理顺市场和价格机制，促进中国天然气产业发展
华 贲
华南理工大学天然气利用研究中心
引言：中国快速发展天然气是气候变化、能源转型的需要[1]
气候变化是当代面临的最严峻挑战之一。化石能源的过度使用加速了气候变化和地球表面升温人为的过程。科学家预测，当前地球生态的警戒线是控制大气中CO2浓度不超过450ppm，以把1850年以来的地表温升控制在2℃以内；一旦超过2℃的“非线性气候引爆点”，就会朝着6～7度的严酷升温发展，全球变暖将无法控制；导致物种甚至人类毁灭。此外，气候变化导致的风暴、热浪、洪水、冰灾等灾害也正在加剧。然而近年来CO2的排放仍呈加速的趋势。2008年，全球CO2的总排放量已达300亿吨/年，大气CO2浓度已达400ppm。人类迫切需要有一个共同的国际协议来划分责任，落实避免灾难的规划和进程。
1997年的《京都议定书》，要求发达国家在1990年基准上，2008～2012年的5年间减排5.2%。2002年通过了《联合国气候变化公约》之后，在2007年制订的《巴厘行动计划》是气候科学的关键一年。开始了“双轨谈判”；坚持在可持续发展框架下应对气候变化，坚持“共同带有区别的责任”原则。并且提出了“巴厘岛路线图”，指出了减排的具体途径的7项措施和具体目标[2]。措施大体可分为两类。前三项属第一类，旨在减少能源消耗的总量：1）、提高终端利用能效，2）、提高电网效率（“智能电网”），3）、加速以天然气替代煤；后4项旨在增加零排放的清洁能源的比率：4）、发展可再生能源，5）、发展核能，6）、工业用能产生的CO2的扑集和封存（CCS），7）、发电用能的CCS。巴厘岛目标是在全世界2005年排放270亿teCO2/a的基础上，到2030年减排到230亿teCO2/a，（否则将增加到420亿teCO2/a！）
2009年12月将在哥本哈根举行的会议是一次更加重要的人类共同行动。目标是发达国家以1990年为基准年（总排放量约为 215亿t/a），到2020年减排40%，；以使全球CO2排放浓度将在2020年左右达到峰值（450ppm），以后逐步降低；底线是控制温升不超过2℃。
相应于这些强制减排目标的措施，就是人类能源利用的大转型。2030年世界人口将从目前的67亿增加到83亿人；基于巴厘岛路线图提出的230亿teCO2/a（人均2.8吨）的排放控制目标和能耗与二氧化碳排放关系数据，可以估算出2030年当世界总量约为240亿吨标煤[3]（人均2.9tec/p.a）时，一次能源构成大致应为：非化石能源占40%，石油和天然气30%，煤30%,但是煤的一半须采用CCS利用[ ]。二而2002年分别是：10%、65%和25%.
按照计生委和发改委能源所的预测，2030年中国人口约14.7亿，（占世界18%）；GDP约150万亿人民币[6]。按照“共同但有区别的责任”原则，如果中国在哥本哈根会议上能够争取到的2030年二氧化碳排放约限在50亿吨/年（占世界21.7%）左右，（人均3.4吨）。按照可持续地完成工业化的需要，届时中国的总能耗将控制在42亿tec/a，（人均2.9 tec/p.a）。按照不同一次能源排放CO2的数据和中国能源资源、自产能力，以及合理的进口规模和比率估算，相应于50亿吨/年CO2排放的中国能耗构成应是：非化石能源27%，石油16%，天然气17%，煤40%（其中近一半约12 亿t/a采用CCS利用）；详见下表。照此估算，2010-2030年期间，中国的能耗弹性系数为0.36。
表1 碳排放控制的中国2030-2050年能耗及构成的估计
项目时间 2020 % 2030 % 2050 %
煤 (亿t/a / 亿tec/a) 26.2 / 18.4 51 24/16.8 40 20.2/14.4 32
石油 (亿t/a / 亿tec/a) 5.0 / 7.2 20 4.7/ 6.7 16 4.4 /6.3 14
天然气 40 / 5.0 14 56 /7.1 17 56 /7.2 16
