深化中国天然气价格机制改革的思考

周 娟 魏 微 胡奥林 杜 春

1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所 2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院3.中国石油西南油气田公司 4. 中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

随着2019年末国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）挂牌成立及2020年国家发展和改革委员会（以下简称发改委）发布新版《中央定价目录》（自2020年5月1日起施行），我国天然气的价格机制和市场格局面临着重大的调整与深刻的变化。如何持续深入地推进中国天然气价格机制改革，成为市场各方关注和讨论的热点。为此，笔者在调研国外天然气价格形成机制发展现状与趋势的基础上，分析研究了中国现行天然气价格机制与市场的适应性；在此基础上，提出了适合中国天然气市场结构和供需形势的价格机制目标模式与推进措施，以及近期天然气价格机制改革的着力点。

1 国外天然气价格形成机制及其发展变化

1.1 主要天然气价格形成机制及其定义

世界范围内，各国天然气气源价格形成机制总体可分为以下四大类型[1]。

1）气—气竞争：价格由市场供需关系通过气源之间的竞争形成。天然气交易在天然气交易中心进行，包括实体交易中心（如美国的Henry Hub）和虚拟交易中心（如英国的NBP）。天然气交易以固定价格的短期交易为主，也有较长期限的天然气交易合约，但这些合约的月度价格采用天然气现货或期货交易的价格指数。国际LNG现货交易及多买方和多卖方的双边交易也采用气—气竞争定价。

2）油价挂钩：价格通过一个基准价格和挂钩条款与竞争燃料（通常是原油、柴油或燃料油）的价格关联，有时也包含煤炭价格和电价。

3）双边垄断：价格由一个大型买家及一个大型卖家讨论和协商确定，并在一个时间段（一般是一年）固定不变。与多买方和多卖方的气—气竞争双边交易不同，双边垄断定价至少有一方是市场唯一的买家或卖家。

4）管制定价：管制定价有三种价格模式：①成本加成定价，价格由政府主管部门确定或批准，价格水平包含“服务成本”和合理投资回报；②价格由政府制定，但没有明确的定价办法，往往基于政治和社会经济因素；③价格低于生产成本和运输成本。

国际天然气联盟（IGU）将前三种类型划为“市场”定价，第四种划为“管制”定价。

1.2 发展现状与趋势

进入21世纪后，伴随着世界各国天然气市场化发展和国际天然气贸易量的不断增加，全球天然气价格形成机制呈现出以下特点和发展趋势。

1）世界各国的天然气价格形成机制与国家的经济体制和天然气市场结构（垄断或竞争）相关。北美及欧洲等天然气市场发育国家的天然气价格形成机制只有气—气竞争和油价挂钩定价两种，其中前者的气量份额占92%；向市场化转型国家，如亚太地区以油价挂钩为主；非洲和中东地区则主要采用管制定价。表1为2018年4类天然气价格机制在国产天然气本土销售（国产气）、国际天然气贸易（进口气）和全球天然气消费总量中的占比。

表1 2018年4类天然气价格机制在天然气交易和消费量中的占比表

2）天然气价格形成机制的发展趋势是由管制定价转向市场定价，由油价挂钩定价转向气—气竞争定价。由图1可见，按天然气消费总量计，2005—2018年，气—气竞争定价的占比几乎增加了16%，相比之下，油价挂钩、双边垄断和管制定价分别降低5%、2.5%和9%。如今，北美的天然气消费全是通过气—气竞争价格机制采购，交易大部分发生在天然气交易中心。欧洲是气—气定价机制发展最快的地区，其在天然气消费量中的占比从2005年的15%增至2018年的76%，油价挂钩机制则从78%降至24%。油价挂钩和气—气竞争这两个价格机制在欧洲此消彼长的原因为：①各国的天然气交易中心发展迅猛；②交易中心的天然气成交量和天然气现货进口量不断增加；③中止油价挂钩的天然气购销合同或重新商谈定价条款，增加天然气交易中心价格指数条款或完全采用天然气交易中心价格指数。

