2015年2月28日,根据燃料油和液化石油气等可替代能源价格变化情况,国家发展和改革委员会(以下简称国家发改委)发布了《关于理顺非居民用气价格的通知》,完成了存量气与增量气价格并轨的既定目标,并试点放开非居民直供用气门站价格,该方案已经从2015年4月1日起实施。但是,价格并轨只是中国天然气价格改革中的重要一步,实现市场竞争定价的最终目标还任重道远。在国际原油价格大幅下跌和中国经济新常态的背景下,应正确评估中国天然气价格改革成果,理性面对存在的问题,制定符合天然气市场发展和经济规律的深化改革顶层设计和实施路径,确保中国天然气产业和天然气市场的持续健康发展。
　　1天然气价格改革成果
　　天然气价格一直是困扰中国天然气工业和天然气市场发展的主要因素之一。进入21世纪后,国家启动了天然气价格的全方位改革,包括价格管理体制、价格机制改革及价格水平和价格结构的调整等。改革的重点是出厂价格,核心则是理顺价格水平和建立科学合理的价格形成机制,现已取得一定成果。
　　价格管制放松
　　2005年，国家发改委决定将天然气出厂价统一改为实行政府指导价。2013年，国家发改委在制定非居民用气门站价时，明确门站价为政府指导价并实行最高限价管理。政府定价向政府指导价的转变，意味着天然气成交价格可根据国家规定的基准价格上下浮动，或者在国家规定的最高限价内协商确定交易价格，打破了长期以来我国天然气购销合同必须执行国家固定价格的限制，提高了价格的灵活性。2015年初，非居民直供用气门站价格放开,实行双方协商定价，市场化定价开始试水。
　　定价机制发生了根本性转变
　　2011年，国家发改委在广东省和广西壮族自治区试点天然气“市场净回值”定价法,并于2013年推广用于全国各省非居民用气门站价格的制定中。“市场净回值”定价终结了我国50余年来天然气以“成本加成”为主的定价历史,天然气价格开始与可替代能源价格挂钩和竞争,定价不再完全由政府决策而是与能源市场供求关联。
　　理顺了非居民用气价格
　　一直以来,中国天然气价格改革主要围绕理顺天然气价格展开。2002年—2015年,国家对天然气出厂价进行了7次调整。其中,以非居民用气价格为突破口，从2013年起连续3年上调存量气门站价格，理顺了非居民用气价格与可替代能源等热值价格的比价关。由表1可知川渝地区2002年以来天然气出厂价格调整情况。

　　居民用气价格坚冰开始松动
　　居民用气价格调整历来是中国天然气价格改革的难点。如表1所示,2005年至今,川渝地区工业用气出厂价格共上调了7次,合计1625元/103 m3。相比之下,同期居民用气价格只在2010年微调了230元/m3,成为近年中国天然气价格改革的孤岛。终于，2014年国家发改委发出通知,要求全国各省市2015年前对居民用气价格全面实行按量分段递增的阶梯气价。虽然这次调价只涉及20%的居民用户，但毕竟已在触动坚如磐石的居民用气价格。
　　天然气价格结构简化
　　2002年前,我国天然气价格链由井口价、净化费、管输费和城市配气费组成。其中,井口价和城市配气费按用户分类计价,分工业用气、化肥用气、商业用气和居民用气等四大类。在经历了10余年的天然气价格层次和价格结构调整后,如今天然气用户类别只剩下非居民、化肥和居民三类,并且上中游价格链上的非居民用气和化肥用气价格改为门站价,只有居民用气分出厂价和管输费。
　　2 天然气价格现状与存在的问题
　　天然气价格现状
　　目前中国正在执行的天然气出厂价格包括以下4种:①2010年5月国家发改委发布的陆上天然气出厂基准价格。在随后对非居民用气进行门站价格改革后,该基准价格现只用于城市燃气(非工业)即居民用气。②进口LNG 气化出厂价格。该价格由LNG 进口终端所在省市根据LNG 进口和气化成本确定。因LNG采购合同签约时间和合同价格公式的差别,各进口接收站的进口LNG 价格差距较大,气化后站线出厂价在1.52~3.90元/m3 之间。但进入长输管道混合输送和销售的气化进口LNG,执行统一的门站价。③价格放开,由供需双方协商确定的页岩气、煤层气、煤制气价格,以及直供非居民用气价格。④采用“市场净回值”的天然气门站价。现在存量气已与增量气并轨并只用于非直供的非居民用气,价格与可替代能源价格挂钩。
