【壓縮機網】進入二十一世紀，我國天然氣工業發展顯著加快，預計到2020年，我國天然氣產量將達到 2200億方，進口氣達到1800億方，消費量達到4000億方，對外依存度將達到45%。然而，相對于天然氣產量、基礎設施建設和消費量的增長速度，我國的天然氣價格形成機制及相關政策措施明顯滯后。
雖然進入21世紀以來，我國天然氣價格經歷多次調整，對天然氣工業和市場的發展起到了一定的積極作用，但由于天然氣定價機制沒有及時隨著國家經濟體制和市場經濟運行規律的變革，致使現行價格沒有完全起到對市場供求和資源配置的調控作用，從而影響生產商、供應商，甚至消費者的積極性。
合理的天然氣定價機制，以及政府對天然氣價格科學合理的管理和調控政策是天然氣市場健康發展的關鍵因素。因此有必要對現行價格進行改革，形成一套科學合理、反映市場供求、促進市場健康發育、能充分體現天然氣利用價值和經濟價值的天然氣價格形成機制。
一、我國天然氣市場的基本特征分析
天然氣市場的特征是制定價格的基本，只有弄清楚市場基本情況才能制定出科學合理的價格。
（一）初步形成了多氣源供應格局，天然氣供應安全保障度得到提高
中亞管道的進口天然氣進入我國后，我國初步形成了以“陸上國產氣、海氣、進口管道氣、進口LNG”四個氣源為主體的天然氣供應框架，呈現出多元化的供應格局，供應安全保障度逐步提高。
1、我國陸上天然氣已形成五大產氣區，氣源供應穩定。
近年來，隨著大規模產能建設的不斷推進，天然氣產量呈現快速上升的良好勢頭，已形成新疆、陜甘寧、川渝、青海和東北五大產氣區。國內天然氣資源勘探程度較低、潛力大。未來國內天然氣資源量、供應量會快速增長。根據預測，未來20年左右國內常規氣將以5%的速度增長；煤制氣、煤層氣、頁巖氣等非常規天然氣將有大幅度的增長，預測 2015年國內天然氣生產量在1500~1900億立方米，2020年在 2200~2500億立方米，2030年在 2500~2900億立方米。
2、四大戰略通道格局初現，助推氣源供應多元
2015年左右，隨著進口管道氣與進口LNG項目的實施，中國將逐漸形成四大天然氣戰略進口（西北、東北、西南、東部沿海通道）通道，國內將形成進口管道氣、進口 LNG、國產氣多氣源供氣格局。目前中亞管線氣已全線貫通，俄羅斯西伯利亞氣、薩哈林氣正在談判中，已取得相當好的進展，中緬管線即將建成投產。進口 LNG項目也取得了很好的進展，目前已投產的 LNG接受終端有廣東大鵬、江蘇如東、大連等，規劃建設中的有浙江、海南、青島、珠海以及唐山等地，我國 LNG進口多元化發展戰略已形成相當規模。
（二）全國性供氣網絡逐步建成，天然氣調配能力逐步增強
目前全國已建成以西氣東輸、川氣東送、西氣東輸二線（西段）、陜京線系統、忠武線和永唐秦管道為骨干，蘭銀線、淮武線、冀寧線為聯絡線的國家級基干管網。西氣東輸三線、陜京四線、中貴線正在建設中。天然氣管網已將西南、長慶、新疆和青海四大氣區以及進口中亞天然氣、LNG與國內主要消費市場連接起來，全國性的供氣管網逐步形成。
（三）市場需求極度旺盛，天然氣供應趨緊是長期趨勢
我國的天然氣市場正處于快速發展期，需求量巨大。2012年全國消費量達到 1514億方，而國產氣只有1072億方，進口達到 442億方，對外依存度達到29.3%。隨著生態文明建設的快速推進，各地煤改氣、油改氣項目會加緊推進，天然氣需求量將急劇增長，到2015年天然氣在一次能源中的占比將由目前的5.8%增長到 8%，消費量達到2160億方，而國產氣只有1760億方，對外依存度達35%，到2020年全國消費量將達到4000億方，國產氣為 2200億方，對外依存度達到 45%。可見，我國天然氣生產量長期小于需求量，供應趨緊是一個長期趨勢，需要從國外大量進口。
（四）區域市場已轉變為全國性的市場，逐步融入國際市場