图1 2005—2018年4类天然气价格机制发展走势图

3）国际天然气贸易从油价挂钩转向气—气竞争定价。在国际管道气贸易中，采用气—气价格机制的交易量占比从2005年的23%剧增至2018年的61%。其中，欧洲的管道气交易量中，气—气竞争占比从2005年的7%升至2018年的75%。

2 中国现行天然气价格形成机制及其适应性

2.1 价格机制改革现状

中国天然气价格机制改革始于2011年，近年来进展明显加快。2015年10月中共中央、国务院发布《关于推进价格机制改革的若干意见》，提出了“管住中间、放开两头”中国天然气价格改革总体思路[2]。2017年5月中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，部署了8个油气体制改革任务，包括放开油气勘查开采、改革油气管网运营机制和油气产品定价机制、加快油气交易平台建设，通过市场竞争形成价格等[3]。围绕着既定的天然气价格改革思路和目标，国家发布了一系列天然气价格政策或管理办法，全面理顺了天然气门站价格；海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气全部放开；制定了天然气输配价格机制和成本监审办法，构建起“管住中间”政策框架；明确了储气设施相关价格政策；成立了上海和重庆两个国家级石油天然气交易中心[4-5]。

2.1.1 目前并行的天然气价格机制

1）基准门站价格机制。该价格机制历经三个发展阶段：第一阶段是将之前实行的天然气“成本加成”定价改为“市场净回值”定价，根据可替代能源价格（燃料油和液化石油气，权重分别为60%和40%）折算和确定市场中心的天然气价格，然后按天然气市场资源主体流向与管输费用确定各省（区、市）天然气门站价格；第二阶段是将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理；第三阶段是将天然气最高门站价格管理改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。天然气门站价格机制规定，门站价格要随可替代能源价格的变化动态调整并制定了价格调整公式。因此，现行天然气门站价格制度的机理是油价挂钩定价。

2）市场形成价格机制。市场形成价格即供需双方协商定价，为市场调节价。协商定价先是用于页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，后又陆续扩大至液化天然气气源价格、非居民直供用户用气价格、海上气和福建省天然气门站价格。最近，新版《中央定价目录》规定：“海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，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”[6]。

2.1.2 最新改革动向

2019—2020年初，中国天然气体制改革分别发生了对现行天然气价格形成机制具有重大影响的两件大事：①国家管网公司挂牌成立；②发改委发布新版《中央定价目录》。

国家管网公司运营可能引起现行天然气价格发生以下变革：①天然气价格结构的变化。管道运输与上游天然气供应分离意味着天然气门站价格将可以分离成气源（出厂）价和管道运价，如果下游用户委托第三方天然气贸易公司或销售公司采购气源和托运天然气到用户门站，还将出现天然气销售价。②管输价格机制的变化。国家管网公司运营后，无论商品天然气交易或交割是发生在管网入口端还是出口端，都要委托管网公司运输，就需要向国家管网公司申请和购买管输容量并支付管道运输价格。这样，现行一部制管输价格就可能转变为二部制，即管道容量费和输送费，就需要重新建立天然气管输定价机制。

新版《中央定价目录》的涉气价格及其“备注”中的说明完全遵循了“管住中间，放开两头”气价改革的思路。留在目录中的只有“跨省（自治区、直辖市）管道运输价”，气源价格或者放开由市场形成，或者“视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成”。该目录预示着中国天然气价格的形成机制具有下述发展动向：①中俄管道进口气不再采用原进口管道气的价格机制；②具有多气源或多卖方的省级或区域天然气市场，如浙江、上海、广东、江苏省和川渝地区等，有可能发展形成气—气竞争价格机制；③现行基准门站价格机制近中期内还将继续存在和应用。

