价格机制改革是天然气市场化的关键一步。长期以来政府主导下的价格形成机制导致天然气产业长期资金不足，造成勘探开发不充分，以及储气、接收站建设滞后等诸多问题。

本文通过分析1949年至今我国天然气价格形成的产业政策背景，揭示价格机制设计与国家产业政策安排之间的密切关系，以及由此导致的天然气产业发展受阻的后果，据以明确市场化改革的最终方向。

伴随新时期我国经济增长模式和政府职能的转变，天然气价格机制改革不再仅限于产业内部调整，还应与其他产业协同共进，在减少改革阻力的同时，使能源供需结构清洁低碳化成为主流。

政府定价为倾斜的产业政策服务

1949年后的几十年，国家为实现国民经济的快速恢复，实行了“倾斜性”的产业政策，以向工业和农业生产提供廉价原材料。为此，政府建立了单一全民所有制、高度集中的石油天然气工业管理体制，实现对石油天然气工业运行的完全垄断。石油天然气工业管理部门兼有所有者、管理者、经营者的身份。

1.政府统一定价

这一时期，我国天然气价格分为计算产值的价格和调拨价格，调拨价格由国家计划委员会及燃料工业部委负责管理。天然气价格最早制定于1957年，当时井口气价为每千立方米70元。1980年1月，基于天然气生产成本上升的事实，四川省天然气井口价格调整到每千立方米50元，对省内“五小”企业的天然气价格相应调整至每千立方米40元。

2.气价低估导致天然气过度强化开采，给下游工业带来巨大损失

这一时期，国家主管部门严重低估气价，导致需求量急剧攀升。国家为满足下游工业用气需求，采用“会战模式”集中力量生产天然气，到1979年，天然气工业产量从1970年的近2亿立方米增至6.5亿立方米，平均增速为14%。“会战模式”以产量而不以效益为核心，天然气被过度强化开采，到1979年储采比由1970年的22.2:1降至9.6:1，生产企业出现了难以为继的状况，普遍处于亏损状态。

于是，在1980年后，国家进行了3年产量下调。天然气产量的大起大落，给以天然气为原料的下游工业带来难以估量的巨大损失。这显然与政府最初实施倾斜政策的初衷相违背。

3.“倾斜性”的产业政策是制约天然气发展的根本障碍

高度集中的政府定价在建国初期发挥了巨大作用，使有限的资源运用到重点产业建设上去，地方经济在短期内得到迅速恢复，但也导致了我国天然气价格长期偏低，开发资金严重不足，生产积极性被严重削弱。

尽管国家在上世纪60年代和70年代出台了具有中国特色的油田维护费政策，以解决开发资金不足的问题，但自1980年后，随着国家拨给企业的费用不断减少，企业筹集维持简单再生产的资金都十分困难。再加上企业没有生产和定价的自主权，天然气价格与价值长期背离，价格信号扭曲导致资源错配，供需矛盾日益突出。“倾斜性”的产业政策俨然成为阻碍天然气产业健康发展的根本障碍。

价格管理模式有所突破

20世纪80年代，我国从日本引进了用政策手段保护、扶植和加强重点产业的“选择性”产业政策。为调动天然气企业的生产积极性，国家采取扩大企业自主权的改革措施，管理体制发生重大变化，天然气业务由过去一家统管，变成分属中国海油、中国石化和中国石油三大公司进行管理。与此同时，国家开始实行价格双轨制这一新的价格管理模式，在维持高度集中的价格管制的情况下，对企业采取价格激励的方式以增加天然气产量。

1.双轨制定价两阶段

这一时期，价格管理模式的变革包含两个阶段：商品量常数包干阶段，即包干基数以内仍执行国家计划价，超包干基数的外供天然气实行高价政策；国家定价和国家指导价并存阶段，即对企业部分自销天然气井口价格采用国家指导价的管理模式，企业可以在国家规定的中准价基础上，上下浮动10%。两阶段之间通过实行分类气价衔接。

2.价格管理模式转变，但倾斜性的产业政策难改变

总体来看，这一阶段虽然仍是政府定价，但价格管理模式发生了转变。商品量常数包干政策虽有包干内外之分，但包干外气仍由国家定价，只是价格水平稍高，企业有生产自主权，但没有定价自主权。国家定价和指导价并存政策则允许生产企业在国家规定的基准价上对自销天然气价格进行调整，企业有生产自主权，也有一定的定价权，打破了几十年来天然气实行的单一政府定价模式，价格对市场供求有了初步的感知力。

