提價只是天然氣價格改革第一步，更重要的是打造價格形成機制，這涉及產、輸、配各環節諸多利益主體博弈。相關基礎設施建設滯后的掣肘亦不容忽視

議論多年的天然氣價格改革終于打響了第一槍。

5月31日，國家發改委出臺《關于提高國產陸上天然氣出廠基準價格的通知》(下稱通知)，宣布自6月1日零時起包括西氣東輸等在內的國產陸上天然氣出廠基準價格每千立方米提高230元，同時取消大港、遼河和中原三個油氣田的價格“雙軌制”。

此前于5月27日，發改委副主任解振華在中國能源戰略高層論壇上強調，今年接下來幾個月的工作重點之一是深化能源價格改革，調整天然氣價格。

約一個月前，包括天津、山東、四川在內的多個省市同時上調天然氣管道運輸價格。此舉在當時即被看成是為天然氣價格改革探路。

緩解氣價倒掛

發改委在通知中指出，隨著國內外能源市場供求形勢變化，國內天然氣價格偏低的矛盾日益突出。調價旨在促進資源節約，理順天然氣價格與其他可替代能源的比價關系，引導天然氣資源合理配置。

由于近年來中國實行國家統一的天然氣指導價，國產天然氣價格與國外天然氣價格及相關替代能源價格比價偏低。據發改委有關負責人介紹，目前國產陸上天然氣平均出廠基準價格僅相當于國際市場原油價格的25%左右。與其他可替代能源價格相比，國內天然氣價格相當于等熱值液化石油氣價格的四分之一，燃料油價格的三分之一，進口天然氣價格的一半左右。價格倒掛嚴重刺激了國內天然氣需求的迅猛增長。

2010年進口量預計超過150億立方米。即便如此，天然氣供應仍存在較大缺口。今年初海關總署報告預計全年國內天然氣供需缺口約300億立方米，而據有關方面測算，這一數字在2009年僅為90億立方米左右。

本次調價前，國產陸上天然氣出廠基準價格為每千立方米925元，加價230元后，為解決供需缺口，石油進口公司將為此多支付的成本較為龐大。

但提價同時也會利好國內石化巨頭。據銀河證券研究員李國洪預計，中石油、中石化兩大集團今年天然氣產量將分別達700億立方和110億立方米，本輪天然氣調價或能增收140億元。

“已簽的若干大型天然氣進口項目，邊境價已比國內市場銷售價高出許多，進口高氣價與國產低氣價倒掛矛盾日益嚴峻，天然氣價格已是非改不可。”中國油氣產業發展研究中心主任董秀成表示，此次上調出廠價，是對國內天然氣價格長期被低估的一次修正。

除了出廠價的調整，通知還要求，取消大港、遼河和中原三個油氣田的價格“雙軌制”，即取消計劃內外氣量的價格差，將出廠基準價格允許浮動的幅度統一改為上浮10%，下浮幅度不限，由供需雙方在不超過出廠基準價10%的前提下，協商確定具體價格。

國土部油氣資源戰略研究中心副主任張大偉介紹，取消價格“雙軌制”是進步也是過渡。在確定基準價的前提下，允許買賣雙方協商定價，符合市場化改革取向。

近幾年，全國很多地方出租車和城市公交出于成本考慮紛紛“油改氣”。此次調價上調了車用天然氣與汽油比價，對此張大偉解釋稱，與石油相比，天然氣是低碳清潔能源，且成本較低，這次只是理順車用天然氣價格，引導適度消費，并不代表政策導向變化。

定價機制博弈

天然氣價改千頭萬緒，并非一個“漲”字那么簡單。業內人士普遍認為，相對于價格的漲跌，更重要的是定價機制的確立，而這牽涉到各個環節利益方的復雜博弈。

天然氣從產出到終端用戶使用要經歷產、輸、配三個環節。上游勘探生產主要掌握在中石油、中石化及中海油手中，中游長輸管網也主要由上述三大企業壟斷，下游負責終端配送的各城市燃氣公司是國有民營外資并存。

對應天然氣產業的三個環節，分別有出廠價、管輸價、終端價三個價格，其中出廠價加上管輸價形成城市門站價，然后加上城市管網輸配費后，最終形成終端用戶價格。產、輸、配三環節均由政府定價，前兩者由國家發改委定價，配送環節由地方政府定價。

天然氣價格改革牽扯到多個利益主體。作為掌控油氣開發和管道運輸的上、中游企業的代表，中石油主張進口氣與國產氣的價格對接采用“加權平均”的形式，即在進口氣和國產氣的管道連接點或出氣點實行加權平均的到區門站價格。其具體方法是將進口氣價格和國產氣出廠價格根據不同來源供應的氣量采用加權平均價格，而管輸價格根據天然氣經過的不同路徑采用加權平均價格，二者相加得到管道連接點或出氣點的綜合門站價。

采用加權平均價方法把進口氣因素通過消費權重納入到定價體系中，可使國內所有天然氣價格迅速向國際靠攏。

目前中國最大境外天然氣項目是中石油西氣東輸二線工程，氣源來自土庫曼斯坦等中亞國家。中石油原副總裁、中國石油企業協會會長胡文瑞指出，“天然氣價格與國際接軌符合市場化改革方向。”