隨著全國天然氣管網的逐步形成，天然氣消費市場由油氣田周邊的區域市場迅速擴大到全國，形成全國性市場。截至 2012年底，我國天然氣消費地區已經擴展到大陸的 30個省份、約 210個地級及以上城市。天然氣消費集中在西南、環渤海、長三角和東南沿海四大地區，消費量占全國比重約 62%，當前中亞管道氣和東部沿海 LNG已進入我國，國內市場逐步融入國際市場，這就要求天然氣市場的管理要遵循國際規則。
（五）天然氣消費結構正在悄然變化，逐步向高效利用方向發展
早期，我國天然氣主要是就近消費，用氣結構以化肥為主。隨著西氣東輸、陜京輸氣系統、忠武線等長距離輸氣管道的建成投產，天然氣消費結構開始向多元化方向發展，利用結構持續優化。2009年與1996年相比工業用氣和城市燃氣消費量日益增長，分別占總量 38.7%和 24%；化工用氣比例在逐步下降，占20.3%；發電用氣占16.9%。
按照國家天然氣政策，今后天然氣利用主要以城市氣化、以氣代油、以氣代煤為主。城市燃氣和工業燃料將成為主要利用方向，尤其是分布式能源和 LNG用于汽車等替代柴油將會快速增長，化工的比例將進一步下降。從各行業所占比例來看，消費結構逐漸趨于穩定。城市燃氣、工業燃料、發電與化工三大塊將各占 1/3。
二、我國天然氣價格形成機制存在的問題
作為一種商品，天然氣的特殊之處在于它必須通過長輸高壓管道和地方配氣管網才能從生產領域轉移到消費領域，而管道運輸和配送一般被認為具有自然壟斷性質。如果經營天然氣管道運輸和配送業務的公司不向他人開放管道運輸和配送系統，就會形成天然氣公司對其所服務的市場壟斷。
目前我國天然氣價格形成機制帶有濃厚的政府管制色彩，無論是上游的天然氣生產，還是中游的管道運輸、下游的燃氣銷售等各環節都是政府定價或政府指導價，價格的z*終決定權在政府手里。從總的定價方式看，現行的天然氣價格形成機制，是在產品單位成本的基礎上，按照一定加成比例計算確定單位產品利潤，再考慮單位產品稅金來確定產品價格，是一種以成本為導向的定價方法。
這種定價方式，比較適合天然氣產業及市場發展、發育的早期，沒有參與國際市場競爭的階段。隨著天然氣產業迅速發展、上游生產廠商和管道輸送方式增多、現階段市場特征的變化，這種定價機制的弊端越來越突出，這些弊端不解決，天然氣市場就不可能健康發展。
（一）與可替代能源沒有合理的比價，且不能反映資源的稀缺性
目前我國天然氣價格是由國家和地方政府按照成本加成的方式不定期地制定，不能及時反映市場情況的變化，也沒有與可替代能源形成合理的比價。天然氣是高效清潔的能源，資源相對稀缺，應該有一個合理的價格，但目前恰恰相反，價格偏低。必須進一步理順天然氣與可替代能源的價格關系，逐步建立與可替代能源價格掛鉤和動態調整的聯動機制，氣價隨著掛鉤能源價格的變化及時調整，使天然氣與替代能源價格的比價趨于合理，這樣才能保證天然氣的供應并達到優化資源利用的目的。
（二）國內銷售價與進口氣落地價嚴重倒掛
目前進口天然氣一直按國產氣價格進行銷售，由于進口氣是與國際油價掛鉤的，價格較高，以中亞氣為例，每銷售一方中亞氣，進口商至少要虧損1元/立方米，從而形成進口氣的巨額虧損。通過相關上市公司的年報，我們可以發現：中石油 2012年銷售進口管道氣及 LNG（液化天然氣）虧損高達419億元。若價格形成機制不變革，任何優秀的企業難以為繼，長此以往，z*終會影響市場天然氣的供應，甚至造成嚴重的社會矛盾。
（三）不能反映天然氣的氣質，實現優質優價的商品特性
我國現行天然氣銷售是按體積計價的，這種計價方式只適合一種氣源的區域性市場。隨著全國聯網，多種氣源進入管網銷售，如氣田氣、煤層氣、煤制氣、進口管道氣、進口 LNG等，由于不同的氣源其氣質不盡相同，甚至差異很大，即便是氣田氣，由于產自不同的氣田，也有很大的差異。若仍然采用體積計價，對用戶、供應商均有失公允，也不符合市場經濟同質同價、優質優價的原則。如新疆某油田天然氣平均熱值為 40.04MJ/立方米，而同樣在新疆的另一油田的熱值為34.96MJ/立方米，兩油田天然氣熱值相差5.08MJ/立方米，對用戶而言，使用前油田的氣就意味比使用后油田的少支付14.5%的費用，可見這對用戶、對生產商、對供應商來講都是不公平的。
