延宕六年的天然气价格改革再度面临无限期推迟。

两三个月前，最新一版的天然气价格改革方案草案已下发至中石油、中石化、中海油三大石油公司和相关行业专家处讨论。目前处于小范围征求意见阶段，尚未上报至国务院。

“一般来说，每年二三季度是推行价格改革的最佳窗口期，估计今年赶不上了。”中国石油大学(北京)油气产业发展研究中心副主任刘毅军教授告诉记者，要想今年出台价改方案，从宏观经济形势看，十分困难。

多位业内专家表示，作为与企业营运和居民生活休戚相关的天然气，不会选择在通胀形势严峻的当下贸然涨价。同时，电价改革呼声颇高，其上调压力和紧迫性高于天然气，决策部门不可能允许数个能源调价方案一并推出。

从2005年国家发改委下发《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》(下称2756号文)时起，天然气价格改革一直是 “雷声大、雨点小”，不仅上游天然气出厂价格的上调节奏缓慢且未能顺利传导至终端，在构建竞争性市场结构、理顺天然气出厂价格形成机制等方面也未见动作。

接近发改委的人士透露，天然气价改方案已数易其稿，在出厂价定价方式上形成过近十种方案，每讨论一次内容修改幅度都较大，先后有三种方案受到发改委价格司的青睐，前两种因行业内争议过大而放弃，后一种仍在研讨中。

知情人士透露，天然气价改方案数个版本的拟定皆由三大石油公司，尤其是中石油主导，而且总是暗无声息地进行。该人士强调，当前的价改方案几经变更，但仍体现了三大石油公司的利益，而在实际操作层面的制度设计，对政府的能力和智慧是个极大考验。

“中国天然气产业链的长期政府规制改革目标和实现目标的路线图并不明确，已经引发认识上的混乱，并受到利益集团的过多侵蚀。”刘毅军对记者说。

价格争议
　　由政府唱主角的定价机制，直接导致国内外天然气价格落差较大。中石油股份公司董事会高级助理秘书毛泽锋介绍，目前，国产陆上天然气价格仅为同热值其他能源价格的三分之一左右，而国外天然气价格占比则达到三分之二，前者仍有20%至30%上浮空间。

进口气价格倒挂现象更为严重。毛泽锋告诉记者，按目前国产气价格和成本计算，企业可实现赢利，但进口气却是“进得越多、亏得越多”，例如中亚管道气每立方米亏损达1元多。

三大石油公司要求上调天然气出厂价格的意见书多次递交至发改委，中石油甚至要求每三个月调整一次，然而政府行动步履迟缓。继2007年提高工业用天然气出厂基准价后，2010年5月31日，国家发改委终发布《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》，提高包括西气东输等在内的国产陆上天然气出厂基准价格从230元/千立方米，至1155元/千立方米。

同时，取消大港、辽河和中原三个油气田的价格“双轨制”，将出厂基准价允许浮动的幅度统一改为上浮10%，下浮幅度不限，由供需双方在此前提下协商确定具体价格。

此轮上游调价却未能传导至产业链下游。香港中华煤气公司北京代表处首席代表刘杰告诉记者，由于地方政府的价格顺调严重滞后，最快的城市也花费四个月时间将上升的购气成本顺延至终端售气价格，慢的则拖延至今仍未调整。

新奥能源控股有限公司首席执行官张叶生亦表示，该公司受上游调价影响的26个城市中，民用天然气价格只有60%真正实现了顺价，仍有40%未见改变。

“我们做了很大努力，价格听证也完成了，可2010年11月发改委突然下文不允许提价。今年春节之后又开始努力，都准备要提价了，结果4月份发改委又下一个文再次叫停。”张叶生直言，这是导致该公司2010年毛利率下降的主因之一。

接近发改委人士透露，2010年8月，发改委曾内部发文至地方提醒尽快提价，但出于控制CPI和政府业绩考虑，部分地方政府未予理睬。仅两个多月后，控制物价指令即封闭了所有能源的涨价出口。

