隨著天然氣市場逐步規范和成熟，短期內難以再實現邊際需求的大幅增長。而我國采用的“市場凈回值法”的天然氣定價方法，也存在諸多弊病。從短期來看，應盡快將天然氣與可替代能源價格的折價系數進一步降低，降低非居民用氣價格，縮短調價周期，提高天然氣反映市場供求的敏感度及市場化。同時，確定合理的管輸價格，制定季節性、谷峰、可中斷價等差別價格政策，充分發揮價格的杠桿作用。從長期看，最終目標是完全放開氣源價格。
作為最清潔的化石能源，天然氣在我國能源消費結構調整、空氣質量改善等方面被寄予厚望，政府出臺了多項政策鼓勵消費。2000年至2013年，我國天然氣行業迎來了黃金發展期：消費量從245億m3增至1680億m3，增長逾6倍，年均增速約16%，占世界天然氣消費總量比重從1%提至5%，天然氣供需長期處于緊平衡狀態。樂觀預計，到2020年，我國天然氣消費將達4000億至4200億m3。然而，“計劃永遠趕不上變化”，自去年起，在多種因素影響下，我國天然氣需求增長大幅放緩，同比僅增長7.4%，今年上半年，消費量同比僅增長2.1%，5月甚至“負增長”。據國家發改委的數據，我國天然氣供需已從長期偏緊轉向相對寬松，特別近幾年大量“照付不議”的長期進口合同陸續進入窗口期，將進一步加劇資源過剩局面，“氣荒”已成“荒氣”。
筆者認為，天然氣產業發展之所以短期內驟然從“黃金時代”“斷崖式墜落”至“白銀時代”，以至于國家之前對2020年天然氣需求規劃難以實現，需求預測數屢次調低，既有產業自身發展的原因，也有外界因素。我國天然氣消費量起點較低，市場需求潛力相對較大，隨著經濟水平快速提升，天然氣市場需求自然加速增長。另外，這一階段我國天然氣消費量初始規模相對較小，在增長消費量一定的前提下，增長率顯得較高。隨著天然氣市場逐步規范和成熟，并且已形成一定規模，短期內難以實現邊際需求的大幅增長，需求增速下降有一定的合理性。
從外界因素看，則主要有四大原因：
其一，從去年開始，我國經濟增速放緩，經濟增長結構逐漸轉變，工業、發電用氣增幅大減，天然氣邊際消費量開始呈現穩中略降的趨勢。其二，從產業鏈條看，天然氣上游投資過剩，而下游市場配套設施配備不足和相應機制不健全。近幾年我國天然氣供應量快速增加，中亞、中緬進口天然氣管道氣和海上進口LNG(液化天然氣)大增，極大提高了天然氣市場供應能力。然而，天然氣消費對管網設施依賴性大，上下游市場銜接性強，需要很強的匹配性，而國內天然氣下游市場的發展進度卻遠遠無法匹配上游市場的供應量。其三，由于國際油價、國內煤價大跌，目前我國天然氣價格已相當于等熱值煤炭價格的3至4倍，氣電成本是煤電成本的近2倍，天然氣相對成品油的經濟優勢被大幅削弱甚至喪失，企業用氣意愿大降，甚至出現煤炭逆向替代天然氣的現象。其四，天然氣調價機制與大力發展天然氣的目標相沖突，抑制了天然氣需求。
經濟學理論告訴我們，供求決定價格，價格反過來影響供求。2014年以前在天然氣產業快速發展時，由于需求增長遠超供給，政府通過多次上調價格促進天然氣生產和進口，增加供給，但這種上調反過來也抑制了天然氣的需求，尤其占消費主要比重的工業用氣價格大幅上調后，部分天然氣大用戶轉向消費煤炭和石油，不僅不利于擴大天然氣市場需求，也不符合我國大力推廣天然氣的初衷。
此外，目前我國采用的“市場凈回值法”的天然氣定價方法，中心門站價格與燃料油和液化石油氣掛鉤，并由政府定價，也存在諸多弊病。首先，與石油等替代能源掛鉤，并不能反映天然氣的市場供需及價格平衡能力。近年來，歐洲等地要求天然氣定價與石油脫鉤的呼聲越來越高，并在探索形成新的價格機制。2011年后歐洲天然氣市場正逐步從“長期合同”模式向市場化的“氣對氣”模式轉變，目前，歐洲超過50%的天然氣供應通過現貨交易完成。其次，與替代能源價格的聯動不及時，未真實反映可替代能源的價格變化。2013年確定增量氣門站價時，對應的國際油價為每桶80美元，在去年第二次調整存量氣價格之前，國際油價一直保持在約每桶100美元，但增量氣門站價仍對應每桶80美元。