(100bcm/a /亿tec/a)
其它（亿tec/a) 5.4 15 11.4 27 18.0 38
（水电、核、再生)
总计（亿tec/a ) 36 100 42 100 45 100
文章[1]详细论述了中国实现这个目标的可能性。其中的一个最重要的论点就是，在2030年之前，最重要的提高能效措施是尽快增加天然气在一次能源构成中的比率。文章认为：2008年中国94%的GDP是近18年新增的。其中的工业、建筑和交通等增加部分，相当多是从国外（成套）引进的的技术和设备。但能效却比国外低13个百分点之多的重要原因与煤多气少相关。中国的煤电转换效率约35%，而天然气联合循环发电效率为50—55%；天然气冷热电联供（DES/CCHP）的能源利用效率更在70%以上。而天然气CCHP的CO2排放则只有煤电+燃煤锅炉的1/4。中国天然气在一次能源中的比率经过几年的努力才从2.7%提高到3.5%，远低于世均的23-25%。把天然气比率提高到17%，是中国能够在人均能耗3 tec/p.a下实现中等发达的最重要保证。主要战略措施包括：⑴、作为主要工业燃料（包括68万台小锅炉中的8成）的煤（占全国煤耗30%，其余55%发电，15%制水泥）尽可能采用集约化的天然气DES/CCHP替代；（2）占建筑物耗能80%的采暖、空调、热水和占14%的用电，尽可能用天然气DES/CCHP集约化高效联供；（3）占中国1.2亿t/a柴油耗量近30%的中、重型卡车，改用高效、廉价、低排放的LNG车，（还可大幅度降低石油对外依存度，保障能源安全）。这3项技术在发达国家已经开发和成熟应用，但还没有充分推广。如果中国能够随着天然气的快速普及而同时普及推广这些技术，就能真正发挥“后发优势”。此外还有用天然气替代LPG等实现城市炊事燃料洁净化，天然气调峰发电等的节能减排效果，自不待言。
一、 中国快速发展天然气的供应保障和市场容量分析[1]
中国天然气有5类源，依照按规模次序，依次为1）三大公司国产大气田气，2）中小气田产气，3）非常规天然气，4）进口管输气，5）进口LNG。其中，除了2）、3）和5）的一部分以LNG槽车船运以外，绝大部分靠管线输送。在政策的推动和各部门、各大公司的努力下，近年来我国天然气从勘探开发、生产,到国外资源的利用和进口，都取得了很快的进展。天然气消耗量以每年20%以上的速度增加。表2是根据各方面的信息估算的2020年我国天然气供应情况。
表2 2020年中国天然气供应总量和构成的估计
总量 370--420 bcm/a，（4.8--5.4亿吨油当量 /年）
国内生产 150--170
非常规天然气 100--110
国内小计 250– 280，67 %
进口管输 80--90
进口 LNG 40—50 （3.1—3.9千万吨/年）
国外小计 120—140，33%
按照这个发展趋势分析，2030年达到5600 亿m3/a天然气是可以保障的。
对世界各国天然气下游市场用户分布的研究，结合当前中国国情分析，可以把中国天然气下游市场用户分为发电 、民用、工业燃料、商住能源、工业原料、交通燃料等6类。
在2007年国务院的《天然气利用政策》中分为城市燃气、工业燃料、发电3类；与此略有不同的是，把交通燃料，分布式能源系统，以及机场、机关、学校、医院、宾馆、写字楼等公共服务设施都列入“城市燃气”类；并且纳入“优先”级。而把占总用量一半的发电和工业燃料在细分出允许、限制和禁止三类。
按照文献[2、3]的研究，以最大限度地提高总能效和减排二氧化碳为目标，充分利用在科学发展观统帅下已经发布的各项政策，例如包括工业入园区在内的“新型工业化道路”、发展循环经济、城镇化、建筑节能、工业节能减排等等，从中国的国情特色出发，跨越式采用成熟的DES/CCHP系统技术，上述《政策》中一些属于“限制类”的天然气替代煤、在负荷中心发电并作为工业燃料的用户，也都是有很好的经济效益的。至于“优先类”中机场、机关、学校、医院、宾馆、写字楼等公共服务设施用户，乃是DES 最适宜的用户，如果采用CCHP，他们耗用的天然气有可能减半。问题是目前还存在一些机制和法规方面的障碍。如果障碍能够克服，实现健康发展，这6类用户到2020年的 潜在市场需求总量约为4000亿m3/a。基本上与供应方的能力一致。分列如下：
