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。
1.1 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。
1.2 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。
1.3 理顺了非居民用气价格
一直以米，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系。由表1可知川渝地区2002年以来天然气出厂价格调整情况。
1.4 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凋了7次，合计1625L元;/103m3。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，要求伞国各省市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。
1.5 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[1]。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
2.1 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/103m3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。
2.2 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[2]。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产气，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[3]。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[4]。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[5];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曲1，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。
3 中国天然气价格改革目标及其实施路径
如前所述，尽管我国天然气价格改革已取得突破性进展，但仍面临许多深层次的问题和矛盾，改革之路还任重道远。其中，国际经验和国情相结合，针对改革的最终目标科学设计实施路径，是实现天然气价格市场化的关键。
3.1 欧美国家天然气价格市场化改革路径
20世纪70年代末期至80年代中期，北美以美国为先驱，欧洲以英国为代表，分别开始了天然气价格市场化改革。两个地区在天然气工业结构和体制、天然气资源禀赋、供应结构及市场化程度上存在一定差别，因此改革的路径不同，结果也有所差异。
美国天然气价格改革从放开“新气”价格开始，经过输气管道第三方进入和独立经营的天然气工业体制改革，天然气购销从长期合同转变为短期合同和现货交易，并在管道枢纽建立天然气交易市场(中心)。1990年，天然气期货在纽约商交所上市交易，形成了目前气一气竞争的天然气价格形成机制。在这种机制下，天然气价格基于供求关系，由不同气源之间的竞争决定。天然气交易以短期现货交易(1～3个月)为主，由双方协商或在天然气交易市场(中心)进行，成交价格参照价格基准点的天然气现货和期货价格[7-8]。事实上，这是真正意义上的天然气市场化定价模式。
与美国不同，英国的天然气价格改革以英国天然气公司私有化为突破口，然后将管道运输业务与上游生产和销售业务分离，通过天然气现货交易逐渐形成了NBP虚拟天然气交易市场。借鉴英国的经验，欧洲大陆从20世纪90年代也开始了天然气价格市场化改革，德国、荷兰、比利时、意大利和法国等相继建立了天然气交易市场，实行随市场供求关系而变化的价格机制。但是，由于天然气工业体制机制和供需结构的复杂性，欧洲的天然气价格市场化改革至今仍然“在路上”。除NBP外，其余天然气交易市场的影响力和流动性严重不足，与成品油价格挂钩的长期天然气合约仍是欧洲天然气供应的基石。这样一来，现在欧洲天然气市场存在两种价格机制，一种是与成品油价格挂钩的长期天然气合约价格，另一种是天然气交易市场的现货价格。根据市场供求关系，后者高于或低于前者。
