2005年，国家发改委确定了天然气市场化的定价方向，但天然气价改至今都还没有明确的改革方案出台。《每日经济新闻》记者了解到，今年以来，新一轮涨价潮在多地涌动。2012年底，四川宣布实行新的天然气定价模式，这也被认为是天然气价改革步入深水区的标志。
价改试点实施的“市场净回值”定价办法初步得到了市场的认可，但由于试点涵盖范围过小，上下游联动机制仍未得到市场检验。天然气价改何时能完全铺开还是没有明确的时间表。其中，供气企业通过天然气价改转嫁自身每年产生的百亿级亏损至下游，成为了天然气价改陷“纠结”的重要原因。
尽管如此，相关部门还是决定推行天然气价格改革。“全面实施天然气价格改革，试行居民阶梯气价。”这是国家发改委今年向“两会”提交的报告中明确提到的内容。但是，气价改革如何平衡各方利益，在差异化的基础上，建立哪种补贴机制，成为业界讨论的焦点。每经记者喻春来伍源源发自北京
第二轮涨价潮涌动 阶梯式定价初现
“十八大”报告明确提出要深化资源性产品价格改革，其中天然气价格改革是重点内容之一。自去年底，各地掀起了一波天然气涨价潮。
《每日经济新闻》记者采访发现，2010年上游石化企业价格调整出厂价后，燃气企业不堪成本上涨压力，通过终端涨价把价格疏导出。此轮涨价潮与以前不同的是，江苏、湖南多地导入了阶梯式定价方式，以弥补上游核定居民气量不足需用非居民气量补充所产生的价差亏损。
多地调整天然气价格
2010年国家发改委宣布上游气价调整后，全国多地已经完成了气价调整，包括成都、重庆、武汉、西安、合肥、哈尔滨等。自去年底后，多地又掀起了一轮涨价潮。
“苏州燃气企业供给居民的天然气业务是亏损的，要靠工业供气和别的业务来弥补居民用气的价格倒挂，本次调价方案定为涨幅在12.7%。”苏州物价局人士表示。
上述相关负责人表示，国家正持续推进资源性价格改革。在调整燃油、电力燃气价格情况下，通过调整天然气价格有利于理顺燃油、电力与燃气的比价关系，疏导长期积累的价格矛盾。
去年以来，南京、徐州、无锡、常州、镇江等城市已先后召开居民天然气价格调整听证会，计划调整幅度为每立方米0.25~0.35元。去年12月初，江苏徐州、南京导入了阶梯式定价方式，湖南长沙、株洲、湘潭三市居民生活用天然气也于去年12月1日起试行阶梯气价。
其中，徐州居民每户每月阶梯式气量分为三档进行计费结算，即：75立方米以内（含75立方米）为一档，按民用天然气基本销售价格计费；用气量超出75立方米且低于或等于125立方米为二档，按民用天然气基本销售价格的1.1倍计费；用气量超出125立方米部分为三档，按民用天然气基本销售价格的1.2倍计费。
据了解，居民用气价格实行阶梯式气价的价差收入，主要用于弥补上游核定居民气量不足需用非居民气量补充所产生的价差亏损，以及供气公司迎峰度冬合同外临时采购的LNG等高价气源的补贴等，价差收入应单独列账，专款专用。
湖南省价格成本调查队的初步计算，实行阶梯气价后，长株潭三市90%以上的居民用户不会增加支出，但燃气公司每年预计增加收入1230万元，增加的收入主要用于气源采购成本的增加和储备站费用增加的支出。
涨价潮开始蔓延
“3月初已经发布了征集听证代表的公告，将会按照程序举行居民天然气涨价听证会，目前居民气价是2.2元/立方米。”天津物价局人士称。
此前记者从浙江物价局获悉，浙江等地的居民天然气价格听证会也在酝酿中。
2月底，扬州召开民用管道天然气听证会，拟对市区民用气价格上调0.33元/立方米，调整后民用气到户价为2.53元/立方米。
近日，长春也召开关于调整民用燃气价格听证会，提出将民用天然气价格上涨0.8元/立方米，涨价方案最终获得通过。长春燃气有关人士说：“调价后销售价格涨了40%，对利润影响向好，销售收入大约也能涨40%。虽然此前从中石油和中石化购入天然气再销售的业务是盈利的，但调价前煤制气板块价格倒挂，是亏损的。”