1、发电 2、民用3、工业燃料4、商住能源5、工业原料6、交通燃料
900 650 1000 800 150 500
二、 当前的价格乱局是产业链发展的主要障碍
当前国内的天然气价格呈现的“乱局”的表现五花八门：川、陕、新等产气地区当地用户，西东一线用户，价格很低（西东一线价：化肥和城市燃气—0.56元/m3，工业用气0.96元/m3）；大鹏LNG一期照付不议协议用户，价格也很低（1.5-1.6元/m3）；而后来的福建、上海等进口LNG价格越来越高。LNG罐箱车运用户价格随国际贸易价格波动极大；前几年1.2—2.5元/m3；2008年曾高达6元/m3。下游各类用户价格倒挂：一些城市工业用户气价经远高于民用户。究其根源，在于下列两点：
1、上游定价机制脱离市场规律和资源优化配置原则
1）、占产量绝大多数的大气田国产天然气至今仍然沿用非市场定价机制[5]；即按照成本加适当利润由发改委定价。2007年8月提价后，出厂价也仅为1 元/m3左右，严重偏低。
2）、进口管输天然气的价格，按合同需参照国际市场价格定期谈判修订，不确定性相当大；总体上大大高于国产气价。随着进口土库曼斯坦气和俄罗斯天然气在我国天然气总耗量中占份额的逐步增加（2015年可能达20%或更多）,矛盾越来越大。进口LNG价格，除深圳大鹏由澳大利亚进口的370万t/a LNG 和福建由印尼进口的260万t/a LNG以外，后来进口的项目价格都较高，而且参差不齐。
3）、这种“双轨制”的价格机制，使以进口土气为主的西气东输二线到达东南沿海时的门站气价可能高达3元/m3以上，近70%的下游用户无法承受。而定价过低上游的产期地区气价，已造成相当程度的浪费
4）、国产大气田的低出厂价格严重制约国内中小气田和丰富的非常规天然气资源的投资开发，和进入天然气市场。而这乃是中国最有潜力天然气资源。
2、获准特许经营的燃气公司对下游用户任意定价
1）、不少地方城市燃气公司给工业用户与居民炊事用的天然气同价。还有的工业气价比民用气价还高，民用气价2.0 - 3.5元/m3，而工业气价却高达3.8 - 5.4元/m3；尽管工业用气从较高压力的主管网接驳，规模大，管道建设投资和运营成本都远远低于民用气。这样高的价格用于锅炉燃料时的产蒸汽成本将高达400-500元/吨；发电或工业冷热电联供项目也都不可能承受。
2）、倒挂的高气价使需要几年的规划、立项和建设时间的工业天然气CCHP 项目望而却步；并导致在沿海人口密集、环境脆弱的许多工业地区，正在转而规划和建设2×300MW燃煤CHP项目。这严重阻碍了工业能源结构优化调整和工业燃料这个天然气最大的下游市场的开拓。也与低碳发展的大方向背道而驰。
3、天然气产业链中游环节多头割据，急需协调一致
迄今中国天然气产业发展，不论是国内的勘探开发、管网建设，还是进口LNG的商务运作、站线建设，以及国外的资源投资开发、进口贸易，主要都是依靠国营三大油公司来进行的。在过去几年中，它们为中国天然气产业的发展做出了巨大的贡献。这是无可争辩的事实。但是三个公司无论在国内还是国外，上游和中、下游，都并没有明确的势力范围划分。他们之间的竞争与合作，也没有形成规范的机制。加上各省地方政府在本省范围内依据经济发展规划，“统管”天然气的意向，以及各电厂急于寻求气源保障的压力。目前已出现了三大公司/省市政府/用气企业领导之间，频频往来，合纵连横，“八仙过海”谋取各自利益的局面。另一方面，每一个大公司都想从勘探开发、进口—管网建设、运营---终端销售“一竿子插到底”全包。