3.2 中国天然气价格改革目标的实施路径
国家发改委表示，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由竞争形成，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格。欧美国家天然气价格改革的经历表明，实现气气竞争定价是一个长期的过程。美国从放开价格到天然气期货上市交易，历时12年;欧洲至今仍还在油价挂钩和市场供求定价之间纠结。与此同时，天然气价格改革必须与天然气产业体制改革同步。其中，最关键的是管输实行第三方进入并与天然气生产和销售分离。另外还需要制定法律法规和制度予以推进，成立专门机构进行监管，以及建立天然气交易市场(中心)，创建气源公平竞争的秩序和平台等。
因此，我国要走气气竞争的市场化定价道路，应遵循天然气市场发展规律，以解决制约天然气价格改革的主要矛盾和瓶颈问题为工作重点，科学设计改革路径，分步推进和实施[9]。首先理顺各类用户的天然气出厂(门站)价格，完善现行天然气价格形成机制;建立天然气基础设施定价机制，实行输气管道独立核算和第三方公平进入;完善天然气价格体系，实行天然气季节差价或峰谷气价、可中断气价、阶梯气价;开展双方协商定价的天然气现货交易，建立区域天然气交易市场;实行天然气能量计价;完善城市天然气价格形成机制，建立反映城市天然气供需特性和价格承受能力的城市天然气价格体系[10-11]。其次分离天然气门站价，实行天然气出厂价和管输费、储气库费分别计价;天然气基础设施(长输管道、储气库等)实行独立经营和收费，费率受政府监管;推进天然气现货交易，形成中长期合约和天然气现货交易共存的天然气资源供应结构;天然气期货合约上市交易，形成中国天然气市场基准价格;建立健全天然气价格管理制度和市场监管体系。最后建立自主、多元、竞争的天然气供应机制，形成基于市场供求关系的气一气竞争价格。
从我国天然气产业体制机制现状和市场结构分析，中国天然气价格市场化改革进程可能需要较长时间。
4 近期天然气价格改革建议
4.1 调整居民用气出厂价格。理顺其与非居民用气价格的关系
2005年后，居民用气出厂价格调整成为天然气价格改革的一道坎，很少被触及。但是，深化天然气改革必须迈过这道坎，否则，中国天然气价格改革永远“在路上”，价格市场化也会变成一句空话。
10年来，我国GDP增长了1.4倍，城镇居民人均可支配收入翻了一番多，居民消费价格指数(CPI)涨幅由最高时的5.9%(2009年)下跌至2014年的2.0%并已连续3年保持在2.6%以下。不仅影响居民用气价格调整的宏观经济的因素已不复存在，而且政府关注的居民用户天然气价格承受能力也大幅提高。有数据表明，北京、上海、广东省和四川省等4地的居民天然气消费支出在家庭可支配收入的比例分别从2006年的0.95%、1.02%、2.19%和1.5%降至2013年的0.57%、0.75%、1.04%和0.85%。即使居民用气价格上调0.40元/m3，按户均月消费25m3计，月支出仅增加10.0元，对居民日常生活几乎没有任何影响(表3)。
更为重要的是，适当调整居民用气价格，在缩小其与非居民用气间极不合理的价格差同时，可以减少交叉补贴，拉低非居民用气价格，推进天然气大量替代发电、工业炉窑和交通运输等领域的煤炭和成品油，减少雾霾，净化环境。
目前，国际油价已较2014年上半年下跌了50%，居民用气与液化石油气的等热值价差大幅缩小，非居民用气价格也已理顺，应抓住这个难得的时机，尽快理顺居民用气出厂价格，为全面放开气源价格创造条件。
4.2 完善现行天然气价格形成机制
首先，应调整“市场净回值”定价的应用范围。因为现行定价方法及其确定的门站价格适应于天然气流向基本一致并进入跨省天然气长输骨干管网的国产天然气，并不适合进口管道气和区域内白产自销的天然气。对于进口管道气，应按商品气进口成本和管输成本顺价销售;对于国内气田供应本省或相邻省(市)的天然气，可考虑按目标市场可替代燃料的“市场净回值”，设计价格公式制定门站价或气田出厂价。
