随着天然气市场逐步规范和成熟，短期内难以再实现边际需求的大幅增长。而我国采用的“市场净回值法”的天然气定价方法，也存在诸多弊病。从短期来看，应尽快将天然气与可替代能源价格的折价系数进一步降低，降低非居民用气价格，缩短调价周期，提高天然气反映市场供求的敏感度及市场化。同时，确定合理的管输价格，制定季节性、谷峰、可中断价等差别价格政策，充分发挥价格的杠杆作用。从长期看，最终目标是完全放开气源价格。

  □刘满平

  作为最清洁的化石能源，天然气在我国能源消费结构调整、空气质量改善等方面被寄予厚望，政府出台了多项政策鼓励消费。2000年至2013年，我国天然气行业迎来了黄金发展期：消费量从245亿m3增至1680亿m3，增长逾6倍，年均增速约16%，占世界天然气消费总量比重从1%提至5%，天然气供需长期处于紧平衡状态。乐观预计，到2020年，我国天然气消费将达4000亿至4200亿m3。然而，“计划永远赶不上变化”，自去年起，在多种因素影响下，我国天然气需求增长大幅放缓，同比仅增长7.4%，今年上半年，消费量同比仅增长2.1%，5月甚至“负增长”。据国家发改委的数据，我国天然气供需已从长期偏紧转向相对宽松，特别近几年大量“照付不议”的长期进口合同陆续进入窗口期，将进一步加剧资源过剩局面，“气荒”已成“荒气”。

  笔者认为，天然气产业发展之所以短期内骤然从“黄金时代”“断崖式坠落”至“白银时代”，以至于国家之前对2020年天然气需求规划难以实现，需求预测数屡次调低，既有产业自身发展的原因，也有外界因素。我国天然气消费量起点较低，市场需求潜力相对较大，随着经济水平快速提升，天然气市场需求自然加速增长。另外，这一阶段我国天然气消费量初始规模相对较小，在增长消费量一定的前提下，增长率显得较高。随着天然气市场逐步规范和成熟，并且已形成一定规模，短期内难以实现边际需求的大幅增长，需求增速下降有一定的合理性。

  从外界因素看，则主要有四大原因：

  其一，从去年开始，我国经济增速放缓，经济增长结构逐渐转变，工业、发电用气增幅大减，天然气边际消费量开始呈现稳中略降的趋势。其二，从产业链条看，天然气上游投资过剩，而下游市场配套设施配备不足和相应机制不健全。近几年我国天然气供应量快速增加，中亚、中缅进口天然气管道气和海上进口LNG（液化天然气）大增，极大提高了天然气市场供应能力。然而，天然气消费对管网设施依赖性大，上下游市场衔接性强，需要很强的匹配性，而国内天然气下游市场的发展进度却远远无法匹配上游市场的供应量。其三，由于国际油价、国内煤价大跌，目前我国天然气价格已相当于等热值煤炭价格的3至4倍，气电成本是煤电成本的近2倍，天然气相对成品油的经济优势被大幅削弱甚至丧失，企业用气意愿大降，甚至出现煤炭逆向替代天然气的现象。其四，天然气调价机制与大力发展天然气的目标相冲突，抑制了天然气需求。

  经济学理论告诉我们，供求决定价格，价格反过来影响供求。2014年以前在天然气产业快速发展时，由于需求增长远超供给，政府通过多次上调价格促进天然气生产和进口，增加供给，但这种上调反过来也抑制了天然气的需求，尤其占消费主要比重的工业用气价格大幅上调后，部分天然气大用户转向消费煤炭和石油，不仅不利于扩大天然气市场需求，也不符合我国大力推广天然气的初衷。

  此外，目前我国采用的“市场净回值法”的天然气定价方法，中心门站价格与燃料油和液化石油气挂钩，并由政府定价，也存在诸多弊病。首先，与石油等替代能源挂钩，并不能反映天然气的市场供需及价格平衡能力。近年来，欧洲等地要求天然气定价与石油脱钩的呼声越来越高，并在探索形成新的价格机制。2011年后欧洲天然气市场正逐步从“长期合同”模式向市场化的“气对气”模式转变，目前，欧洲超过50%的天然气供应通过现货交易完成。其次，与替代能源价格的联动不及时，未真实反映可替代能源的价格变化。2013年确定增量气门站价时，对应的国际油价为每桶80美元，在去年第二次调整存量气价格之前，国际油价一直保持在约每桶100美元，但增量气门站价仍对应每桶80美元。今年4月施行的非居民用气并轨价，对应的是去年下半年的平均油价(约每桶90美元)，而去年末至今，国际油价已徘徊在约每桶40至50美元左右。复次，价格动态调整时间过长，时间节点模糊。现在欧洲运用“市场净回值”定价天然气价格动态调整时间已从6个月缩至3个月。相比之下，我国一年或半年的调整时间明显太长，而且起止时间不明确。再者，天然气供应侧（出厂价或边境价）与消费侧（门站价）的定价机制完全不同，前者与油价无直接关系，而后者与油价有关系。“市场净回值法”只能反映消费侧的情况，无法反映供应侧的情况，更无法反映各个气源结构的差别。

  对此，笔者提出以下建议：从短期来看，应尽快完善“市场净回值”方法，将天然气与可替代能源的价格的折价系数进一步降低，降低非居民用气价格，缩短天然气调价周期，提高天然气反映市场供求的敏感度及市场化。同时，确定合理的管输价格，制定天然气季节性差价、谷峰差价、可中断价格等差别价格政策，充分发挥价格的杠杆作用。消除居民用气价格与门站价格的倒挂以及与工业、热力用气的交叉补贴现象。从长期看，最终目标是完全放开气源价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格。而想达成这个目标，离不开整个天然气产业链条的改革，例如勘探开发、管网运、储气库的第三方准入，甚至独立；放开LNG进口和接收站建设，开放销售领域等等。这些构想应在未来油气改革方案中得到体现。

  当然，在当前经济下滑、能源需求增长放缓的大背景下，要推动我国整个天然气市场需求的长期稳定健康发展，还必须从其他方面采取措施。例如，加强天然气基础配套设施建设，吸引多方投资主体积极参与储气库和LNG接收站投资、建设和运营，加快调峰配套设施的完善，有效提高应急储备和调峰能力。加快推动城市燃气管网、LNG加气站、LNG接收站、LNG气化站的建设，制定优惠补贴政策，积极扶持LNG汽车、LNG船舶、煤改气工程的发展，以培育和发展天然气下游市场。而对天然气企业，应采用多元化营销手段，通过降价或以固定价格签订长期供气合同等方式，给予用气大户更多优惠政策，从而拓宽天然气的销售渠道。

  （作者系宏观经济评论员，中国经济学会理事）