基于國外經驗的我國天然氣市場化定價及其機制設計

陳愛雪

(內蒙古民族大學 區域經濟研究所，內蒙古 通遼 028000)

天然氣與傳統的煤炭等能源相比較，具有清潔、高效等特征，因此越來越受到工業化國家的青睞。我國作為世界上最大的能源生產國和消費國，迫切需要在天然氣領域進行定價改革，以避免天然氣資源浪費。應借鑒國際成熟的市場化定價經驗，在現行體制機制的基礎上，繼續探索天然氣定價改革路徑，形成市場化的定價機制，推進天然氣替代煤炭的進程。

一、關于天然氣市場化改革的理論綜述

國內學者對于天然氣市場化改革問題分別從不同角度進行了研究。楊俊等(2015)[1]認為，單純改革天然氣定價機制無法從根本上解決天然氣供氣不足的問題，也不利于對企業進行創新激勵，因此必須改革市場機制，并以此提出了單邊開放天然氣市場機制模型。劉力昌、李宏亮(2015)[2]認為，我國天然氣定價改革應該包括市場化的競爭環境和市場化的定價機制，并提出了相應的對策建議。蘇鵬等(2015)[3]則利用CGE模型模擬分析了天然氣價格變動對宏觀經濟各部門的影響，結果顯示，國內天然氣價格水平上漲對GDP、出口、居民消費會產生不利影響，而對進口、投資等變量則具有正效應；從整體來看，天然氣價格上漲不利于當前我國能源消費結構的優化。何勇健(2015)[4]認為，我國能源價格改革正處于政府定價過渡到市場定價的進程中，必須破除能源壟斷，避免“漲價游戲”，有些環節若確需政府定價,也要注重科學性和前瞻性。張露等(2013)[5]利用重點理論和Shapley方法分析了我國天然氣供需重心演化路徑與重心遷移貢獻度，模型分析結果顯示，我國天然氣市場供需不均衡情況在加劇，氣源分布集中及供給結構單一等問題突出。梁亞民、韓君(2015)[6]比較分析了不同的能源資源定價機制，認為能源資源的定價應能夠充分反映能源資源的稀缺程度、市場供求關系和環境成本等要素，因此應改革我國單一的定價模式，建立多元定價機制。

二、我國天然氣市場化改革現狀

(一)我國天然氣市場化改革進程

近幾年，我國一直在積極探索天然氣定價機制的相關改革。從改革開放至2005年，在天然氣定價政策方面，盡管經歷了雙軌制、國家定價與計劃指導并存等不同的定價體系，但都具有較強的政府干預的屬性。2005年末國家發改委公布天然氣價格形成機制改革目標，之后我國天然氣定價改革經歷了基于成本加成的國家指導價、以凈回值法為主的試點市場化定價和全國省份門站定價等定價方式，天然氣定價改革逐漸向市場化推進。此后這項重大資源型產品價格改革不斷獲得實質性推進。2005年末以來的天然氣市場化價格改革進程可以劃分為以下幾個主要階段。

1.基于成本加成的國家指導價(2005～2011年)。此次改革將天然氣出廠價格分為兩檔，天然氣儲備豐富、開采地區集中的地區及周邊省份執行一檔價格標準，其他地區執行二檔價格標準。一檔價格可在政府指導價10%的范圍內自由浮動，由天然氣供需雙方協商確定具體浮動比例；二檔價格可在指導價10%的范圍內上浮、下浮不限。此外，政府指導價根據包括煤炭、原油、LPG等相關替代能源品的價格指數確定，每年調整一次。

2.基于凈回值法的市場化定價試點改革(2011～2013年)。2011年底，為了進一步促進天然氣市場化改革，優化天然氣的資源配置，節約節省用氣，國家發改委下發了《關于在廣東省、廣西自治區開展天然氣價格形成機制改革試點的通知》。以廣東、廣西兩省(區)為天然氣價格改革試點地區，從成本加成的定價方式轉向市場凈回值定價方式。