（四）氣價結構存在不合理性，不能反映不同用途的供氣成本
目前我國天然氣價格根據不同的用途實行分類計價。分類計價有其相當的合理性，促進了天然氣市場的發展。但隨著氣價的多次調整后目前的結構價格不能正確反映不同用途用氣的供氣成本。如工業用氣由于其用量大且用氣穩定，基本不存在日調峰問題，對其供氣的成本與城市燃氣（除工業）相比要低得多，且在民用氣緊張時還配合其調峰，但其價格遠高于民用氣。又如 CNG汽車用氣的價格承受力遠高于工業價格承受力，但其價格遠低于工業用氣價格，這與市場經濟規律是不相符的。
（五）沒有反映供用氣峰谷的供用氣成本
天然氣作為一種能源，其消費量與氣溫直接相關，帶有明顯的季節性，一般情況下，冬季用氣量高于夏季，我國北方地區冬季是夏季的10倍以上，長江兩岸冬季是夏季的2~3倍。為了適應市場調峰的需要必須投入大量資金建立相應的儲氣設施，如四川相國寺儲氣庫建設投資100多億元，這些投資是需要回報的，同時管理儲氣庫也需要成本。但目前價格機制中沒有調峰價格，現行價格也沒有包括儲氣庫的建設和管理成本，從而造成投資經營儲氣庫虧損。
（六）沒有建立起氣價上下游聯動機制，造成城市燃氣企業因上游調價而虧損
天然氣的調價涉及千家萬戶，城市燃氣企業調價需要在各地縣以上政府主導下召開聽證會，這是十分正確和必要的。但由于國家沒有明確的上下游調整價格的聯動機制，往往造成上游調價后，下游不能同步順價，滯后三個月、半年，甚至 2~3年的都有，從而造成下游企業巨額虧損。如重慶某區在2010年國家調價之后沒有及時順價，推遲 2年多，直到2012年下半年才實現順價，造成當地城市燃氣企業的嚴重虧損。筆者認為這是極不合理的，因為上游調價是國家經多方面研究聽證后形成調價方案后，才在全國推行，應該得到全面執行，如果地方還要經聽證后執行，就屬重復聽證。因此，上游調價，若下游只是順價，應及時調整，建立順價機制。
三、建立科學的價格形成機制的措施建議
天然氣價格的制定要考慮多方面因素，這些因素主要是資源量、生產成本、進口成本、消費量、用戶價格承受能力、用戶用氣規律、社會資本平均利潤率、國家相關政策、國際市場通行規則等，只有把這些因素綜合考慮，才能制定出符合市場發展規律的價格。根據科學發展觀的基本觀點，建立科學的天然氣價格形成機制需遵循堅持以人為本、全面協調可持發展、統籌兼顧等原則。
同時，在上下游沒有形成充分競爭的條件下，天然氣價格仍然需要政府監管，維持當前這種管理體制有利于統籌兼顧各方利益，制定合理的價格，需要變革的是價格形成機制。根據上述我國天然氣市場的特征和價格存在問題，建議采取以下措施建立科學的價格形成機制。
（一）建立與進口氣價、可替代能源價格掛鉤的聯動機制
盡快理順與可替代能源的比價關系，一要協調與替代能源市場之間的合理關系，形成合理的比價；二要體現天然氣資源的稀缺性。應建立與進口氣價、可替代能源掛鉤的聯動機制。
1、國產氣價格建立與可替代能源價格掛鉤的機制。
許多專家研究在聯網條件下應采用凈回值法來確定產品出廠價，該方法能更好地反映市場供求情況和資源稀缺程度。即按市場可替代能源的價格計算用戶可承受的天然氣門站價格，扣除管輸費后即為上游天然氣出廠價格。具體來講，可以我國分地區分類用戶可替代能源（一般選取 2~3種）種類、結構、價格和城市配氣費用等資料為基礎，按等熱值能源等價的方法，分地區（或主要交氣點）測算民用及商業、工業燃料和發電用戶的可承受能力，制定分地區分類用戶的門站氣價，在此基礎上減去管輸費，即為分地區分類用戶的天然氣基期出廠價格。
天然氣終端消費價（P終）的計算公式如下：
P終 ＝［R1×（P1/H1）＋R2×（P2/H2）＋R3×（P3/H3）］×M
式中：P終—分地區分類用戶天然氣終端消費價，元/M3；P1，P2，P3—該地區分類用戶天然氣可替代能源終端銷售價格；H1，H2，H3—該地區分類用戶天然氣可替代能源平均熱值；M—單位天然氣熱值；R1，R2，R3—分類用戶加權系數，可根據可替代能源在該地區的消費結構確定，且 R1＋R2＋R3＝1。