中國石油大學天然氣專家劉毅軍則主張，國產氣與國內替代能源掛鉤，而不應與投機性強的國際原油掛鉤太密切。如果氣油掛鉤，氣價將過快上漲，可以降的時候也很難降下來，而且會刺激煤制氣項目一窩蜂上馬，大量消耗一種稀缺能源去制造另外一種稀缺能源本身不可取，也存在環保隱憂。

此外，中國天然氣產業鏈剛進入快速發展期，發展時間短，價格上漲過快會使一些工程項目轉而用煤，以后迫于環保壓力再煤改氣，投資成本將更高。原有化肥等用氣項目的調整壓力過大，也易導致社會問題。除上述反對意見外，加權平均方法因為操作復雜遭到詬病，比如多氣源管道聯網后很難區分用戶使用的氣源和管道運輸路徑等。

中國陸上第二條天然氣長輸管道川氣東送項目由中石化承建。中石化咨詢公司發展戰略所原副所長李良主張“一氣一價”，即不同氣源執行不同出廠價，加上管輸費用確定不同地區的基準門站價格。這種方法最大的優點是不用考慮國產氣與進口氣的銜接問題，操作簡便，缺點是同一地區存在多種氣價，容易造成市場混亂。　

處于產業鏈末端的城市燃氣公司，在天然氣價格改革中始終呼吁建立城市燃氣價格與上游資源價格漲跌聯動機制，實現銷售價與門站價聯動調整。不過業內人士指出，上下游價格一旦實現聯動，民用天然氣價格必然大幅上漲，對民生的影響不容小覷。

綜合權衡上述方案，以“加權平均法”為基礎的“一省一個綜合門站上限價”，輔之一定程度的“上下游聯動”被認為是最合理的路徑，一度亦被傳是天然氣價改最終方案。

不過，據國家能源專家咨詢委員會副主任周大地透露，天然氣還沒有形成相對明確和固定的調價機制。張大偉也表示，業內分歧較大導致天然氣價改方案再度延期出臺。

按照決策層的思路，天然氣價格應與原油等可替代能源掛鉤，逐步實行市場化定價。

此次調價規定進口中亞天然氣價格暫按國產天然氣供同類用戶價格執行。廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強解釋說，進口氣與國產氣的差價短期內還得靠石油公司內部消化，主要是為了照顧老百姓的承受能力。

調價背后隱憂

民用氣方面，此次調價明確規定，“從緊控制銷售價格提價幅度，居民用氣價格調整，應按有關規定，履行聽證等相關程序”。

國家能源局天然氣儲備辦公室相關負責人曾表示，天然氣價格的上漲將控制在居民承受范圍之內，“在10%－20%之間”。

作為東北燃氣龍頭的長春燃氣公司在其2009年年報中寫道，2010年實際經營環境比預期要差很多，公司天然氣價格調整與國家調價政策出臺必定產生時間差，且由于民生因素，很難做到同比例調整。

此外，在業內人士看來，比起調價，儲氣設施建設是更為緊迫的問題。

發改委在此次通知中提到，用氣量季節差、峰谷差較大的城市，應研究推行天然氣季節性差價、峰谷差價和可中斷氣價等差別氣價政策，以引導用戶合理消費，提高天然氣利用效率，緩解天然氣供應壓力。這就需要加快建立相應的儲氣和調峰設施。中石油原副總裁胡文瑞指出，由于中國天然氣工業發展僅有近十年時間，城市儲氣和調峰設施嚴重滯后。

由于運輸和儲藏等特殊性，天然氣調峰能力建設較一般能源更為特殊和復雜，地下儲氣庫是最經濟的調峰手段，“在用氣低谷時向儲氣庫充氣，在高峰時再將儲氣庫儲備的天然氣輸入管網。”張大偉說。

但是建立地下儲庫對技術要求較高，項目成本也較大。據張大偉透露，目前在浙江金華、天津大港等地區建立了幾個儲備庫，項目主體還是停留在公司層面。張大偉建議，應盡早在國家層面建立天然氣戰略儲備，以解決儲氣不足引發的“氣荒”。

除了儲氣和調峰設施嚴重滯后外，城市天然氣管網現狀亦不容樂觀，這也在某種程度上對理順價格造成掣肘。

中國石油大學天然氣專家劉毅軍曾多次深入二、三線城市了解天然氣管網改造情況。在他看來，讓下游燃氣公司過多“消化”天然氣上游漲價成本可能威脅城市管網安全。

“特別是一些經濟發展水平較落后的二、三線城市，現在需要將原來用煤氣的老管網改造成天然氣管網，舊有成本還沒完全消化，現在上游漲價成本又不能很好消化，燃氣公司很可能因此而拖延危舊管網改造，管網泄露爆炸等安全隱患將大大增加。”劉毅軍表示，讓老百姓用得起氣，“安全用氣”是其不可忽視的內涵。