城市燃气公司感到自己已经“稳得”的下游市场可能被大公司挤压、逐出，而惶惶然。中、下游的这种“乱局”已经导致了各个参与方之间的某种多头的无序竞争。而关键的问题是：谁也不知道未来可能的气价。严重的后果是：各种用户对天然气价格可能高涨的畏惧，和对供应保障的疑虑，正在严重地影响中国天然气产业下游环节的健康发展。除上述工业用户面临的尴尬外，与核电和进口LNG项目同步配套建设的天然气调峰发电项目也面临同样的困局。此外，倒挂的高气价将封杀一切商住建筑物冷热电联供项目，并驱使它们走传统的低效、分产的老路。一个规模化的天然气高效冷热电联供项目，从策划、研究设计、立项报批到建设投运—达产，至少需要几年的时间。如果不能在天然气大量到达之前几年开始立项，那么一俟供气到达，就只能以传统技术低效使用了。
三、 按市场机制定价促进资源有效配置和产业发展
市场机制能够有效促进资源合理配置的功能是众所周知的。其中的一个重要的主要的杠杆，就是价格。2008年因美国总统乔治.布什玉米制乙醇引发投机而导致的全球粮食价格暴涨浪潮中，中国粮价能够保持稳定、基本不变的秘密，就是握有中国粮食年产量1/3的储备粮食的国家中储粮公司，几次向市场抛售粮食，及时地抑制了投机商哄抬粮价引发的涨价冲动；是典型的杠杆效应。
从2005到2008年，与亚洲LNG市场情况不同，美国进口LNG的价格随油价波动的变化极大,，2005年底至2006年初，在冬季取暖需求和国际油价大幅上扬的推动下，美欧市场天然气现货价格骤升，美国Henry Hub天然气现货价格曾高达15．2美元／MBtu，英国NBP天然气现货价格曾高达17．4美元／MBtu。进入2006年9月，美欧天然气现货和期货价格出现了明显的下跌，9月14日Henry Hub 30天交割的期货在两年内首次跌人5美元／MBtu以内．大约一周之后，现货价也跌入5美元／MBtu．9月底达到3．66美元／MBtu。进入11月份，随着取暖季的到来，Henry Hub 30天交割的期货又恢复到7．1美元／MBtu上下的水平，NBP价格在8．5美元／MBtu的水平。但美国国内天然气终端用户天然气所感受到的价格波动却很小。这是因为进口LNG在总耗量中占的比率很小.据美国能源部提供资料，2004年美国LNG进口占天然气总用量不到3%。
进口LNG日本是全球LNG的主要进口国之一，也是日本天然气的主要来源。2004年，日本共进口LNG 6000万t/a左右。直到2003年，日本采用基于进口石油的JCC价格、按照“S曲线公式”计算的LNG进口长期合同价格一直在2-2.5美元／MBtu之间。近年LNG价格随石油价格震荡而上涨，日本的LNG进口价变化缓慢且低于美国和欧洲。在石油和天然气价格空前剧烈震荡的2008年，日本进口的长期照付不议合同LNG的均价为$ 8/MMBTU，相当于油价 $60/bbl；这远低于当年的国际石油贸易均价。相应于这个进口价格的日本居民天然气消费价格为$ 0.35/m3；以日本人的每小时最低工资，可买到22 m3天然气，比中国人小时最低工资能买到的天然气多6倍。
从美国和日本的情形，可以借鉴的是：1）、有全国统一的市场，价格会相对稳定，2）、自产有一定比率能够稳定国内市场价格；3）、在国际市场上有一定话语权，并且善于利用时机签订长期合同，能够保障价格稳定。
四、 按照市场机制定价的中国天然气产业前景分析
1、中国天然气按照市场机制定价的建议
文献[2]提出了在尽快统一全国天然气质量标准、建成全国天然气统一主干管网的基础上，由政府依据下游各市场用户在采用高效利用技术条件下对天然气终端供应价格的承受能力来确定主干网上各门站的价格；通过税率调节整保证生产方的利益和积极性。中国天然气产业链大致的地缘特征是：①、西部资源丰富、但经济发展程度尚低，东部恰好相反；②、进口管输气大部分从西（北）来，进口LNG多从东（南）沿海登陆；③、西气东输费用造成东部气价自然高于西部。这都是中国调控天然气价格的有利条件。政府按照市场机制。按照市场机制掌控各地天然气主干网上的门站价格的手段有三：①、依资源规模、地点、开发或生产难度和成本而分别制订和调整国产大气田的资源税率，按价计征；②、调整LNG及管输气的进口税率；③、对中小型气田、非常规天然气给以资源税和/或其他税费的减免、融资贷款利息的补贴，以及其他优惠。对于收入较低的城乡弱势群体，政府可以拿出所收的资源税的一部分，给以直接补贴；以保障人民生活和经济、社会稳定。
