價法)。天然氣的管道運輸費率根據(jù)《自然壟斷主體經(jīng)干線管道輸送天然氣收費標(biāo)準的無差別計算辦法》《自然壟斷主體經(jīng)干線管道輸送天然氣資產(chǎn)利潤率計算說明》等政府令確定。所有涉及天然氣的價格均由能源部門核定，同時受反壟斷部門監(jiān)管⑧。哈薩克斯坦國內(nèi)的天然氣壟斷企業(yè)是100%國有的哈薩克斯坦天然氣公司(QazaqGaz)，原名為哈薩克斯坦國家天然氣運輸公司(KTG：KazTransGas)，2021年12月改為現(xiàn)名。該公司2020年6月之前屬于哈薩克斯坦國家油氣集團(KMG：KazMunayGas)下屬的100%控股子公司，之后則從國家油氣集團獨立出來，成為壟斷哈薩克斯坦國內(nèi)天然氣開采、運輸、配送、銷售的專門企業(yè)，通過自己的兩個下屬子公司中亞國際天然氣公司(IntergasCentralAsia)和艾馬克哈薩克天然氣運輸公司(KazTransGasAimak)，分別完成哈薩克斯坦國內(nèi)天然氣干線的輸送以及哈國內(nèi)各地末端的天然氣配送(壟斷95%的終端銷售市場)，為超過1000萬哈薩克斯坦人和大約5.4萬家企業(yè)提供清潔高效的天然氣⑨。根據(jù)哈2012年1月發(fā)布《哈薩克斯坦共和國天然氣和天然氣供應(yīng)法》，為提高天然氣在國家能源結(jié)構(gòu)中的使用比重，保障本國能源與生態(tài)安全，規(guī)定國家在天然氣生產(chǎn)設(shè)施使用、原料氣供應(yīng)和商品氣購銷等方面享有優(yōu)先權(quán)，賦予哈薩克天然氣公司代表國家實施天然氣業(yè)務(wù)操作者權(quán)利，有開采和收購天然氣的優(yōu)先權(quán)(收購價格由能源部批準)。對上游開采企業(yè)，哈薩克天然氣公司從國內(nèi)的各家油氣開采公司和進口商等購買原料氣和商業(yè)氣。收購價格理論上是成本+利潤(不超過10%)，實際上在核算成本時，收購價格遠低于這些公司自己核定的成本。對下游需求方(天然氣加工企業(yè)、儲氣罐、加氣站、居民、國外客戶等)，該公司負責(zé)將天然氣送到客戶手中。哈政府對天然氣消費價格的巨額補貼主要來自壓低上游的油氣開采企業(yè)出廠價格以及向國外出口獲得的高額利潤。起初，由于國內(nèi)天然氣加工能力有限，大部分開采的天然氣都放空燃燒，既浪費資源，又破壞環(huán)境。隨著2010年頒布《哈薩克斯坦共和國礦產(chǎn)資源和礦產(chǎn)資源利用法》、2012年頒布《哈薩克斯坦共和國天然氣和天然氣供應(yīng)法》、2013年通過《2030年前哈薩克斯坦共和國燃料能源綜合體發(fā)展構(gòu)想》和2014年發(fā)布國家天然氣化總體方案，越來越嚴格要求油氣企業(yè)不得放空燃燒伴生氣，迫使其建設(shè)自己的天然氣加工廠和外輸管道，哈國內(nèi)的天然氣管網(wǎng)布局日益完善，天然氣加工企業(yè)更新改造和新建產(chǎn)能擴大，哈天然氣國內(nèi)消費和出口需求大漲。但由于政府的價格管控，原有的天然氣定價機制越來越不適應(yīng)變化了的國內(nèi)和國際市場行情。對上游開采和加工企業(yè)而言，它們總是盡可能增加天然氣出口獲取高額利潤，尤其是國際天然氣價格高漲更刺激油氣開采企業(yè)擴大出口。另外，隨著人工和材料成本增加，液化石油氣等天然氣產(chǎn)品價格也水漲船高。政府的價格管控讓企業(yè)沒有興趣生產(chǎn)，以至于國內(nèi)供應(yīng)量增幅不大。這兩個因素使得液化石油氣等天然氣供應(yīng)難以滿足不斷增長的市場需求，甚至局部地區(qū)有價無市。根據(jù)經(jīng)驗和國際慣例，液化石油氣價格通常與石油價格相關(guān)，在哈薩克斯坦大約是92號成品汽油價格的70%，但為支持當(dāng)?shù)叵M者，哈政府將國內(nèi)天然氣加工廠的液化石油氣出廠價格規(guī)定得遠低于成本。哈能源部部長馬格祖姆2022年1月3日表示，哈薩克天然氣加工廠2021年液化石油氣的生產(chǎn)成本約為每噸10萬堅戈，但政府規(guī)定出廠價格卻是每噸3.8萬堅戈，這個出廠價格只有同期出口價格的1/6~1/5。因此，天然氣加工廠沒有增產(chǎn)積極性，生產(chǎn)越多虧損越大，設(shè)備更新改造步伐也非常緩慢，加上部分設(shè)備因年久失修而產(chǎn)量下降，導(dǎo)致國內(nèi)液化石油氣的供求矛盾越來越大⑩。可以說，原先的定價機制提高了用戶消費天然氣的積極性，卻無法刺激生產(chǎn)者，“天然氣作為優(yōu)質(zhì)原料和燃料未能得到更有效和充分的利用，與哈政府倡導(dǎo)的提高天然氣利用效能的初衷背道而馳”?。另外，哈國內(nèi)的成品油和液化石油氣價格遠低于其他歐亞經(jīng)濟聯(lián)盟成員國。