1中国天然气价格改革历程

自2005年开始，中国针对终端用气价格进行了多次改革，梳理价格形成机制，对下游用户用气价格经历了从定价到指导价再到放开的过程。

2005年12月23日，国家发展改革委发布《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》，提出从出厂环节建立替代能源倒推公式，推进价格形成机制改革。这一政策的颁布标志着中国天然气价格改革序幕的拉开，它开启了从出厂环节逐步提高天然气价格的体系，建立定价公式，进而谋求与可替代能源价格挂钩联动，其改革设计的基调是政府模拟市场。此后，随着进口天然气数量的快速增长，各种进口气源的价格差异很大，且远高于国产天然气出厂价格，造成严重倒挂。

2009年底，中国最大的进口天然气项目——中亚管道天然气项目投产。为缓解进口气亏损，同时为全面推进天然气价格改革赢得时间，国家发改委在2010年5月31日发布《加快落实天然气价格调整方案的通知》，将国产气出厂基准价普调0.23元/立方米，同时规定进口中亚气暂按国产气供同类用户价格执行。此次价格调整规定居民和化肥用气价格不能上浮，其他用气可以上浮10%，价格分类由5类变成6类。《通知》同时提出，研究推行差别气价政策，用气量季节差、峰谷差较大的城市，可以研究推行天然气季节性差价、峰谷差价和可中断气价等差别气价政策。中国部分地区由此开始进行差别气价政策的探索。

2011年底，国家在广东省、广西壮族自治区率先启动天然气价格形成机制改革试点，2012年10月，试点扩大到川渝地区。2013年7月，天然气价格改革方案在全国推广，并采取增量气价格一步执行到位，存量气价格分3年调整到位的推进方式。其中，增量气计价基准点的价格确定为3.32元/立方米，存量气计价基准点的价格适当上调后按2.44元/立方米执行，存量气与增量气的价差为0.88元/立方米；同时放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气的市场销售价格。2014年9月，国家发改委将存量气价格上调0.40元/立方米，增量气价格维持不变，此时存量气与增量气价差缩小到0.48元/立方米，同时放开进口LNG的市场销售价格。

2015年4月，根据天然气门站价格与可替代能源价格挂钩公式，国家发改委将增量气计价基准点价格下调0.44元/立方米，存量气价格上调0.04元/立方米，实现存量气与增量气价格并轨，同时放开直供工业用气（化肥用气除外）的市场销售价格。11月，由于可替代能源价格继续大幅下降，国家发改委将计价基准点门站价格下调0.70元/立方米，下调后基准点价格为2.18元/立方米，同时规定门站价格由最高门站价改为“基准价+浮动幅度”的管理形式，允许居民和化肥以外的其他用气价格一年以后上浮20%。

经过近10年的努力，在省级门站环节非居民用气暂时建立了天然气指导定价公式，在替代能源的选择上，采用了更有利于天然气生产商的方案。然而，在市场实际运行中，计量监管的缺失，居民、非居民用气价格倒挂等问题开始逐渐显现，为了顺应深入油气体制机制改革，非居民与居民用气门站价格并轨的呼声在2017年下半年开始高涨。

2018年5月25日，国家发改委颁布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，主要内容包括：1）居民用气门站价格水平按非居民用气基准门站价格水平（增值税税率10%）安排；2）将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接，方案实施时门站价格暂不上浮，实施一年后允许上浮；3）供需双方要充分利用弹性价格机制，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，消费旺季可在基准门站价格的基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力；4）居民用气价格理顺后，对城乡低收入群体和北方地区农村“煤改气”家庭等给予适当补贴，补贴由地方政府承担主体责任，中央财政利用大气污染防治等现有资金渠道加大支持力度。

2新政策对居民用气门站价格调整的影响

此次天然气价格改革顺应了天然气成本不断上涨的趋势，而且通过提高居民用气价格，可以有效减少对居民用气的交叉补贴，消除居民和非居民的用气价差以及市场上存在的套利空间，保障居民用气。

2.1 消除结构性差价，利于保障民生用气需求

在中国天然气价格改革进程中，重点是非居民用气价格改革，居民用气价格改革相对滞后，居民用气门站价格自2010年以来一直未作调整，价格低于非居民用气。在用气高峰时，供需双方钻空子，居民用气数量成为上游供气企业和下游燃气公司争论的焦点，出现用居民用气指标供应非居民的现象，影响了市场运作效率，也不利于政府监管。

居民用气门站价格与非居民用气门站价格并轨，消除了结构性差价，供应商不用在居民用气和非居民用气之间进行选择，提高了供应商供应居民用气的积极性，有利于保障民生用气需求。

把居民用气和采暖用气统一考虑为居民用气量，通过对各省份用气量和相应价格的加权计算，调价后居民用气平均门站价格上升0.27元/立方米，综合用气平均门站价格上升0.03元/立方米（见表1）。调价前后综合用气平均门站价格基本没有变化，居民用气平均门站价格上升幅度为19%，按每人年用气量为200立方米计算（含采暖用气），增加费用54元/年。

2.2 所有门站气价实现协商确定，向完全市场化迈进重要一步

《关于理顺居民用气门站价格的通知》将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接，一年以后将实现居民和非居民用气门站价格的完全并轨。至此，供应所有用户的门站价格均可实现供需双方协商确定。

中国天然气价格改革的目标是完全市场化。近年来，为保障民生用气，居民用气价格在所有天然气用户中是最低的，其实居民的价格承受能力最高，由于违背了市场规律，并轨之前的天然气价格不能反映市场供求关系变化。此次价格调整是中国天然气价格迈向市场化的重要一步。