　　存在的问题
　　1)居民用气价格偏低,与非居民用气价格差极不合理
　　从供气保障和服务以及与可替代能源的价格关系来看,居民用气的价格应高于工业用气价格。2005年前,我国居民用气价格均高于工业用气或基本相当。但是,在国家随后的5次价格调整中,居民用气价格只调整过一次,致使现在居民用气价格严重偏低,并与工业用气价格形成巨大落差。目前,成都市居民用气价格不到液化石油气等热值价格的40%,门站价比工业用气价低1.03元/m3 以上,终端消费价差高达2.14元/m3。这种畸形的价格差在世界上都很少见(表2),最重要的是它不利于引导优质资源的高效、合理利用和优化配置。非居民用气价格的独立调整,在给予居民用气巨大价格补贴的同时,也降低了其价格竞争力,引起近期天然气利用的“逆替代”。

　　2)现行“市场净回值”定价机制存在缺陷
　　“市场净回值”定价是我国天然气定价方式的重大进步,但与传统“市场净回值”定价方法相比,我国在应用中存在以下问题:①我国天然气供应既有国,也有进口气,由于不同地区的天然气开发和生产成本差异较大、进口资源的价格和气源与市场的距离不同,全部采用上海作定价基准点会造成不同气源的盈亏差异,影响天然气生产或进口。②未真实反映可替代能源的价格变化。2013年确定增量气门站价时,对应的国际油价为80美元/桶,在2014年第二次调整存量气价格之前,国际油价一直保持在约100美元/桶,但增量气门站价仍对应80美元/桶。③价格动态调整的时间过长,时间节点模糊。现在,欧洲运用“市场净回值”定价天然气价格动态调整时间已从6个月缩短至3个月。相比之下,我国一年的调整时间明显太长,而且起止时间不明确,致使天然气价格与可替代能源价格的反映严重滞后,价格调整远不及我国成品油价格调整那样透明和可预测。2014年末至今,国际油价一直保持在约50美元/桶,但2015年4月1日实行的非居民用气并轨价还对应的是2014年下半年的平均油价(约90美元/桶)。
　　3)价格体系不完整
　　现行天然气价格结构和价格水平设计的出发点主要是用户的价格承受能力,并未考虑天然气供需特点及其经济规律,未形成完整的价格体系。例如,无储气库费,影响地下储气库的投资和建设;价格形式单一,未真实反映不同用户的用气特征和用气需求;无差别价格,不能调节天然气需求的峰谷差;实际交易价格固定,不能刺激生产,也不能刺激需求。
　　4)门站价格制度有碍天然气产业改革
　　实行天然气门站价虽符合当前我国天然气上中游一体化运营的实际情况,但却与天然气工业体制和天然气价格的改革目标相背。因为天然气上游生产或供应最终要向市场开放,出厂价放开或由竞争形成,而中游管道输送属于自然垄断领域,管输费受政府管制,将出厂价与管输费捆绑有碍输气管道公平开放和管道独立经营改革。
　　5)放开价格的时机未到
　　①天然气供应竞争的局面尚未形成。现在我国天然气气源的集中度很高,3大国有石油公司在市场供应中处于绝对支配地位[6],虽然煤层气、煤制气和页岩气正逐渐进入市场,但供气量和供应保障均还有待加强。②管道运输没有独立,第三方进入管道还没有实质性进展。即使气源可以选择,运输也会受到制约。③市场经济制度尚不完善,地方政府还在对天然气供需和价格施加影响。④前期提出的最高门站限价下的双方协商定价并没有真正实现。在这样的背景下,现在就放开价格显然操之过急,难以达到预期目的。
作者：胡奥林等.节选自《中国天然气价格改革刍议》.《天然气工业》,2015,35(4):99-106.