2.2 现行天然气价格机制的适应性分析

2.2.1 基准门站价格机制

2013年在全国推广的天然气门站价格机制是中国天然气价格改革进程中的里程碑事件，不但解决了当时的天然气价格改革难题和困局，也与中国天然气体制结构特征相适应，包括：①通过“市场净回值”定价将天然气价格与可替代能源价格关联，解决了长期以来困扰中国天然气发展的天然气价格水平过低的问题；②解决了输气管道联网后多气源混合输送难于区分气源和管输路径，以及进口管道气与国产气的价格衔接等问题；③符合中国天然气产业上中游一体化运营实际，出厂价与管输费捆绑在一起结算与单独分别结算没有什么不同；④实行天然气价格与油价挂钩联动符合天然气价格市场化改革的方向；⑤各省基准门站价格水平基本反映了资源禀赋、经济发展水平和市场需求状况。

但另一方面，基准门站价格机制本身及实施过程中仍存在下面一些问题：①天然气门站价格制度不符合天然气市场化改革的目标。天然气产业链上游属于竞争性领域，价格最终要通过市场形成；中游管输属于自然垄断领域，管道运价受政府管制，两个价格捆绑在一起，有碍放开上游生产和管道公平开放的天然气市场化改革[7]。②预定的价格随替代能源价格变化调整机制并没有生效。2011—2019年的9年间，天然气门站价格仅随油价调整过2次，而国内成品油价格上下调整了数10次。仅有的这两次价格调整也没有按照既定的价格调整公式实施。例如，按2011年机制建立时的油价挂钩公式，油价关联气价的折价系数取0.9，但在2013年和2015年调价时又分别取0.85和1.0[8]。③“上浮20%，下浮不限”的供需双方协商定价虽然增加了价格随市场供需变化的灵活性，但由于中国天然气供需缺口较大，买方的定价话语权很弱，天然气价格的上浮幅度基本上由卖方确定。

整体上看，虽然现行天然气门站价格机制还存在一些问题，但总体上与中国天然气体制及市场现状相适应，也得到了大多数市场参与者的认同和接受。

2.2.2 市场形成价格（双方协商定价机制）

价格放开由市场形成与门站价格机制同步推出。彼时，中国天然气价格普遍偏低且市场需求旺盛，供需缺口大，并且国家已确定了天然气价格改革的最终目标是由市场形成，放开页岩气等非常规气价格和以市场价格销售的液化天然气的气源价格，一是可以通过价格调控需求并激励页岩气等非常规气开发，二是为天然气市场化定价试水，无疑符合并适应中国天然气市场供需实际和改革方向。

但是，随着放开价格的气量和用户的不断增加，其与中国天然气市场现状的不适应性开始显现：①市场化的价格机制离不开市场化的体制机制和法律法规制度，但中国在这两个方面尚不健全或需要完善；②三大油公司（中石油、中石化、中海油）在气源供应中处于绝对支配地位，天然气定价的话语权较强；③中国天然气市场长期处于供不应求的局面，许多地区的气源或供应商是唯一的，买方没有议价能力。在这种情况下，价格“放开”意味着上涨，市场形成价格名不符实。事实上，近几年非居民气价涨幅较大，用户怨言甚多，不仅引起国家有关部门干预，也影响了天然气市场消费预期，是造成2019年中国天然气需求增量和增幅突然锐减的原因之一。因此，用户对双边协商定价机制的认同和接受程度远不及基准门站价格机制，用户颇有微词。

与国际上“市场化”的天然气价格形成机制对标分析，中国现行的两种天然气价格机制有市场化的成分，但与市场化价格形成机制还有一定距离。

3 中国天然气价格机制改革的目标模式与推进措施

价格形成机制改革将是下阶段中国天然气市场化发展的主要任务之一。在这个过程中，有必要在分析中国天然气市场结构的基础上，确定与之相适应的天然气价格形成机制改革目标模式，并制定相应的推进措施。