而就在去年12月，北京市管道天然气统一上调0.23元/立方米，调整后价格为2.28元／立方米。
根据中国城市燃气协会调查，北京市家庭户均月用气量约20立方米。调价后，预计每户月均增支4.6元，年增支55.2元，约占家庭年均可支配收入的0.08%左右。在北京天然气价格构成当中，上游购气价格占80%以上，上游价格直接推动城市燃气企业购气成本上升。
终端承压过重成阻力 天然气价改陷“纠结”
广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点也已过去1年多了，天然气价改何时能完全铺开还是没有明确的时间表。其中，供气企业通过天然气价改将百亿级的亏损转嫁至下游，成为了天然气价改陷“纠结”的重要原因。
上游供气企业近年来一直“哭诉”气价倒挂给自身带来的巨大亏损，以此为依据不断对气价改革发声，希望将成本传导至下游，减轻自身的亏损压力。不过，下游以天然气为主要燃料的工业用户，并不买账，对气价上调持明显的反对态度。
国内气价长期处于低位
国内天然气销售长期以来都采取价格管制的方式，从2009年开始，中石油从中亚进口管道天然气，而管道进口气却按照国产气价格销售，进口气价格与参照国产气价格倒挂。“国产天然气和进口天然气是两种供应国内的气源，而由于国家定价的原因，国产气价格较低，而进口气的成本却高于国产气，国内气价长期处于低位，使得中海油、中石油等进口企业不得不面临每年数百亿元的气价倒挂亏损。”中石油内部人士说道。
2011年中石油年报显示，进口天然气和液化天然气业务亏损额达214亿元，一举抵消了国内天然气销售业务大半利润。2012年中石油进口中亚天然气约241亿立方米，较上年增长近100亿立方米，如果价格不能理顺，中亚气的亏损额势必将进一步扩大。
据业内人士测算，从中亚进口天然气到达国内霍尔果斯口岸的完税价格是2.02元/立方米，西气东输二线平均输配费用是1.1元/立方米，到达各个城市接气站的价格应为3.12元/立方米。而以目前广东门站价格2.74元/立方米为例，中石油进口天然气亏损在0.38元/立方米。
记者同时也从某大型燃气公司获悉，北京公司采购上游石化企业气源结算价格为1.6元~1.7元/立方米，而北京市居民气价为2.28元/立方米，其中的差价不能抵消运营成本。
下游工业用户并不买账
“今年居民气价和工业气价都没有涨价预期。”深圳燃气人士表示，西气东输二线工程（西二气）主要供应工业用气，为4.7元~4.8元/立方米，收购价在2.74元/立方米，这个价格在全国都是最高的。居民销售价格为3.5元/立方米，收购价约1.7元/立方米，深圳的居民气源是进口气，采购价格已经锁定25年，只是受到汇率的波动，所以居民气价也比较稳定。
广东只是一个特例，因为广东省天然气市场一直以来价格维持在高位，终端用户价格承受能力较高。但是，在四大燃气消费板块中（城市燃气、工业、电厂、化肥），价格上调可能对其他还没有试点的城市燃气（居民、商业、车用）用户影响较小，而对工业、电厂和化肥用户的影响较大。
长春市物价局人士说，虽然民用气在天然气消费总量中的占比不小，但每户居民用气单位气量较小，就算每立方米天然气价格上涨0.8元，每户也就是一年多交几十元钱，与民用相同的是车用天然气，由于车用天然气的零售价本身较高，所以调价后承受能力应该尚可。
对于工业用户来说，气价上调直接冲击*ST川化（000155，SZ）、泸天化（000912，SZ）、建峰化工（000950，SZ）等气头尿素生产企业。2010年6月国家发展改革委下发《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》，在化肥用气这一细分领域中，不同油气田提价幅度不一，最低提价幅度不到30%，最高的新疆地区提价幅度超过40%。
