國家發(fā)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(yōu)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(jīng)17年

　　我國天然氣的開發(fā)可以追溯到1958年。當時氣體產(chǎn)量少，政府為了鼓勵使用該氣源，將價格大幅下調(diào)。

 　　真正開始國家定價的時間在1994年，政府對企業(yè)的天然氣實行井口基準價，企業(yè)可以在此基礎(chǔ)上上下浮動10%。

　　2002年時，國家調(diào)整了天然氣價格結(jié)構(gòu)，首次采用了價格調(diào)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(lián)動體系。

　　國金證券(600109,股吧)研究員劉波告訴《第一財經(jīng)日報》記者，2005年時發(fā)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(yè)和城市燃氣等三大類，同時根據(jù)氣體來源（如長慶油田、青海油田、大港）等地區(qū)實行一檔或二檔的不同氣體價格。而且，當時也規(guī)定天然氣每年調(diào)整一次，其調(diào)整系數(shù)也是根據(jù)原油、煤炭和LPG等加權(quán)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(xiàn)每年調(diào)整一次氣價的原定目標。

　　2007年11月，由于國內(nèi)長期氣價比較低，促使發(fā)改委將工業(yè)氣體價格一次性地調(diào)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(diào)整國產(chǎn)陸上天然氣價格，上調(diào)幅度為0.23元/立方米。

　　但由于國內(nèi)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(yè)績。

　　而且，如果氣價長期低迷，而國內(nèi)的天然氣工商業(yè)用戶就會選擇這種便宜的產(chǎn)品，他們并不會考慮如何節(jié)約天然氣資源。因而調(diào)價也勢在必行。

　　確定“市場凈回值”方案

　　在此之前，國內(nèi)流傳的天然氣定價機制版本眾多，有“掛鉤原油”、“一氣一價”、“區(qū)域定價”、“加權(quán)平均”、“上下游聯(lián)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(chǔ)上倒扣管道運輸費后回推確定天然氣各環(huán)節(jié)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(wǎng)覆蓋范圍擴大，國內(nèi)天然氣來源多樣化，之前按不同氣源、管網(wǎng)，分別制定出廠價格和管道運輸價格的做法實現(xiàn)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(tǒng)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(quán)重加權(quán)計算等熱值的可替代能源價格。然后，按照0.9的折價系數(shù)，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(chǔ)，根據(jù)天然氣主體流向和管輸費用，并兼顧廣東、廣西兩省(區(qū))的經(jīng)濟社會發(fā)展水平，確定兩省(區(qū))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(jié)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(xiàn)提升天然氣價格的現(xiàn)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(chǎn)品價格提升的話，有一些天然氣定價較低的地區(qū)，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(fā)生變化，出現(xiàn)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(tǒng)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(jīng)歷2008年的高峰上漲階段后，快速回落。

　　BP首席經(jīng)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(guī)氣——頁巖氣，使全球天然氣市場變?yōu)橘I方市場，天然氣現(xiàn)貨價大跌。”

　　這一點說明，中國的天然氣源不僅需要尋求常規(guī)氣，更應(yīng)該向美國那樣大規(guī)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(zhuǎn)而主攻其他非常規(guī)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(yè)中的“長期協(xié)議價”銷售模式也在被慢慢改變。

　　“幾年前，產(chǎn)氣國和用氣國會簽訂一種"照付不議"的長協(xié)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(xiàn)了一個液化天然氣的現(xiàn)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(xié)價管道天然氣，轉(zhuǎn)而去現(xiàn)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(chǎn)量大幅下降了12%，這在歷史上是很少見的。現(xiàn)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(xié)價。“但現(xiàn)在我相信雙方一定不會用"長協(xié)價"模式，俄羅斯想賣高價天然氣的時代已經(jīng)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(huán)節(jié)。

　　在海外，有些地區(qū)會在同一個區(qū)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(yè)、城市燃氣公司或者發(fā)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?shù)赜卸鄠€氣源。

　　比如國內(nèi)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(xié)議外，還自己參股購買海外的LNG，同時也有來自東海地區(qū)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(chǎn)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(xiàn)下降。但這可能只會在經(jīng)濟不景氣時發(fā)生。

　　要想在天然氣資源不夠豐富但需求又很大的地區(qū)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(huán)節(jié)引入更多的競爭者才行。