因此，天然氣基期出廠價的計算公式為：天然氣基期出廠價＝天然氣終端消費價（P終）－管輸費－配氣費根據以上公式制定出的天然氣基期出廠價后，以后每次調價可根據上次的替代能源價格變化情況以及替代能源消費結構變化情況對天然氣終端消費價進行調整，然后減去管輸費、配氣費，得到調整后的天然氣出廠價。
2、管輸費、配氣費仍按成本加成的方式制定。
該兩項收費與替代能源和進口氣價格沒有關系，只與投資和管理有關系，鑒于天然氣的特殊性，因此采用成本加成的辦法制定價格是合理的。
3、建立與進口氣價掛鉤的機制。
天然氣進口價格是與國際接軌的，普遍與油價掛鉤，因而變化頻繁。為了進口天然氣資源的可持續進行，應有合理的價格。建立與進口價格掛鉤的機制，即將進口價與國內出廠價進行加權平均來確定。
4、增加調價頻率，建立定期調整機制。
由于國際油價、氣價經常性變化，國內其他可替代能源價格變化也頻繁，如煤價。為使天然氣價格更加與市場相適應，應增加調價頻率，建議先期可一年一調，逐步過度到一個季度調整一次。
（二）建立能量計價機制
氣源的多元化，體積計量計價的方式已不適應市場的需要，國外如歐洲、美國等普遍采用能量計價。隨著新疆的煤制氣和山西的煤層氣現進入干線管網，這部分氣的熱值與常規天然氣有較大的差值，按熱值計量計價已成為中國天然氣價格改革一個迫在眉睫的重大問題。采用能量計價有如下優點：
1、天然氣按能量計價體現了天然氣商品的價值和屬性，是天然氣流量計量和計價發展的必然方向。
2、在我國實行天然氣能量計量不僅是與國際慣例接軌和引進國外天然氣資源的必然要求，同時也利于保護天然氣生產商和消費者的利益，實現公平交易。
3、實施能量計價有利于優化現在的不盡合理的天然氣消費利用結構，促進用戶節能降耗。因此，應加快改革全面推行能量計價方式。
（三）建立城市燃氣用氣價格上下游聯動機制
天然氣價格與替代能源及進口氣價的掛鉤聯動機制形成后，上游天然氣價格可能隨替代能源價格和進口價格的變化而經常變化，為確保終端城市燃氣公司的正常經營，建議建立城市燃氣上下游價格聯動機制，實現同步調價。
上下游價格聯動公式如下：
（四）建立居民用氣階梯氣價機制
隨著天然氣價格與替代能源價格掛鉤機制的形成，必然會造成天然氣價格上漲，城市燃氣作為公用事業產品，作為居民的生活必需品之一，需求彈性較小，公益性明顯，關系國計民生，牽一發而動全身，可能會影響部分低收入階層生活的改善。
因此，為推動天然氣價格改革、節約能源保護生態環境、解決供氣峰谷差問題，促進天然氣上下游協調發展，確保天然氣平穩有序的供應，建議本著以人為本的原則，實行“階梯氣價”。“階梯氣價”是指根據居民用氣量的多少變化實施有區別的階梯價格。對居民生活用氣實施階梯定價是一種社會福利。“階梯氣價”的制定必須要兼顧國家、天然氣生產與經營企業和民眾的利益，其中民眾利益居s*要位置。在合理確定居民生活用氣量，不增加普通民眾負擔的前提下，拉大階梯氣價的差距，做到用氣公平，在促進節能的同時，讓民眾滿意，方能達到節約能源等公益性目的。
因此，根據我國天然氣市場將長期處于供應偏緊的情況，“階梯氣價”的制定s*先要滿足民眾的基本生活需要，基本生活必要量實行較低價格，以確保居民基本生活不受調價影響，在此基礎上，將超過生活必要量的部分用氣量分為若干檔次，實行用氣越多，支付的價格越高。
四、結束語
價格杠桿是優化資源配置、調節社會各階層利益分配、促進經濟發展z*直接、z*有效的手段之一。建立科學合理的天然氣價格機制，是合理配置天然氣資源，緩解供需矛盾，鼓勵節約用氣的重要措施。有利于調節居民收入分配，保護民生，構建和諧社會，實現公平；有利于天然氣資源的合理利用，保護資源、保護環境；有利于全民參與節能減排，創建節約型社會，實現天然氣高效利用；有利于天然氣產業鏈的協調有序發展。我們期待這些具體政策盡快出臺，促進我國天然氣市場市場健康快速發展。來源：石油觀察網