3.1 中国天然气市场结构

市场结构决定了市场的价格形成方式。中国现行天然气价格形成机制存在的不适应性，根源是其与当前的天然气市场结构不协调。近年来，通过贯彻执行中共中央和国务院发布的《深化中国石油天然气体制改革的若干意见》，中国的天然气体制改革取得了突出进展，但天然气市场结构并未发生根本性变化，仍属于寡头垄断。与美国天然气市场化改革前中游管输业构成的市场垄断结构不同，中国天然气市场的寡头垄断存在于天然气产业链的上中游，国家管网公司成立后存在于上游。中石油、中石化和中海油三大油公司除了几乎拥有中国全部油气探矿权和采矿权外[9]，在天然气生产、销售和进口占有绝对支配地位。2019年，三大公司的天然气产量、天然气资源市场供应量（国产气+进口气）和进口量分别占全国总量的95.2%、95.8%和96.5%。全国21个进口LNG接收站，由中海油控股的有9个，接收能力为3 140×104t/a，占全国总接收能力的41%，三大油公司合计占总接收能力的85.7%[10]。

天然气上游的寡头垄断型市场结构预示着天然气供应方具有较强的价格控制力，还不具备完全或在较大程度上放开天然气价格由市场形成的条件。在这种情况下，天然气价格形成机制的市场化改革应遵循天然气市场的发展规律，在积极推进天然气体制机制改革的同时由点到面，循序发展。

3.2 中国天然气价格机制的目标模式

中国天然气价格改革的目标是建立市场化价格形成机制。目前国际上广泛认同和应用的“市场化”价格形成机制是气—气竞争模式和油价挂钩模式。其中，气—气竞争模式完全以竞争方式形成价格，价格与市场供需紧密结合且响应迅速，具有天然气交易和价格信息公开透明、价格风险可控等特点，20世纪80年代在北美发展成熟后，逐渐成为全球天然气价格形成机制的发展方向。在欧洲，英国20世纪90年代率先全面推广应用气—气竞争价格机制，其他欧盟成员国经过近20年的市场试用并与油价挂钩机制进行比较和权衡之后，最终选择了气—气竞争作为价格形成机制的目标模式。即使是在俄罗斯，现在也在发电和大工业用户市场尝试多卖方和多买方形式的气—气竞争价格机制。

油价挂钩价格机制曾广泛用于欧洲各国的长期天然气购销合同，由于这一模式下气价随油价变化存在3个月以上的滞后期，在反映能源市场价格、供需变化时效性及价格信息的公开透明等方面不如气—气竞争价格模式。随着旧天然气购销合同到期，欧盟国家新的天然气购销合同或采用气—气竞争模式，或在价格条款中增加现货或期货气价因子。

显然，作为目标模式，中国天然气价格形成机制别无选择，只有气—气竞争定价。但是，实现气—气竞争定价需要满足以下充要条件：足够的供气商和多元化的气源结构；天然气管网基础设施发育并公平无歧视向第三方开放；天然气供应量充足；天然气购销合同从长期转化为中短期和现货交易；天然气交易中心（市场）成熟，现货交易量大，流动性好；多卖方、多买方等。显然，中国天然气市场并不完全具备这些充要条件，还有很长的路要走。

相比之下，同为市场化的油价挂钩价格机制不但与当前中国现行的天然气基准门站价格机制比较接近，也符合中国天然气市场结构和供需现状，市场各方容易接受。因此，应将气—气竞争价格形成机制作为中国天然气价格机制发展的最终目标模式，而将油价挂钩作为第一目标模式，通过创造条件和市场化改革过渡到最终目标模式。从当前中国天然气体制机制、市场结构和供需现状与发展前景分析看，油价挂钩定价机制或许是中国较长时期内较为理想的天然气价格形成机制。

3.3 天然气价格机制市场化发展的推进措施

按照目标模式发展中国天然气价格形成机制与中国天然气市场化改革一样，任重道远。不仅需要政府及市场各方的共同努力，还需要积极有效的推进措施。基于中国天然气市场现状，今后一个时期应从以下6个方面作为推进重点。