“既然都是政府定价，为什么上游涨了，偏偏就不让下游顺调呢？”刘杰指出，国内自成体系的天然气定价机制亟待完善，否则将损害整个行业健康发展。

中国城市燃气协会秘书长迟国敬对记者亦表示，能源价格变动迟滞并不适合能源发展需要，若长期摁着能源价格，势必造成短缺。

方案更迭
　　2756号文被业界视为天然气价改的方向性文件。该文确立了“以机制改革为主、辅以价格上涨”的指导方针，并为改革天然气出厂价格形成机制规定了市场化原则。

“但从受到政府决策部门关注的几次定价方案看，天然气价改并没有朝着市场化方向前行，反而集中表达了垄断央企的利益诉求。”前述知情人士告诉记者，2009年是价改方案呼之欲出的一年，数个价改草案连续推出，加权平均法和价格联动机制先后受到国家发改委关注。

2009年7月，“三次加权平均法”进入决策部门视野，即以2010年为界，分别对存量气、进口增量气、国产增量气加权平均后，计算出最后的天然气市场价。由于涉及不同气田和不同长输管网，该草案最终的结果便是“一省一价”。

刘毅军对此分析，东部地区等较早使用天然气的所谓存量气用户将获得既得利益，而天然气发展明显滞后的西部地区将承担较大比例的高价进口气。

三大石油公司内部亦出现意见分歧。记者了解到，除草案实际制定者中石油支持，中石化和中海油均表示反对。

鉴于自身市场份额小、长输管网铺设少、联合调动能力弱等特点，中石化提出天然气按区域市场定价，即不同气源执行不同出厂价，加上管输费用，来确定不同地区的基准门站价。而主要依赖进口液化天然气(LNG)的中海油，则希望取消现行的交叉补贴机制(即国产气利润补贴进口气亏损)，明言不希望中石油凭借气源优势利用交叉补贴打压其他公司。

中海油天然气高级顾问赵秀光对记者说，若按此种定价方式，虽能消除同一个石油公司不同市场间的价格差异，却带来了同一个市场内不同石油公司间的价格差异，很可能引发恶性竞争。

知情人士说，此草案终因行业内部争议过大而被束之高阁。几个月后，“联动机制”成为价改草案的核心内容。“联动机制”，系指天然气供应价格或管输价格上涨，带动使用价格同步上涨。同时，天然气出厂价在加权平均基础上，与原油、液化石油气(LPG)和煤炭等替代能源进行联动。

这一版方案基本沿袭了2756号文的“天然气和替代能源挂钩”机制，确定天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数与原油、LPG和煤炭价格挂钩，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。

该草案得到下游企业的普遍拥护。一位民营燃气运营企业负责人说，若实现上下游价格联动，对下游企业将产生正面影响，可保证其成本不会增加。

但是，业内专家对联动实施的可能性抱有疑虑，他们认为，联动的实质就是上游带动，在天然气资源尚不丰富、气源和长输管网高度集中垄断的情况下，上下联动相当于源头说了算，仍需看三大石油公司的脸色。

事实亦如此，2005年至今，2756号文的“天然气和替代能源挂钩”机制从未真正执行。

知情人士透露，“联动机制”提议目前仍在发改委考虑范围内，只不过需要斟酌专家意见继续修改完善。

2010年，因国家发改委上调出厂气价，价改呼声一度低落。今年，由于调价未能成功传导至终端，天然气价改议题重新升温，由石油公司主导拟定的最新一版草案再被递交至国家发改委。

正在业内征求意见的定价方式是市场净回值法，即将某城市(可能是上海)的气价作为市场中心价格，建立其与LPG、燃料油的价格变化挂钩公式，再以该公式反向回推，计算出各省门站价和各气田出厂价。

这一方案得到三大石油公司的普遍支持。中石油、中石化、中海油三家企业相关负责人均对记者表示，较此前的定价方法，这一轮方案更从市场角度定价。

不过，不少专家仍持反对意见。刘毅军认为，该方案的一个重要基础性工作是市场中心价格的确定。此外，在可替代能源选择上，应针对不同用气市场及消费用户，对其使用的替代燃料进行细分，再分别确定天然气的市场参考价，然后进行加权。