其次是完善价格动态调整机制，包括制定价格调整公式，明确调整周期和时间区间等，提高门站价格调整的合理性和透明度。按照国家发改委提出的门站价格计算公式，可建立我国天然气价格调整公式如下：
式中P为调整期天然气价格;P0为基期天然气价格：A、B为调整期海关统计进口燃料油和液化石油气价格，元/kg;A0、B0为基期海关统计进口燃料油和液化石油气价格，元/kg;HA、HB、HG为燃料油、液化石油气和天然气的净热值(低位热值)，分别为10000kcal/kg、12000kcal/kg和8000kcal/m3(1kcal=4.184kJ)。
天然气价格调整周期建议先设定为6个月，按上、下半年考虑，试行2年后应将调整周期缩短为3个月，以体现天然气与可替代能源价格的紧密相关性。
4.3 建立管输费和储气库费形成机制
为积极推动天然气基础设施公平开放，迫切需要建立科学、规范的管输费和储气库费形成机制。
4.3.1管输费
现在，我国存在两种管输费。一种是老线老价，执行国家统一运价的管输费;另一种是新线新价，按管道项目核定的新建长输管道管输费。两种管输费之间缺乏统一、规范和透明的管输费定价机制;费率水平差别较大;不能适应管道联网运营和输气管道第三方进入;缺乏动态监管和调控的机制等问题。因此，应从规范我国管输费定价方法入手，建立管输费动态监控和调整机制。
1)采用服务成本法制定管输费。世界范围内，天然气管道运输费的定价方法可分为两种，一种是以成本为基础的定价，另一种是以项目为基础定价。前者是欧美国家天然气管输费定价的常用方法，美国称之为服务成本法;后者在我国称之为经营期评价法，是新线新价的定价方法。
项目经营期评价法确定的管输费，按单气源、单管道供气方式设计，每个管线只能输送国家定价时指定气源的天然气，实行一线一价。在多气源、多管道联网供气的情况下，管输费的定价和结算十分困难[11]。
服务成本法是一种通过限制管道公司回报率来达到价格监管目的的传统定价方法，在世界许多国家被广泛地应用于公用事业企业服务收费的价格监管之中[12]。相比之下，服务成本法更适合我国天然气管输业现状。因为对于每个管道公司而言，其剩余的同定资产及无形资产和营运资本是已知的，而投资收益由政府核定，是一个确定数。因此，能很容易地算出管道公司的服务成本，再通过管输费率设计计算，便可得出该管道公司管输费率。然后根据用户用气特征(连续输气或可中断输气)和管输距离对用户的进行成本分摊与配置，便可以算出不同用户、不同管输距离的管输费。
因此，建议我国天然气管输费采取服务成本法定价，由国家发改委制定运价设计的详细规则、规章及会计制度，包括投资收益率、管道折旧年限等，公开发布实施。
2)定期对管输费进行成本监审和调整。无论是采用服务成本法还是经营期评价法定价，其成本通常都是根据历史成本预计的，对于影响管输成本因素的考虑并不够完整，尤其对未来成本上升的影响影响因素考虑不充分。这样，在管输费确定后，由于管道公司生产经营的内外部环境，特别是管输能力利用率和管输周转量的变化，都会引起成本费用的上升或下降，若长期保持费率不变，就会出现管道公司增加的成本不能合理传递或者是获取超额利润的现象。
因此，应建立合理的管输费调整机制，定期(如3～5年)对管道公司的成本变化进行审查，如管道公司的投资、输气量、管网运行管理成本、物价等发生明显变化时，经价格管理部门的成本监审并报政府批准后，对管输费进行向上或向下调整。
4.3.2储气库费
地下储气库是我国天然气基础设施建没的瓶颈，由于地下储气库建设投资巨大，我国天然气价格体系中又没有储气库费，尽管近年来政府和企业相继投资建设和完工了一批地下储气库，实际投运的有效工作气量却很低，并影响到储气库的持续投资建设和运营。因此，应立即在我国天然气体系中增设储气库费，并建立相应的价格形成机制和收取办法。
地下储气库通常依托于输气管道建设，与管道输气系统一起形成一个保供、应急、调峰、平衡输气量的整体，互为关联。由此，储气库费的管理、定价和调控可采取与管输费价格机制同样的方法和程序，也就是将储气库费列为中央政府定价目录;按补偿成本，合理盈利的原则，参照管输费定价参数，用“服务成本法”定价;以3～5年为一个周期对储气成本和费率进行评估和调整;采取谁受益，谁付费的方式或差别价格的形式收取。
4.4 完善天然气价格体系，实行天然气差别价格
地下储气库是我国天然气基础设施建设的瓶颈，天然气价格体系是指天然气产业链各环节的价格构成及其相互关系，包括价格层次、价格结构、价格形式和价格机制等。根据我国大然气产业链的构成、用户结构与国家的产业政策、天然气价格改革目标等，可建立起我国天然气产业链价格体系(表4)。