3.3.1 贯彻落实天然气勘查开采领域全面开放政策

放开天然气勘查开采是实现多气源供应竞争的先决条件。2019年，国家部委接连发布数个天然气上游领域开放的重磅文件，全面放开了油气勘查和开采的市场准入。接下来需要从以下两个方面推进这些政策落地实施：①在政府层面，自然资源部应会同相关职能管理部门，抓紧制定矿产资源管理改革的详细实施办法及油气勘查区域竞争出让和退出办法，并积极推动先行先试；②在油公司层面，应持开放、包容的态度和市场化的理念，退出或对外转让其持有但未进行勘探投入或勘探投入不足的天然气矿权区块。通过这些举措，吸引各种资本和市场主体投资或参与天然气勘查开采，实现供气商与气源的多元化。

3.3.2 加强对国家管网公司的监管

天然气管网独立运营和公平无歧视开放是确保气源公平竞争的关键。国家管网公司独家垄断全国天然气供需咽喉，具有庞大的体量、绝对的市场控制力和超强的话语权。若不能按相关规章对其进行严格、有效的监管，将直接影响我国天然气体制改革的效果。监管的内容包括：①定期成本监审并核定管道运价；②管网基础设施开放是否公平、公开和公开；③管网设施、管输容量和管道运价等信息披露是否公开透明；④是否有与管网运营无关的经营业务等。

3.3.3 改革和完善现行天然气门站价格机制

以建立油价挂钩天然气价格形成机制为目标，对现行门站价格机制进行改革和完善，包括：①适当调整原上海计价基准点价格的油价挂钩计算公式。其中，油价关联气价的折价系数可以固定不变，但在油价超过100美元/桶和低于50美元/桶时，气价不再调整或者略微调整；或者采取折价系数随油价的上升和下降分别减小和加大的方式，将气价维持在合理区间[8]。②根据国际油价变化，选择适当时机重新核定天然气基准门站价格。其中，天然气门站价格的地区升贴水应适当考虑经济发展水平、地区差异和气源产区等因素，即沿海地区和经济发达省份适当提高基准门站价格，而西部欠发达地区及气源产区，如川渝、陕甘宁和新疆等地区则适当降低基准门站价格。③明确基准门站价格调整周期。初期可定为6个月，按上下半年实施，随着执行情况调为3个月，按季度实施；调整期的油价为月或周移动平均价格。④实行天然气季节差价[11]。冬季门站价格上浮，浮度不超过20%；上浮起止时间按供暖期，南方适当缩短。⑤门站价格含天然气气源（出厂）价和管道运价，可分别结算和分开结算，具体结算方式由购销双方根据天然气的购销方式和交割点确定。

3.3.4 发展多气源和多卖方的市场竞争

与天然气交易中心的竞争性现货交易相比，中国实行多卖方和多买方的双边协商交易更加现实。随着气源的多元化发展，中国许多省或区域天然气市场具有发展多卖方与多买方协商定价的条件和潜力，如上海、浙江、江苏、辽宁、广东等省（市）和川渝地区等。其中，现在上海气源供应包括西气东输进口管道气和国产管道气、“川气东送”管道气、海上气和进口LNG等，卖方有中石油、中石化、中海油、上海申能、广汇能源等；川渝地区的气源既有本地气，也有西二线的中亚进口气，今后还可能有北海的进口LNG等，在当地从事天然气开发的企业除了中石油和中石化的数个地区油田公司外，还有不少混合所有制的页岩气开发公司；广东省除西二线进口中亚气，本省内及其周边的进口LNG接收站众多。上述三个地区最有可能出现多气源和多卖方的市场竞争。地方政府应予以积极支持并创造条件，天然气供需双方应作好相应准备。

3.3.5 建设和发展天然气交易中心

天然气交易中心（市场）是通往气—气竞争价格形成机制的必由之路，如果交易中心的天然气交易没有发现并形成中国天然气基准价格，中国天然气价格机制改革就永远“在路上”。因此，应从两个方面推进交易中心的建设和发展：①推进区域性天然气交易中心建设，与国家级交易中心遥相呼应、互为支撑或补充，从中发现并确立中国天然气价格基准点[12-13]；②推进现有交易中心现货天然气交易的发展，包括创新交易模式、增强竞争性、增加交易量、吸引交易商参与和交易信息公开透明等，为形成中国天然气基准价格奠定基础。