价格双轨制的实行处于计划经济开始向社会主义市场经济体制转轨阶段，国家放开了大部分生产资料价格，但国家对天然气提价，并不是向市场方向靠拢，而是为筹集更多勘探开发基金以调动生产积极性，从而为产业政策服务。

在中央层面，尽管早在1984年的《中共中央关于经济体制改革的决定》中就已指出，要改革既不反映成本又不反映市场供求关系变化的计划价格制度。但是，国务院在1989年3月发布的我国第一部产业政策法规《国务院关于当前产业政策要点的决定》和1994年4月颁布的《90年代国家产业政策纲要》均可反映出政府在“宏观调控”的名义下，以产业政策直接干预微观经济的传统一直被延续下来，社会主义市场经济的想法并没有被真正接受。在地方主管部门和用气企业层面，对理顺天然气价格显得更加抵触。

市场化改革拉开序幕

2005年后的10年间，政府依然维持用直接或间接手段“有保有压、有扶有控”地调整经济结构。这种直接干预市场和限制竞争的产业政策的执行效果乏善可陈，使我国产业结构变得愈扭曲，行政力量推动下形成的三大石油公司竞争力下降也成为一个明显的事实。

国家也逐渐意识到产业政策安排，不仅损害了天然气产业的利益，还对重点支持产业起到了适得其反的作用。但直到2015年中共中央、国务院发布了《关于推进价格机制改革的若干意见》，我国才开始从直接干预、限制竞争的“选择性”产业政策，向“提供信息、建立市场秩序等增强市场竞争功能的政策内容为主要特征”的“功能性”产业政策转变，并确立了价格改革的近期和长远目标。近期目标是进一步规范价格管理机制，逐步提高天然气价格水平，理顺天然气与可替代能源的价格关系。长远目标是通过市场竞争，形成天然气市场定价。

1.市场化探索阶段

2005年12月至今，国家在减少气价分类的同时，不断缩小各类气价差距，扩大价格浮动范围，建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，使价格遵循价值规律的同时，提高由市场决定的比例，从而更好地反映供需情况，促进天然气产业良性发展。

2005年12月，国家发改委出台的改革天然气定价机制的相关政策措施：一是简化价格分类，分为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气。二是天然气出厂价格归并为两档价格。三是规范出厂价格浮动范围。四是建立天然气比价挂钩机制。但由于国产气与可替代能源相比价格偏低及价格双轨制的存在，各地纷纷进行煤改气、油改气，争上以天然气为原料的加工项目，部分居民用气难以保障，急需发挥价格杠杆作用，抑制消费需求。国家发改委决定从2007年11月10日起，提高工业用气出厂基准价格。

全面取消价格双轨制并进一步理顺气价。2010年6月1日，国家发改委全面取消天然气价格双轨制，并再次提高国产陆上天然气出厂基准价格。为进一步理顺天然气与可替代能源比价关系，探索建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，2011年12月，国家发改委在广东、广西两省（区）开展天然气价格形成机制改革试点。

“市场净回值法”推向全国，区分存、增量气稳步过渡。2013年6月，在总结广东、广西试点经验基础上，国家发改委发布《调整天然气价格的通知》，在全国范围内推广天然气价格形成新机制。结合我国天然气行业产运销一体化经营的实际情况，将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，实行最高上限价格管理，并将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价，建立起天然气与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩的动态调整机制。

同时，“非两广”区域，以用户2012年使用量为标准，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与可替代能源价格保持合理比价的水平、存量气价格计划分三步调整（见图1），而“两广”采用市场净回值定价，不区分存量气和增量气。2015年4月，国产陆上气全部采用“市场净回值”法确定门站价。结果表明，改革确实在提高价格的可预测性和透明度方面取得了实质性进展。

