天然气价格市场化是中国能源价格体制改革的重要内容之一。由于发展相对滞后和在能源消费中的占比太小，天然气价格改革遇到的障碍比石油和电力价格改革要少。

  政府有关部门确定的天然气价格改革过渡目标是对天然气门站价格实行动态调整，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。最终目标是放开天然气价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。这个过渡期有多长还没有明确的时间表。

  按照现行改革思路和已经采取的步骤，2015年天然气价格改革的主要举措将是把存量气和增量气门站价格并轨，并明确价格动态调整的机制。

  这里价格管制的适用对象是国产陆上天然气和进口管道天然气，这两部分气量占国内天然气消费总量的比重近几年大概接近百分之八十。其他气源价格原则上是放开的，只是在进入管网时会受到一定制约。

  按照现行的定价公式，增量天然气门站价格的计价基准点是上海市场，以特定时段燃料油和液化石油气的热值价格为基础，赋予不同的权重和折价系数而得。

  根据2011年推出价格机制以来的实际执行情况，如果2015年的并轨调价在上半年内推出、参照2014年全年相关替代品的价格且折扣系数不作调整，预计增量气的门站价格可能会下降8%左右，但存量气会上升7%左右。

   增量气价格下调会促进增量需求，存量气价格上调将进一步扩大主要供应商国产气的利润(国内陆产气和进口管道气的比例也在8：2左右)。这比单边上调对消费者和单边下调对主要生产供应商产生的冲击都要温和。

  当然，这种估算仅仅是基于一系列的假定条件。如果并轨推迟到下半年并且把今年上半年替代品的价格变动考虑进去，或者调整折价系数，结论可能就有很大的不同。

  并轨同时需要明确定价机制要不要调整、调价周期设多长。按照原来的设想，先是每年调整一次，再过渡到半年或每季度一次。但这种以年度为周期的过渡过于漫长，不适应市场变化也不适应新的改革形势，应该直接进入季度性甚至月度的调整，缩短过渡期。另外，价格制定的参考因素除了燃料油和液化石油气，还可考虑其他可量化的指标如国内天然气生产的平均利润率、其他替代能源价格(汽油、柴油和煤炭)等情况。

  国内天然气生产量比进口管道气要多得多，这两年从价格上调中获益不少。但人们只见到销售进口管道气亏损的说明，却不了解国产气从价格上调中的获益程度。天然气也不像石油那样征收特别收益金，因而对涨价合理性的认知程度不足。明确纳入国产气效益指标会使定价机制更趋合理。

  过去数月国内汽柴油价格在原油价格大跌的带动下大幅下降，预计未来一段时间也难以大幅反弹。虽然政府部门三次上调了成品油消费税，但天然气价格的相对优势还是被削弱，对天然气在交通领域的应用产生了一定程度的影响。以高额补贴为支撑的电动汽车推广不具有可持续性，在我国以煤为主的发电结构难以迅速改变的情况下，推广电动汽车对改善整体大气环境和减少排放也没有实质帮助。而各种压缩天然气和液化天然气车船等替代性交通运输工具的发展是现实、可行、有效的减排手段。保持天然气的竞争性并不意味着要刻意压低天然气价格，而更应该是通过价格机制体现其与其他能源对环境和生态不同的损害程度和贡献程度。

  一旦门站价格机制确定下来，各地也需要及时明确各地终端用户气价与门站价的联动机制，保证价格变动能够按时传递出去。要逐渐减少终端用户的分类和交叉补贴。

  成品油定价机制自2013年3月起将调价周期从22个工作日减少到10个工作日后带来了积极的效果，但炼厂在去年下半年以来市场突变的情况下还是无所适从。我们应当认识到天然气价格机制无论如何设计也同样会有其局限性。政府相关部门一方面得为这个过渡性体制付出细致、周全和繁杂的努力，另一方面还不能深陷这种细节管理而忽略了价格市场化所需要的其他方面的准备工作。天然气价格改革一小部分在天然气价格上，更多的则是在天然气价格之外。

  如何让市场在天然气定价中起决定性作用？只有比较充分竞争的环境才会形成合理的市场价格，才会有资源配置效率的改善。我国天然气市场长期以来只有少数生产商，加上管制性的低价政策，使得供应严重不足，进而导致政府管理模式上的以供定需。为了保供，现在只有落实气源才能发展天然气利用项目。表面上看起来供需平衡没有短缺，实际上是因为需求被抑制了。这和要加快发展天然气这种相对清洁能源来应对严重大气环境污染的取向背道而驰。中国不缺天然气资源，无论是常规的还是非常规的，国际上也不缺天然气资源，其核心还是体制问题，还是价格机制问题。

