“天然气定价很难，但定价机制越早出台越好。我主张国家发改委应花主要精力制定价格规则，而非项目审批。如果再等三年，天然气需求将超过1500亿立方米。市场越来越大，终端消费群体越来越多，定价规则将会更复杂。”全国政协委员、中国科学院院士、中国石油（601857）天然气集团公司原副总裁贾承造说。

　　加权平均定价较理想

　　《21世纪》：自2007年始，有关部门开始研究制定天然气价格方案。至今，定价方案尚未出台。目前，天然气价格机制改革面临怎样的形势？

　　贾承造：天然气定价机制很复杂。世界各地气价不同，定价机制必须考虑国外定价、油气生产成本、社会承受能力等因素。国外采取热值计价法，与油价挂钩；国内则以量计价，与可替代能源的比价关系没有理顺。

　　国产天然气微利，而进口气亏损，这是气价改革必须面对的问题。国家能源局统计，2010年国内进口管道气44亿立方米。中亚进口天然气价高于国内天然气一倍以上，进口天然气处于亏损状态。2010年进口天然气亏损40~50亿元。进口管道气和LNG（液化天然气）不断增加，正倒逼国内气价改革。

　　《21世纪》：“一气一价”、“区域定价”等定价方案曾纳入决策层讨论范围，即不同地区根据气源不同，实行不同价格。这种思路是否可行？

　　贾承造：未来3-5年内国内天然气管线将形成一张网，多气源、多管线实现互联。届时，每个地方都有多种气源，难以区分气源地。不能人为以气源、区域划分价格，“一气一价”、“区域定价”行不通。

　　《21世纪》：天然气定价机制能否与成品油相似，全国采取“一刀切”的定价公式？

　　贾承造：可以制定一个总体定价方案，但必须考虑不同地区经济、社会发展水平予以调整。

　　加权平均定价是比较理想的方法，其原则是上调国产气价格，下调进口气价。具体操作方法是，根据国产气、进口气、进口LNG的价格和用气量，通过加权平均计算天然气基础价。

　　这一定价规则必须能反映气源结构变化，当进口气量增加时，气价上调；反之下调。

　　国家可以直接管理天然气基础价，实行指导价或限价，对不同地区适当调整体现差异性。例如，贫困地区可适当调低气价，广东、云南等省份适当增收管输费，环境污染地区可加收环境综合治理费等。

　　天然气消费缺少科学规划

　　《21世纪》：下游燃气企业多次呼吁国家建立民用天然气与上游价格调整联动机制，即当上游天然气价格（上游出厂价格和管输费）调整时，下游销售价格同步上调。您如何看待这一诉求？

　　贾承造：天然气零售企业利润与销售总额挂钩。是否顺价调整终端销售价格，必须对零售企业成本进行分析。所有零售企业都能保证低风险经营，正如“种菜风险大，而卖菜风险较小”。

　　在实际运营过程中，天然气零售企业从来不会轻易承受高批发价格。如果终端销售价格不调整，批发价格则不会提高。上游天然气价格的提高，在石油企业内部消化。

　　此外，燃气市场缺少科学规划，使天然气消费处于无序增长状态。在上游气源没有得到保证的前提下，大量增加下游用户，且多为民用和公共事业用气。一旦用气量激增，便向上游企业集中要气，发生“气荒”。

　　天然气上游生产企业和下游企业应建立季节调峰与日调峰预警机制，预测相应下游市场或者本地区天然气需求变化，针对天然气供应情况设计系统的调峰方案。

　　《21世纪》：天然气调峰能力不足是“气荒”频频出现的重要原因。储气库作为重要调峰工具，其建设滞后的原因是什么？

　　贾承造：国内早期对储气库重要性认识不高，尤其南方储气库建设相对滞后。客观上，国内缺少储气库建设的地质条件。北方最好的储气库是枯竭油气藏，造价低、运行可靠，而南方少有油气田。

　　此外，储气库建设成本很高，全部由企业自行出资，石油公司积极性并不高。储气库建成后，有一部分为“垫底气”，不能被抽采利用。十几亿立方米的储气库，垫底气有几亿立方米，在注采过程中天然气有一定损失。