近日，国家发展改革委发布新版《中央定价目录》，将“天然气”项目修改为“油气管道运输”，明确2015 年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和 2014 年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，将视体制改革进程全面放开由市场形成。清晰体现天然气门站价格等竞争性环节价格市场化改革方向，哪些具备竞争条件省份天然气的门站价格率先由市场形成，路线图又将如何呢？
一、天然气市场化改革稳步推进
2011年，我国开始在两广进行天然气价格形成机制试点，价格管制先后由出厂环节调整为门站环节，区分存量和增量气价格及最终并轨，放开非居民直供用气、化肥价格，将最高门站价格调整为基准门站价格，允许进行浮动及自行协商定价，福建试点门站价格市场化，完成居民与非居民用气价格并轨。
通过“小步快走”渐进式改革，天然气价格市场化程度不断提高，市场价格基本实现由政府管理逐步转变到市场主导。
2019年以来，国家已经全面放开上游勘探及城市燃气外部资本投资限制，国家管网公司即将独立运行，加之明确天然气门站价格将逐步由市场形成，自此在政策上为“放开两端、管住中间”创造条件，国内天然气市场化步伐将加快前行。
二、 天然气全面市场定价仍任重道远
美国、英国、欧盟等国家实现天然气市场化先后历时半个多世纪，我国的天然气市场化也不可能一蹴而就。从欧美经验看，实现全面市场化要具备以下几点基本条件：一是天然气市场发展成熟，民生用气有效保障，市场供需基本稳定；二是管网等基础设施完善，实现输销分离，对第三方无歧视性公平开放；三是上游多主体供应，下游市场充分竞争，天然气交易平台有效发挥作用；四是天然气价格有序疏导，在终端不同类型之间消除交叉补贴，气价能及时传导；五是政府建立完善基础设施公平开放及费率监管机制。
对比欧美国家，我国当前天然气市场尚处于发展期，预计2035年用气量还将翻番。基础设施能力不足，天然气管网设施无较多富余能力供第三方使用，接收站窗口期较为有限，海外准入存在瓶颈，市场竞争主体有限。价格机制传导不畅，上游面临进口长协长期倒挂，调峰用气尚未单独定价，中间环节层层加码，终端顺价难度较大。天然气门站价格市场形成注定是长期的过程。
三、 我国天然气市场特点差异较大
我国幅员辽阔，各区域经济发展水平、天然气利用程度、气候条件、管网设施、市场竞争差异明显。主要呈现以下五点差异：
一是资源、市场差异大。国产气资源主要集中西部、西南区域，西部省区生产及过境天然气1300余亿方，消费量仅为400余亿方。西部地区用户选择相对单一，东部、南方区域市场竞争态势复杂。
二是气价承受能力差异大。东部、南方区域经济发达，价格承受能力较强。北方、西部区域冬季采暖用气量大，调峰用气价格相对较高，事关民生，价格疏导难度较大。
三是保供压力差异大。北方、西部地区冬夏季峰谷差异大，在冬季属重点保供区域。南方尚未推行集中供暖，峰谷差不明显，保供压力相对较小。
四是基础设施完善程度差异大。西部、西南、东北等区域主要是骨干管网及油田周边管网。长三角、津京冀、珠三角处于长输管道末端，区域内基础设施较为完善。
五是运营模式差异大。有20余省区成立省网公司，有统购统销、运销分离及两者兼有等方式，此外未成立省网公司省区主要依托长输管道进行销售。
四、天然气市场化推进路径如何？
结合我国国情，首先要满足民生、大民生用气足额保障，且价格相对稳定。结合我国区域特点，天然气市场化定价注定不会全面开花，而是由点到面、逐步突破的过程。
适逢当前原油价格暴跌，进口长协与陆气相比具备竞争优势，沿海部分省区陆海相争格局已经形成。天然气市场化推进步伐或呈“由南向北”、“由东向西”格局。
江浙沪、广东区域有望成为门站价格市场化定价领头雁。区域内经济发达、管网、接收站设施完善，天然气市场培育形势较好，且无保供压力。广东、江苏省网已经实现对第三方公平开放。尤其广东区域，中石油西二线陆上气与中海油海气早已交锋，国内首家民营LNG接收站投运多年，深圳、广州地方燃气公司已建成及在建储气调峰站，条件相对成熟。浙江省已经出台运销分离文件，正式实施后将对第三方无歧视性准入。
环渤海、山东区域市场化推进步伐取决于国家放开气价管制时间。区域基础设施较为完善，用气量较大，供应主体已现多元，因冬季供暖导致峰谷差较大，政府在一段时间内还将进行民生及大民生用气价格管制。
中部地区市场化推进步伐取决于互联互通及基础设施能力成熟时间。陆气、海气交锋，属兵家必争之地，受制于基础设施能力，海气短时期较难大规模登陆中原。
西部、西南区域市场化推进步伐将相对滞后。海气运距较远不具备竞争优势，川渝地区常规气、页岩气资源富裕，但上游主体较少，竞争程度有限。西部地区为中石油传统市场，局部区域面临中石化新疆、内蒙气田及延长油田竞争，但难以撼动主体地位。
此外，山西煤层气资源充裕，且距沿海距离较短，主要受制于省内管网及与干线互联互通。广西LNG经济性较强，市场培育较晚，市场化推进步伐有望加快。
五、 加快全面市场化定价几点思考
当前，局部区域市场竞争初具规模，受制于市场培育程度、基础设施能力等因素，各地市场竞争态势差异明显。在市场化推进过程中，要尽快提升基础设施能力、理顺管理机制，有效利用交易中心第三方平台充分发现市场价格。至于何时实现全面实现市场化定价，还取决国内市场发展情况，以及在合适时机全面放开民生、大民生用气价格时间。
（一）加快推进基础设施公平开放
有序推进国家管网公司组建，科学制定管网设施信息公开、管容分配、调度规则。全面推广热值计量，实现管网资源同质化。加快管网之间、管网与接收站之间的互联互通。统筹开展管网基础设施建设规划，加快推进新建管道建设步伐，弥补能力不足短板。通过提升基础设施能力，为增加市场主体创造条件，国内形成陆海之气（陆上气与LNG）与陆陆之争（不同主体之间的常规气、煤制气、页岩气及进口管道气）。
（二）逐步理顺天然气市场机制
地方政府加快推进省内购销分离，将省网向第三方无歧视性公平开放，实现省内多主体供应格局。推行大型用户由上游直供，减少中间环节，降低用气成本。做好中间环节及配气成本监审，建立价格联动机制，实现上游气价及时向下游传导。做好民生用气精准定向补贴，逐步减少交叉补贴，为不同类型用气全面市场化定价创造条件。
（三）利用交易中心平台及时发现市场价格
《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》发改价格〔2015〕2688号文精神，非居民用气应加快进入上海石油天然气交易中心，力争全面实现非居民用气的公开透明交易。交易中心会员要向交易中心共享非居民用气的场内和场外交易数量和价格等信息；交易中心要规范管理、专业运作、透明交易，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价格，定期向社会发布，为推进价格全面市场化奠定坚实基础。
目前，国际天然气资源充裕，价格大幅下跌，国产常规气、2015年之前投产进口管道气等满足民生、大民生用气需求的资源，应该继续执行相关价格政策。
对于2015 年以后投产的进口管道天然气、进口LNG、页岩气等非管制气资源，相关部门和企业，要切实落实相关文件精神，支持交易中心的市场化交易，充分利用进口气价逐步走低的时机，通过市场化手段发现价格。
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