國家發改委選擇了在2011年年末，來披露天然氣定價機制的試點方案。氣價方案的出臺背景是怎樣的？新的“市場凈回值”定價方式，相比以往的“成本加成”法有哪些優勢？是否我國天然氣價格還可能有更多的下降空間呢？這些問題都有待于一一回答。
天然氣定價機制歷經17年
我國天然氣的開發可以追溯到1958年。當時氣體產量少，政府為了鼓勵使用該氣源，將價格大幅下調。
真正開始國家定價的時間在1994年，政府對企業的天然氣實行井口基準價，企業可以在此基礎上上下浮動10%。
2002年時，國家調整了天然氣價格結構，首次采用了價格調整機制，并且實行天然氣出廠基準價與煤炭原油及液化石油氣的聯動體系。
國金證券(600109,股吧)研究員劉波告訴《第一財經日報》記者，2005年時發改委出臺了新的天然氣定價機制政策，將用戶分為化肥、直供工業和城市燃氣等三大類，同時根據氣體來源（如長慶油田、青海油田、大港）等地區實行一檔或二檔的不同氣體價格。而且，當時也規定天然氣每年調整一次，其調整系數也是根據原油、煤炭和LPG等加權價格來制定的。
盡管2005年出臺了這類政策，但國家也考慮到通貨膨脹等各方面因素，未能實現每年調整一次氣價的原定目標。
2007年11月，由于國內長期氣價比較低，促使發改委將工業氣體價格一次性地調整了35%左右，同時提高了車用天然氣的價格。2010年5月底，政府再度宣布調整國產陸上天然氣價格，上調幅度為0.23元/立方米。
但由于國內目前的氣源眾多，包括澳大利亞、卡塔爾等地LNG、液化石油氣。其中LNG為中石油等三大公司在海外采購，其定價也隨行就市。中石油和中石化如果長期虧本采購海外的天然氣，又以比較低的價格賣到各個省市，肯定是會影響其業績。
而且，如果氣價長期低迷，而國內的天然氣工商業用戶就會選擇這種便宜的產品，他們并不會考慮如何節約天然氣資源。因而調價也勢在必行。
確定“市場凈回值”方案
在此之前，國內流傳的天然氣定價機制版本眾多，有“掛鉤原油”、“一氣一價”、“區域定價”、“加權平均”、“上下游聯動”等等。但都有各自缺點。相比之下，目前的“市場凈回值”做法要更加合理一些。
“將天然氣的銷售價格與由市場競爭形成的可替代能源價格掛鉤，在此基礎上倒扣管道運輸費后回推確定天然氣各環節價格”便是“市場凈回值”，在歐洲等主要國家廣泛采用。
平安證券分析師杜志強認為，將 “成本加成”為主的天然氣定價方法，改為按“市場凈回值”法定價，主要是因為隨著進口氣增加以及輸氣管網覆蓋范圍擴大，國內天然氣來源多樣化，之前按不同氣源、管網，分別制定出廠價格和管道運輸價格的做法實現難度越來越大，而改為由終端市場來決定價格，有利于理順天然氣價格體系，進而提升天然氣在一次能源利用中的占比。
本次天然氣改革的另一個重點在于，確定了統一的、最高上限的門站價格。廣東、廣西的門站價格，是以市場形成價格的進口燃料油和液化石油氣(LPG)作為可替代能源品種，并按照60%和40%權重加權計算等熱值的可替代能源價格。然后，按照0.9的折價系數，即把中心市場門站價格確定為等熱值可替代能源價格的90%。
隨后，以中心市場門站價格為基礎，根據天然氣主體流向和管輸費用，并兼顧廣東、廣西兩省(區)的經濟社會發展水平，確定兩省(區)門站價格（2.74元/立方米和2.57元/立方米）。
按照長江證券(000783,股吧)分析師葛軍的說法，“（目前）廣東和廣西的天然氣終端售價在3.45元和4.37元/立方米。而（按新的定價機制），廣東的天然氣銷售價在3.34元~3.54元/立方米，廣西則為3.17~3.37元/立方米，因此整體上（新機制所帶來的結果）是兩地天然氣價一平一降。”因而，短期的改革試點并沒有出現提升天然氣價格的現象。
但是從長期來看，由于天然氣價格將參考進口燃料油和各地LPG價格走勢，因而如果前兩種產品價格提升的話，有一些天然氣定價較低的地區，可能會提價。
天然氣價格是否有望下降？
盡管有眾多因素會使得我國天然氣價格在未來價格機制改革之后發生變化，出現上漲的趨勢，但是否會有其他方式能夠抑制天然氣價格的快速上揚呢？
從BP能源統計報告中能夠看到，美國和加拿大等地的天然氣價格，近幾年來并沒有隨著金融危機的恢復而沖高，反而在經歷2008年的高峰上漲階段后，快速回落。
BP首席經濟學家克里斯托夫·魯爾（Christof H. Rühl）就曾告訴本報記者，隨著金融危機的到來，原先飽和的天然氣需求不見了，“而美國人在大量使用更便宜的非常規氣——頁巖氣，使全球天然氣市場變為買方市場，天然氣現貨價大跌。”
這一點說明，中國的天然氣源不僅需要尋求常規氣，更應該向美國那樣大規模進軍頁巖氣市場。中國罕有驚人的天然氣儲量等待挖掘，如果轉而主攻其他非常規氣體市場，或許會有意外的收獲。
魯爾還說，事實上在天然氣行業中的“長期協議價”銷售模式也在被慢慢改變。
“幾年前，產氣國和用氣國會簽訂一種"照付不議"的長協價。到了2007年、2008年，韓國和日本愿意出高價購買天然氣，這一背景下出現了一個液化天然氣的現貨市場。此后，一些歐洲國家也改變思路，不再完全依賴于俄羅斯的長協價管道天然氣，轉而去現貨市場尋求更廉價的液化天然氣。因而，2009年俄羅斯的天然氣產量大幅下降了12%，這在歷史上是很少見的。現在我們能看到的是，中國正在利用目前這樣的有利局面爭取拿到更多廉價的液化天然氣。只是雙方目前還未能確定都認同的定價機制。”魯爾表示。
他認為，早在15年前，“將俄羅斯天然氣引入中國”的探討就展開了，當時如果談好的話，一定是長協價。“但現在我相信雙方一定不會用"長協價"模式，俄羅斯想賣高價天然氣的時代已經過去了。”
另一種制約天然氣價格大幅提高的有利方法，就在于運輸環節。
在海外，有些地區會在同一個區域市場引入兩個甚至多個管道（或者管輸）公司。他們會使用自己的管道，向工業、城市燃氣公司或者發電廠來輸送天然氣。這種打破“壟斷”的方式，將可能使得天然氣變得更廉價。
還有一種做法是，城市燃氣的提供者（如城市燃氣公司），是否有足夠的遠見來確保當地有多個氣源。
比如國內某個沿海城市，除與中石油西氣東輸銷售公司簽署了天然氣采購協議外，還自己參股購買海外的LNG，同時也有來自東海地區的天然氣源等，那么該城市就能脫離對其中某一氣源的依賴性，有了更多的選擇余地，各賣氣方的價格也會由此受到控制，并產生競爭。
當然，指望天然氣價格下滑，也可以期待LPG或者燃料油等掛鉤能源出現下降。但這可能只會在經濟不景氣時發生。
要想在天然氣資源不夠豐富但需求又很大的地區看到氣價下滑，恐怕還是要突破壟斷格局，使售氣、輸氣和賣氣環節引入更多的競爭者才行。