歐亞經(jīng)濟聯(lián)盟計劃2025年建立統(tǒng)一的能源市場(電力、天然氣、石油和成品油)，繼2020年成員國簽署《關(guān)于建立聯(lián)盟統(tǒng)一電力市場的國際條約》后，成員國就統(tǒng)一石油、天然氣市場的談判緊鑼密鼓，并擬定相關(guān)文件。從市場實際情況看，哈薩克斯坦的成品油和液化石油氣價格在歐亞經(jīng)濟聯(lián)盟成員國中最低。例如，2021年12月液化石油氣市場零售價格哈薩克斯坦每升只有110堅戈，俄羅斯為182.08堅戈，吉爾吉斯斯坦為202.29堅戈，白俄羅斯為211.77堅戈?。也就是說，為建立統(tǒng)一天然氣市場，哈須要修改本國與自然壟斷有關(guān)的法律和規(guī)則，提高國內(nèi)的液化石油氣價格，以便與其他成員國的市場規(guī)范和價格統(tǒng)一?。為平衡生產(chǎn)和銷售，盡快與國際接軌，哈政府2018年根據(jù)《哈薩克斯坦共和國天然氣和天然氣供應(yīng)法》決定放開液化石油氣終端市場價格，將政府計劃調(diào)節(jié)(確定最低門檻價格、行政手段分配)改為依靠市場自發(fā)調(diào)節(jié)，自2019年年初至2021年年底，除供應(yīng)給石化廠作為生產(chǎn)原料以及為居民生活供氣的儲氣罐外，國內(nèi)所有液化石油氣交易均須過渡到政府指定的電子交易平臺?，即由原先的政府指定轉(zhuǎn)為由生產(chǎn)企業(yè)和市場銷售企業(yè)雙方在電子交易平臺直接交易。具體交易規(guī)則由能源部2018年12月第481號令《關(guān)于通過電子交易平臺組織和進行液化石油氣交易的規(guī)則》規(guī)定?。哈能源部則每月制定一份國內(nèi)市場供應(yīng)計劃，包括電子平臺上以及平臺外的所有市場交易量。電子交易平臺的液化石油氣價格隨市場供求而波動。截至2021年11月底，哈薩克斯坦國內(nèi)約70%的液化石油氣銷售通過電子交易平臺進行，加權(quán)平均批發(fā)價格為每噸15.1萬堅戈，其余的30%以每噸4.3345萬堅戈(含增值稅)的政府指定價格分配給國內(nèi)各地市場。同期，哈國內(nèi)液化石油氣的市場零售價格平均為每升99堅戈(不同地區(qū)為每升70~120堅戈不等)?。三哈薩克斯坦天然氣定價機制改革的經(jīng)驗和教訓(xùn)定價機制改革前，哈國內(nèi)液化石油氣市場價格受政府嚴格管控，由此產(chǎn)生的亂象主要表現(xiàn)為價格扭曲、產(chǎn)能不足、人為赤字等，有能力參與天然氣批發(fā)和零售的企業(yè)主要是壟斷運輸和配送的國有企業(yè)。價格改革后，由于電子交易平臺的交易雙方均匿名，購銷隨機，價格變得透明，交易過程也公正公平，還有助于打破行業(yè)壟斷。不過，這一原本很好的市場化改革卻引發(fā)了2022年“一月騷亂”。據(jù)哈能源部數(shù)據(jù)，2021年12月20~24日，西部的曼吉斯套州(“一月騷亂”的發(fā)源地)的液化石油氣銷售商通過電子交易平臺共進行了5輪交易，最終從制造商處采購了1.7406萬噸液化石油氣(占采購計劃總量的96.5%)，并根據(jù)市場供求關(guān)系形成了2022年1月曼吉斯套州的液化石油氣市場批發(fā)價格為每噸13.3126萬堅戈(約合306美元)或每升78堅戈(約合0.17美元)，按照順價銷售原則，該州各地的市場零售價格則為每升120堅戈(約合0.27美元)?。盡管這個價格與哈全國每噸均價2021年11月15.2194萬堅戈、12月14.4707萬堅戈相比已經(jīng)下降不少。但由于曼吉斯套州的電子平臺交易系統(tǒng)自2022年1月1日起才正式執(zhí)行，此前一直執(zhí)行政府壟斷價格每升60堅戈，因此，這個零售價格相當(dāng)于整整提高了一倍，這樣的增幅讓民眾短時間內(nèi)無法接受。加上自2020年起的新冠肺炎疫情讓很多職工名義月均工資只有54.45萬堅戈(約合1300美元)，考慮到通貨膨脹因素，實際收入水平呈下降狀態(tài)，而且當(dāng)?shù)鼐蜆I(yè)崗位有限，職工月工資在一定程度上相當(dāng)于家庭月收入，民眾長期積壓在心中的各種不滿瞬間被激發(fā)，液化石油氣漲價最終成為騷亂的導(dǎo)火索?！耙辉买}亂”引發(fā)人們更好地反思哈天然氣價格改革的經(jīng)驗教訓(xùn)。第一，再好的政策和改革措施也需考慮實施環(huán)境和時機以及實施的步驟與節(jié)奏，否則容易引起反彈，走向計劃預(yù)期的反面。第二，改革的目的是更好地平衡各方利益，即保持結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定與均衡。任何一方(生產(chǎn)者與消費者，中央與地方，能源行業(yè)與其他行業(yè))獲益過多或過少都不利于行業(yè)發(fā)展和社會穩(wěn)定。政府要綜合平衡和考量，不能僅從行業(yè)主管部門利益出發(fā)決策。第三，經(jīng)濟管理也是社會互動的過程，所有改革政策均應(yīng)廣泛宣傳，盡可能與民眾溝通協(xié)調(diào)，爭取理解和支持。