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　　目前，天然气定价机制仍不完善，在气价高涨的当下，工业用户和城燃企业承受极大压力。业内疾呼，要尽快实现天然气上下游价格联动，取消交叉补贴，理顺价格机制。

　　4月6日，海关总署全球贸易监测分析中心和上海石油天然气交易中心联合发布的中国LNG综合进口到岸价格指数显示，3月28日—4月3日中国LNG综合进口到岸价格指数为117.93，同比上涨38.69%。

　　鉴于近期天然气价格保持高位，部分地区推出了上下游价格联动机制的支持政策。

　　日前，湖南省发改委发布《关于明确2022年度淡季非居民用气销售价格的通知》，决定2022年度淡季非居民用气销售价格暂不实行新的联动调整，长沙、株洲等10市继续执行2021年采暖季价格，其中娄底价格最高，达3.968元/立方米。

　　“目前，确实有部分地区下发相关通知，其中湖南省是今年首个由省级政府牵头组织落实顺价的省份，其确定的气价可执行性较强，如果落实到位，可在一定程度上缓解各燃气公司的经营压力。” 博轶咨询总经理杨常新说。

　　业内人士表示，目前我国天然气上下游顺价机制仍不完善，下游价格调整滞后，天然气价格市场化改革仍任重道远。

　　多地发文调价

　　根据上海石油和天然气交易中心监测，目前天然气现货市场成交笔数较少，我国买家并没有参与近期达成的高价现货交易。据悉，在目前的天然气到岸价格指数中，现货部分的定价时间为今年2月，而该时间段内现货价格高企，一定程度上抑制了市场对现货的需求。多方因素影响下，LNG综合进口到岸价格指数近期波动较大，企业采购积极性不高。

　　因此，除湖南外，上海、浙江舟山、河北石家庄、广东韶关、福建南安、广西三江等地也陆续出台了淡季非居民气价方案。在这些方案中，部分地区直接顺价涨价，另一部分地区继续沿用上年采暖季价格，以缓解城燃企业压力。

　　其中，石家庄发改委针对淡季非居民气价发文，明确沿用采暖季价格，主城区非居民用管道天然气最高销售价格调整为3.95元/立方米。

　　上海市规定，气电厂及漕泾热电的天然气销售基准价格提高0.4元/立方米，其他非居民用户的销售基准价格提高0.6元/立方米。同时，取消季节性差价，实际销售价格以政府制定的基准价格为基础，由供应企业在上下5%的浮动幅度内确定。

　　浙江舟山普陀区发改委则表示，为缓解燃气企业因天然气进价上涨造成的经营压力，根据非居民天然气价格上下游联动机制，调整非居民气价，非居民管道天然气终端最高销售价格从5.32元/立方米上调为6.8元/立方米。 

　　“在居民用气价格较难调整的情况下，可以把目前正在大力推行的输配气价改革以及大用户直供等措施所产生的降价空间用于降低工商业气价。不过，能否顺利顺价，相关政策能否真正落地还是未知数。例如，舟山某燃气公司的售气价格为工业气价5元/立方米，商业气价5.3元/立方米。由于LNG现货价格持续处于高位，该燃气公司已向政府申请涨价至6.8元/立方米。即便如此，目前申请到的气价也无法覆盖当下的成本气价，而且申请到的气价究竟能否落实仍未可知，向下游终端用户顺价还是有点难。”一位近舟山燃气市场的人士说，“从经营角度来看，燃气企业为保证气源稳定供应，承受部分成本压力无可厚非，但是也希望有相关补贴政策能够‘让利’。”

　　城燃企业和工业用户承压

　　“从2021年夏天开始，国内天然气供需格局整体呈现价高量紧的态势，城燃企业基本没有机会储备低价气源，却还要承担起保供责任，加上顺价机制不畅，城燃企业经营压力很大。”杨常新说。

　　目前，由于非居民用气顺价有明确上限且幅度有限，远低于城燃企业的实际进气成本上涨幅度，超限部分只能由城燃企业自行消化。

　　杨常新进一步指出，城燃企业背负的顺价压力是大是小，也取决于企业的气源结构。“例如，舟山等地以进口LNG为主要气源的燃气企业，购买增量气需随行就市，经营压力较大。”

　　合肥某大型燃气集团从业人员表示，目前该公司天然气成本倒挂，但仍需按政府要求“不停一户气、不停一方气”。“我们的主要气源是管道气，LNG只是补充。但现在管道气增量合同气价格也偏高，补充购买的LNG价格也处于高位，加之现在的营商环境对我们的要求很高，亟需政府各项政策支持。”

　　山东一位不愿具名的燃气行业人士表示，目前城燃企业也都在向政府部门申请提价和补贴，但效果并不明显。

　　若顺价机制顺利落地，则意味着天然气终端工业用户要分担城燃企业的成本压力。

　　“工商业用户用气量大，其用气价格理应低于居民气价。但我国长期以来一直采用较低的居民气价模式，并通过对工商业用户实行高气价进行交叉补贴，导致价格水平不能完全反映用户实际应负担的成本，一定程度上抑制了价格机制发挥作用。” 上述近舟山燃气市场人士表示。

　　“非居民用气终端销售价格的季节性联动机制已基本形成，但多以冬季用气高峰时上调为主，淡季用气低谷时下调却很少。我们在调研走访中了解到，工业用户对气价联动政策的认可度并不高，交叉补贴现象较为突出。” 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋说。

　　亟待建立合理的成本分摊机制

　　受访人士均表示，目前，我国现行的天然气价格形成机制与油气改革“管住中间、放开两头”的总体思路尚有很大差距，仍以政府管制为主，市场化的定价机制还需进一步完善。

　　在郭焦锋看来，完善天然气价格市场化，首先应最大程度消除由于交叉补贴引起的价格扭曲，尽快全面理顺天然气定价机制，建立合理的成本分摊机制。“应积极推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端销售价格市场化，以‘准许成本加合理收益’为基础，尽快理顺价格机制，消除交叉补贴。”

　　业内人士建议，对不具备取消门站价格管制条件的地区，应完善门站价格形成机制，促进定价机制由政府管制向与油价挂钩转变。对具备取消门站价格管制条件的地区，应加快发展天然气市场交易中心，促进定价机制从与油价挂钩向“气与气竞争”转变。

　　“合理的价格是平衡各方利益的重要杠杆，更是天然气产业健康发展的关键，但目前我国还缺乏天然气市场基准价。发展天然气市场交易中心，通过交易中心的基准价格替代政府定价，也是实现天然气价格市场化的一条重要路径。” 上述合肥某大型燃气集团从业人员表示，“同时，还要加强自然垄断业务监管，推进配售环节公平竞争试点改革，推动城燃企业整合，提高其经营和服务效率。”