“本方案高估了政府对同一地区市场不同用户和不同地区市场用户用气决策的了解能力，真正执行时仍会演变为对各省门站价制定过高。”刘毅军告诉记者，该方案对上游生产商的调峰责任和调峰定价问题只字未提。

固化垄断
　　“从这几种受器重的天然气价改方案不难看出，它们更多的是反映石油公司的利益诉求。”前述接近发改委人士对记者表示，上述定价草案均为石油公司所推动，目的是巩固或强化其现有的天然气垄断地位。

虽然上下游企业一直呼吁天然气价格与国际接轨，但二者观念存在差异。下游认为，天然气价格制定应具备更多灵活性，同时建立多元化市场主体，在产业链各环节逐步引入市场竞争机制。上游则强调，天然气出厂价格要对接各区域市场气价和原油价格，对产业链其他环节则不予提及。

刘毅军分析指出，如果中国成品油价格改革到位，鉴于原油在所挂钩能源中的比重，相当于很大程度上将天然气价格与国际油价直接挂钩。尽管方案提到当国际市场原油价格高于80美元/桶时，国产陆上天然气出厂价不再提高，但油价真正高企时，石油公司再提与国际价格接轨的可能性很高。

“过早将天然气出厂价紧紧挂在国际市场原油价格之上，与中国天然气产业链发展阶段不符。”刘毅军说，未来十年是天然气产业链结构变化的关键期，在国内特别是西部地区，保持天然气终端价格与其他可替代能源价格的明显价格优势仍是长期选项。

他表示，寄希望政府过高提高基准价格，上游企业再利用市场势力维护高价，最终将伤害天然气产业链整体发展。

而市场净回值定价思路则有意在确定标杆城市的最高门站价及调价依据后，反推各省最高门站价，石油公司可再次利用市场势力维护高价。

刘毅军表示，西部地区的大量用户需要先投资才能使用天然气，该方案对所在地区使用者的替代决策的多样性和复杂性，明显缺乏考虑。

至于成本加成形成的“一省一价”定价法，则将天然气生产和管输进行捆绑定价，天然气供应垄断局面非但没有打破，连最易引入第三方竞争的长输管网亦被全部规制到三大石油公司旗下，离最初设计的“建立竞争性市场结构”目标更加遥远。

除在定价方案上的“良苦用心”，上游企业亦积极将触角伸向下游城市燃气运营网络，试图利用供气优势建构其上下游一体化垄断版图。

2008年8月6日，昆仑燃气成立，该公司由中石油系统内的天然气管道燃气投资有限公司、中国华油集团燃气事业部、中油燃气有限责任公司重组整合而成。作为下游行业的后来者，昆仑燃气在众多二三线城市如鱼得水，两年内就布局至全国100多个城市。

一位城市燃气运营商描述了中石油“攻城略地”过程：在东部某城市工业园区，该企业2002年就获得城市燃气特许经营权，合同上写明“随着今后行政范围区扩大，仍在特许经营权范围内”。此后，该城市工业园扩建新区，昆仑燃气遂向地方政府要求在此区域特许经营，并以“若不答应，今后不再供应增量气”为要挟，最终迫使该企业与其成立合资公司共同营运。

“对外，我们都说双方合作得很好。私底下，我们都奉中石油为‘我们的上帝’。”该人士说，“新的市场他们认为自己有能力拿下，旧有市场他们又不忍放弃，非得进入我们已经营的区域。如果你不答应，他们的原话就是‘我非常不高兴，我们的感觉非常不好’。”

2009年至2010年间，昆仑燃气进入竞争对手所在的城市时，往往要求和该城市燃气运营企业建立合资公司来共同营运，且昆仑燃气股份必须占51%及以上，并且要合并合资公司的财务报表。