国家管网公司的成立为天然气交易中心的建设与发展增添了动能，其职责范围不仅使建设管道枢纽型天然气交易中心成为可能，而且有助于加快区域天然气交易中心建设步伐。因此，国家管网公司应积极参与交易中心的建设和运营。管网公司主导或参与交易中心运营（不参与气量交易），可以使成交气量的交割更加方便快速，并可发展管输容量一次和二次交易。

3.3.6 发挥市场配置资源和政府管控的双重作用

中国经济体制和天然气市场结构及供需现状决定了在中国天然气市场化发展过程中，很大程度上和相当时期内还离不开政府的“手”。最现实的例子就是针对新冠病毒对经济的冲击，发改委要求降低非居民用气价格。2019年12月的中央经济工作会议也提出了“降低企业用电、用气、物流等成本”。因此，在天然气供需紧平衡和上游高度集中的市场条件下推行中国天然气价格改革，市场配置资源和政府调控及指导都不可或缺。例如，放开部分气源和用户的价格没有问题，但应有一定的限制或制约（如与替代能源价格关联等）并予以监控，不能一放了之。放开不等于政府不管，美国天然气供需和价格早已实现市场配置，但美国联邦能源管理委员会（FERC）仍在时刻关注每天的天然气交易中心（市场）的天然气价格动态，一旦出现异动，立即着手质询或调查。

4 近期天然气价格机制改革建议

4.1 用多种方式合力缓解进口气亏损

进口气进销价格倒挂是一个困扰天然气进口商多年的问题，长期下去不仅不利于今后引进境外天然气资源，而且会影响中国天然气供应安全。在天然气上中游一体化运营的情况下，天然气管输业的利润较高，连同国产气的利润，进口商天然气与管道板块能够实现财务平衡和赢利。管输业独立运营后，如何控亏和减亏引人关注。简单的办法是提高天然气价格，但这会引起市场强烈反响并置疑天然气体制改革的效果。同时，目前中国天然气批发价格水平已高居世界第7位，仅低于中国台湾、新加坡、韩国、日本、德国和波兰[1]。2010年前中国上调天然气价格时，一个主要理由是中国天然气价格比国外低，现在情况已发生了逆转。显然，提价这条路走不通。

因此，解决进口气亏损原则上应保持当前价格总水平稳定，建议综合采用以下几种办法化解：①国家予以税费减免，如加大进口增值税返还比例等。②作为管道资产划拨的遗留问题，从国家管网公司的管道运价收入中给予进口气补贴。③视市场供需通过价格上浮向用户疏导，如这几年对直供和非居民用户采取的气量差别价格等。④进口商自我消化。实际上，2013年国家实行天然气门站价格考虑了进口价格较高的因素[14]，虽然进口气亏损，但天然气业务仍然赢利并保持增长。⑤从进口源头上予以疏解。近年来，国际天然气市场气源充足，交易价格下行，同时国际天然气贸易的价格机制也在发生变革，价格条款趋于灵活。中国进口商应主动积极与出口方商谈，争取修改进口合约中的价格条款或重启价格谈判，从源头上解决进口气价格高的问题。

4.2 完善管道运价机制，降低输气价格

中国天然气长输管道运价（包括省级管网运价）较高是不争的事实，这也是造成我国天然气批发（门站）价格高的原因之一。“管住中间”系列政策发布后，跨省长输管道和部分省级管网运价略有下降，但仍有下调空间：①现行管道运输价格机制中的定价关键指标不合理，投资收益率与其承担的风险相比较高，管道折旧年限较长等[15]；②省级管网运价较高，如陕西省管网的运价超出按国家统一管道运价确定的川渝地区管网运价1倍。