【壓縮機網】進入二十一世紀，我國天然氣工業發展顯著加快，預計到2020年，我國天然氣產量將達到 2200億方，進口氣達到1800億方，消費量達到4000億方，對外依存度將達到45%。然而，相對于天然氣產量、基礎設施建設和消費量的增長速度，我國的天然氣價格形成機制及相關政策措施明顯滯后。
雖然進入21世紀以來，我國天然氣價格經歷多次調整，對天然氣工業和市場的發展起到了一定的積極作用，但由于天然氣定價機制沒有及時隨著國家經濟體制和市場經濟運行規律的變革，致使現行價格沒有完全起到對市場供求和資源配置的調控作用，從而影響生產商、供應商，甚至消費者的積極性。
合理的天然氣定價機制，以及政府對天然氣價格科學合理的管理和調控政策是天然氣市場健康發展的關鍵因素。因此有必要對現行價格進行改革，形成一套科學合理、反映市場供求、促進市場健康發育、能充分體現天然氣利用價值和經濟價值的天然氣價格形成機制。
一、我國天然氣市場的基本特征分析
天然氣市場的特征是制定價格的基本，只有弄清楚市場基本情況才能制定出科學合理的價格。
（一）初步形成了多氣源供應格局，天然氣供應安全保障度得到提高
中亞管道的進口天然氣進入我國后，我國初步形成了以“陸上國產氣、海氣、進口管道氣、進口LNG”四個氣源為主體的天然氣供應框架，呈現出多元化的供應格局，供應安全保障度逐步提高。
1、我國陸上天然氣已形成五大產氣區，氣源供應穩定。
近年來，隨著大規模產能建設的不斷推進，天然氣產量呈現快速上升的良好勢頭，已形成新疆、陜甘寧、川渝、青海和東北五大產氣區。國內天然氣資源勘探程度較低、潛力大。未來國內天然氣資源量、供應量會快速增長。根據預測，未來20年左右國內常規氣將以5%的速度增長；煤制氣、煤層氣、頁巖氣等非常規天然氣將有大幅度的增長，預測 2015年國內天然氣生產量在1500~1900億立方米，2020年在 2200~2500億立方米，2030年在 2500~2900億立方米。
2、四大戰略通道格局初現，助推氣源供應多元
2015年左右，隨著進口管道氣與進口LNG項目的實施，中國將逐漸形成四大天然氣戰略進口（西北、東北、西南、東部沿海通道）通道，國內將形成進口管道氣、進口 LNG、國產氣多氣源供氣格局。目前中亞管線氣已全線貫通，俄羅斯西伯利亞氣、薩哈林氣正在談判中，已取得相當好的進展，中緬管線即將建成投產。進口 LNG項目也取得了很好的進展，目前已投產的 LNG接受終端有廣東大鵬、江蘇如東、大連等，規劃建設中的有浙江、海南、青島、珠海以及唐山等地，我國 LNG進口多元化發展戰略已形成相當規模。
（二）全國性供氣網絡逐步建成，天然氣調配能力逐步增強
目前全國已建成以西氣東輸、川氣東送、西氣東輸二線（西段）、陜京線系統、忠武線和永唐秦管道為骨干，蘭銀線、淮武線、冀寧線為聯絡線的國家級基干管網。西氣東輸三線、陜京四線、中貴線正在建設中。天然氣管網已將西南、長慶、新疆和青海四大氣區以及進口中亞天然氣、LNG與國內主要消費市場連接起來，全國性的供氣管網逐步形成。
（三）市場需求極度旺盛，天然氣供應趨緊是長期趨勢
我國的天然氣市場正處于快速發展期，需求量巨大。2012年全國消費量達到 1514億方，而國產氣只有1072億方，進口達到 442億方，對外依存度達到29.3%。隨著生態文明建設的快速推進，各地煤改氣、油改氣項目會加緊推進，天然氣需求量將急劇增長，到2015年天然氣在一次能源中的占比將由目前的5.8%增長到 8%，消費量達到2160億方，而國產氣只有1760億方，對外依存度達35%，到2020年全國消費量將達到4000億方，國產氣為 2200億方，對外依存度達到 45%。可見，我國天然氣生產量長期小于需求量，供應趨緊是一個長期趨勢，需要從國外大量進口。
（四）區域市場已轉變為全國性的市場，逐步融入國際市場
隨著全國天然氣管網的逐步形成，天然氣消費市場由油氣田周邊的區域市場迅速擴大到全國，形成全國性市場。截至 2012年底，我國天然氣消費地區已經擴展到大陸的 30個省份、約 210個地級及以上城市。天然氣消費集中在西南、環渤海、長三角和東南沿海四大地區，消費量占全國比重約 62%，當前中亞管道氣和東部沿海 LNG已進入我國，國內市場逐步融入國際市場，這就要求天然氣市場的管理要遵循國際規則。
