在刚刚过去的冬季高峰期间，除个别时段因寒潮导致尖峰供应稍显紧张外，国内天然气市场管道气、国际市场LNG供应均相当充裕。尽管依然春寒料峭，但今冬全国天然气供应平稳收官应无悬念。近年来笼罩我国天然气市场的“气荒”，有望就此终结。
冬高峰安然度过，是天然气生产调度、能源供求格局以及宏观经济形势多重因素综合作用的结果。其中，国际油价大幅下跌，导致天然气相对于替代能源价格优势尽失，给原本疲弱的天然气市场带来巨大冲击。就在天然气市场哀鸿遍野之际，有关方面传出国家将于今年初推进天然气价改“第三步”，实现存量气与增量气价格接轨，但涨幅将因为增量气价格下调而较为温和。受制于天然气价格管理体制，天然气产业链上、下游在面对这一局面时，均显得较为被动。站在这样一个时点，我们需要放宽视野来思考我国天然气价改。
2012年底，国家在“两广”地区进行了天然气市场化价改试点。2013年7月，试点经验推广至全国，其核心主要包括两方面，一是参考试点做法，以一年内的进口燃料油和LPG价格（权重分别为60%和40%）为天然气价格挂钩参考对象确定天然气价格，并在此基础上给予8.5折的“优惠”，以便既考虑天然气价格的市场化，又给予其一定的价格优势。二是区分存量气和增量气。增量气价格执行市场价，存量气价格力争“十二五”内分三步调整到位，以减少对下游用户的冲击。
政策出台以来，国家已分别于2013年7月和2014年9月两次上调了存量气价格。存量气与增量气价格接轨可谓一步之遥。鉴于今年是“十二五”的收官之年，根据此前国家对天然气价改的时间安排，年内理应出台，有消息称将提前至一季度。但是，无论是天然气价改“第三步”操作层面，还是“第三步”实施以后该对我国天然气价格改革做出怎样的判断，仍有许多待解的问题。
从操作层面来看，面临替代能源价格测算周期的选择和调价方案出台时机的选择等问题。2013年7月，价改迈出第一步时，增量气价格制定，采用的是“两广”试点的方式，即以调价公布实施前一整年的进口燃料油和LPG价格为测算基础。2014年9月，价改第二步时，对于测算基础语焉不详，实际执行是以上一轮(2013年7月)调价过程中确定的增量气价格作为接轨的目标，而并未按照市场动态重新测算价格。这就带来一个非常现实的问题:“第三步”接轨是否依然以之前的增量气价格为目标？如果回答是肯定的，则一方面原本价格优势不再的天然气终端销售价格将进一步恶化，另一方面天然气价格市场化改革将名不副实，因为进口燃料油和LPG价格与当初已有天壤之别。如果回答是否定的，则另一个问题随之浮出水面，即作为定价参照系的替代能源价格，继续延续之前的以“一整年”为基础，还是以一个相对较短的时间？考虑到去年下半年以来国际油价近乎腰斩，进口燃料油和LPG价格也快速下跌，测算时间的选择，无疑直接关系到增量气价格下调、存量气上调的幅度，进而直接影响到天然气的市场竞争力。
另外一个同样敏感的问题是何时迈出“第三步”，时间点的选择几乎与调价幅度一样至关重要。鉴于第二步刚于2014年9月公布实施（部分地区延至10月份方实施终端调价），加之当前包括原油、煤炭、燃料油、LPG等替代能源价格仍在低位徘徊，天然气价格如逆市上行，无论幅度如何，无疑都将面临极大的舆论和市场压力。
退一步而言，即便价改“第三步”得以顺利实施，国内天然气价格距离市场化，依然有很远的路要走。其一，终端销售价格仍由地方政府管制。各省天然气门站价格实现与替代能源挂钩，并未解决终端销售价格市场化问题。考虑到进口LNG规模日趋增长，还有部分价改方案尚未关照到的“国产海气”，陆上管道气门站价的“市场化”，让尽快理顺天然气终端销售价格管理体制更加迫切。其二，挂钩的可替代能源品种、价格测算周期等，仍有待进一步优化。由于国内能源价格形成过程中，政府主导仍大于市场调节。与此同时，可供参考的市场化的能源价格可谓凤毛麟角，所以尽管在选择参考的替代能源过程中，价格主管部门已经考虑了种种因素，但在进口燃料油与LPG价格的代表性、与天然气的可替代性等方面，仍存在诸多不足。而价格测算周期、调整周期也有待缩短，相关系数有待进一步透明化。其三，居民用气仍被人为区隔在外。国家已经通过居民用气阶梯价格机制，一定程度上缓解了不同用户间的交叉补贴。问题的关键在于，目前国内现有的终端销售价格体系，很大程度上是建构在交叉补贴的基础之上。显性隐性的交叉补贴，远非止于居民用气。城市门站价的“市场化”，并不能与天然气价格市场化划上等号。
