中共中央、國務院2015年10月印發的《關于推進價格機制改革的若干意見》提出按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革。中共中央、國務院2017年5月印發的《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》分步推進國有大型油氣企業干線管道獨立，實現管輸和銷售分開。盡管我國已成為世界第三大天然氣消費國，但我國天然氣市場的市場化程度并不高，通過“管道獨立、運銷分離”等結構改革措施，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革，仍然任重道遠。
11關于與油價掛鉤機制問題
天然氣的價格形成機制與天然氣市場所處的發展階段密切相關。俄羅斯能源經濟學家A.Konoplyanik博士通過考察歐美天然氣成熟市場的發展歷程得出如下結論：一個發育成熟的天然氣市場一般要經歷初始增長、快速增長、穩定增長三個發展階段，天然氣市場結構將由非競爭型市場逐步過渡到競爭型市場，天然氣的交易方式將由長期合同向短期合同、現貨和期貨交易轉變，天然氣的定價機制則將經歷成本加成定價、與油價掛鉤以及氣氣競爭三個發展階段。
隨著西氣東輸一線、陜京二線、忠武線等天然氣干線管道的投產，我國天然氣市場在2005年前后由初始增長階段進入快速增長階段，根據有關方面預測，我國天然氣市場的快速增長階段至少要持續到2030年才有可能進入到穩定增長階段，因此根據A.Konoplyanik博士的研究結論，我國的天然氣價格形成機制將在很長一段時間里需要采取與油價掛鉤方式。
事實上，我國政府價格主管部門也曾力推與油價掛鉤機制。2005年底推出的天然氣價格改革方案提出建立與可替代能源價格掛鉤的動態調整機制，但沒有執行。2011年底推出的天然氣價格改革方案也提出建立與可替代能源價格掛鉤的動態調整機制，在全國實施后的前三年根據掛鉤能源價格的變化對天然氣價格做了動態調整，而后采取了更加市場化的“基準價＋浮動幅度”的管理辦法。
我國天然氣市場真的已發展到天然氣價格無需與油價掛鉤的程度？答案顯然是否定的。天然氣在使用上與石油產品之間存在一定的替代關系，因此在天然氣長期合同中通常都采取將天然氣價格與油價掛鉤的方式，我國通過長期合同進口的天然氣，其價格也都采取與國際油價掛鉤方式。2018年，我國天然氣消費量達到2766億立方米，進口量達到1254億立方米，對外依存度已經上升到45%。我國對天然氣的消費需求仍處于快速增長中，天然氣的對外依存度還將進一步上升。由于進口天然氣的價格采取與油價掛鉤方式，決定了我國市場的天然氣價格很難擺脫油價對其的影響。
當然，我國天然氣門站基準價定價公式確實存在不完善的地方，主要問題是定價公式中的折價系數在低油價時取值過低導致門站基準價過低，上游供氣方難以接受，高油價時折價系數取值過高又導致門站基準價過高，下游用氣方難以接受。但這只是要完善門站基準價定價公式的問題，而不是要放棄與油價掛鉤機制。因此我國按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革，還是要堅持“邊理順、邊放開”的兩條腿走路方針。一方面要堅持和完善與油價掛鉤機制，理順天然氣與可替代能源比價關系，另一方面要堅持市場化改革不動搖，凡是能夠通過市場形成價格的，要堅決交給市場。
12關于進口氣與國產氣綜合作價問題
我國天然氣市場發展所面臨的嚴重挑戰不僅是本土資源相對不足，對外依存度不斷提高，還面臨進口天然氣使用成本較高的問題。我國在全球天然氣市場中所處的位置，決定了我國需要以較高的使用成本才能引進境外資源。為保障國家的油氣供應安全，我國正在加緊構建東北、西北、西南和海上四大油氣進口通道。就天然氣而言，從西北陸上通道進口管道氣和從海上通道進口LNG，是我國大規模引進境外資源的兩條主要途徑，但通過這兩條通道引進境外資源的使用成本都很高。
從西北陸上通道引進中亞國家的管道天然氣，我們是與歐洲國家采購同一資源地的天然氣，參與歐洲市場的天然氣國際貿易，但是我國的天然氣消費市場（主要是中國東部和中部地區）比歐洲市場更遠離土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦等中亞產氣國，天然氣的運輸成本較高。