職能部門如果只是機械地執(zhí)行政策就容易造成錯覺和誤解，甚至將經(jīng)濟問題轉(zhuǎn)化為政治安全問題。哈薩克斯坦的天然氣價格改革再次說明，世上沒有絕對完美的天然氣定價機制。作為涉及社會穩(wěn)定和民生發(fā)展的天然氣等能源產(chǎn)品和公用事業(yè)的定價必須與國情相適應(yīng)。政府相關(guān)部門在出臺和落實政策時須綜合考慮國內(nèi)外環(huán)境、供求狀況、市場規(guī)模、發(fā)展水平和承受能力等因素，選準實施時機?！耙辉买}亂”產(chǎn)生的原因，就是在落實新價格機制過程中，主管液化石油氣價格的能源部門不顧國內(nèi)發(fā)生了新冠肺炎疫情和經(jīng)濟衰退的國情，繼續(xù)強推市場化定價機制，主管反壟斷的部門只關(guān)注定價程序是否合法，不顧價格倍增的現(xiàn)實，民眾多次強烈反映相關(guān)問題而得不到解決，最后導(dǎo)致社會矛盾激化。騷亂發(fā)生后，哈政府于2022年1月8日宣布所有公用事業(yè)的收費標(biāo)準凍結(jié)半年，即2022年7月1日前不允許漲價，此舉雖然有利于緩解社會矛盾，但在一定程度上也等于暫停了所有公用事業(yè)改革，并沒有真正解決問題。哈能源部原計劃的三年普及市場化價格改革措施很難如期實現(xiàn)。如果政府不提供巨額補貼(每年2億~3億美元)，則上游的天然氣開采和加工企業(yè)將遭受巨額虧損，進而不愿意生產(chǎn)，產(chǎn)量下降造成市場供應(yīng)不足，受害的還是消費者。注釋：①МинистерствоэнергииРК.Газоваяпромышленность.https：//.kz/memleket/entities/energo/activities/4905？lang=ru②БюронациональнойстатистикиАгентствапостратегическомупланированиюиреформамРеспубликиКазахстан.Топливно-энергетическийбалансРеспубликиКазахстан2016-2020.https：//.kz/edition/publication/collection③ЕреминСергейВладимирович.РынокгазаРеспубликиКазахстан：отвечаянавызовыглобализацииирегионализации//Мироваяэкономика.2015.№11.С.92.④ПредседательправлениянацкомпанииКайратШарипбаев.30-летиенезависимости-новыйэтапдлянациональнойкомпанииКазТрансГаз.http：//www.ktga.kz/press-room/news/2314/⑤Отекущейситуациинарынкесжиженногонефтяногогаза.https：//.kz/memleket/entities/energo/press/news/details/282191？directionId=4905&lang=ru⑥TheIGU，GlobalWholesaleGasPriceSurvey2021，https：///wp-content/uploads/2021/07/IGU_WPR2021-1.pdf⑦ПриказМинистраэнергетикиРеспубликиКазахстанот15декабря2014года№209“ОбутвержденииПравилопределенияпредельныхценоптовойреализациитоварногогазанавнутреннемрынкеРеспубликиКазахстанипредельныхценсжиженногонефтяногогаза，реализуемоговрамкахпланапоставкисжиженногонефтяногогазанавнутреннийрынокРеспубликиКазахстанвнеэлектронныхторговыхплощадок”.https：//online.zakon.kz/Document/？doc_id=31661032⑧王紅、劉毅、王安琪、朱雅婷：《哈薩克斯坦與中國天然氣管道管輸費定價機制異同分析》，《石油天然氣學(xué)報》2019年第4期。⑨中國商務(wù)部：《哈薩克斯坦天然氣運輸公司被賦予國家公司地位》，https：///article/html/energy-2310163.shtml⑩ВМинэнергоназвалипричиныдефицитасжиженногогаза.https：//kapital.kz/economic/101641/v-min-energo-nazv