此外，国家管网公司运营后，面临是继续延用现行一部制管道运价还是采用欧美国家惯用的二部制运价的抉择。二部制管道运价符合管道建设和营运的特点，价格公平合理，保证了管道公司与用户双方的利益[16]，但其还不适合中国天然气市场，至少近中期内不适合。早在2004年，发改委就决定在忠武线和陕京管道系统尝试二部制运价，但没有落地实施。点对点的单管道运输都未能成功运用，现在国家管网公司运营的是纵横交错的全国性管网，进气和出气点众多，实施难度更大。更重要的是，实行二部制势必增加输气量季节性差别大、用气稳定差的城市燃气公司的管道总运价，推高包括居民用气在内城市燃气用户价格，不符合国家的民生政策。因此，建议近中期仍采用一部制运价。

4.3 并行采用天然气门站价和气源（出厂）价

国家管网公司独立运营意味着门站价格面临消亡，取而代之的是气源（出厂）价和管道运价。事实上，发改委发布管道运输价格机制并核定国内13家跨省管输企业的管输价格（运价率）后，解决了实行门站价格之前因多气源多管道联网输送难于确认气源和管输路径的问题。现在长输管道由一家公司运营，又解决了与不同跨省管输企业结算管输费的麻烦。气源（出厂）价和管道运价可以分别计价和结算，特别是在天然气长输管道入口端存在多气源的情况下，采用气源价可以推进多气源之间的价格竞争。

然而，如前所述，现行门站价格制度的定价机理是关联国际油价并挂钩联动，与中国天然气价格形成机制改革的第一目标模式吻合，只是需要进行改革和完善。其中，将门站作为油价挂钩价格机制中，气价随油价变化调整的关联点是一个较为现实的选择。因此，天然气门站价格在近中期内有继续存在的必要。

4.4 降低城市配气价格水平，取消居民用气阶梯价格

中国城市配气价格一直较高，许多城市非居民用户的配气价格都超过1元/m3。为此，发改委要求地方政府科学制定配气价格，降低过高的配气价格。但是执行效果不太理想，大工业用户要求上游直供的呼声强烈。在这方面，地方政府应认真履行监管职责，按规定对城市燃气公司的配气成本进行严格监审，降低过高的城市配气价格，或者直接限定配气价格。

城市燃气居民用户实行阶梯气价的背景：①天然气供需缺口较大，特别是冬季保民生用气的压力很大；②居民用气与非居民用气存在较大价差，为减少交叉补贴并控制超出基本生活要求的用气量。目前，居民用气门站价格已经理顺，天然气市场供需也由紧张转为平衡，预计从今年起将趋于宽松。实行阶梯气价的初衷已经消失。而且，由于上游气源价格并未实行阶梯气价，城市燃气公司的阶梯气价的差价收入即为净利润，这对上游供气方很不公平。因此，建议取消居民用气阶梯价格。超基本生活用气量主要是城市居民冬季取暖用气，取消居民用气阶梯价格不但可以提高人民对高质量生活的向往，而且在当前市场疲软的情况下，有助于刺激天然气消费。

5 结论

1）中国现行天然气基准门站价格机制总体与中国天然气市场结构和供需实际相适应，但应进行改革和完善。中国天然气价格形成机制市场化改革的目标模式应选择气—气竞争定价，将油价挂钩定价机制作为价格机制改革的第一目标，通过创造条件和市场化改革过渡到气—气竞争价格机制。

2）应从6个方面推进中国天然气价格形成机制市场化改革：①贯彻落实天然气勘查开采领域全面开放政策；②加强对国家管网公司的监管；③改革和完善现行天然气门站价格机制；④发展多气源和多卖方的市场竞争；⑤建设和发展天然气交易中心；⑥发挥市场配置资源和政府管控的双重作用等。

3）提出了近期天然气价格机制改革的4点建议：①综合采用多种方式缓解进口气亏损；②完善管道运价机制，降低输气价格；③并行采用天然气门站价和气源（出厂）价；④降低城市配气价格水平，取消居民用气阶梯价格。