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全球化竞争下的我国天然气定价机制 　　【摘要】 在全球化竞争下，我国天然气行业得到飞速发展，也造成了供需的紧张，通过分析我国天然气定价机制现状，指出我国天然气定价体系的局限性，提出改革的建议，以期完善和建立能够真正反映天然气市场供求状况和资源稀缺程度的价格形成机制，促进我国天然气产业的健康持续发展。 　　【关键词】 天然气 定价 研究 　　一、我国天然气定价机制及现状 　　我国天然气工业形成于20世纪50年代，天然气定价机制最早形成于1957年，至今，先后经历了国家定价阶段（1957年～1993年）、国家定价与计划指导价并存阶段（1993年～2005年）、国家指导价阶段（2005年以来）。天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节，从天然气产业链上看，天然气价格体现为三个部分，即出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价，再加上城市输配费，最终形成终端市场价格。定价准则可概括为按照成本价为主并适当考虑市场需求。 　　目前，国家对天然气出厂价格统一实行国家指导价，将天然气出厂价格归并为两档：气源来自川渝气田、长庆气田、青海油气田、新疆油气田（除西气东输气外）的天然气以及大港、辽河、中原等油田生产的计划内天然气，划归为计划一档价格，其余少数地区实行二档价格。其中川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气（不含西气东输和川气东送的天然气）及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格，除此以外的其他天然气执行二档价格，统一实行国家指导价。一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG（液化石油气）和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。管输价格完全由政府定价，定价原则为成本加利润原则，考虑补偿天然气管道运输建设成本，并兼顾下游用户销售促进的合理盈利，保证不低于12％的内部收益率，实行新线新价，允许供需双方协商定价。终端市场价格，由于属于公用事业，由政府价格主管部门予以有效规制，定价来源包括井口价格、管输价格、管网设施建设费、运营成本等。 　　二、我国天然气定价体系的局限性 　　1．价格偏离真实价格。从根本上看，我国天然气价格形成机制，存在一定的弊端，现有的政府主导价格不能完全反应天然气环保属性、资源补偿属性，做为不可替代能源，价格严重偏离其真实价值，不能完全反映资源的稀缺程度。按照热值当量测算，我国目前天然气价格仅为原油价格的30%左右，成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.84至1.21之间。从总体上看，天然气价格受政府管制较重，中下游市场竞争格局不够健康，上下游成本构成的差异导致利益分配不均，与其他能源相比，天然气产业的市场化定价水平，基本处于国家管制型定价阶段，产业链仍需梳理，形成合理分摊、真实公允的市场化定价机制还需一段时间。 　　2．可替代能源的选择不尽合理。目前天然气出厂基准价的调节所挂钩的可替代能源分别为原油、煤炭和液化石油气，这既不符合国际通行的做法，也不符合我国的实际情况。从北美和欧盟国家的通行做法来看，天然气价格一般随着石油的价格进行波动。天然气与煤炭的主要替代领域是发电，我国是一个煤炭相对丰富，天然气相对贫乏的国家，在国内天然气供需矛盾日益严峻而国际天然气价格日益高涨的时期，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，只能是在用电高峰期通过调峰的作用来作为火电的补充。而在现行的天然气价格调整系数的计算中，煤炭价格的波动占到40%的权重，这是不合理的。对于城市燃气而言，其与城市电力存在一定的替代关系，在今后的天然气一揽子可替代能源中应该考虑电力。 　　3．天然气价格的调节周期不能反映供需。天然气消费量，尤其是城市燃气的需求量，具有非常明显的季节性特征，冬春季需求量大而夏秋季少。在市场经济国家，天然气价格具有普遍的季节性特征。按我国2005年制定的定价机制，天然气出厂基准价每年调整一次，这明显不能反映天然气供求关系的季节性变化。目前国内电价已考虑了季节调峰问题，成品油则是按照国际油价的变动差不多每月进行调整，所以，天然气价格也应按季节供求关系的变化来进行调整。 　　4．国内天然气供需并未完全市场化。目前国内的天然气供需环境和定价方式并未完全市场化，几大能源企业占据了超过80％的国内天然气市场份额，价格变动很容易变成少数企业的暴利。供气方缺乏竞争意识和降低价格的动机，而天然气用户基本置身于卖方市场，无法选择。目前进口天然气价格与国内消费价格倒挂的现象，无法真正反映天然气市场供需状况，不利