在天然氣價格定價機制的主要內容方面：首先，試點地區的天然氣定價方式從成本加成為主轉向市場凈回值方法，在以進口燃料油和液化石油氣(LPG)作為可替代能源品種的基礎上，建立天然氣與可替代能源價格相掛鉤并動態調整的價格制定機制。在價格調整周期上，試點改革期間暫為一年一次的調整周期，隨著定價機制的不斷完善，將逐步形成半年或一季度一次的調整周期。其次，從改革前的出廠價格和管理運輸費構成的價格體系轉變為只確定和管理天然氣門站價格。以計價基準點價格為基礎并綜合考慮天然氣的供應流向和管道輸送費用確定各省(區、市)的天然氣門站價格。第三，將之前的分類天然氣價格改為統一的政府指導價。天然氣門站價格不再分類，供需雙方可以在政府規定的范圍內自行協商確定具體門站價格。放開對門站價格的管制使天然氣定價機制向市場化方向邁進了一大步。最后，對于頁巖氣、煤層氣等不進大管網的非常規天然氣和煤制氣的出廠價格放開，實行市場定價。

在天然氣價格主要確定方法方面：首先，確定上海市場作為計價基準即中心市場。這主要是基于我國天然氣市場的資源流動方向、消費特征及管道分布等綜合因素考慮的。其次，根據可替代能源價格掛鉤機制確立了上海中心市場門站價格，且門站價格應略低于等熱值可替代能源的價格。分別按照60%和40%的權重選擇燃料油和液化石油氣(LPG)作為可替代能源品種。可替代能源價格根據其單位熱值價格加權平均結果獲取。天然氣最終價格可以按照可替代能源0.9的系數進行折價確定，以此加強天然氣價格方面的競爭優勢，鼓勵用戶合理使用天然氣。最后，充分考慮廣東、廣西兩省(區)經濟社會發展特點和水平，以上海中心市場門站價格為基礎，依據天然氣市場的流向和管道運輸費用，確定以上兩省(區)門站價格。此外，為了給天然氣用戶對新的價格形成機制以逐步適應和消化的過程及時間，兩省(區)門站價格在其他省份天然氣價格改革到位前不再做調整，保持基本穩定。

3.基于凈回值法的天然氣價格改革全面鋪開(2013年至今)。2013年國家發改委出臺了《國家發展改革委員會關于調整天然氣價格的通知》，以各省的門站價為定價對象，將廣東、廣西的試點經驗向全國漸進式推廣。與試點地區一樣，門站價格不再分類，在不超過最高門站價格的范圍內供需雙方可協商制定。對于這些地區的頁巖氣、煤層氣等不進大管網的非常規天然氣和煤制氣的出廠價格也實行放開，實施市場定價方法。該年各省市的實際消費量為存量氣量，今后新增的消費量為增量氣量。增量氣價格一步到位，按“市場凈回值”0.85的折價系數計算；存量氣適度調整。居民用戶價格水平不變；化肥用戶價格最多上漲0.25元/m3，其他用氣最多上漲0.4元/m3。到2015年，存量氣與增量氣價格并軌。本次價格調整方案是中國天然氣價格管理方式及價格形成機制的一次重大變革，它標志著中國為最終實現天然氣價格市場化邁出了實質性的一步，對促進中國天然氣工業與市場實現健康、可持續發展，具有重大意義。

4.十八屆三中全會對天然氣價格改革提出新要求。黨的“十八大”和十八屆三中全會對全面深化改革作出了明確要求，提出要使市場在資源配置中起決定性作用。按照《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》，根據不同行業特點實行網運分開、放開競爭性業務，推進公共資源配置市場化。要在能源價格領域，尤其在石油、天然氣、電力等行業進行價格改革，特別是大力推進競爭性環節的價格改革。而對網絡型自然壟斷環節的定價則繼續實行政府定價。可以看出，國家對天然氣價格機制改革的思路是清晰的，即未來希望實現上游競爭定價、中游管制定價的格局，形成與市場化程度較高的歐美國家類似的天然氣價格體制機制。目前存量氣和增量氣的改革只是價格市場化進程中的一小步，市場凈回值定價也僅是整個改革進程中的一個階段。2014年國家能源局工作規劃將建立天然氣期貨市場提上了議事日程。2015年4月，將我國存量氣和增量氣門站價格并軌，全面理順非居民用天然氣價格，意味著我國天然氣價格市場化取得突破性進展。2015年11月，為了促進天然氣需求恢復快速增長，緩解天然氣市場需求疲弱和產能過剩問題，大幅下調了非居民用天然氣門站價格。