從海上通道引進LNG，我國是與日本、韓國、中國臺灣等采購同一資源地的LNG，參與亞太市場的天然氣國際貿易。從歷史上看，與歐洲及北美市場相比，亞太市場的天然氣國際貿易價格一直是全球最高的，也就是所謂的天然氣“亞洲溢價”。
由于進口氣的使用成本較高，導致2013年7月在全國范圍實施的天然氣價格改革方案采取國產氣與進口氣綜合作價方式，解決了國產氣價格偏低而進口氣價格偏高的矛盾。采取國產氣與進口氣綜合作價方式后，供應成本較高的進口氣需適當降價銷售，國產氣價格需要適當提高，進口氣降價的損失可通過國產氣提價得到適當補償，有利于進口氣引進與銷售，保障市場供應。
很顯然，天然氣對外依存度不斷提高以及進口氣使用成本較高，必然會影響我國天然氣價格市場化改革的步伐。在天然氣對外依存度不斷提高以及進口氣使用成本較高的情況下推行價格完全市場化，必然導致國內市場的天然氣銷售價格大幅上升，這顯然是政府價格管理部門所不愿意看到的。采取國產氣與進口氣綜合作價是一種解決辦法，但這種辦法能夠很好地發揮作用的前提條件是通過綜合作價方式形成的天然氣銷售價格，既要能完全補償進口氣成本，又要使國產氣的生產獲得合理的效益，由于進口氣價格是與國際市場油價掛鉤的，因此通過綜合作價方式形成的天然氣銷售價格需要采取與油價掛鉤機制，否則天然氣供應企業就缺乏進口天然氣的積極性。
另一種解決辦法是：完全放開進口天然氣在國內市場的銷售價格，為了控制我國市場天然氣價格的總體水平，對國產氣的銷售價格實行必要的管制。由于我國國產氣的主產區集中在西部省份，其經濟發展水平也相對落后，放開全部進口氣在國內市場的銷售價格后，供應給西部省份（以國家西部大開發戰略規定的西部地區為準）以及東部天然氣自產自足省份（例如黑龍江）的天然氣，視同全部使用國產氣，執行國家的“基準價＋浮動幅度”的管理辦法。供應給東部其他省份的天然氣區分為兩部分：一部分視同使用國產氣，主要是滿足居民用氣需求，執行國家“基準價＋浮動幅度”的管理辦法；其余部分視同使用進口氣，銷售價格完全市場化，由供用氣雙方根據進口氣的供應成本以及市場對進口氣價格的支付能力協商確定。
13關于放開氣源價格問題
我國天然氣工業采取產運儲銷一體化經營模式，中石油、中石化和中海油等產運儲銷一體化的上游供氣企業在城市門站或工廠門站按照門站銷售價格向省天然氣公司、城市燃氣公司、油田或管道直供大用戶等下游買方供應天然氣。門站銷售價格屬于國家發改委管轄范圍的天然氣，目前分為以下兩類：
一是門站銷售價格執行市場調節價的天然氣。包括供應給市場的頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣，通過進口LNG、儲氣庫、上海和重慶天然氣交易中心等方式供應給市場的天然氣，供應給LNG生產企業、化肥生產企業和其他直供工業用戶的天然氣，通過西氣東輸管道系統供應給福建省的天然氣等，門站銷售價格完全市場化。
二是門站銷售價格執行政府指導價的天然氣。凡不符合以上兩種情況的天然氣，執行政府指導價，目前的做法是采取“基準價＋浮動幅度”的管理辦法，由上游供氣方與下游買方以國家發改委規定的基準價為基礎，在規定的浮動幅度范圍內，通過合同約定具體交易價格。對浮動幅度的規定是最高可以上浮20%，下浮不限。
為避免上游供氣企業規避國家的門站價格管理，凡是政策允許門站銷售價格執行市場調節價的天然氣，國家發改委都會在相關的文件中明確氣源價格放開，例如國家發改委在2014年8月下發的《國家發展改革委關于調整非居民用存量氣價格的通知》（發改價格〔2014〕1833號）就明確規定放開進口LNG的氣源價格和頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣的出廠價格。這樣，在政府對天然氣實行門站價格管理的情況下，如果上游供氣企業不選擇在門站環節銷售天然氣而是選擇在出廠環節直接銷售天然氣，除非政府價格主管部門在相關文件中已明確氣源價格放開，上游供氣企業是不能按市場調節價銷售天然氣的。