价格有序开放，市场化方向更加清晰。对于国内陆上气源价格，2013年6月，国家发改委发布《调整天然气价格的通知》，放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气价格；2014年9月国家发改委发布《调整非居民用存量天然气价格的通知》，放开液化天然气气源价格；2015年4月国家发改委发布《理顺非居民用天然气价格的通知》，放开除化肥企业的直供用户用气价格；2016年，国家发改委发布《推进化肥用气价格市场化改革的通知》《明确储气设施相关价格政策的通知》及《福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，放开化肥用气价格，明确储气设施相关价格由市场决定，并在福建省开展门站价格市场化改革试点；2017年，明确所有进入交易平台公开交易的气量价格均由市场交易形成。通过渐进式的改革，国内天然气价格市场化程度显著提高。

2.放开上下游竞争环节定价，但竞争性定价机制仍未形成

这一阶段，国家放开了上下游竞争环节的部分气价，价格由市场决定的比例大大提升。到目前为止，占国内消费总量20%左右的大部分居民用气仍由政府主导，实行最高上限价格管理。占国内消费总量80%以上的非居民用气价格实现由市场主导形成。其中，占国内消费总量50%以上的天然气价格完全由市场形成。剩余30%左右，即部分管道非居民用气，实行“上浮20%、下浮不限”的弹性机制。

无论是采用政府定价、政府指导价，还是应用成本加成法、市场净回值法等，由于政府对天然气价格的监管体现在天然气生产、运输、配气等各个环节，因此总体上都不属于竞争性的定价机制。价格机制是市场经济制度的核心，政府定价始终无法同市场定价般灵活的事实，使价格改革向市场化方向发展的想法更加清晰。

3.行政垄断阻碍市场化

这一阶段，“选择性”产业政策的弊端暴露无遗，天然气产业呈现出上游集中度高的特点，三大石油公司供气占全国天然气供应量的90%以上。行业集中度高、垄断结构强，其他企业很难进入这一领域，更难对三大石油公司形成有效竞争。但由于政府实行价格管制（政府指导价），我国天然气市场并非真正意义上的经济垄断，而是行政垄断。

行政垄断带来法律限制、基础设施制约和技术壁垒，使获得垄断权力的企业排除了可能的竞争对手，导致企业行为扭曲和效率降低，最终影响到勘探开采成本、进口数量及建设管道和储气设施等诸多方面。尤其是2017年爆发的严重气荒，使各级政府主管部门在承受保供的重压下，积极寻找新的气源，以降低对三大石油公司气源的依赖度。与此同时，期待参与天然气市场上中下游的民营及地方企业，也希望政府营造公平竞争的市场环境，以争夺三大石油公司已有的市场占有率。

放开管制是天然气价格机制演变的最终方向

我国始终坚持天然气价格机制改革，而每一次改革都与宏观经济形势、国家产业政策、企业的勘探开发成本上升密切相关。新中国成立初期，在“倾斜性”的产业政策下，国家采取高度集中的价格管理体制。改革开放后，宏观经济形势日渐好转，国家产业政策先后经历了“选择性”的产业政策和“功能性”的产业政策向全产业协调发展迈进，价格改革先后经历了管理模式的转变和有市场导向的政府指导定价阶段，价格由市场决定的比例逐步增加。尽管截至目前，竞争性的定价机制仍未形成，但过去半个多世纪的价格改革史为我国正在进行的天然气价格机制市场化改革提供了思考的新起点。

价格管制不利于天然气的有效利用，放开管制是天然气价格机制演变的最终方向。在国家长期实行“倾斜性”和“选择性”产业政策的情况下，价格管制实质上是补贴用户的一种方式。主管部门通过管制价格对部分产业进行扶植的效果较为明显，但也扭曲了能源市场，将需求转向补贴产品，而不是那些价格更能反映真实市场状况的产品，鼓励了过度消费，导致供求矛盾频发。相比之下，削减价格补贴在短期内虽然会提高天然气价格并增加其他产业的生产成本，但从长远来看，资源会再分配到能耗更低且更有效的活动中，鼓励节能与替代技术的研发，有利于延长天然气这类非可再生能源的使用。

近十年，我国一直在削减天然气价格补贴。国际经验也表明，在天然气工业发展初期，各国都采取天然气价格管制，但随着经济的发展、能源商品价格的急剧下降和天然气市场的成熟，放开管制变得更加容易。此外，由于天然气价格调整方向受政府政策的影响大，因此明确放开管制的长期目标有助于改革取得最终的成功，公众和政府能够关注并坚持长期目标，而不为过程中的挫折分心。

