刘满平 国家发改委价格监测中心高级经济师党的十八大以来，按照“管住中间、放松两头”的总体思路，政府价格主管部门通过先易后难的前进方式，采行“再行非居民后居民”、“再行试点后推展”、“再行增量后存量”、“边理顺边放松”的实行步骤，前进天然气价格市场化改革。同时，强化大自然独占环节的输配价格监管，着力建构起从横跨省长赢管道到省内短途运输管道、再行到城镇配上气管网等天然气产业链各环节更为完备的价格监管制度框架，获得了不俗的成绩。
但也要看见，当前我国天然气定价机制仍不存在不少问题，必须更进一步深化改革。1不存在的问题（一）定价体系中不存在两种“双轨制”一是市场化定价与政府定价共存。例如，页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气气源价格以及LNG价格已放松，由市场定价；而其它常规天然气气源价格尚能由政府定价。二是在管道气的定价中，根据用户的有所不同分成非居民用气与居民用气，在冬季用气高峰时，非居民用气实施可浮动的政府弹性定价，而居民用气实施不能浮动的政府定价。这种“双轨制”是造成供气企业在冬季气源紧绷、成本增加的情况下供应居民用气的积极性挫败，部分地区民生用气经常出现紧缺的最重要原因之一。（二）居民与非居民用气价格之间不存在交叉补贴与工商业用气比起，居民用气量较少，成本高，价格理所当然要低。但基于“民生优先”的原则，长期以来我国居民用气价格显著高于工商业用气价格，这种现象造成用气量越大的用户享用的补贴就越多，没反映公平开销。另一方面，也不会使得部分用户过度用于天然气，增大了天然气供应压力。据可行性测算，2017年全国居民用气与非居民用气交叉补贴规模大体在160多亿元左右。（三）产业链环节过多，压低用气成本天然气产业链从上游气田至终端用户牵涉到到宽赢干支管道、省域管网、城市燃气管网等多个环节。而目前国内省域网和城市配气环节过多、收费过低，不仅阻碍市场公平竞争，还提升了终端用户用气成本。据测算，在国内主要城市工业用气价格包含中，输配酬劳占到比平均水平多达40%，某些城市占到比甚至多达50%，相比之下低于发达国家水平。7（四）天然气上下游价格缺少通畅的纾缓机制我国天然气定价机制的众多特点是“分级、分段管理”，即中心城市门站价格由国家价格主管部门制订，而省级天然气管网、市、县辖区内管道燃气配气价格和终端用户销售价格由省级及以下政府价格主管部门制订。由于居民用气关系到社会民生，终端居民用气价格的调整（特别是在是价格上涨时）受到各地实施的《价格听证会管理办法》的约束。出于民生考虑到，一些地方终端居民用气价格调整往往与上游气源价格或者城市门站价格调整不实时，造成上游气源价格波动无法及时纾缓至下游。（五）无法及时有效地体现可替代能源价格变化目前我国天然气中心城市门站价格使用“市场清净回值法”，依据等热值进口燃料油市场价和等热值液化石油气市场价按照一定换算比例计算出来。由于进口燃料油和液化石油气价格是由市场定价，每天都会有波动，而我国最近两次中心城市门站价格调整的时间分别为2015年11月和2017年8月，中间间隔时间较为宽，造成无法及时有效地体现可替代能源价格变化。（六）缺少峰谷气价和调峰气价，仍未构建以热值计价天然气是一个季节性波动很强的商品，市场需求淡季和旺季用气峰谷劣相当大，特别是在在天然气普及率很高的大中城市。欧美国家一般实施天然气峰谷价，美国天然气冬夏季的价格差距50%以上，法国冬季气价是夏季的1.2～1.5倍。而我国目前缺少峰谷气价和调峰气价。此外，我国天然气是以体积计价，无法体现有所不同来源的天然气热值差异。（七）天然气交易中心的价格仍未确实沦为市场基准价一个完备、成熟期的天然气交易中心不仅需要增进可供、须要、赢多方必要交易，减少交易成本，还能及时体现市场供需，构成市场基准价。自2015年上海石油天然气交易中心试运营以来，我国从无到有搭起了天然气必要交易平台，交易的规模也不断扩大。但不受油气体制改革不做到，管网仍未独立国家、竞争性市场仍未构成、价格仍被管制等多重因素制约，目2020-03-07 然气交易中心不能找到交易量，尚能无法确实找到和获取市场基准价格，市场接纳的仍是国家管制价格。