据行业内人士测算，每吨尿素消耗天然气约750立方米，气头尿素由于享受优惠天然气价格，吨成本大约比煤头低300元左右，化肥用气价格上调0.4元/立方米后，煤、气头尿素的成本就会被拉平。一位气头尿素上市公司有关人士表示，气价改革上调会增加成本，压缩利润，这是必然的发展趋势。
不过，与上调相比，气头尿素更害怕的是“断气”。从2009年起，每年的冬春季节国内天然气供应紧张之时，在“保民压工”政策之下，西南地区气头尿素企业常因“断气”而停产。
ST川化发布的2011年半年报显示，公司上半年营业利润亏损3673万元；泸天化2011年半年报也显示，报告期内公司实现归属上市公司股东的净利润亏损2694万元；建峰化工当年半年报也显示，营业利润亏损3808万元。
部分工业贸易商认为，气价的上涨或打击下游工业用户将其他能源置换天然气的积极性。“工业用气量较大，每立方米的涨幅就变得较为明显。”重庆市燃气集团人士表示。
浙江国华余姚电厂人士表示，对于天然气发电厂来说，如果气价上涨，只有上调上网电价才能解决气价上涨带来的成本问题。“如果气价上涨，而上网电价不变的话，电厂就要面临亏本。”
能源结构调整进退两难
在能源安全问题愈加突出的当前，有众多业内人士发声支持天然气价改。
有分析人士指出，目前国内天然气价格水平偏低，没有完全反映市场供求变化和资源稀缺现实，低价格加剧供需矛盾。
中国石油大学教授刘毅军认为，天然气价改对于提高天然气人均利用量，提高天然气在一次能源消费结构中的比重具有积极意义。虽然会对需求产生抑制，但在居民收入水平不断提高，市场主体支付能力大幅提升的背景下，天然气价格小幅提高对需求的抑制作用有限。
安迅思息旺能源分析师钱莉表示，如果国内天然气价格水平长期处于低位，则天然气进口企业将缺乏进口积极性，进而必然导致国产天然气资源的过度开采和消费。
在上述类似言论的支持下，供气企业百亿级亏损带来的成本转嫁似乎也有了更多的理论依据。不过，同样也有政协委员在“两会”上提出反对意见：上调天然气价格尽管可以减少少数石化企业亏损，但综合分析“弊大于利”，不仅不利于我国能源结构调整，且对实体经济、民生改善、生态文明建设等造成诸多不利影响。
新奥集团股份有限公司董事局主席王玉锁认为，按照既定改革计划，天然气价格将快速上涨，调价幅度过大将导致终端消费成本骤升，一些成本敏感的用户将放弃或放缓“天然气替代”。
数据显示，我国天然气使用率仍然偏低，天然气在我国一次能源结构中所占比重仅5%左右。而在发达国家，天然气在一次能源结构中平均比重占到了24%~25%。
王玉锁认为，目前煤炭价格中缺少环境成本，煤价相对偏低，这将使价格过快增长的天然气市场竞争力越来越弱，不利于能源结构的调整。
显然，天然气价格上调将影响下游企业使用的积极性，但如果不上调价格，上游企业亏损严重，也影响增加供应的积极性，难以满足市场需求。
来自中石油的数据显示，2012年全年天然气消费量超过1400多亿立方米，同比增加12%，与1000多亿立方米产量相比供需缺口进一步扩大，天然气进口依存度接近30%。
天然气价改全面实施 需配套政策“护航”
尽管当前“纠结”态势明显，但相关部门还是决定推行天然气价格改革。
“全面实施天然气价格改革，试行居民阶梯气价。”这是国家发改委今年向两会提交的《关于2012年国民经济和社会发展计划执行情况与2013年国民经济和社会发展计划草案的报告》中明确提到的内容。这与2012年“理顺天然气与可替代能源比价关系”的表述相比，今年国内天然气价改或将全面升级。
业内人士认为，天然气价改的实施需要阶梯气价、差别化政策等为价改实施铺路，循序渐进，区别对待。改革的重点在工业用气上，居民用气要结合老百姓的承受力，同时建立政府补贴机制。此次，要推动煤炭等替代能源价格改革，反映天然气与煤炭的合理比价。
