價格機制是整個天然氣產(chǎn)業(yè)體制改革核心之一，當前天然氣核心問題不是產(chǎn)業(yè)體制改革不到位、競爭主體不夠充分等問題，而是價格問題?？梢哉f，價格改革是整個天然氣體制改革的“牛鼻子”和“先行者”，通過價格改革，可以倒逼整個體制改革。國家發(fā)改委價格監(jiān)測中心高級經(jīng)濟師劉滿平認為，“政府應該進一步放松管制，構建上下游價格疏導機制。所謂‘放開兩邊’指的是氣源價格與終端銷售價格要放開，而且兩者要及時聯(lián)動起來。因此，應鼓勵各地嘗試建立上下游價格聯(lián)動機制，實現(xiàn)居民用氣價格隨氣源價格變動而正常調整，如果不調整居民配氣價格，可直接根據(jù)聯(lián)動機制疏導天然氣終端銷售價格”。

“我國進口天然氣的長期合同價格與原油或成品油價格掛鉤，是市場化定價；國內(nèi)基準門站價格雖有浮動比例，但受到政府管制，且進口氣價格不與國內(nèi)市場接軌。上下游沒有形成價格聯(lián)動機制，上游的價格變化便無法通過下游市場疏導出去。因此，長期以來，進口氣長協(xié)價格與基準門站價格倒掛，導致上游企業(yè)進口氣業(yè)務虧損?！睏铙A昉稱。

海外進口天然氣一般通過長約合同鎖定，由于作為一次能源的天然氣開發(fā)投入大，為了平抑投資風險，天然氣國際交易慣例是雙方簽訂長達15年至25年照付不議合同，即現(xiàn)貨市場價格變化時，付費不得變更，用戶購買量不及合同約定時，仍需按約定的量付款，供應方供應不足約定時，需要作出賠償。一般年購買量有10%的浮動，可在3年內(nèi)補提。而價格方面，照付不議合同價格會與油價掛鉤，標準價格計算公式為基礎價格加上一個系數(shù)乘以油價，系數(shù)范圍一般取0.13-0.17，并且基礎價格的確定也與當時油價水平有關。以管道氣為例，2017年9月，中亞氣在霍爾果斯口岸到岸價為1.29元/立方米，完稅價為1.46元/立方米。而當時非居民用氣門站價基準中，新疆地區(qū)門站價為1.05元/立方米，上海門站價為2.08元/立方米。無論是新疆本地，還是加上管輸費用到上海的成本，中亞氣成本都高于當?shù)亻T站價，上游供氣企業(yè)在進口管道氣業(yè)務上幾乎沒有盈利空間。

而LNG進口價格更高，目前國內(nèi)LNG進口主要由三大國有石油公司供應，鎖定的資源國氣量超過4000萬噸，長約價格顯著高于當前現(xiàn)貨市場價格。中國海油是目前最大LNG買家，其目前掌握的長約合同資源池價格在8美元-9.5美元/百萬英熱單位。2018年東南亞氣源國到我國的LNG運費為1.2美元/百萬英熱單位，卡塔爾與澳大利亞至我國的運費為1.5美元-2美元/百萬英熱單位，最高可達2.5美元/百萬英熱單位。如果再考慮到岸接收站的碼頭作業(yè)費和稅費，國內(nèi)LNG長約合同到岸價格普遍高于12美元/百萬英熱單位，按照當前美元匯率，氣價最低約合2.7元/立方米。因此，對三大石油公司來說，若用進口氣來為居民保供，在國內(nèi)銷售價格基本按照門站價鎖定情況下，海外貿(mào)易進口越多，虧損越多。2017年供氣緊張時，中國石油大量采購海外氣源，導致前三季度天然氣與管道進口銷售天然氣及LNG凈虧損166.9億元，比上年同期增虧64.2億元。此外，海外LNG經(jīng)由接收站進口至國內(nèi)之后通常采用“液進氣出”“液進液出”兩種模式進行銷售。國有LNG接收站一般建成時間較早，管網(wǎng)配套完善，同時由于承擔保供責任，大部分采取“液進氣出”方式進行銷售，但這種方式存在銷售價格與進口成本價倒掛現(xiàn)象；而民營LNG接收站一般采用“液進液出”模式，以市場價直接銷售LNG，存在明顯套利空間。

2019年以來，三大國有石油公司一直倒掛銷售LNG，淡季時一度低至2700-2800元/噸，同期相對應的LNG進口成本高達超過4000元/噸。海關總署數(shù)據(jù)顯示，2019年9月，我國進口天然氣821.4萬噸，環(huán)比減少12.4萬噸，降幅1.5%；同比增加59.4萬噸，增長7.8%。9月天然氣進口額為34.42億美元，環(huán)比增加0.44億美元，增幅1.3%；同比增加1.53億美元，增幅4.7%。據(jù)此測算，9月我國天然氣進口均價為419美元/噸，環(huán)比增加11.4美元/噸，增幅2.8%；同 比 減 少12.6美 元/噸， 降 幅2.9%。1-9月，我國共進口天然氣7122.2萬噸，同比增長10%；累計進口額為310.82億美元，同比增長18.6%。據(jù)此測算，1-9月份我國天然氣進口均價為436.4美元/噸。在這種進口氣成本壓力下，門站價格就應該體現(xiàn)峰谷差異性。由于淡季價格偏低，冬季有所上漲正是價格合理回歸與LNG調峰價值的顯現(xiàn)。

在國內(nèi)氣源難以保障情況下，相關政策制定應該充分考慮進口氣成本，應積極研究天然氣峰谷價格，通過制訂不同用氣時段的“峰谷價格”等方式引導市場的天然氣“調峰”能力建設，利用價格杠桿引導天然氣用戶合理避峰。

2019年11月4日國家發(fā)改委發(fā)布關于《中央定價目錄》（修訂征求意見稿），在這次修訂稿中，相比2015年發(fā)布的正式版本，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）天然氣門站價格由國務院價格主管部分定價的內(nèi)容被移出。不過，在定價目錄（意見稿）后特地備注說明了：海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、福建省用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣以及2015年以后投產(chǎn)的進口管道天然氣的門站價格，由市場形成；其他國產(chǎn)陸上管道天然氣和2014年底前投產(chǎn)的進口管道天然氣門站價格，暫按現(xiàn)行價格機制管理，視天然氣市場化改革進程適時放開由市場形成。

單看公告本身，特別是備注說明的內(nèi)容來看，國內(nèi)管道天然氣門站價格機制管理內(nèi)容和以前實施的方案沒有變化，基本上仍然沿用下來。雖然以后國內(nèi)天然氣價格機制向市場化改革推動是大勢所趨，但短期來看，雙軌制定價體系（管制氣按現(xiàn)行門站價價格機制管理；非管制氣根據(jù)買賣雙方協(xié)商價）還可能會并行一段時間。門站價仍然適用于我國50%以上的管道氣資源，而且它可能是全市場天然氣定價的“錨”，非管制氣價格也是在它的基礎上上下浮動，所以短期內(nèi)門站價仍然將扮演十分重要的角色。