2、价格掌控前景判断：
在目前和今后相当长时期，有四个因素使有利于中国按照市场机制掌控天然气价格。1）、中国天然气国内资源和生产及进口情况将好于石油，能够保持自给率70%或更多，这是掌控国内市场价格的基础；2）、气候变化将促成的能源转型，使未来20年内使世界油气在一次能源中的比率由65%下降到30%左右，绝对耗量也将减少；这将会大大抑制投机，促使国际市场油气贸易价格回归到供需主导；3）、随着中国天然气总消费量和进口量的增大，中国在管输和LNG两个国际市场价格上的话语权会不断加大，并使这两个原来互不相关的市场的价格，通过中国市场关联起来；有利于买方市场的形成；4）、人民币的长期升值趋势将使天然气国内终端消费价格相对降低，逐步与发达国家趋同。当然，这个过程可能会需要20年左右的时间。但无论如何中国天然气价格走向市场机制，是必然的趋势。
五、 当前中国天然气价格改革的难点和策略建议
1、当前中国天然气价格改革的难点与上述“价格乱局”状况是互相联系的。由于处在发展初期的历史原因，目前中油公司的土库曼斯坦进口气，西东一二线、涩兰宁线、陕京/津塘榆线气，中石化的普光东输气，中海油的几个海上气，以及十来个进口LNG项目，都是以一个个项目的方式规划和开发的。按照历史遗留下来的定价机制，由项目开发商申报成本，国家发改委按成本加利润的原则逐一审查核定天然气处理厂的“出厂价格”或LNG终端站建设的局域网的“门站价格”。项目公司按此与各个下游用户谈判签订长期“照付不议”的购气合同。由于LNG是加压气化进管网，没有中间加压站，所以各LNG站的供气城市不分远近，一律“同网同价”。这样，当一个城市有几个气源供气时，出现不同的价格就很自然了。所以，也可以说，当前的价格乱局就是由迄今的定价机制造成的。如上所述，由这种乱局所引发的供需双方的疑虑和“心中无数”，从而影响项目建市场开拓的局面，已不是订立“照付不议”的购气合同所能够解决的了。
在成品油价格改革初步完成之后，现在剩下的最大难题，莫过于电和天然气的价格改革了。为了保障经济持续快速发展，既不能不改，也不能简单地“放开”。中国已有不少价格改革的成功经验。近的是成品油，远的是粮食。成功的关键，还是按照市场机制，有领导、有监控地逐步放开。问题是如何设计改革方案。
2、中国天然气价格改革的重要基础[4]：
尽快制订全国统一的天然气质量标准，统一国内管输天然气市场，这是价格改革的基础和必要条件。为此，就需要统一全国的天然气管网。此前，依靠三大公司的资金、技术和管理的实力，建设了一批LNG终端站，和数万公里规模不等的主干管网；三大公司做出了宝贵的贡献。而现在已经到了从机制上调整，克服已经开始出现的重复建设、无序竞争的时候了。在这种问题上，西方国家的“自由市场经济”解决问题的难度较大，需要协调、决策的时间较长。而这却是中国现行体制的“强项”。回忆起1998年安徽一些粮仓欺骗中央政府所促成的中央储备粮公司的成立，就可以相信，只要在缜密策划的基础上，由发改委和国资委一纸令下，就能够把三大公司天然气管网建设、经营的人才资源和物质资源集中起来，成立国家天然气管网公司。省自建的、各个合资的LNG接收站所建的局域网，部分调拨、部分按市场格收购就是。天然气这种商品，同电、水、乙烯一样，没有统一的输送管网即流通渠道，就不可能形成统一的市场，就难免形成各行其是的价格乱局。
