在放開直供用戶等用氣門站價格的基礎(chǔ)上，擇機全面放開非居民用氣價格，推動形成非居民用氣價格的市場基準價格。   　　黨的十八大以來，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，有關(guān)部門通過先易后難的推進方式，采取先非居民后居民、先試點后推廣、先增量后存量、邊理順邊放開的實施步驟，推進天然氣價格市場化改革。同時，加強自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格監(jiān)管，著力構(gòu)建起從跨省長輸管道到省內(nèi)短途運輸管道再到城鎮(zhèn)配氣管網(wǎng)等天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)較為完善的價格監(jiān)管制度框架，取得了不錯的成績。但也要看到，當前我國天然氣價格形成機制仍存在不少問題，因此仍需進一步改革天然氣價格形成機制。   　　存在六大問題   　　定價體系中存在兩種“雙軌制”。一是市場化定價與政府定價并存。例如，頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣氣源價格及LNG價格放開，由市場定價；其他常規(guī)天然氣氣源價格尚由政府定價。二是在管道氣的定價中，根據(jù)用戶的不同，又分為可浮動的政府彈性定價和不可浮動的政府定價。這種雙軌制是導(dǎo)致供氣企業(yè)在冬季氣源緊張、成本增加的情況下供應(yīng)居民用氣的積極性受挫，部分地區(qū)民生用氣出現(xiàn)短缺的重要原因之一。   　　居民與非居民用氣價格之間存在交叉補貼。一方面，長期以來我國居民用氣的價格明顯低于工商業(yè)用氣價格，居民用氣成本高，但價格卻低，用氣量越大的用戶，享受的補貼越多，沒有體現(xiàn)公平負擔。另一方面，使得部分用戶過度使用天然氣，加大了天然氣供應(yīng)壓力。據(jù)初步測算，2017年全國居民用氣與非居民用氣交叉補貼規(guī)模在160多億元。   　　產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)過多，抬高用氣成本。天然氣產(chǎn)業(yè)鏈從上游氣田至終端用戶涉及長輸干支管道、省域管網(wǎng)、城市燃氣管網(wǎng)等多個環(huán)節(jié)。而省域網(wǎng)和城市配氣環(huán)節(jié)過多、收費過高，不僅妨礙市場公平競爭，還增加了終端用戶用氣成本。據(jù)測算，在國內(nèi)主要城市工業(yè)用氣價格構(gòu)成中，輸配費占比平均水平超過40%，某些城市占比甚至超過50%，遠遠高于發(fā)達國家水平。   　　天然氣上下游價格缺乏暢通的疏導(dǎo)機制。我國天然氣定價機制的一大特點是“分級、分段管理”，即中心城市門站價格由國家價格主管部門制定，而終端用戶用氣價格由省級及以下政府價格主管部門制定。由于居民用氣關(guān)系到社會民生，終端居民用氣價格的調(diào)整(尤其是價格上漲時)受到各地出臺的《價格聽證管理辦法》的約束。出于民生的考慮，一些地方終端居民用氣價格調(diào)整往往與上游氣源價格調(diào)整不同步，上游氣源價格波動無法及時疏導(dǎo)至下游。   　　難以及時有效反映可替代能源價格變化。目前我國天然氣中心城市門站價格采用“市場凈回值法”，依據(jù)等熱值進口燃料油市場價和等熱值液化石油氣市場價按照一定折算比例計算。由于進口燃料油和液化石油氣價格是市場定價，每天都有波動，而中心城市門站價格的調(diào)整間隔時間比較長，導(dǎo)致難以及時有效反映可替代能源價格變化。   　　由于缺乏峰谷氣價和調(diào)峰氣價，尚未實現(xiàn)以熱值計價。天然氣是一個季節(jié)性波動很強的商品，需求淡季和旺季城市用氣峰谷差很大。歐美國家實行天然氣峰谷價，美國天然氣冬夏季的價格相差50%以上，法國冬季氣價是夏季的1.2~1.5倍。而我國目前缺乏峰谷氣價和調(diào)峰氣價。此外，我國天然氣是以體積計價，無法反映不同來源的天然氣熱值差別。   　　天然氣交易中心的價格尚未真正成為市場基準價。一個完善、成熟的天然氣交易中心不僅能夠促進供需輸多方直接交易，降低交易成本，還能及時反映市場供求，形成市場基準價。自2015年上海石油天然氣交易中心試運行以來，我國從無到有搭建了直接交易平臺，交易的規(guī)模也不斷擴大。