（五）天然氣消費結構正在悄然變化，逐步向高效利用方向發展
早期，我國天然氣主要是就近消費，用氣結構以化肥為主。隨著西氣東輸、陜京輸氣系統、忠武線等長距離輸氣管道的建成投產，天然氣消費結構開始向多元化方向發展，利用結構持續優化。2009年與1996年相比工業用氣和城市燃氣消費量日益增長，分別占總量 38.7%和 24%；化工用氣比例在逐步下降，占20.3%；發電用氣占16.9%。
按照國家天然氣政策，今后天然氣利用主要以城市氣化、以氣代油、以氣代煤為主。城市燃氣和工業燃料將成為主要利用方向，尤其是分布式能源和 LNG用于汽車等替代柴油將會快速增長，化工的比例將進一步下降。從各行業所占比例來看，消費結構逐漸趨于穩定。城市燃氣、工業燃料、發電與化工三大塊將各占 1/3。
二、我國天然氣價格形成機制存在的問題
作為一種商品，天然氣的特殊之處在于它必須通過長輸高壓管道和地方配氣管網才能從生產領域轉移到消費領域，而管道運輸和配送一般被認為具有自然壟斷性質。如果經營天然氣管道運輸和配送業務的公司不向他人開放管道運輸和配送系統，就會形成天然氣公司對其所服務的市場壟斷。
目前我國天然氣價格形成機制帶有濃厚的政府管制色彩，無論是上游的天然氣生產，還是中游的管道運輸、下游的燃氣銷售等各環節都是政府定價或政府指導價，價格的z*終決定權在政府手里。從總的定價方式看，現行的天然氣價格形成機制，是在產品單位成本的基礎上，按照一定加成比例計算確定單位產品利潤，再考慮單位產品稅金來確定產品價格，是一種以成本為導向的定價方法。
這種定價方式，比較適合天然氣產業及市場發展、發育的早期，沒有參與國際市場競爭的階段。隨著天然氣產業迅速發展、上游生產廠商和管道輸送方式增多、現階段市場特征的變化，這種定價機制的弊端越來越突出，這些弊端不解決，天然氣市場就不可能健康發展。
（一）與可替代能源沒有合理的比價，且不能反映資源的稀缺性
目前我國天然氣價格是由國家和地方政府按照成本加成的方式不定期地制定，不能及時反映市場情況的變化，也沒有與可替代能源形成合理的比價。天然氣是高效清潔的能源，資源相對稀缺，應該有一個合理的價格，但目前恰恰相反，價格偏低。必須進一步理順天然氣與可替代能源的價格關系，逐步建立與可替代能源價格掛鉤和動態調整的聯動機制，氣價隨著掛鉤能源價格的變化及時調整，使天然氣與替代能源價格的比價趨于合理，這樣才能保證天然氣的供應并達到優化資源利用的目的。
（二）國內銷售價與進口氣落地價嚴重倒掛
目前進口天然氣一直按國產氣價格進行銷售，由于進口氣是與國際油價掛鉤的，價格較高，以中亞氣為例，每銷售一方中亞氣，進口商至少要虧損1元/立方米，從而形成進口氣的巨額虧損。通過相關上市公司的年報，我們可以發現：中石油 2012年銷售進口管道氣及 LNG（液化天然氣）虧損高達419億元。若價格形成機制不變革，任何優秀的企業難以為繼，長此以往，z*終會影響市場天然氣的供應，甚至造成嚴重的社會矛盾。
（三）不能反映天然氣的氣質，實現優質優價的商品特性
我國現行天然氣銷售是按體積計價的，這種計價方式只適合一種氣源的區域性市場。隨著全國聯網，多種氣源進入管網銷售，如氣田氣、煤層氣、煤制氣、進口管道氣、進口 LNG等，由于不同的氣源其氣質不盡相同，甚至差異很大，即便是氣田氣，由于產自不同的氣田，也有很大的差異。若仍然采用體積計價，對用戶、供應商均有失公允，也不符合市場經濟同質同價、優質優價的原則。如新疆某油田天然氣平均熱值為 40.04MJ/立方米，而同樣在新疆的另一油田的熱值為34.96MJ/立方米，兩油田天然氣熱值相差5.08MJ/立方米，對用戶而言，使用前油田的氣就意味比使用后油田的少支付14.5%的費用，可見這對用戶、對生產商、對供應商來講都是不公平的。