今年4月施行的非居民用氣并軌價，對應的是去年下半年的平均油價(約每桶90美元)，而去年末至今，國際油價已徘徊在約每桶40至50美元左右。復次，價格動態調整時間過長，時間節點模糊。現在歐洲運用“市場凈回值”定價天然氣價格動態調整時間已從6個月縮至3個月。相比之下，我國一年或半年的調整時間明顯太長，而且起止時間不明確。再者，天然氣供應側(出廠價或邊境價)與消費側(門站價)的定價機制完全不同，前者與油價無直接關系，而后者與油價有關系。“市場凈回值法”只能反映消費側的情況，無法反映供應側的情況，更無法反映各個氣源結構的差別。
對此，筆者提出以下建議：從短期來看，應盡快完善“市場凈回值”方法，將天然氣與可替代能源的價格的折價系數進一步降低，降低非居民用氣價格，縮短天然氣調價周期，提高天然氣反映市場供求的敏感度及市場化。同時，確定合理的管輸價格，制定天然氣季節性差價、谷峰差價、可中斷價格等差別價格政策，充分發揮價格的杠桿作用。消除居民用氣價格與門站價格的倒掛以及與工業、熱力用氣的交叉補貼現象。從長期看，最終目標是完全放開氣源價格，政府只監管具有自然壟斷性質的管道運輸價格和配氣價格。而想達成這個目標，離不開整個天然氣產業鏈條的改革，例如勘探開發、管網運、儲氣庫的第三方準入，甚至獨立；放開LNG進口和接收站建設，開放銷售領域等等。這些構想應在未來油氣改革方案中得到體現。
當然，在當前經濟下滑、能源需求增長放緩的大背景下，要推動我國整個天然氣市場需求的長期穩定健康發展，還必須從其他方面采取措施。例如，加強天然氣基礎配套設施建設，吸引多方投資主體積極參與儲氣庫和LNG接收站投資、建設和運營，加快調峰配套設施的完善，有效提高應急儲備和調峰能力。加快推動城市燃氣管網、LNG加氣站、LNG接收站、LNG氣化站的建設，制定優惠補貼政策，積極扶持LNG汽車、LNG船舶、煤改氣工程的發展，以培育和發展天然氣下游市場。而對天然氣企業，應采用多元化營銷手段，通過降價或以固定價格簽訂長期供氣合同等方式，給予用氣大戶更多優惠政策，從而拓寬天然氣的銷售渠道。 來源：中金在線
作為最清潔的化石能源，天然氣在我國能源消費結構調整、空氣質量改善等方面被寄予厚望，政府出臺了多項政策鼓勵消費。2000年至2013年，我國天然氣行業迎來了黃金發展期：消費量從245億m3增至1680億m3，增長逾6倍，年均增速約16%，占世界天然氣消費總量比重從1%提至5%，天然氣供需長期處于緊平衡狀態。樂觀預計，到2020年，我國天然氣消費將達4000億至4200億m3。然而，“計劃永遠趕不上變化”，自去年起，在多種因素影響下，我國天然氣需求增長大幅放緩，同比僅增長7.4%，今年上半年，消費量同比僅增長2.1%，5月甚至“負增長”。據國家發改委的數據，我國天然氣供需已從長期偏緊轉向相對寬松，特別近幾年大量“照付不議”的長期進口合同陸續進入窗口期，將進一步加劇資源過剩局面，“氣荒”已成“荒氣”。
筆者認為，天然氣產業發展之所以短期內驟然從“黃金時代”“斷崖式墜落”至“白銀時代”，以至于國家之前對2020年天然氣需求規劃難以實現，需求預測數屢次調低，既有產業自身發展的原因，也有外界因素。我國天然氣消費量起點較低，市場需求潛力相對較大，隨著經濟水平快速提升，天然氣市場需求自然加速增長。另外，這一階段我國天然氣消費量初始規模相對較小，在增長消費量一定的前提下，增長率顯得較高。隨著天然氣市場逐步規范和成熟，并且已形成一定規模，短期內難以實現邊際需求的大幅增長，需求增速下降有一定的合理性。
從外界因素看，則主要有四大原因：