文献[4]特别强调，吸取电力“厂网分开”机制所造成的电网垄断的教训；国家天然气管网，如同高速公路一样，只能成为便捷、通达的中游“通道”，而决不能成为“吃”、“卡”上下游两头的“批发商”。而且在天然气标准统一之后，通过电子商务的快捷交易和统一调度，能够极大地降低交易成本。国家天然气管网公司应以发达国家类似的公司为比照，只收天然气输送费用，没有任何配售权；按现代化企业管理，努力降低输气成本，及时满足上下游市场发展的需要；加速建成世界一流的中国天然气管网系统。国家天然气管网公司应当学习三大石油公司的榜样，规范自身成员的经济收入，坚决不做垄断利益集团。国资委也可以明确其任务不是上缴多少利润，而是做好输气服务和管网的建设发展。
3、天然气上游定价机制改革思路和办法：
文献[6]提出的参照国际市场价格、按市场机制定价的原则，在目前实施的困难是：目前从国际市场进口的天然气折算为人民币的价格较高，完全以此为定价基准，下游50%以上的用户还难以承受；因而无法使中国天然气市场快速发展。为此提出一个过渡办法。
原则思路：1）、国家在缜密调查研究、反复测算的基础上，在各个地区（省、市）天然气主干管网门站处，核定一个能够促进下游市场开拓的“基准门站价格”；2）、以税收手段调节各路气源到达各主干管网门站的实际成本，保证该气价得到落实。在目前进口气价格偏高的情况下，可以用占总气量最大比率的价格较低的国产大气田气与进口气混兑，形成上述“基准门站价格”。
具体调控办法：利用目前口气与国产气差价较大的时机，用两种办法适当提高国产气价格：1）开征资源税。借鉴世界各国大比率征收资源税以平衡企业和国家利益、用于政府宏观调控基金的经验；抓住当前中国政府开征资源税的极好时机；改按量计征为按价计征，先取较低的税率，例如10-15%。2）、把其余的提价空间的利益留给大油气企业。提价后，国产气价仍低于进口气，能够起上述混兑抑价的作用。3）、在目前进口管输气和LNG价格较高时，暂免征进口税。
由于国产气和进口管输和LNG项目都是在中石油、中石化、中海油三大国营公司手上；照上述办法，只要有关部门工作到位，“基准门站价格”和资源税率定得合理，企业就完全可以在市场机制下，按照政府规定的“基准门站价格”，调配自身掌握的各种气源，制定开发、进口新气源的策略。
举例分析（以下数据是粗略的虚拟测算，应以国家实际统计数据为准）
假设，经仔细测算，在2010-2012年间广东主要门站下游市场占60%量的调峰发电和工商业DESCCHP用户所能够承受天然气价为2.6（± 4 %）元/m3，就由发改委指定2.6（± 4 %）元/m3为广东的“基准门站价格”。试测算市场机制如何运作？
近期西二线气还是广东天然气的主要气源。假设由新疆管输到广州的全成本为1.0元/m3；那么，反推到在新疆进入管网的的气源成本价格应为1.6元/m3。中油占中国天然气生产和进口的80%。2010-2012年，中油自产气可达800--900亿 m3/a，大部分都来自西部。届时进口土气规模为200--240亿 m3/a。如果土气到国境结算价为2元/m3，那么，按8：2混兑，中油公司自己的新疆气田气进管线的价格必须是1.5元/m3。若国家征收15%的资源税，即0.2元/m3，则石油公司在疆天然气处理厂的出厂价为1.3元/m3。这已经比目前的出厂价提高了约30%。中油销售收入可增加250亿元/年左右，用于新大气田的开发投入。国家可征税170亿元/年左右，用于补贴弱势群体和非常规天然气开发。
在广东市场上，中海油（bp参股）大鹏LNG，珠海LNG以及南海惠州、番禺、西江等海上气田的天然气的份额将越来越大。大鹏一期从澳大利亚进口的370万t/a LNG（约合48亿 m3/a）到岸价很低，只有约1.0元/m3，而大鹏二期将从卡塔尔进口的气价，以及珠海LNG的进口气价较高。假如南海油气田的国产气包括中海油自营海底输气的全成本价为1.8元/m3，国家对离岸天然气征收的资源税率为12%，则到岸价为2.0元/m3。那么，中海油通过平衡这股气源的成本和珠海LNG货源的采购成本，在保持一定赢利之下，遵从国家对广东“基准门站价格”为2.6（± 4 %）元/m3的规定，应该是完全可以做到的。