（四）氣價結構存在不合理性，不能反映不同用途的供氣成本
目前我國天然氣價格根據不同的用途實行分類計價。分類計價有其相當的合理性，促進了天然氣市場的發展。但隨著氣價的多次調整后目前的結構價格不能正確反映不同用途用氣的供氣成本。如工業用氣由于其用量大且用氣穩定，基本不存在日調峰問題，對其供氣的成本與城市燃氣（除工業）相比要低得多，且在民用氣緊張時還配合其調峰，但其價格遠高于民用氣。又如 CNG汽車用氣的價格承受力遠高于工業價格承受力，但其價格遠低于工業用氣價格，這與市場經濟規律是不相符的。
（五）沒有反映供用氣峰谷的供用氣成本
天然氣作為一種能源，其消費量與氣溫直接相關，帶有明顯的季節性，一般情況下，冬季用氣量高于夏季，我國北方地區冬季是夏季的10倍以上，長江兩岸冬季是夏季的2~3倍。為了適應市場調峰的需要必須投入大量資金建立相應的儲氣設施，如四川相國寺儲氣庫建設投資100多億元，這些投資是需要回報的，同時管理儲氣庫也需要成本。但目前價格機制中沒有調峰價格，現行價格也沒有包括儲氣庫的建設和管理成本，從而造成投資經營儲氣庫虧損。
（六）沒有建立起氣價上下游聯動機制，造成城市燃氣企業因上游調價而虧損
天然氣的調價涉及千家萬戶，城市燃氣企業調價需要在各地縣以上政府主導下召開聽證會，這是十分正確和必要的。但由于國家沒有明確的上下游調整價格的聯動機制，往往造成上游調價后，下游不能同步順價，滯后三個月、半年，甚至 2~3年的都有，從而造成下游企業巨額虧損。如重慶某區在2010年國家調價之后沒有及時順價，推遲 2年多，直到2012年下半年才實現順價，造成當地城市燃氣企業的嚴重虧損。筆者認為這是極不合理的，因為上游調價是國家經多方面研究聽證后形成調價方案后，才在全國推行，應該得到全面執行，如果地方還要經聽證后執行，就屬重復聽證。因此，上游調價，若下游只是順價，應及時調整，建立順價機制。
三、建立科學的價格形成機制的措施建議
天然氣價格的制定要考慮多方面因素，這些因素主要是資源量、生產成本、進口成本、消費量、用戶價格承受能力、用戶用氣規律、社會資本平均利潤率、國家相關政策、國際市場通行規則等，只有把這些因素綜合考慮，才能制定出符合市場發展規律的價格。根據科學發展觀的基本觀點，建立科學的天然氣價格形成機制需遵循堅持以人為本、全面協調可持發展、統籌兼顧等原則。
同時，在上下游沒有形成充分競爭的條件下，天然氣價格仍然需要政府監管，維持當前這種管理體制有利于統籌兼顧各方利益，制定合理的價格，需要變革的是價格形成機制。根據上述我國天然氣市場的特征和價格存在問題，建議采取以下措施建立科學的價格形成機制。
（一）建立與進口氣價、可替代能源價格掛鉤的聯動機制
盡快理順與可替代能源的比價關系，一要協調與替代能源市場之間的合理關系，形成合理的比價；二要體現天然氣資源的稀缺性。應建立與進口氣價、可替代能源掛鉤的聯動機制。
1、國產氣價格建立與可替代能源價格掛鉤的機制。
許多專家研究在聯網條件下應采用凈回值法來確定產品出廠價，該方法能更好地反映市場供求情況和資源稀缺程度。即按市場可替代能源的價格計算用戶可承受的天然氣門站價格，扣除管輸費后即為上游天然氣出廠價格。具體來講，可以我國分地區分類用戶可替代能源（一般選取 2~3種）種類、結構、價格和城市配氣費用等資料為基礎，按等熱值能源等價的方法，分地區（或主要交氣點）測算民用及商業、工業燃料和發電用戶的可承受能力，制定分地區分類用戶的門站氣價，在此基礎上減去管輸費，即為分地區分類用戶的天然氣基期出廠價格。
天然氣終端消費價（P終）的計算公式如下：
P終 ＝［R1×（P1/H1）＋R2×（P2/H2）＋R3×（P3/H3）］×M
式中：P終—分地區分類用戶天然氣終端消費價，元/M3；P1，P2，P3—該地區分類用戶天然氣可替代能源終端銷售價格；H1，H2，H3—該地區分類用戶天然氣可替代能源平均熱值；M—單位天然氣熱值；R1，R2，R3—分類用戶加權系數，可根據可替代能源在該地區的消費結構確定，且 R1＋R2＋R3＝1。