管道獨立、運銷分離后，理論上存在以下三種銷售方式：一是上游供氣企業在氣源地直接將天然氣銷售給下游買方，由下游買方向管道公司購買管道運輸容量并向其支付管輸費；二是上游供氣企業繼續在下游市場區的城市門站或工廠門站實現天然氣銷售，由上游供氣方向管道公司購買管道運輸容量并向其支付管輸費；三是在位于兩者之間的天然氣市場中心（通常位于多條管道的交匯點）實現天然氣銷售，在這種情況下由上游供氣企業委托管道公司將天然氣運輸到天然氣市場中心，完成交易后再由下游買方委托管道公司將天然氣運輸到城市門站或工廠門站。
管道獨立、運銷分離后，天然氣是在氣源地實現銷售，還是在下游市場區的城市門站或工廠門站實現銷售，或者是在位于兩者之間的天然氣市場中心實現銷售，應該由作為市場參與主體的上游供應商與下游買方決定，而不是由政府強制在指定環節實現銷售。但政府應該在政策上加以引導：第一，如果上游供氣企業與下游買方選擇繼續在下游市場區的城市門站或工廠門站實現銷售，那么門站銷售價格就要執行政府的門站價格政策；第二，如果上游供氣企業與下游買方選擇在氣源地或天然氣市場中心實現銷售，氣源價格放開執行市場調節價，管輸價格按政府的有關政策執行。
在政策上按照以上方式引導的主要考慮是：第一，管道獨立、運銷分離后，國家直接管制門站銷售價格依據不充分。管道獨立、運銷分離后國家直接規定門站銷售價格，就等于強制要求上游供氣企業向管道公司購買管道運輸容量，支付管輸費，這既不符合國際慣例，又與通過管道獨立、運銷分離促進市場主體多元化競爭的目標不符，但是為了保持與現有政策相銜接，作為一種過渡性政策，如果上游供氣企業與下游買方選擇繼續在下游市場區的城市門站或工廠門站實現銷售，那么門站銷售價格就要執行政府的門站價格政策；第二，如果上游供氣企業與下游買方選擇在氣源地或天然氣市場中心實現銷售，繼續管制氣源價格不僅與促進市場主體多元化競爭的目標不符，也面臨許多實際問題，主要是在我國目前天然氣供應來源多元化，不同氣源的天然氣供應成本差異很大的情況下，如何規定不同天然氣來源的氣源銷售價格，對政府部門而言是一件很困難的事。
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關于發展天然氣市場中心問題
首先讓我們結合下圖來理解在歐美天然氣成熟市場，天然氣市場中心是怎樣形成的，其作用是什么。圖中實線代表天然氣管線，由管道公司負責經營。假定在上游有若干個生產區，每個生產區有若干家天然氣生產商，在下游有若干個消費區，每個消費區有若干家下游買方（地方配送公司和管道直供用戶），圖中靠近上游生產區、多條管線的交匯處就是天然氣市場中心，在管道開放的情況下，上游生產商與下游買方更愿意選擇在這里買賣天然氣。
在一國天然氣市場發展的早期階段，管道公司所經營的管線通常是不向上游生產商和下游買方開放的，這樣，上游生產商只能按照政府規定或合同約定的氣源價格將天然氣賣給管道公司，下游買方只能按照政府規定或合同約定的門站批發價格從管道公司那里購買天然氣，上游生產商與管道公司之間，管道公司與下游買方之間，都依賴長期購銷合同。
隨著本國天然氣市場發展的日趨成熟，政府不再允許管道公司從事天然氣買賣業務，管道公司只能作為公共運輸商為他人提供公平無歧視的運輸服務，按照政府規定的運輸價格收取運輸服務費。管道開放，使得上游生產商可以自由地選擇下游買方，下游買方也可以自由地選擇上游供應商，這樣就在天然氣購銷之間形成了競爭，稱為氣氣競爭。在氣氣競爭比較充分的情況下，政府只需監管中間環節的管輸價格，沒有必要再管制上游的氣源價格和下游的門站批發價格，這就是所謂的“管住中間、放開兩頭”。
管道開放促進了天然氣市場中心的發展，使得批發市場上的天然氣交易逐漸從氣源地或消費地移到了市場中心。目前在北美和歐洲出現了許多區域性的天然氣市場中心，其中又以美國的亨利中心和英國的NBP（英國國家平衡點）最為著名。天然氣市場中心通常位于主要管道系統的交匯處。在市場中心，大量的買家和賣家在此匯集，從而增加了天然氣買賣機會，天然氣買賣也不再依賴長期合同，大量的天然氣是以短期合同和現貨方式完成交易的，對市場中心的日交易價格進行統計與公布，就形成了該市場中心報出的現貨交易價格，市場參與者將長期合約項下的天然氣與市場中心報出的現貨交易價格掛鉤，基于這種方式，市場中所交付的大部分天然氣，其價格都與市場中心報出的現貨價格建立了聯系。現貨價格可以更準確地反映天然氣在特定現貨市場區域的市場價值和供求狀況，但由于現貨市場價格的不穩定性，需要金融管理工具來管理價格風險，為此在歐美天然氣成熟市場，多種金融衍生工具被開發出來用于管理價格風險。