2.3 增加供应商的销售收入，提高其供应积极性

2017年，中国天然气市场消费量为2335亿立方米，其中居民用气量占比为18%。按此测算，价格调整后，供应商供应居民用气的销售收入将增加113亿元，对提高供应商供应居民用户的积极性起到了推动作用，这在北方快速推进“煤改气”工程的地区尤为明显。农村“煤改气”、城市燃煤锅炉改造等用户的价格承受能力相对较低，企业对供应“煤改气”用户积极性不高。价格并轨以后，天然气资源供应由政府引导变为市场主导，凸显市场决定资源配置的发展宗旨。

3未来中国天然气价格改革方向判断

3.1 2020年之前，门站价格仍将受到限制

中国天然气价格的目标是完全市场化，但是完全市场化需要具备成熟的条件，例如基础设施高度发达、基础设施独立开放、供应主体多元、资源来源丰富等，目前中国天然气产业处于快速发展期，距离成熟期仍有一定差距。2020年之前，中国天然气行业全产业链将快速发展，但门站价格不会完全放开，仍将受到“天花板”价格限制。

3.2 部分地区试点实施天然气价格市场化

环渤海、长三角、珠三角地区是中国天然气市场较为发达的地区，比其他地区更为具备价格市场化的条件。预计在全国普遍实现天然气价格完全市场化之前，将会在这三个地区进行试点，根据取得的相关经验在全国范围内推广。

3.3 天然气交易中心价格将成为市场价格标杆

天然气交易中心的价格主要受供需形势影响，最能代表市场化价格。当全国天然气价格具备市场化条件时，天然气交易中心发现价格、形成价格的功能将会凸显，各地区将会参考天然气交易中心的价格协商谈判。

3.4 在市场化条件下将形成中部地区价格高地

随着中国天然气行业的不断发展，中国天然气资源主要来自西部、东部、北部、南部，在市场化条件下，这些地区的天然气用气成本较低，中部地区由于缺乏本地资源，用气成本会相对较高，结果形成中部地区价格高、其余地区价格低的状态。

4中国天然气产业存在的主要问题及对策建议

4.1 门站价格与终端价格调整存在时间差，对市场需求的影响存在较大不确定性，建议地方主管部门尽快理顺天然气价格

根据国家发改委文件，门站价格执行时间为2018年6月10日，终端销售价格执行时间为8月底，存在3个月的时间差。在此期间，因为门站与终端之间存在价格脱钩现象，将导致燃气公司供应城市燃气用户的利润最高下降0.35元/立方米，供应其他用户的利润增加0.01～0.02元/立方米。如果不能及时对调整后的天然气价格进行疏导，将有可能在调价期间出现抑制新增居民用户用气需求、增加工业用户用气需求的现象。居民用气需求属于刚性需求，当价格疏导结束后，抑制的新增居民用户用气数量可能会在9～10月出现明显增长，直接拉升冬季用气的峰谷差，造成调峰需求的进一步增长。

建议国家敦促地方主管部门尽快理顺天然气价格，缩小价差空间。还应该提前做好冬季调峰应急预案，确定价格改革对冬季市场的影响，研究冬季供需关系，降低保供风险。

4.2 与油价挂钩的定价机制不能反映市场供需关系，建议推动气－气竞争的市场定价方式

2013年6月，国家发改委将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价，在推进中国天然气市场化定价初期，改革在提高价格的可预测性和透明度方面取得了实质性进展。此后，虽然中国依次放开非常规天然气价格、进口LNG价格、化肥用户用气价格，但是非居民用气门站价格仍然受到监管，是中国天然气市场的基准参考价格，定价机制主要与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩。随着中国天然气市场逐渐成熟，尤其是国家提出“管住中间，放开两头”的产业改革方向后，推动气－气竞争的定价方式，将更有效地反映市场供需，平抑需求波动。

目前，通过渐进式改革，中国天然气价格市场化程度显著提高。建议明确未来逐渐放开门站价格限制，扩大天然气交易中心的市场地位，发挥市场定价的作用，所有进入交易平台公开交易的气量价格均由市场交易形成，实行气－气竞争的市场定价机制。

4.3 特许经营权阻断上下游衔接，建议扩大市场准入许可

虽然中国天然气行业上游、管网和价格的改革在不断推进，但是产业内部原有既得利益者的改革力度并不够，城市燃气作为产业中的重要一极，多年来一直不属于改革的重点方向。对于完全市场化的供需机制来说，上下游之间的衔接关系应该是由市场需求指导供应计划，目前特许经营权的存在，成为各地方燃气公司的保护伞，造成各个区域的垄断式经营。产生的最明显后果就是市场情况不透明，下游需求量与上游计划供应量之间脱轨。很多时候出现需求爆发式增加、无法执行合同计划、终端用户供应短缺等应急情况，都是由于上下游衔接出现问题造成的。

此外，在上游资源供应业务普遍亏损的情况下，下游企业凭借特许经营权以更小的体量获得更大的利润，长久下去将会导致产业利润分配不均，影响资源供应业务的健康发展。因此要规范特许经营权的管理：一是要明确特许经营的范围是城镇居民用户和公共服务等规模用户；二是工业用户和电厂不属于特许经营范围；三是规定明确的区域和收益率；四是禁止收取开户费等不合理的费用。同时，建议逐渐放开对特许经营权的限制，鼓励各个区域扩大准入许可，做到天然气市场所有用户和企业“允许进入，鼓励竞争”。同时要加强合同限制，加快简化上下游机制，约束上下游之间的应急相应方案中的保供责任。