因此，天然氣基期出廠價的計算公式為：天然氣基期出廠價＝天然氣終端消費價（P終）－管輸費－配氣費根據以上公式制定出的天然氣基期出廠價后，以后每次調價可根據上次的替代能源價格變化情況以及替代能源消費結構變化情況對天然氣終端消費價進行調整，然后減去管輸費、配氣費，得到調整后的天然氣出廠價。
2、管輸費、配氣費仍按成本加成的方式制定。
該兩項收費與替代能源和進口氣價格沒有關系，只與投資和管理有關系，鑒于天然氣的特殊性，因此采用成本加成的辦法制定價格是合理的。
3、建立與進口氣價掛鉤的機制。
天然氣進口價格是與國際接軌的，普遍與油價掛鉤，因而變化頻繁。為了進口天然氣資源的可持續進行，應有合理的價格。建立與進口價格掛鉤的機制，即將進口價與國內出廠價進行加權平均來確定。
4、增加調價頻率，建立定期調整機制。
由于國際油價、氣價經常性變化，國內其他可替代能源價格變化也頻繁，如煤價。為使天然氣價格更加與市場相適應，應增加調價頻率，建議先期可一年一調，逐步過度到一個季度調整一次。
（二）建立能量計價機制
氣源的多元化，體積計量計價的方式已不適應市場的需要，國外如歐洲、美國等普遍采用能量計價。隨著新疆的煤制氣和山西的煤層氣現進入干線管網，這部分氣的熱值與常規天然氣有較大的差值，按熱值計量計價已成為中國天然氣價格改革一個迫在眉睫的重大問題。采用能量計價有如下優點：
1、天然氣按能量計價體現了天然氣商品的價值和屬性，是天然氣流量計量和計價發展的必然方向。
2、在我國實行天然氣能量計量不僅是與國際慣例接軌和引進國外天然氣資源的必然要求，同時也利于保護天然氣生產商和消費者的利益，實現公平交易。
3、實施能量計價有利于優化現在的不盡合理的天然氣消費利用結構，促進用戶節能降耗。因此，應加快改革全面推行能量計價方式。
（三）建立城市燃氣用氣價格上下游聯動機制
天然氣價格與替代能源及進口氣價的掛鉤聯動機制形成后，上游天然氣價格可能隨替代能源價格和進口價格的變化而經常變化，為確保終端城市燃氣公司的正常經營，建議建立城市燃氣上下游價格聯動機制，實現同步調價。
上下游價格聯動公式如下：
（四）建立居民用氣階梯氣價機制
隨著天然氣價格與替代能源價格掛鉤機制的形成，必然會造成天然氣價格上漲，城市燃氣作為公用事業產品，作為居民的生活必需品之一，需求彈性較小，公益性明顯，關系國計民生，牽一發而動全身，可能會影響部分低收入階層生活的改善。
因此，為推動天然氣價格改革、節約能源保護生態環境、解決供氣峰谷差問題，促進天然氣上下游協調發展，確保天然氣平穩有序的供應，建議本著以人為本的原則，實行“階梯氣價”。“階梯氣價”是指根據居民用氣量的多少變化實施有區別的階梯價格。對居民生活用氣實施階梯定價是一種社會福利。“階梯氣價”的制定必須要兼顧國家、天然氣生產與經營企業和民眾的利益，其中民眾利益居s*要位置。在合理確定居民生活用氣量，不增加普通民眾負擔的前提下，拉大階梯氣價的差距，做到用氣公平，在促進節能的同時，讓民眾滿意，方能達到節約能源等公益性目的。
因此，根據我國天然氣市場將長期處于供應偏緊的情況，“階梯氣價”的制定s*先要滿足民眾的基本生活需要，基本生活必要量實行較低價格，以確保居民基本生活不受調價影響，在此基礎上，將超過生活必要量的部分用氣量分為若干檔次，實行用氣越多，支付的價格越高。
四、結束語
價格杠桿是優化資源配置、調節社會各階層利益分配、促進經濟發展z*直接、z*有效的手段之一。建立科學合理的天然氣價格機制，是合理配置天然氣資源，緩解供需矛盾，鼓勵節約用氣的重要措施。有利于調節居民收入分配，保護民生，構建和諧社會，實現公平；有利于天然氣資源的合理利用，保護資源、保護環境；有利于全民參與節能減排，創建節約型社會，實現天然氣高效利用；有利于天然氣產業鏈的協調有序發展。我們期待這些具體政策盡快出臺，促進我國天然氣市場市場健康快速發展。
來源：石油觀察網
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