其中，基准价格是天然气用户标准的和最基本的价格，是价格变化的基准或参照;差别价格是根据市场供需情况和用户的用气需求、用气特性和用气量及不同的用气季节或时间区间，为优化资源配置、平衡供需或合理负担供气成本而采取的不同于基准价格的价格，包括阶梯价格、季节差价、峰谷差价、可中断气价和气量差价等;二部制管输费由容量费和输气费组成[13-14];二部制储气库费由容量费和储气费组成[7]。
要在短时期内形成一个较为完整并适合我国天然气市场特性的天然气价格体系是不实际的，应根据市场的发展逐步予以完善。在现今市场供需和价格矛盾下，建议以城市燃气居民用户实行阶梯价格为契机，在天然气出厂(门站)环节实施天然气差别价格。因为天然气出厂价是天然气价格变化的源头，是反映市场供求关系，调节市场需求的轴心，仅靠在居民用气终端环节实行阶梯价格不能解决居民用气价格存在的问题。
针对当前我国天然气供应存在的巨大季节性峰谷差矛盾，天然气差别价格可从实行季节差价或峰谷价入手，在冬季用气高峰期采取略高于平谷期价格，利用价格杠杆调节需求。与此同时，对于在用气高峰期为配合调峰压减或暂停用气的工业用户实行可中断气价，适当降低其天然气价格。
我国地域辽阔，天然气供需、市场发育、用户结构、季节变化的地区差异相当大，差别气价的管理和定价权限可归地方政府。但为尽快推出实施方案，建议国家发改委出台指导意见，各省(市、区)根据本地区天然气市场实际，进一步研究制定差别气价政策和实施方案。
4.5 推进天然气现货交易
天然气现货交易和天然气交易市场(中心)是天然气价格市场化改革的里程碑成果，是实现天然气市场竞争定价的必由之路。最新的天然气价格政策、管道基础设施公平开放、LNG现货交易的实施、多元化天然气供应的趋势和市场需求由紧到松的转变等，已为我国全面开展天然气现货交易创造了条件。现在，定位为大宗商品现货交易市场的上海石油天然气交易中心已正式组建。
但是一个天然气交易市场是无法满足全国各个区域天然气市场的现货天然气需求的。美国本土面积比中国大陆小，但天然气交易市场(中心)有29个;德国国土面积只有35.7×104km2，2013年天然气年消费量(952×108m3)只有中国的56%，但却拥有2个天然气交易市场(中心)。结合我国天然气基础设施状况、气源供应和流向、天然气在地区社会经济中的重要性、天然气价格的影响范围或可参照性等因素综合考虑，现阶段除上海外，川渝地区、北京市、广东省、新疆维吾尔自治区、陕西省等，均具有建立区域天然气交易市场的条件和潜力。因此，建议在积极推动上海石油天然气交易中心先行先试天然气现货交易的同时，鼓励和支持其余省(市、区)建设天然气现货交易市场(中心)或平台。
事实上，天然气现货交易还有购销双方或通过中间商的双边协商交易方式。与天然气交易市场(中心)的交易相比，双边协商的天然气现货交易具有简便、快捷、灵活和经济的特点。在当前天然气政策框架下，我国现在就可以在非居民直供用气、城市燃气中的增量气和煤层气、页岩气、煤制气等非常规天然气交易中进行双边协商的天然气现货交易[15]。
4.6 实行天然气能量计量和计价
能量计量是国际天然气贸易和世界大多数国家采用的天然气交接与消费计量方式。管道联网运行后，各种气源混合输送和销售凸现我国天然气体积计量方式的弊端，改革势在必行。现在，我国LNG进口接收站的进口计量和气化后的一次销售计量基本上都是采用能量计量和计价，进口管道气也要进行能量检测并与价格挂钩，实行能量计量不存在技术障碍。建议选择管道和大用户先行先试能量计量，按国家发改委定价公式中确定的天然气净热值(低位热值)指标(8000kcal/m3)，将天然气体积价格换算成单位能量基准价格，计量交接时按天然气的实际能量结算，能量单位采用我国法定计量单位——焦耳。
5 结论
非居民用存量气与增量气并轨和直供用气价格放开后，政府对天然气价格的管制进一步放松，但继续深化改革的任务依然艰巨。在天然气产业体制机制改革、政府行政改革和理顺居民用气价格等方面，还面临诸多阻碍和困难;而要建立并切实履行科学合理的天然气产业链价格机制、完善价格体系和创新天然气交易方式等也并不简单或轻松。因此，中国天然气价格的市场化改革必须作好长期攻坚克难的思想准备，从解决主要矛盾着手，综合运用政府管控和市场手段，稳步推进和实施。