阶梯与差别化气价并行
一说到价改，许多人的第一反应就是涨价。实际上，天然气价格改革的重点要理顺价格关系。与成品油定价机制类似，天然气价改新规的核心，就是要通过与替代能源挂钩联动，实现天然气价格的市场化。
国家发改委在国民经济计划草案中提出要试行居民阶梯气价。专家表示，天然气价格的形成机制、传导机制与阶梯气价制度的配套进行，是化解终端涨价难题好办法。
在实施上下游价改传导机制时，受到的产业链下游用户阻力较大，尤其是部分地区天然气消费量大，历史价格却相对较低。显然，天然气价改应从下游切入，完善阶梯气价、差别气价等制度的建设，为气改的顺利实施铺路。
据悉，对于阶梯气价，目前国家出台了原则性的指导意见，各地有的实行一省一个统一意见，有的则各地区分头在做，部分地区已经比较规范，但有些地区比如宁夏这一机制就没有通过，全国处于整体不平衡状态。
中国石油大学教授刘毅军认为，阶梯气价沿袭阶梯水、电价改革思路，实现了对低收入家庭少提价甚至是不提价，但可以提高对高收入家庭的收费。
补贴弱势居民和企业
国内目前已形成环渤海、珠三角、西南地区等多个天然气消费中心，不同地区的社会经济水平、天然气利用水平，以及不同行业的价格承受能力均存在较大差异。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强（微博）认为，产区省比沿海地区的价格承受能力更弱，考虑到产区是天然气消费的大户，建议国家能给予一定的政策空间，例如在价格构成中一部分权重与替代能源挂靠，避免价格变化幅度过大带来的矛盾。
未来天然气价格改革最大的难题是城市燃气领域。中国石油大学工商管理学院副院长董秀成说，化肥等企业用气政府可以采取补贴方式化解成本上涨压力，但城市燃气关系民生，如果价格上涨过快，居民承受能力有限，地方政府财政补贴的能力也有限。
天然气民生性质更浓，因此天然气与替代能源的联动绝不是彻底的充分联动。行业内人士的普遍观点是要考虑到国内天然气市场的实际情况，首先实行有限制的低水平联动。在实现价格联动的地区，国家可以通过税收、财政等手段，对因天然气价格上涨受到冲击的居民和企业用户，给予一定程度的补贴。
“必须在补贴设计上狠下工夫。就天然气来说，为了照顾不同地区和不同用户对价格的承受能力，新的定价方案必须设计有目标的补贴措施。例如对经济相对欠发达省份的中心城市门站价在加权平均的基础上采取适当的优惠，同时对民用天然气以及农用天然气进行补贴，尽量减小天然气提价对居民和农业的影响。”上述专家再三强调。
新奥集团股份有限公司董事局主席王玉锁建议，要给下游企业和终端用户留出成本消化和传导的空间，改革只能循序渐进，逐步调整。
定价机制和行业改革同步
当然，天然气价格上涨后将严重影响终端使用的热情，而选择更低价的煤炭等替代能源，这也制约价改能否顺利实施。
王玉锁表示，必须完善相关能源定价机制，提升天然气价格竞争力。一是要推动煤炭等替代能源价格改革，将环境成本内部化，纳入价格形成机制，改变煤炭价格偏低的现状。二是理顺气电价格和油气价格的比价关系，以鼓励天然气在系统效率高的分布式能源、价格承受力强的天然气交通等领域的应用。
不过，刘毅军担心，目前“三桶油”控制着国内天然气的气源和主管道运输，天然气价格改革可能会导致天然气生产和管道运输的利益绑定，进而阻碍天然气价格的市场化进程。
对此，王玉锁建议，要同步推动天然气价格改革和天然气行业改革，放开上游天然气进口限制，允许各类资本参与国际市场气源采购；对具有自然垄断性质的管网、LNG接收站等基础设施独立运营，应由能源部门加强监管，保障公平接入和普遍服务，以有效提高设施的利用率，降低单位天然气输送成本。
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