建立由市場決定的價格機制，前提是構(gòu)建有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和體系。因而，推進天然氣配套體制改革，把競爭性環(huán)節(jié)放給市場，鼓勵更多社會主體參與開采、進口，加快基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和公平開放，廣開氣源，增加競爭降低成本，才是天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈改革的根本之道。

按“管住中間、放開兩頭”的總體思路，通過先易后難的推進方式，我國天然氣價格市場化改革采取“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”的實施步驟在逐步推進。在加強自然壟斷環(huán)節(jié)的輸配價格監(jiān)管，構(gòu)建天然氣產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)較為完善的價格監(jiān)管制度框架上，取得了不錯的成績。然而，天然氣價格形成機制仍存在不少問題。

比如定價體系中市場化定價與政府定價并存。頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣氣源價格以及LNG價格放開，由市場定價;而其他常規(guī)天然氣氣源價格尚由政府定價。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。

長期以來，我國居民用氣成本高，但用氣量越大的非居民用戶，享受補貼越多，沒能體現(xiàn)公平負擔(dān)。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)模約為160多億元。

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，還提高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。

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。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。

天然氣季節(jié)性波動很強，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，美國天然氣冬夏季價格相差50%以上，法國冬季氣價是夏季的1.2至1.5倍，而我國迄今還缺乏峰谷氣價和調(diào)峰氣價。此外，我國天然氣以體積計價，無法反映不同來源的天然氣熱值差別。

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(zhǔn)價。自2015年上海石油天然氣交易中心試運行以來，我國搭建了直接交易平臺，交易規(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，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(zhǔn)價格，市場認可的仍是國家管制價格。

基于現(xiàn)實，筆者建議繼續(xù)推進非居民用氣價格市場化改革與配套體制改革，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，進一步放松管制，建立上下游價格疏導(dǎo)機制，逐步推行峰谷氣價、季節(jié)性差價和以熱值定價，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)。

為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(zhǔn)價格，可嘗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)，就初步具備了市場化定價的條件。

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)視作承擔(dān)保供責(zé)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，說明政府決策部門應(yīng)重視交叉補貼并采取措施消除之。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，交叉補貼解決難度會越來越大。參考國內(nèi)外解決電力、電信等公用事業(yè)交叉補貼問題的經(jīng)驗，筆者建議可以采取以下措施應(yīng)對：

由于國內(nèi)多地居民氣價多年未提高，可考慮適當(dāng)逐步提高居民氣價，或通過適當(dāng)降低階梯電價居民第一檔用氣量等間接提高居民氣價，引導(dǎo)居民按用氣成本支付氣價。出臺獨立的天然氣普遍服務(wù)政策。首先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，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，以保障困難用戶基本需求為原則，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，可相應(yīng)減少部分交叉補貼。

另外，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。為此，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。

我國應(yīng)積極研究天然氣峰谷價格，通過制訂不同用氣時段的“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。

再有，加快引導(dǎo)非居民用氣進入天然氣交易中心，力爭用2至3年時間全面實現(xiàn)非居民用氣的公開透明交易。同時，鼓勵天然氣交易探索發(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)。

說到底，還原能源的商品屬性，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。因而，推進天然氣配套體制改革，把競爭性環(huán)節(jié)放給市場，鼓勵更多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，氣敞其流，通過增加競爭來降低成本，才是天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈改革的根本之道。