(二)我國天然氣市場化定價改革進程中存在的問題

1.目前實施的市場凈回值方法中，各項指標權重的設計不甚合理，導致由此計算出來并決定的各地區天然氣價格相對較高，影響市場需求。盡管國家對國產陸上常規氣和進口管道氣實行了門站價格最高限價政策，但由于天然氣供應市場存在壟斷因素，導致門站價最高限價基本代表了氣源價格。研究表明，這種價格水平比天然氣全成本高約30%。[7]這導致天然氣上游產業具有較大的盈利空間，而中下游產業在產業鏈中由于低附加值而受到影響，不利于促進天然氣消費市場的發展。

2.現行的增量氣存量氣價格方案在對國內陸上對外合作開發天然氣定價方面帶來了新問題。一方面，現行方案缺乏價格執行依據。公司已簽訂的合作開發天然氣合同中的價格條款大多以國家發布的出廠價為依據。但價格改革后，國家文件中只發布各省的門站價格，包括增量氣價格和存量氣價格，但沒有明確給出各氣田的出廠價。按照價格條款中的約定，需要與相關公司重新談判確定價格，增加了談判成本。另一方面，天然氣對外合作項目按照綜合門站價格執行，由于增量氣價格相對較高，依據“門站價-管輸費”推算的對外合作項目天然氣出廠價也比較高，將增加外方獲得的超額利潤。因此，在增量氣和存量氣并軌后，下一步應考慮國內氣和國外氣并軌。

3.現行的以上海為計價基準點，根據天然氣流向通過回推方式形成其他地區的門站價格，將形成東部價格高、西部價格低的天然氣供應格局。在現階段，這種情況符合中國區域經濟發展特點；但長期來看，不利于東部地區的發展。

(三)繼續推進我國天然氣價格市場化改革的優勢

從區位優勢、基礎設施、市場主體、市場意愿、國家戰略等因素分析，我國逐步推進天然氣價格改革，具有多方面的優勢。

1.從中國所處的區域特點來看，我國與中亞和東北亞接壤，擁有連接中東、中亞和東北亞的唯一陸上通道。中國還是天然氣消費大國，是東亞唯一擁有自產氣、PNG進口和LNG進口的國家，擁有中亞、中緬、中俄等跨國天然氣管道。這為我國建立天然氣交易市場、逐漸推進天然氣市場化改革提供了有利的條件。

2.天然氣供應基礎設施逐步完善，可以保障天然氣交易的氣量交割。近年來，全國天然氣基礎設施建設突飛猛進，不僅使跨區域的天然氣資源調配成為現實，而且新疆、川渝地區、北京、陜(西)甘(肅)寧(夏)地區、廣東、上海、沈陽已經或正在成為我國重要的天然氣管道樞紐或天然氣供應集散地。同時，儲氣庫的建設和規劃也正在緊鑼密鼓地推進之中。基礎設施的建設與完善為促進天然氣交易，形成市場化價格奠定了基礎。

3.天然氣供應量快速增長，供應商和氣源多元化。進入21世紀以來，我國天然氣供應量和供應能力大幅提高。2014年和2015年我國包括常規氣和非常規氣的國產氣產量分別為1308億立方米、1343億立方米，2016年預計達到1390億立方米，實現了穩步增長。2014年和2015年我國進口氣總進口量分別為595億立方米和624億立方米，2016年預計將達到690億立方米，逐年增加。由此可見，我國有天然氣供應量增長的空間和條件，為天然氣價格市場化改革提供了氣量保障。此外，隨著進口管道氣和LNG進口項目的不斷完工投產，我國天然氣供應已形成了國產陸上氣、海洋氣和LNG、進口管道氣和LNG的多源格局。除國內三大石油公司外，地方石油公司(陜西延長石油)、淺層氣公司(重慶鼎發公司)、煤層氣公司(中聯煤、河南煤層氣公司、山西晉煤集團)、煤制氣公司(大唐、匯能、新疆慶華等)、LNG生產公司(新疆廣匯)、頁巖氣勘探開發公司等中小型天然氣生產供應商也在向市場供應天然氣。多元化的天然氣供應商，對形成天然氣交易市場的競爭性供應有利。

4.天然氣屬于清潔能源，符合未來社會發展和需求趨勢。受國內經濟增長速度放緩、氣候溫和、起價缺乏競爭力等多方面因素影響，2015年我國天然氣消費增速創10年來最低，甚至出現了以煤炭替代天然氣的“逆替代”現象。但從長遠來看，天然氣作為一種清潔能源，有良好的經濟性和環保性。在我國國民經濟平穩較快增長、人民生活水平不斷提高的推動下，未來天然氣市場必定有廣泛的需求前景，天然氣價格承受能力不斷提高。