破除行政垄断，确立竞争政策的基础性地位，为价格市场化营造宽松的成本环境。在我国发展的早期阶段，和许多发展中国家相同，由于市场发育程度低下，天然气的勘探开采活动需由国家主导开展，政府处于行业中心地位，竞争政策往往只起着次要的作用。改革开放以来，经济迅猛发展，国家对许多行业采取了竞争激励政策，且即使是具有垄断性质的行业，其大部分经营环节也可以放开管制的竞争环节，但政府对天然气行业却一直没有放松管制。行政垄断普遍存在的情况下，企业缺少了竞争带来的努力提高生产效率、降低产业链各环节成本的激励，无法为价格市场化营造宽松的成本环境。

因此，改革的基本着力点是破除行政垄断、确立竞争政策的基础性地位，削弱政府用政策手段保护、扶植和加强重点企业的作用，最大限度发挥市场机制的作用，通过向社会提供信息实现的诱导作用，为市场参与主体营造公平竞争的市场环境，这其中包括维护各类市场主体在市场准入和退出、参与市场竞争、平等使用生产要素等方面的权利。

剥离国有企业的政策性负担，在能源领域做竞争政策的总体布局。一直以来，国家对天然气行业的管制源于国家倾斜的产业政策和以民为主的保障政策。政府希望国家利益最大化，而企业希望利润最大化，二者目标不一致，导致两类目标不能相互促进。一方面，当市场竞争达到一定程度时，政策性负担必然带来企业的预算软约束。预算软约束同企业的公有制性质无关，在同样承担政策性负担的条件下，私有企业比国有企业更容易产生预算软约束，并且要求政府提供更多补贴。另一方面，回顾2017年这一大气污染防治的收关年，各地政府进行了如火如荼的“煤改气”工作，使天然气需求量大幅飙升，导致严重的气荒问题。

在如此沉重的政策性负担下，天然气离商品属性越来越远，价格愈加难以市场化，致使天然气生产销售企业面临两难境地。我国是富煤贫油少气的国家，煤炭的清洁利用也是天然气价格走向市场化的重要方面，这需要政府放弃赶超思想，制定更加合理的能源利用政策，在能源领域做竞争政策的整体布局，否则即使放开天然气行业对民营企业的准入，也不过是让更多的企业背上政策性负担，无法收到竞争的效果。

把握经济新常态，使经济增长模式转变与价格市场化改革形成良性互动。天然气价格市场化改革不应以降低价格为终点。当前，宏观经济小幅放缓使能源供需结构清洁低碳化趋势明显，推广使用天然气不仅在于它为绿色生态环境所做出的直接贡献，还在于它符合我国经济增长动能转换的需要，是经济增长从粗放型转为集约型的重要一环。在改革进程中，许多人认为天然气市场化的结果就是要降低价格。但天然气较高的价格，不仅有助于高耗能企业更好地履行社会责任、承担环境成本，还建立了对无法适应经济发展向高质量迈进的低附加值企业的淘汰机制，并自动筛选出低耗能、高附加值企业，使其在国家经济发展模式转型的新时期被保留下来，发挥更大作用。与此同时，经济增长模式转型使用户价格承受能力增强，为改革减少了阻力，提供了更宽松的宏观经济环境，最终与天然气价格市场化形成良性互动。

此外，随着我国进口天然气量逐年攀升，价格改革还应充分发挥国内石油天然气交易市场的作用，这有助于其他行业把握能源资源产品的替代关系，降低经济发展成本。

从美国和欧洲这两个世界上最成熟的天然气市场来看，在保证管网公平接入的前提下，生产市场和终端用户市场均实现了竞争，价格由市场决定。美国主要采取气对气竞争的定价模式，建立天然气生产者与消费者的直接联系，构建了完全开放的市场。欧洲长期以来以油价联动的定价模式为主，将天然气价格与燃油或者原油价格挂钩，使天然气价格可以随外部市场环境变化进行调整。此外，两个市场通过现货交易的天然气比例也很高。相比之下，我国长期以来对天然气实施管制定价，生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价。尽管上海天然气现货交易中心已正式运行，但在政府约束下，仍没有机会真正发挥作用，竞价交易仍属于非自由市场下的实验性竞价交易，距离真正的天然气市场机制还有很长一段路要走。