我國已成立了上海、重慶石油天然氣交易中心，國家發改委的有關文件規定，所有進入上海、重慶石油天然氣交易中心等交易平臺公開交易的天然氣，價格由市場形成，但由于我國目前天然氣交易是分散在下游市場區的各個城市門站或工廠門站完成交易的，通過這兩個交易平臺公開交易的天然氣，交易價格均是以國家規定的各省門站基準價為基礎，采取價高者得或先到先得的原則，因此通過交易平臺公開交易形成的價格還無法取代政府定價，只能作為政府定價的一種補充。
管道獨立、運銷分離后，應通過政策引導上游供氣方與下游買方到各個區域市場中心（主要管道系統的交匯處）進行集中交易，從中發現和重點建設可作為定價基準點的市場中心并形成基準點價格。應該看到，通過交易平臺公開交易方式形成我國天然氣市場的基準價格并取代政府定價，將是一個十分漫長的過程。主要原因是，通過交易平臺公開交易的天然氣更適合于現貨交易，形成的是現貨交易價格，而我國的天然氣市場在未來相當長的一段時間里仍處于快速增長階段，大量的天然氣仍需通過長期合同完成交易。由于現貨市場價格的不穩定性，將長期合約項下的天然氣與市場中心報出的現貨交易價格掛鉤，如果沒有金融管理工具管理價格風險，現貨交易方式和現貨交易價格就不會被市場普遍接受。
15關于管輸收費兩部制定價問題
迄今為止，我國還沒有真正意義上的管道運輸企業，真正意義上的運輸企業是為他人而不是為自己運送貨物。我國天然氣工業采取產運儲銷一體化經營模式，每個產運儲銷一體化的上游供氣企業都是自己修建管道運輸自己的天然氣，管道運輸企業本質上是產運儲銷一體化企業的一個下屬部門。由于我國沒有真正意義上的管道運輸企業，因此也無需為管道運輸容量定價。管道獨立、運銷分離后，我國將出現真正意義上的管道運輸企業，就需要為管道運輸容量定價。
為管道運輸容量定價，國外的一些成功做法值得我們借鑒。美國聯邦能源監管委員會（FERC）在1989年的一份政策陳述文件中指出：管輸定價不是一種簡單的會計程序和算術實踐，相反，它是平衡各種矛盾的目標、協調各方利益沖突的一種手段。FERC的責任是將各種成本因素和非成本因素結合起來，權衡所有要考慮的因素，使適用于每一類用戶的收費價格都在合理的范圍內。
FERC通過影響管輸價格制定過程來達到與現行市場條件相適應的政策目標。例如FERC在1952年規定，管道公司在制定管輸價格時，固定性服務成本的50%通過管道容量費回收，另外50%的固定成本和全部可變成本通過管道使用費回收；為應對上世紀70年代出現的州際間天然氣供應短缺，抑制工業用氣，FERC在1973年規定制定管輸價格時固定成本的25%通過管道容量費回收，其余75%的固定成本和全部可變成本通過管道使用費回收；上世紀80年代，當州際間天然氣供應出現過剩時，FERC在1983年規定除全部可變成本及固定成本中的權益資本收益及其所得稅通過管道使用費回收，其余固定成本均通過管道容量費回收；為促進管道開放、氣氣競爭，FERC在1992年規定制定管輸價格時全部固定成本都通過管道容量費回收，只有可變成本通過管道使用費回收。
2004年和2005年，我國在忠武線、陜京管道系統嘗試管輸收費兩部制定價時借鑒了英國的做法，管道公司的準許回收成本，65%通過管道容量費回收，35%通過管道使用費回收。鑒于在忠武線、陜京管道系統嘗試管輸收費兩部制定價的不成功經歷，管道獨立、運銷分離后，我國為管道運輸容量定價，可以借鑒美國的做法，在起步階段通過管道容量費回收固定成本的比例應低一些，例如管道公司固定性服務成本的50%通過管道容量費回收，另外50%的固定成本和全部可變成本通過管道使用費回收，甚至還可以考慮固定成本的25%通過管道容量費回收，其余75%的固定成本和全部可變成本通過管道使用費回收。隨著我國天然氣市場發育不斷成熟，逐漸提高通過管道容量費回收固定成本的比例，最終實現全部固定成本都通過管道容量費回收，只有可變成本通過管道使用費回收。