基于以上分析，天然气价改迈出“第三步”，乐观来说，价格市场化只能算棋过中盘，如何克服终端销售价格错综复杂的交叉补贴，以及不同能源之间合理的比价关系（这又涉及到其他能源价格，尤其是天然气发电上网电价等一系列问题），是天然气价改需要面对的硬骨头。
尽管面临诸多挑战，但供应趋于宽松、替代能源价格下行、天然气市场发展进入到“壮年期”和能源革命成为上下共识等一系列有利的行业内外部环境，让天然气价改结结实实地站在了一个历史的机遇期。
我国天然气市场近十年来的快速发展，恰逢中国经济发展对能源的需求快速增长。与此同时，国际能源价格高位运行、日本福岛核事故后对LNG的需求增长等一系列因素，进一步强化了能源供应紧张的政治和社会心理，导致保障供应成为政府和行业最核心的关切，行业改革、价格改革，很大程度上服务于保供这一核心目标。但去年以来，随着我国经济发展进入“新常态”，社会用能总需求增速放缓，加之天然气价格优势弱化，天然气供应趋于宽松，部分天然气气源多元的区域，甚至已经出现供大于求的情况。供求宽松，不仅为调整保障供应这一单一诉求、深入推进价格改革、行业改革提供了可能，也内在的需要通过价格改革、行业改革来化解可能出现的供大于求的矛盾。
国际原油价格大幅下挫带来的可替代能源价格下行，更让天然气价改面临一个无路可退的局面。这一矛盾，集中体现在一些工业大用户领域。以东部某市供应某大型化工用户天然气为例，其合同价格每立方米3.45元左右，近期LPG的价格则较天然气价格便宜近15%。该企业所用天然气大部分用于作为基础燃料，可便捷地用LPG予以替代（LPG实际上是该企业的生产副产品之一，使用天然气存在明显的“剪刀差”），仅燃料切换，盈亏相差即数亿元。而根据安迅思近期统计，粤东地区LPG对LNG的替代已达50%的市场份额，另有20%左右的用户有改用LPG的计划，其中主要是工业用户。天然气面临的价格困局，如不通过价改予以合理疏导，将给天然气全产业链上的企业带来影响，并可能对国家推进清洁能源替代战略构成不利影响。而把握此次价格下行契机，建立形成市场化的价格机制，无疑正当其时。
此外，天然气近年来的快速发展，为推进价改创造了良好的条件。一方面，尽管天然气产业链上游、中游领域，“三桶油”仍占主导地位，但新进入者（包括不同所有制的企业，也包括非常规气源）已不乏其人；下游城市燃气壁垒森严，却已呈现出群雄逐鹿后的多寡头格局。换言之，与中国经济由之前的快速增长期进入“新常态”类似，我国天然气行业也由之前市场启动之初的快速发展期，进入一个增长趋缓的“壮年期”，产业链各环节既非弱不禁风，也非铁板一块。从另外一个角度来看，正如林伯强教授撰文指出的那样，目前天然气消费占一次能源结构比重尚小，在天然气占能源结构比例和居民消费量较小的情况下，尽快进行价格机制改革可以减少改革的整体影响和阻力。而去年以来，各地陆续推出居民阶梯气价也在一定程度上降低了价改的难度。
国家政策层面，能源革命被置于前所未有的高度。雾霾天气频仍，相当于做了最好的社会动员，全国上下对于优化能源管理体制、促进清洁能源利用已经达成了广泛共识。这些都让尽快抓住历史机遇、加快推进天然气价改创造了条件。
天然气价改，从目前我国天然气价格管理体制来看，包含了两个层次的改革：一是国家层面的改革，也即迄今为止讨论得较多的天然气门站价格与可替代能源挂钩的“市场净回值法”改革。这一价格实际上是一个B2B的价格，改革相对宏观；二是地方层面的改革，也即终端销售价格层面的改革，是B2C（此处的C，泛指终端用户，也可能是单位用户），实际上也更加具体、更加复杂。
就国家层面的门站价格改革而言，窃以为，需要从调价周期和挂钩的可替代能源两个方面来予以优化。国家发改委相关通知中曾明确将逐步缩短调价周期，由年逐步缩短至半年、季度甚至月度，但实际执行过程中却语焉不详。鉴于国际能源价格瞬息万变，应把握此次价格下行的机遇，参考JCC油价以三个月为测算周期，按月滚动调整。各油气进口企业与外方签署的长期协议，本身就有与油价挂钩调整的机制，只是相关系数和调幅存在差异。价格接轨，可能会给部分进口天然气企业带来亏损。国家可通过税收返还等阶段性措施给予一定补偿。同时也促进其在未来与外方合同谈判过程中，更加注重综合考虑多方因素。而在挂钩的可替代能源方面，进口燃料油和LPG更多考虑的是市场化和与国际接轨的问题，却忽视了国内天然气市场的供求状况，尤其是国内消费的天然气近70%属于国产气的现实。鉴于目前国内LNG现货交易较为活跃，应适度考虑国内LNG现货交易价格指数、未来上海天然气交易中心现货价格指数等动态数据，综合形成门站指导价。