中石化的普光天然气输粤也是如此。这样，发改委就不必如像规定1.28元/m3的普光东输气的价格那样，管到每一个气田的出厂价。那样既脱离了市场机制，又束缚了公司市场运作的手脚。发改委只要给出各主要门站的“基准门站价格”，并因时、因地制宜合理调控资源税率，就可以引导三大公司按照市场机制优化配置自己所掌握的国产和进口天然气资源，形成浮动的国内市场价格。
在2.6（± 4 %）元/m3的价格下，广东的天然气下游三大市场将会以意想不到的高速度发展，反过来为油气企业提供更大的市场空间。也将使广东和珠三角成为世界瞩目的低碳高增长经济区。而在目前的价格乱局下，这是根本不可能的。
在上述建议的机制中，政府只管终端门站价以促进市场发育，管资源税率以保证企业正常运营和扩大再生产。便可以充分调动企业的积极性，实际上是把三大油气公司推向完全国际市场竞争的环境中去磨练。随着经济形势的变化及时调整“基准门站价格”和资源税率，就可以使中国天然气产业及其价格机制稳步过渡到完全市场机制。若干年后随着中国进一步发达，人民币汇率的变化，还将征收进口管输气和LNG的进口税。
4、价格机制改革的四个重大作用
一是掌控越来越居于主要终端用能地位的天然气的消费价格。随着气候变化越来越严格地限制二氧化碳排放；煤必将仅用作发电和现代煤化工，被天然气所取代而从工业燃料中退出。由于上述国情原因，中国的天然气与煤的等热值比价高于国际市场。这使得在天然气代煤的历史进程中，中国政府干预作用十分重要，先压低天然气终端价格，促进市场快速拓展。到了一定程度，再开始通过税收机制、逐步提高天然气价格，与国际市场价格接轨，以促进能效的进一步提高。
二是这种机制有利于促进非常规天然气的快速发展。平衡进口天然气较高价格的任务由三大公司的国营大气田承担了；国家就可以让中小气田和煤层气、页岩气等非常规天然气以就近的主干管网“基准门站价格”，甚至可以利用4%的价格浮动空间入网，并直接向下游用户销售。这就可以使规模虽小，但总量很大的这些宝贵资源完全不受大垄断公司的挤压，而获得进入中下游产业链的直接通道。这将解放这些在这个非常丰富的能源资源开发利用的生产力；也将是中国天然气自给率逐步提高，能源供应保障更加可靠。
三是增强中国在管输和LNG两个国际贸易市场上的地位和价格话语权。中国很大，中国四边都有进口气源可供选择。统一的国内市场，不同消费中心的不同的基准门站气价，将使几个经营进口天然气业务的大公司充分发挥市场机制，左右逢源、游刃有余，做到资源最优化配置。进口税率的调节，也将使中国能够发挥对国际天然气管输、船运LNG两个市场价格关系的影响作用。
四是促进国内LNG车船运输市场的健康发展。LNG车船运输市场既是下游市场管输网络的补充、也是它的开路先锋。同时也是管网达不到的地方的中、小天然气资源的唯一出路；具有极为重要的作用。全国统一天然气市场和相对稳定的基准门站价格的形成，无疑将推动LNG车船运输市场的发展、成熟。在替代柴油的LNG重卡和CNG车发展和规模化之后，LNG车船运输与L/CNG加气站的无缝连接，更将成为快速发展的中国天然气产业的一个独特景观。
六、 天然气下游市场定价机制建议
1、下游市场定价机制建议--由中央和地方两级政府指导和监管。
2007年发改委发布的《天然气利用政策》只区分了优先、允许、限制、禁止四类，但没有落实的价格机制，因而实际上《政策》难以保证实施。
文献[2] 对下游各终端用户用气的定价机制，提出了成本核算原则（沉没成本高气价也高），资源利用效率原则（高效用气户价格优惠），替代物的价格决定的承受能力原则（LPG\柴油等替代物价格高，天然气用户的承受能力也高），和市场开拓导向原则（对开拓市场的大用户薄利多销）等4个定价原则。按照这些原则，主要替代LPG，汽、柴油和炼油厂轻烃副产物的民用燃气、车用燃料和炼厂制氢原料，可有较高的价格；而调峰用的联合循环发电、以及工业和城市建筑物的冷热电联供DES用气，应尽可能给予较低的优惠价格。