  2014年是天然气政策出台的密集年份，其中包括管网设施公平开放、基础设施建设运营、居民阶梯气价、储气库建设、大气污染防治、能源发展行动计划、稳定供应长效机制等等。虽然有的实施上有困难，尚待可操作的细节，但大方向上它们都将对天然气市场大发展产生正面影响。不过还需要增加更多市场开放措施，鼓励各种力量投身天然气市场，“市场之手”才能发挥作用。

  页岩气市场进一步开放。页岩气被认定为新的矿种，为传统油气公司之外的企业参与勘探开发排除了一个制度障碍，但2012年底第二批招投标之后就没有新的动静。相关部门应加快组织潜在资源区块，向更多企业敞开大门。总结二期招标项目实施情况，增加激励措施。鉴于大部分有利区块可能已经被传统企业登记完毕，对勘探开发投入不足的区块必须收回重新公开招标。同时应适当放宽限制，使地方政府有积极性支持非常规资源的开发。

  增加国内常规油气勘探开发牌照。考虑到国内常规油气市场的规模和开发程度，在现有四家的基础上增发15-20家以上的新牌照。对占而不勘和少勘的常规区块予以收回并在新获牌照企业间进行招投标，同时将原有采集的地质资料作为公共性信息资源向新进入者和研究机构开放。修改油气区块管理规则，提高勘探开发投入标准。将来应进一步合并常规和非常规油气资源区块的招投标和管理标准，以便对油气资源进行统筹开发。

  解决煤炭和煤层气开发的矿权重叠问题，统一煤层气和煤炭矿业权的设置。利用煤炭需求疲软的时机，缩短过渡期，所有煤炭开发必须以先开采煤层气并充分利用为前提，而不仅仅是在煤炭远景区实施“先采气，后采煤”的办法。创新机制鼓励煤层气技术发展。过去煤层气开采技术发展缓慢，部分原因也是受制于对外合作的独家垄断。激励更多投资者加入煤层气开发很有必要。

  扩大天然气进口渠道。允许更多的企业从事天然气和液化天然气进口工作，沿海接收站岸线资源分配优先向新进入者倾斜，适当调整过去只有签订长协才能批接收站项目的条件，积极支持内陆边境地区的管道和液化天然气项目。

  加速推进天然气管网、储气库等基础设施建设，强化基础设施的互通互联。推动管网运行的独立化，细化对现有管网的价格管制和开放。取消民营资本和地方企业对投资燃气基础设施建设的股权限制。加密国家跨区域主干网，以多种投资和经营模式吸引民资的参与，明确投资回报模式。要求燃气经营企业必须配备相应的储气能力。

  禁止上游企业借资源优势介入城市燃气实行上下一体化经营，削弱市场竞争。同时，也要根据上游开放进度有序推进大用户直供气。城市燃气管网的特许经营制度不得限制非管网竞争性供应，如槽车液化天然气等。

  对居民天然气价格的管制要逐步放松。缩短调价周期，逐渐减少并最终结束居民用户和非居民用户的交叉补贴。加快推行居民阶梯气价制度，获得的额外收入可以用于补助最低收入阶层的基本用气需求。

  实行按热值价格计量。现行计价公式已采用热值价格为基础，因此有必要改变以体积为计价标准的办法，解决不同来源天然气因品质不同造成的入网难问题，实现与国际计量方法的接轨，促进资源流动和贸易流通。

  建立定期公开的天然气行业相关信息统计和发布制度。为投资者进入天然气市场提供信息支持。除了常规的官方产量和贸易统计，还包括基础资源数据、资源区块、公开招投标、储气库建设、储气量变动、管网规划、天然气车船登记注册数量、天然气发电和分布式能源项目、煤改气规划等等。公开的权威数据的缺乏影响了投资者对天然气市场的参与。

  只有当天然气市场上下各个环节都有众多的参与者，资源来源多元化，需求多样化，管网基础设施系统化规模化，输送管制清晰化，政府才能放开天然气价格控制。这些准备工作不能等到现行定价机制完善完成之后再开始，必须同步推进，尽早创造出价格市场化的条件。天然气市价格场化起步虽晚，但其完全有领先于其他主要能源品种市场化的潜力。