10月以来，国际油价深度跳水，一路跌破80美元/桶大关。就在消费者欣喜于开车加油更便宜之时，也出现了对国内天然气价格偏贵的质疑。很多人对今年9月上调国内非居民用存量天然气门站价格(每方提高0.4元)的举动不理解：有人认为，国际油价大跌，为何国内气价却涨？有人忧虑，气价持续走高，煤炭价格却处于低位，上调气价容易产生“逆替代”现象，不利于天然气普及和雾霾治理；甚至有机构主张，目前国内气价远远高出天然气全成本，未来几年应下调气价……
　　众说纷纭，真相笼罩着重重“迷雾”。国内天然气价格究竟是高是低？天然气价格改革应何去何从？
　　为何要推进天然气价格改革
　　与石油产业相比，我国天然气产业发展相对滞后，其定价长期采用成本加成模式(成本加上一定比例的利润)。这种定价模式在产业发展初期有助于市场开发，但该模式下气价严重背离市场价值。比如，2008年国内气价约0.8元/方，相当于汽油的1/6、柴油的1/8。过低的价格不能有效反映市场供求关系和国际价格变化，严重制约了天然气产业的发展。
　　伴随中国经济快速发展对天然气的“渴求”，过去10年间，国内天然气产业呈爆发式增长态势，年均消费量增长16%，对外依存度日益攀升，2013年已达30%。但受“亚洲溢价”因素影响，近年来，中国进口管道气与进口LNG价格一直居高不下。如果进口气价格按照国产气价格执行，企业进口气业务必然造成巨额亏损，这将打击经营者进口天然气的积极性。
　　正是在上述大背景下，2011年，国家发改委启动广东、广西市场净回值试点，将天然气销售价格与由市场竞争形成的燃料油和LPG两种可替代能源价格挂钩。2013年，国家发改委将两广经验推及全国，并提出区分存量气(2012年实际使用气量，约1120亿立方米)和增量气(为超出部分)，增量气价格一步调整到与可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。
　　本轮调价前，全国平均存量气、增量气价差约为0.8元/方，调价后二者价差进一步缩小，这标志着国内天然气价格改革“三步走完两步”，距“市场净回值”目标仅一步之遥。
　　应该说，此次上调天然气价格是国家天然气市场化改革的重要一步。面对“油价下跌、气价反涨”的质疑，可以给出的答案是：此次调价主要涉及低价的存量气，这部分存量气即使在国际油价下跌的背景下，与按照净回值法形成的价格相比仍有较大差距，调价势在必行。而油价下跌是否会带来气价下跌呢？答案也是肯定的，那就是增量气部分会因油价下跌而有所下降。
　　“净回值法”或只是过渡阶段
　　纵观美国、加拿大、英国等地天然气市场发展历程，发达国家天然气价格改革大致都经历了三个阶段：一是传统固定价格阶段(采用成本加成法)，二是天然气价值定价阶段(采用净回值法、加权定价法)，三是竞争性市场形成阶段。
　　对中国而言，天然气价格改革显然不可能一步到位，在国内相关竞争主体还不完善的情况下，以净回值法作为天然气改革的过渡方案适合中国国情，具有积极的现实意义。
　　但从世界各国实践看，净回值法的定价机制也存在一些缺陷：首先，净回值定价法需要对每一个业务环节进行成本回溯，由于上下游一体化垄断大企业的存在，厘清真实的建设成本和运营成本并非易事。
　　其次，实行天然气与石油等替代能源挂钩，并不能反映天然气本身的市场供需以及价格平衡能力。近年来，欧洲等地要求天然气定价与石油脱钩的呼声越来越高，并在探索形成新的价格机制。数据显示，2011年后欧洲天然气市场正逐步从“长期合同”模式向市场化的“气对气”模式转变，截至目前，欧洲超过50%的天然气供应是通过现货交易完成的。
　　第三，净回值法相较成本加成法虽有进步，但仍属垄断性定价范畴。如果按净回值法计算天然气价格，一旦企业产生超额利润，相关管理部门很可能会限制天然气公司应用净回值定价的范畴，一些国家也确实存在重归“成本加成定价”的趋势。然而，获得多高的利润才算合理？评判权力应交给市场而非政府。试想，在北美天然气价10美元/mmbtu(百万英热单位)时，如果一家企业能将成本控制在5美元/ mmbtu以内，会有人指责其获得“超额利润”而要求降低售价么？显然不会。
　　在净回值法定价背景下，如果因存在“超额利润”而重新向行政式的定价机制回归，这显然背离了天然气市场化改革的初衷，对产业长远发展不利。而解决当前“困局”的根本出路，在于继续加大力气推进改革，实现天然气价格完全市场化。
　　市场化并不意味着涨价
　　由于此前国内存量气价格偏低，“改革意味着涨价”几乎成为公众的刻板印象，实际上未必如此。
　　以美国为例，其从上世纪80年代放松天然气价格管制后，1990-1999年间价格变化并不大。尤其是进入21世纪以后，由于构建了开放竞争的市场，拥有众多厂商、发达的管网和天然气接入的非垄断性，美国Henryhub价格近年来基本维持在2-4美元/ mmbtu，处于全球天然气价格最低水平。
　　中国拥有较好的天然气资源基础(尤其是非常规天然气潜力较大)，且已初步形成多种气源竞争的格局；国家也已经放开页岩气、煤层气、煤制气出厂价格以及进口LNG气源价格，且实施了市场净回值法，这为天然气市场化改革奠定了良好基础。
　　下一步，中国天然气改革的基本方向，应是还原天然气的商品属性，让多元市场主体有效竞争，使得天然气价格充分反应市场供求和资源稀缺程度，真正实现由市场来决定价格。
　　从具体操作看，实施“放开两头、管住中间”的天然气定价模式应是大势所趋。国家应加快推动上游和终端消费市场实现充分竞争，推进天然气交易市场建设，形成多买多卖格局，从而增加用户的选择权和议价能力。比如，在沿海某一省份，陆上常规天然气、煤制气、页岩气、进口LNG和管道气等多种气源汇集，不同供应主体必须想方设法降低供应成本，成本控制不善者，也只能自己吞下亏损或丧失市场的“苦果”。
　　而对于带有自然垄断属性的管输环节，应允许多种投资主体进入，推动管网设施向第三方开放，并加强对输配气环节的价格监督，实现成本公开透明。可借鉴其他国家经验，采用“两部制”定价法确定合理的天然气管输价格。