林伯强(新华都商学院副院长)
近日，国家发展改革委发出通知，决定在广东、广西两地开展天然气价格形成机制改革试点，天然气价格将由“政府主导”变为“市场主导”。（相关报道见本报昨天A13版、今日B59版）
我国能源结构以煤为主，天然气是今后几年我国清洁发展中最具潜力的煤炭替代产品。近年来，无论是从国内天然气消费总量，还是从在世界天然气消费量中的占比来看，中国都经历了较快的增长，消费量从245亿立方米增加到1090亿立方米，占一次能源结构比例从1%左右上升到将近3.5%。基于这样的现状，改革现行天然气定价机制迫在眉睫。
首先，我国天然气的对外依存度今后几年内将快速增加。2010年我国天然气对外依存度大致为13%，随着中亚、中俄、中缅等几条天然气通道近几年内开始供气，我国天然气对外依存度将迅速提高，2015年可能达到35%，占一次能源结构比例也可能相应提高7%到8%。因此，需要在目前天然气占能源结构比例很小的情况下进行价格机制改革，可以减少改革的整体影响。
其次，目前的成本加成定价法缺点很多。在能源市场化程度比较低的情况下，成本加成法可以限制生产者取得垄断利润，维持比较低的天然气价格，鼓励用气。但是，不同的生产商生产条件差别很大，很难用统一的标准去衡量，生产商的生产成本很难核定，只要生产商有动力做大成本，就难以促使其降低成本、提高效率。另外，生产商“合理”的收益同样难以确定。保障供应，需要在定价机制中体现出对勘探开发的鼓励，但是很难确认未来勘探开发的风险和收益。一旦生产商成本得不到合理补偿，难以保障行业的合理投资以及行业可持续发展和市场供应。更为关键的是，如果价格不能反映资源稀缺和将环境成本充分内部化，则会导致浪费。总之，成本加成法最大的问题就在于作为行政定价为主的模式，很难反映市场供求的最有效价格水平。
第三，国际上比较市场化的定价是市场净回值法。国家发改委以进口燃料油和液化石油气(LPG)作为可替代能源品种，并按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格，把中心市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90%，是一个天然气价格市场化和国际接轨过程，显然有利于保持天然气的价格优势，鼓励有效合理使用天然气。但是，该方法当然也存在缺陷。不同的地理位置和需求情况会使不同气源价格存在较大差异，而不同气源的生产成本也可能存在很大差异，这些因素都会影响产商利润。目前以进口燃料油和液化石油气为基准，如果政府对天然气资源还采用低税负，那么，由国际市场价格倒推出的国内价格，可能超过国内天然气生产商的成本，产商将获取超额利润。因此，政府需要实行相对市场化的手段解决，比如参考对石油征收暴利税。
由于广东、广西现在的气价比较高，进行试点应该不会增加居民用气负担。但是，西气东输沿线的省份目前气价比较低，改革需要考虑减少对居民生活的影响。政府应该考虑相对市场化的手段，如阶梯气价等政策，保障低收入居民有相对较低价格，毕竟保障基本生活需要是政府的责任。