“这是让你很难过的事情。”另一业内人士直言，由于供气量和长输管道均掌握在中石油手中，缺失话语权的下游企业往往只能唯命是从，用自己的市场去换取更多的天然气资源。

过去一年内连发两起的天然气爆炸事故，令经验不足、技术落后、人才缺乏的昆仑燃气稍微收敛起扩张之势。业内人士介绍，进入2011年以来，昆仑燃气不再谋求合资公司控股权，诉求降低至参股即可，比例从30%到40%不等。

但中石油并未因此停止固化其垄断地位的步伐。记者获悉，7月初，在中石油游说下，江西省发改委发文，要求日供气量达5万立方米以上的用户由中游或省管网公司直供，其供气不再属于城市燃气运营商。

“看到这个文件，我真是哭笑不得。”刘杰告诉记者，与其他城市燃气企业一样，其所在的中华煤气公司在天然气到达前一年至三年开发和培育这一市场，前期投入较大，期待的就是天然气供应充足时，利用工业用户的大用气量一点点收回前期投入，“工业气价格较民用气价格高，且服务管理成本相对较低，结果我们替中石油培育了市场。”

刘杰担心，如其他城市也陆续效仿江西做法，民营外资背景的城市燃气企业的生存空间将愈来愈狭小。业内人士称，这不止是一家石油公司的个别行为，上游企业均在效仿。

管输突破
　　7月12日，《天然气基础设施建设和运营管理条例》征求意见稿(下称《条例》)完成，这是自2009年底启动《条例》编制以来的第五稿，旨在打破天然气长输管道垄断，建立第三方准入制度和相关监管规范。该稿目前仍在征求意见，尚未上报国务院。

“现在天然气市场的核心问题是，石油公司借长输管道来控制整个市场，造成气源单一、上游主体单一，价格改革自然无法推动。”中国石油大学(北京)工商管理学院副教授陈守海对记者表示。

多位专家在接受记者采访时均认为，天然气价改的根本前提是打破上游垄断引入竞争，由此不仅下游可实现市场定价自主权，且在一个竞争的市场环境中更易形成市场化气价机制。而在天然气资源尚不充足的现状下，打破管输垄断或将成为气价改革的突破口。

目前，主要干线长输管道建设和运营均由三大石油公司把持，一般企业根据所发现的气田和运气目的地进行规划，报国家发改委批准后开工建设。管输价格亦由国家发改委根据成本核算加上一定利润率来核定，实行“老线老价、新线新价、一线一价”模式。

由此带来的问题是，倘若中石化在中石油所建管道沿线新发现气田，后者往往不同意前者使用其管道输气或有限制条件地允许使用，若双方协商不好，中石化就需要另修一条管道以保证气能够顺利送出。同时，若某城市只由一条长输管道送气，下游企业就只能从该管道营运主体处购气，完全没有选择自由。

进口LNG亦存在类似问题。目前，唯有三大石油公司被授权在沿海兴建LNG接收站，堵死了下游企业寻求国外气源的道路。早在2006年，新奥集团就获国家发改委批准，可自行进口LNG，但直至今日，这一进口权仍未兑现。

“虽然给了我们进口权，但实际运作到处是壁垒，不让你建接收码头，只能用三大石油公司的码头，但人家不给用，所以你的进口气根本进不来。”新奥能源控股首席执行官张叶生希望，尽快放开中游市场，实现企业在气源和用量上的自主权。

陈守海形容，长输管道就像高速公路，如果只能跑自己公司的汽车，就只发挥了最低效能。要想发挥最大作用，就是要让大家都能走，收钱即可。

上述《条例》正是要在长输管道建设运营中引入竞争主体。参与条例编制人士告诉记者，《条例》第一稿共10章70条，对第三方准入细则进行了详细规定。

《条例》规定管道建设可由不同背景的市场各方主体竞标参与，并通过租赁形式签订长期运输合同，当气源充足时，下游企业可自由选择供气商，租用管道运气即可。三大石油企业下属管道公司若要参与竞标，则该公司必须独立核算，并公示运力信息、服务主体，以求公开、公平、公正。

2010年8月，中国城市燃气协会曾组织上下游企业召开座谈会，针对管道放开政策发表意见。会议刚开始，中石油即对下游企业提出的修改意见大加讽刺，随即三大石油公司迅速联手，对管道放开建议嗤之以鼻，一度让会议无法继续。

