市场的力量是锋利的，它可以带来高效的资源配置方式，但也会引发疾风暴雨的市场波动，它的运作方式是高度过程导向的；计划的力量是稳重的，它可以保护人民生活的基本需要，但也会导致效率的低下与成本的高企，它是结果导向的产物。如果说市场之手为“矛”，则计划之手为“盾”，矛以破敌，盾以护己。
我国当前天然气定价机制中，“市场之矛”承载着破局油气体制改革、为全行业降本增效的重要期待；而“计划之盾”又肩负着保障基本能源安全、履行国家能源外交战略等多重使命。“矛”与“盾”既可以构成攻守兼备的组合，也可以纠缠成为难解难分的“矛盾”。两者本应各司其职，奈何却互相交织，而这正是我国天然气定价机制面临的真实困境。
我国天然气行业长期以来存在的一个让人百思不得其解的现象：一方面，上中下游各环节的市场主体都觉得自己为全行业做出了“巨大牺牲”，即使各种价格倒挂导致经营亏损，但仍以大无畏之家国情怀和保供优先的高度大局观坚守着商业底线；另一方面，每一个环节又有充足的理由控诉另一环节是既得利益者，通过行业支配地位早已赚得盆满钵满，上游三大石油公司被控垄断气源，中游管网被控层层加码，下游城燃企业又被控收费无度。
如此看似自相矛盾之陈述，孰真孰假？哪一幅才是我国天然气行业的真实图景？事实上，梳理剖析我国天然气产业链内的政府定价与市场定价之间盘根错节的关系，不难得出结论：“计划”与“市场”的交织，既可以带来大额亏损，也可以带来超额利润，两者长期并存交错。
我国天然气产业链的各环节，都存在政府管制气量以及市场化气量两部分，这两者分别对应着政府定价与市场定价两种定价模式。对上游气源供应环节而言，油气央企控制的国产常规气受到政府限价，而煤层气、页岩气、海气等国产非常规气，以及进口LNG、进口管道气等进口资源，其价格已经充分市场化，且进口气定价机制与国内市场不接轨；对中游管输和批发环节而言，管道气实行的是基准门站价的政府定价模式，而非管道气、进入交易中心交易的气量、储气调峰气量则完全放开市场化定价；对于下游终端用户，出于对民生用气优先的保障，居民用气实行严格的政府限价，而工商业用气实行“基准价+浮动幅度”的半市场化定价，直供大用户则放开市场定价。
由于产业链各环节分别存在政府定价与市场定价两种模式，如果上下游开展交易同属于政府定价或同属于市场定价，即“计划的归计划，市场的归市场”，尚可相安无事；一旦价格从上游向下游传导的过程中政府定价模式与市场定价模式相互交织，可能出现：①市场化的成本价与政府控制的售价交织，或②政府控制的成本价与市场化的售价交织；极易引发价格传导机制的阻塞，从而造成产业链各环节的“不顺畅”。由此产生要么承受一定亏损，要么获得超额利润的价格极端化的问题，都能从我国天然气价格机制存在的两种定价机制互相交织错位的角度得到合理的解释。
图1我国天然气产业链各环节价格机制
制图：上海石油天然气交易中心
进口长协的市场定价与门站价的政府定价交织，导致进口价格倒挂现象。我国进口天然气的长期合同价格与原油或成品油价格挂钩联动，中亚天然气管道进口天然气价格与新加坡的燃料油等油品价格挂钩联动，中缅管道天然气价格与国际原油价格挂钩联动，进口LNG长期合同主要基于日本进口原油加权平均价格JCC或布伦特原油指数，在此基础上协商定价。尽管门站价格允许有浮动比例，但一直受政府管制。上游气源接收价格市场制，下游销售价格混合制，形成价格倒挂，上游企业面临亏损。目前，已经进口的中亚、中缅管道气气源价格与国内市场的现行气源价格水平差距较大。例如，中缅管道气的进口价约为2.2-2.3元/立方，而中缅线国内的第一站云南省基准门站价仅为1.59元/立方米。由此产生的问题就是老生常谈的三桶油的“历史遗留问题”，即三桶油作为央企为保障国家能源安全、履行国家能源与外交战略所承担的经济损失，而这一问题已然成为深化改革面临的巨大阻力。
上游供气商将部分政府定价的管道气以市场化方式进行推价销售，导致下游整体采购成本上升。尽管国产常规天然气通常受到政府价格管制，大部分只能以基准门站价进行销售，但对于合同内的调峰气量以及合同外的额外气量，其价格放开市场化定价。以中石油为例，年度合同中的合同气量分为居民用气量、均衡量、调峰量和额外气量，其中居民用气执行基准门站价格，价格不上浮；均衡量中的管制部分价格执行基准门站价格，最多上浮20%，非管制部分价格执行市场化价格；调峰量为非管制部分，执行市场价格；额外气不做具体数额的限定，通过交易中心竞拍，价格执行市场价格。为弥补进口气的巨额亏损，三桶油采取了推高管制气中的非居民气部分、非管制气价格的策略，造成夏季作为需求淡季也价格普涨的现象。
城市燃气行业同时存在造成“交叉补贴”的现象。由于居民用户价格与工商业用户存在价格差异（虽然居民气价与非居民气价的基准价已经并轨，但允许浮动程度不用），在通常情况下，上游供气企业会划定居民用气的比例，再按居民用气和非居民用气的加权平均价格与城燃企业结算。但用气结构比例的划定存在极大争议，由于没有双方都认同的测算方式，实际推进的过程中往往困难重重，也造成了后续两极分化的问题。一方面，在下游配售气环节，目前我国城市燃气的工商业售气板块，终端气价和门站价之间价差较大，利润较为丰厚，工商业用户占比较多的、规模较大的城燃公司，业绩往往比较亮眼。但另一方面，对于居民用户比例高或有大量新增煤改气需求的区域来说，合同内的居民气量往往难以满足实际需求量，而城燃企业又不得向居民停止供气，因此在供暖期不得不通过采购高价额外气量或进口LNG的方式以满足民生需求，由于成本高于居民气价，导致城燃企业在采暖期面临巨额亏损。综上所述，城燃公司普遍出现居民用气亏损状态，需要以工业用气利润补贴居民用气的现象。
为逐渐消除我国天然气价格存在的市场化与非市场化两部分价格互相纠缠无法理顺的问题，通过竞争形成市场价格基准，需要继续推进价格机制的“计划”部分逐渐向完全的“市场”部分转型。
首先，应进一步放松管制，采取措施消除交叉补贴，建立上下游价格疏导机制。鼓励各地尝试建立上下游价格联动机制，实现居民用气价格随气源价格变动而正常调整，将居民用气补贴方式从“地毯式”无差别补贴变为“精准式”特殊群体补贴。
其次，加快推进配套基础设施公平开放，加速价格改革市场化进程。把竞争性的环节开放给市场，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，加快管道、LNG接收站、储气等基础设施公平开放，才能实现各环节的市场化竞争，推动公允价格的形成。
最后，引导已放开价格的天然气进入交易中心交易，加快市场化建设。鼓励非居民用气、储气服务、储气设施购销气量进入交易中心挂牌交易。同时，推进天然气交易的公开透明，鼓励交易中心不断探索发现价格的新模式、新方法、新手段，尽早发现并确立公允的天然气基准价格，并形成中国及亚太地区具有影响力的价格指数，为我国进口管道天然气及液化天然气提供价格参考依据。