2涉及政策建议（一）之后前进非居民用气价格市场化改革建议在放松直供用户用气城市门站价格的基础上，择机全面放松非居民用气价格，推展构成非居民用气价格的市场基准价格。另外，可以尝试在有多个气源竞争的地区试点几乎放松销售价格。例如，在上海和广东等进口气源多元化、大用户众多的消费地，以及像四川、重庆等资源非常丰富产区，可行性不具备市场化定价的条件。（二）采取措施避免交叉补贴，尽早构建居民和非居民价格并轨天然气交叉补贴长期以来都被天然气上游供气企业、下游城市燃气企业当成分担保供责任的一个最重要理由，甚至被形容为展开天然气市场化改革的前提条件，解释政府决策部门不应推崇交叉补贴并采取措施避免之。更何况，现在不解决问题交叉补贴问题，未来随着天然气利用领域的大大扩展、消费规模的不断扩大，交叉补贴规模不会更加多，到时解决问题的可玩性不会更大。笔者参照国内外解决问题电力、电信等公用事业交叉补贴经验，建议可以采行以下措施应付：一是逐步提高居民气价。由于国内多地居民气价多年并未提升，可以考虑到必要逐步必要提升居民气价，或者通过必要减少阶梯电价居民第一档用气量等方式间接提升居民气价，运用准确的舆论引领居民按用气成本缴纳气价。二是实施独立国家的天然气广泛服务政策。随着我国农村地区大规模推展利用天然气，天然气更加具备广泛服务性质。因此，可以择机正式成立天然气广泛服务基金。一要具体天然气广泛服务资金的来源和性质，并在涉及政策中体现。如征税广泛服务基金或可选，政府财政支出或补贴，政府许可在供气企业成本中支出等。二要许可各省实施独立国家的天然气广泛服务政策，以确保当地艰难用户的基本用气市场需求为原则，具体服务对象，范围，条件，内容和资金来源等。三是在居民用气价格不调整的情况下，可以把目前正在大力实行的输配气价改革以及大用户直供等天然气市场化改革措施所产生的降价空间用作减少工商业气价，从而适当地增加部分交叉补贴。（三）更进一步放开管制，创建上下游价格纾缓机制我国天然气价格改革目标早就具体为全面放松天然气气源和销售价格，政府只监管具备大自然独占属性的管网输配价格，即“管住中间、放松两头”。气源价格与终端销售价格不仅要放松，而且两者要及时同步一起。因此，不应更进一步放开价格管制，希望各地尝试创建天然气上下游价格联动机制，构建居民和工商业终端用气价格随气源价格变动而长时间调整。（四）实行峰谷气价、季节性差价、可中断气价等差异价格，主动前进以热值计价实施天然气差异价格可以完备我国天然气价格体系、反映天然气供需的差异性、减轻高峰期天然气供需矛盾和增进资源的高效合理利用。鉴于目前我国已不具备全面发售并实施天然气差异价格的市场环境，所以，不应大力研究天然气峰谷价格、季节性差价等，通过制定有所不同用气时段的“峰谷价格”等方式引领市场的天然气“调峰”能力建设，利用价格杠杆引领天然气用户合理避峰。并在时机成熟后，主动前进以热值计价。（五）之后引领价格已放松的天然气转入交易中心交易，减缓推展天然气市场建设不应减缓引领非居民用气转入天然气交易中心，力争用2—3年时间全面实现非居民用气的公开发表半透明交易。希望储气服务、储气设施购销气量转入交易中心上海证券交易所交易。同时，前进天然气交易的公开发表半透明，希望交易中心规范管理、专业运作、半透明交易，大大探寻找到价格的新模式、新方法、新的手段，尽快找到并奠定公允的天然气基准价格，定期向社会公布，为前进价格全面市场化奠下坚实基础。（六）减缓前进其它天然气设施体制改革，与价格改革协同因应还原成能源商品属性，创建由市场要求的价格机制，前提是要建构有效地竞争的市场结构和市场体系。天然气行业改革也是如此，如果上游没更好的竞争者，中游基础设施不对外开放，光放开价格，就不会造成价格改革单兵前进，用户可能会面对更高的价格，无法构建价格改革红利。只有前进其它天然气设施体制改革，把竞争性的环节敲给市场，希望更好的社会主体参予天然气铁矿、进口，减缓管道、LNG接收站、储气等基础设施建设和公平对外开放，广开气源，气帷其东流。只有通过在天然气上中下游构成各市场主体公平参予、公平竞争、共促发展的多元化竞争格局，最后减少天然气利用成本，才是前进天然气仅有产业链改革、增进天然气利用的显然之道。