知情人士告诉记者，《条例》争执主要有两方面，一是管道规划，中石油坚持目前的全国统一规划政策，不便明说的原因是所谓能源局规划即交给中石油规划，可最大程度实现企业利益。地方政府则提出，气源和用气点不涉及跨省问题时，管道由地方规划。中石化对此持中立态度。

第二个争执焦点是投资建设主体如何确定。《条例》初稿提出由国家发改委对项目进行特许权招标，价低者得。中石油对此强烈反对，仍认为管道是企业项目，不应交由国家招标；国家能源局则认为每个项目均需招标过于麻烦。

记者获悉，《条例》第五稿已删减至6章内容，仅简单规定了管道两级规划原则，回避了投资建设主体确定程序、营运规则、管输价格制定等问题，只笼统概括为审批核准制，至于如何申请、谁去申请、以何标准核准、是否独立核算等均未提及。

参与编写人士说，“最新稿较前几稿改动很大，并不一定是越改越好。”2009年12月，《条例》曾以每周一版的速度连续推出三稿，2010年底才完成第四稿，“两年前认为很快就会推出，现在反倒没有时间表了。”

改革下一步
　　韩晓平表示，天然气价格如何改革，取决于该产业如何改革。现在，政府面临两个选择，一是上游放开准入形成多元化竞争主体，最终由供求关系决定价格；二是在维持上游垄断框架下优化政府定价。

“放开市场、引入竞争，是解决政府定价缺陷和天然气供应不足的最佳办法，否则价改的结果只能是失败。”韩晓平说。

陈守海则认为，放开上游价格必须资源供应比较充足以及管道成网。资源充足可避免因紧缺造成的价格放开后扶摇直上，管道成网则可改变当下的定点供应状况，当同一气源的天然气可从不同管线进入某座城市时，竞争格局亦可形成。若这两个条件均未满足，所谓天然气价改也只能是垄断框架下政府定价模式的科学化。

当下，业内人士普遍认为，年内天然气价改已难有大动作，特别是不大可能再次大规模提高天然气价格水平。

“可以推出机制改革为主、局部价格上涨为辅的措施。”刘毅军指出，短期可对销往长三角地区、珠三角地区的天然气，加大价格上浮区间。

刘毅军还指出，由于国内天然气终端价格与替代能源的比价过低，未来较长一段时间内，机制改革和价格上涨仍会交织在一起。

从中长期来看，刘毅军认为，天然气价改可从四方面入手：首先，优先解决价格相对较高的进口气销售问题，对珠三角、长三角、环渤海三大地区市场加大价格上浮区间，保证国内长期用气安全，甚至在珠三角地区可尝试全部进口天然气市场化，以此作为解决进口天然气消费的主要方法。

其次，国家确定天然气出厂基准价格的方式不宜改变，适度提高其他地区价格上浮区间，适时逐步提高天然气出厂基准价格。同时，将资源税等改革与逐步提高天然气出厂基准价格统筹考虑，辅以财政转移支付和规划留用产气区指标等方式，作为解决满足西部地区使用天然气的主要方法，但要并行研究将利益补贴到天然气用户的制度。

再次，对造成冬季用气紧张，用气量季节差、峰谷差较大的北京、上海、武汉等城市，在推行差别气价政策之后，研究推行其他省会中心城市的差别气价政策，辅以一定法律、行政手段，明确不同环节供气企业的调峰责任，从应急预案等行政手段为主逐步转向经济手段为主，以解决大规模用气后的调峰问题。

最后，在长输管道上，政府在坚持“新线新价、一线一价”基础上，继续研究完善干线管道联网定价，并积极大力推进第三方接入制度建设，着手开展管道独立运行前期工作。

“在相当长时期内，国内还无法形成相对成熟的天然气现货和期货市场。”刘毅军建议，不妨以以上海为中心的长三角地区为首选，以政府管住管道为前提，先探索建立天然气交易中心，再摸索天然气与替代能源的比价关系。