建议国家发改委参照国外的成熟经验，在认真测算基础上及早出台发布《下游用户定价指导原则》；规定各类用户气价与当地“基准门站价”的比率关系。同时，地方政府发挥价格监管的作用。要求获准特许经营的燃气公司按照《指导原则》制定具体的售气价格方案，透明公示、上报备案；不合理的则责令更改。在这个问题上政府的作为起着关键的作用。
2、下游主要用户气价与市场开拓
如上所述，炊事民用和LNGV用天然气是替代价格较高的LPG和柴油.并且燃气公司向居民供气和车用LNG加气设施产业链较长，须投入较多的沉没资本、和较多的经营人员。所以这两个用户能够也应该承受较高的气价。但是，这两个用户市场的总容量有限，最多占1/3。而占市场容量六、七成的调峰发电和工商业DES/CCHP 用户，特别是在近3-5年的特定历史时期，如果得不到合理的气价的支持，是很难快速发展起来的。
建议政府在出台的价格指导原则中规定：1）、凡是发改委批准的联合循环调峰电厂，在由主干网调压站通向电厂的管线由电厂出资兴建的条件下，可以按计划享受“基准门站气价”。换句话说，城市燃气公司不赚电厂的钱。2）、对于一定规模化以上（例如5MW）的工业和建筑物DES项目，由于燃气公司投入的供气管线建设资金和管理运营人力都不多；应在实际供气成本基础上，只收取最低限度的利润。以广东为例，如果在近几年内DES项目能够获得不高于2.7元/m3的气价，一大批DES/CCHP项目就有可能快速发展起来。
不论是国营的还是民资、外资的城市燃气公司，都不应以赢利为唯一的目标；而应当定位为有稳定微利的半公益性企业，以服务于所有用户，保障清洁能源供应和城市生活正常运转为己任。必要时地方政府应给以适当财政补贴。
3、下游市场主要用户气价与燃气项目的投资建设
城市燃气公司的管网建设投资项目，怎么可能只靠炊事民用和LNGV等1/3的用户市场回报开拓整个的下游市场呢？在当今特殊的历史条件下，可以采用一个“时间差”策略。从目前三大公司已经打开的国内外天然气供应局面来看，2013—2017年是总量快速增长期。也就是在近4--8年，为了开拓大用户市场，燃气公司必须对DES/CCHP用户采用“薄利多销”的策略；而主要依靠民用燃气和LNGV获得投资回报。这也会促燃气公司更积极支持LNGV产业链的开发建设，和加速城镇燃气化的进程。几年之后，一俟DES/CCHP项目得以蓬勃发展起来，人民币的升值也导致了进口天然气价格回落和相应的国内“基准门站价”下调。那时，燃气公司便可从DES/CCHP项目获得合理的利润回报；中国的天然气产业链下游环节也可以完全按照市场机制走向良性循环了。
这个“时间差”策略应是可行的。城市燃气高、中压两级管网的经济使用寿命长达20-30年，这类公益项目的投资回报也是绝对稳定可靠；没有必要急于在4-8年内完全回收资金。因此管网建设投资项目的内部收益率不宜定得过高；可以在20年的期间完成折旧，15回收资金。地方政府也可以补贴银行给这类公益项目以较低的利率。4-8年的“时间差”不会影响燃气公司的投资热情，却可以应对中国天然气高速发展期所遇到的高气价的挑战。
综上所述，当前中国处于一个能源环境大转型的极其敏感的历史时期。采用以市场机制为导向，以国家指导价格为核心，税收调控为杠杆，理顺国内天然气的价格机制，就一定能够实现天然气产业的快速发展，和节能减排、控制气候变化的历史任务。
参考文献
[1] 华贲，中国低碳能源战略探讨，《能源政策研究》2009.10
[2] 华贲，中国的天然气产业政策，《能源政策研究》2009.1 40-45
[3] 华贲，建设工业园区冷热电联供的能源系统，《工厂动力》2009.
[4] 华贲 赖元楷 蔡睿贤，呼吁建立全国统一天然气管网，《能源政策研究》 2008.4 21-23
[5] 谢丹，中国天然气的定价机制，《天然气工业》，2009，