其一，從去年開始，我國經濟增速放緩，經濟增長結構逐漸轉變，工業、發電用氣增幅大減，天然氣邊際消費量開始呈現穩中略降的趨勢。其二，從產業鏈條看，天然氣上游投資過剩，而下游市場配套設施配備不足和相應機制不健全。近幾年我國天然氣供應量快速增加，中亞、中緬進口天然氣管道氣和海上進口LNG(液化天然氣)大增，極大提高了天然氣市場供應能力。然而，天然氣消費對管網設施依賴性大，上下游市場銜接性強，需要很強的匹配性，而國內天然氣下游市場的發展進度卻遠遠無法匹配上游市場的供應量。其三，由于國際油價、國內煤價大跌，目前我國天然氣價格已相當于等熱值煤炭價格的3至4倍，氣電成本是煤電成本的近2倍，天然氣相對成品油的經濟優勢被大幅削弱甚至喪失，企業用氣意愿大降，甚至出現煤炭逆向替代天然氣的現象。其四，天然氣調價機制與大力發展天然氣的目標相沖突，抑制了天然氣需求。
經濟學理論告訴我們，供求決定價格，價格反過來影響供求。2014年以前在天然氣產業快速發展時，由于需求增長遠超供給，政府通過多次上調價格促進天然氣生產和進口，增加供給，但這種上調反過來也抑制了天然氣的需求，尤其占消費主要比重的工業用氣價格大幅上調后，部分天然氣大用戶轉向消費煤炭和石油，不僅不利于擴大天然氣市場需求，也不符合我國大力推廣天然氣的初衷。
此外，目前我國采用的“市場凈回值法”的天然氣定價方法，中心門站價格與燃料油和液化石油氣掛鉤，并由政府定價，也存在諸多弊病。首先，與石油等替代能源掛鉤，并不能反映天然氣的市場供需及價格平衡能力。近年來，歐洲等地要求天然氣定價與石油脫鉤的呼聲越來越高，并在探索形成新的價格機制。2011年后歐洲天然氣市場正逐步從“長期合同”模式向市場化的“氣對氣”模式轉變，目前，歐洲超過50%的天然氣供應通過現貨交易完成。其次，與替代能源價格的聯動不及時，未真實反映可替代能源的價格變化。2013年確定增量氣門站價時，對應的國際油價為每桶80美元，在去年第二次調整存量氣價格之前，國際油價一直保持在約每桶100美元，但增量氣門站價仍對應每桶80美元。今年4月施行的非居民用氣并軌價，對應的是去年下半年的平均油價(約每桶90美元)，而去年末至今，國際油價已徘徊在約每桶40至50美元左右。復次，價格動態調整時間過長，時間節點模糊。現在歐洲運用“市場凈回值”定價天然氣價格動態調整時間已從6個月縮至3個月。相比之下，我國一年或半年的調整時間明顯太長，而且起止時間不明確。再者，天然氣供應側(出廠價或邊境價)與消費側(門站價)的定價機制完全不同，前者與油價無直接關系，而后者與油價有關系。“市場凈回值法”只能反映消費側的情況，無法反映供應側的情況，更無法反映各個氣源結構的差別。
對此，筆者提出以下建議：從短期來看，應盡快完善“市場凈回值”方法，將天然氣與可替代能源的價格的折價系數進一步降低，降低非居民用氣價格，縮短天然氣調價周期，提高天然氣反映市場供求的敏感度及市場化。同時，確定合理的管輸價格，制定天然氣季節性差價、谷峰差價、可中斷價格等差別價格政策，充分發揮價格的杠桿作用。消除居民用氣價格與門站價格的倒掛以及與工業、熱力用氣的交叉補貼現象。從長期看，最終目標是完全放開氣源價格，政府只監管具有自然壟斷性質的管道運輸價格和配氣價格。而想達成這個目標，離不開整個天然氣產業鏈條的改革，例如勘探開發、管網運、儲氣庫的第三方準入，甚至獨立；放開LNG進口和接收站建設，開放銷售領域等等。這些構想應在未來油氣改革方案中得到體現。
當然，在當前經濟下滑、能源需求增長放緩的大背景下，要推動我國整個天然氣市場需求的長期穩定健康發展，還必須從其他方面采取措施。例如，加強天然氣基礎配套設施建設，吸引多方投資主體積極參與儲氣庫和LNG接收站投資、建設和運營，加快調峰配套設施的完善，有效提高應急儲備和調峰能力。加快推動城市燃氣管網、LNG加氣站、LNG接收站、LNG氣化站的建設，制定優惠補貼政策，積極扶持LNG汽車、LNG船舶、煤改氣工程的發展，以培育和發展天然氣下游市場。而對天然氣企業，應采用多元化營銷手段，通過降價或以固定價格簽訂長期供氣合同等方式，給予用氣大戶更多優惠政策，從而拓寬天然氣的銷售渠道。 來源：中金在線