但受油氣體制改革還不到位，管網(wǎng)尚未獨立、競爭性市場尚未形成，價格仍被管制等多重因素制約，目前的天然氣交易中心只能發(fā)現(xiàn)交易量，尚不能真正發(fā)現(xiàn)和提供市場基準價格，市場認可的仍是國家管制價格。   　　五項改革建議   　　繼續(xù)推進非居民用氣價格市場化改革。建議在放開直供用戶等用氣門站價格的基礎(chǔ)上，擇機全面放開非居民用氣價格，推動形成非居民用氣價格的市場基準價格?？梢試L試在有多個氣源競爭的地區(qū)試點完全放開銷售價格。例如，在上海和廣東等進口氣源多元化、大用戶眾多的消費地，以及四川、重慶等資源豐富產(chǎn)區(qū)，初步具備市場化定價的條件。   　　采取措施消除交叉補貼，盡快實現(xiàn)居民和非居民價格并軌。天然氣交叉補貼長期以來都被天然氣上游供氣企業(yè)、下游城市燃氣企業(yè)當作承擔保供責任的一項重要理由，甚至被形容為進行天然氣市場化改革的前提條件，為此，政府決策部門應(yīng)重視交叉補貼并采取措施消除。更何況，現(xiàn)在不解決交叉補貼問題，未來隨著天然氣利用領(lǐng)域的不斷拓展、規(guī)模的逐漸擴大，交叉補貼規(guī)模會越來越大，解決難度會更大。參考國內(nèi)外解決電力、電信等公用事業(yè)交叉補貼經(jīng)驗，可以采取以下措施應(yīng)對：一是逐步提高居民氣價。由于國內(nèi)多地居民氣價多年未提高，可以考慮適當逐步直接提高居民氣價，或者通過適當降低階梯電價居民第一檔用氣量等間接提高居民氣價，運用正確的輿論引導(dǎo)居民按用氣成本支付氣價。二是出臺獨立的天然氣普遍服務(wù)政策。首先是明確天然氣普遍服務(wù)的資金來源和性質(zhì)，并在相關(guān)政策中反映。如征收普遍服務(wù)基金或電費附加，政府財政支出或補貼，政府授權(quán)在供電企業(yè)成本中開支等。其次是由各省出臺獨立的天然氣普遍服務(wù)政策，以保障困難用戶的基本用電需求為原則，明確服務(wù)對象、范圍、條件、內(nèi)容和資金來源等。三是把輸配氣價改革及推行大用戶直供等天然氣市場改革產(chǎn)生的降價空間用于降低工商業(yè)氣價，可以相應(yīng)減少部分交叉補貼。   　　進一步放松管制，建立上下游價格疏導(dǎo)機制。氣源價格與終端銷售價格要放開，而且兩者要及時聯(lián)動起來。因此，應(yīng)鼓勵各地嘗試建立上下游價格聯(lián)動機制，實現(xiàn)居民用氣價格隨氣源價格變動而正常調(diào)整。如果不調(diào)整居民配氣價格，可直接根據(jù)聯(lián)動機制疏導(dǎo)天然氣終端銷售價格。   　　逐步推行峰谷氣價、季節(jié)性差價和以熱值定價等。我國應(yīng)積極研究天然氣峰谷價格，通過制定不同用氣時段的“峰谷價格”等方式引導(dǎo)市場的天然氣“調(diào)峰”能力建設(shè)，利用價格杠桿引導(dǎo)天然氣用戶合理避峰。   　　繼續(xù)引導(dǎo)價格放開的天然氣進入交易中心交易，加快推動天然氣市場建設(shè)。應(yīng)加快引導(dǎo)非居民用氣進入天然氣交易中心，力爭用2~3年時間全面實現(xiàn)非居民用氣的公開透明交易。同時，推進天然氣交易的公開透明，鼓勵交易中心規(guī)范管理、專業(yè)運作、透明交易，不斷探索發(fā)現(xiàn)價格的新模式、新方法、新手段，盡早發(fā)現(xiàn)并確立公允的天然氣價格，定期向社會發(fā)布，為推進價格全面市場化奠定堅實基礎(chǔ)。   　　加快推進其他天然氣配套體制改革，與價格改革協(xié)同配合。還原能源商品屬性，建立由市場決定的價格機制，前提是要構(gòu)建有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和市場體系。天然氣行業(yè)改革也是如此。如果上游沒有更多的競爭者，中游基礎(chǔ)設(shè)施不對外開放，光放開價格，就會導(dǎo)致價格改革單兵突進，用戶可能會面臨更高的價格，無法實現(xiàn)價格改革紅利。只有推進其他天然氣配套體制改革，把競爭性的環(huán)節(jié)放給市場，鼓勵更多的社會主體參與天然氣開采、進口，加快管道、LNG接收站、儲氣等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和公平開放，廣開氣源，氣暢其流，通過增加競爭來降低成本，才是推進天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈改革、促進天然氣普及利用的根本之道。