而从终端销售价格改革来看，考虑到交叉补贴现实存在，各城市燃气企业都与上游签署了包含“照付不议”的长协在身，同时国内各能源间比价关系也尚未理顺，尤其是发电用气价格尚未形成有效机制，短期内迅速将终端销售价格推向市场，无论是大幅提高居民用户价格，还是让非居民用户或大用户价格定价市场化，都将可能给整个行业的正常运行带来诸多挑战。建议区分政策性用户（主要包括居民、享受居民用气价格的用户，部分化工用户等）、非政策性用户（如大工业用户、商业用户等）分类施策，稳步推进价改。
针对政策性用户，应加快改变通过价格对特定用户进行隐性补贴与倾斜，以避免扭曲市场信号、降低资源配置效率。简而言之，应变暗补为明补，让一部分生活困难确需支持的用户获得支持。具体可考虑在提高居民用户第一阶梯价格的基础上，针对部分弱势群体以公共产品价格补贴。而以天然气为原料的部分化工企业，由于国内天然气价格是北美市场的数倍，原本不具备资源禀赋优势，除少数带来严重就业压力和社会稳定的企业，应该让市场主宰其存亡。
针对非政策性用户，由于存在交叉补贴，其用气价格实际上高于市场价。但在政策性用户价格尚未理顺的情况下，全面放开，可能让城市燃气企业面临极大冲击。有鉴于此，大工业用户可参照国家天然气门站价格改革的办法，分存量气和增量气，存量气执行老价格，增量气执行市场价，逐步到位。同时，应支持和鼓励城市燃气企业通过价格杠杆促进企业多用天然气，尽快实现非居民用气价格的市场化。工商业企业，尽管用气开支占其成本比例相对较低，仍应着眼于市场机制的建设，及时实行市场化的价格。
而发电用气价格偏低，既有天然气价格体制未理顺的因素，也有电力价格体制的问题，因此需要两方面着手予以疏导。燃机电厂为城市燃气企业提供调峰服务（防止LNG胀库、“照付不议”合同违约等），理应享受相对较低的气价，同时燃机电厂为电力提供调峰，其上网电价也应在现有基础上适度上浮。在现有管理体制下，燃气企业、电力企业应在政府协调下，研究形成一个相对灵活的电力用气、上网电价机制，如基荷气价、基荷电价（基于年度发电用气计划），调峰气价、调峰电价（超出年度计划部分）等。
从行业长远发展的角度而言，政府应该逐步退出具体的价格管理，重点做好两方面工作。一是培育市场主体。借鉴成熟市场的做法，以及电改的思路，逐步“放开两头，管住中间”，具体到天然气行业，即明确区分自然垄断业务和竞争性业务，将监管重点放在输配成本等自然垄断业务成本和效率上，而对气源价格、终端销售价格等业务，通过放开准入门槛，引入竞争来促进竞争和效率的提升。遗憾的是，目前，不少地方政府存在民粹主义倾向，针对用户服务收费、城市燃气企业合理收益等有助于提高服务水平、管理效率的诉求，一再弹压，看似政治正确，实则违背基本的市场逻辑。
二是创造良好的市场环境。做好各类相关价格信息、消费信息的统计和公开，为行业产业链上的企业决策、参与市场竞争和选择提供信息支撑。目前国内各级价格主管部门对于市场信息、成本信息的监测、发布，距离市场需求仍有很大差距。现有受严格监管的市场，不仅信息滞后、破碎，市场主体对信息的需求也是被动、迟钝的。同时，要促进各类能源企业的融合，而非人为的分割，通过市场融合、不同行业企业进入能源领域，促进各类商业模式的成长。信息化时代，不同能源之间、不同产业、信息技术与传统产业之间资源的整合和优化，能够形成全新的商业模式，实现资源的整合和优化。
我国天然气价革改革，是市场逻辑与管制惯性之间一次持久的博弈。决策者应该摆脱将市场视为一种管理行业的工具，而应将市场视为一种价值判断，敬畏市场内在的活力，紧紧把握国际能源价格下行、供求宽松和经济发展进入“新常态”的契机，远近结合、央地统筹，加快天然气价格改革。
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