5.從國家戰略角度看，隨著全球環境變暖和傳統能源出現危機，后金融危機時代各個國家都在尋求替代能源用以替代傳統能源，并將其作為基本的戰略國策。我國關于溫室氣體減排的國際承諾和低碳發展的國家戰略還將進一步拉動市場的天然氣消費。此外，隨著“一帶一路”國家開放戰略的實施，將形成歐亞非的互聯互通，這為油氣資源整合提供了良好的前景。

三、天然氣市場化定價的國際經驗

目前世界各國的天然氣價格形成機制逐漸從管制定價向以氣氣競爭和油價指數為主的市場定價方向發展。按照國際天然氣聯盟(IGU)的統計，氣氣競爭、油價指數、管制定價三種定價機制所占全球市場份額最大。特別是中國、俄羅斯等重要天然氣生產國或消費國，近幾年逐步調整傳統的成本加成定價方式，轉而向與替代能源相掛鉤的油價指數定價的方向發展，使本國內部天然氣價格逐步走向市場化，優化了資源配置。

1.市場化程度較高的國家采用氣氣競爭的定價方式。目前，北美地區(包括美國、加拿大)和英國的天然氣定價采用不同氣源之間競爭性的市場化模式。這三個國家的典型特征是天然氣資源豐富、天然氣市場與監管政策完善，可以實現多元并具有競爭力的供應主體。因為天然氣輸送配送環節具有典型的自然壟斷特征，因此被政府嚴格監管。此外，其他環節，包括天然氣井口價格和終端銷售價格的制定，都采取氣對氣競爭的定價模式。天然氣用戶可以在市場中自由選擇供應商，管輸系統等天然氣供應的基礎設施的完善對實現非歧視性的“第三方準入”提供了有利條件。

市場競爭形成價格的典型特點是氣與氣競爭，前提條件是天然氣在上游供應領域形成充分競爭，下游用戶可以自由地選擇供應商，同時要求管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施已經建設完善，具有富余的運輸、儲存、氣化加工容量。在這種情況下，可以解除對天然氣井口價格的管制。強制要求管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施實行管道第三方準入制度，在天然氣的上下游即生產者與消費者之間、供應方與購買方之間直接聯系，建立完全開放的天然氣競爭市場。競爭性市場需要供應環節的可靠性和多樣性，以及發育成熟的市場基礎。北美地區氣對氣競爭性市場的建立符合天然氣工業和市場長期發展的客觀規律。北美地區，包括美國、加拿大、墨西哥等國家的天然氣價格以期交所交易形成的Henry Hub(亨利樞紐)價格為基準價。亨利樞紐連接了十六個州內和州際管道，天然氣在這里進行交易和交割，加升貼水后作為實際交易價格。目前，亨利樞紐價格基本維持在3.5美元/百萬英熱單位，約合0.77美元/立方米，處于全球天然氣價格最低水平。[8]英國的天然氣定價體系中也有一個虛擬平衡點(NBP)。英國與北美的天然氣定價機制相同，但是由于資源的特殊性及區域因素，這兩個天然氣市場是相互獨立的。

近幾年，阿根廷、新西蘭等國家的天然氣市場也逐步放開，實行氣氣競爭的市場化定價方式，這些舉措使市場在資源配置中起到了決定性作用。

2.歐洲國家實行與替代能源掛鉤的指數化定價方式。與替代能源掛鉤的定價方法中，將天然氣價格與其替代能源——石油的價格相掛鉤，是長期石油進口合同的延續。具體方法是，天然氣的終端銷售價格與可替代能源價格相聯系，將天然氣價格調整與其有替代關系的石油的市場價格進行參照并確定比例關系，之后依據“傳遞要素”形成天然氣的價格。此外，各供應環節的價格應在此基礎上扣除掉中間費用回推形成，例如城市配送費、管道運輸費等，最終形成各環節天然氣價格。企業(或用戶)使用天然氣要等于使用相同熱值可替代燃料所需支付的成本，即通常所說的“替代成本”。天然氣市場價值為確定其終端價格提供了客觀參考，只要天然氣終端價格不超過其市場價值，就不會增加用戶支出，也就為用戶創造了價值剩余。天然氣采用此種定價法，可以使天然氣價格更充分地反映市場價值，既有利于鼓勵企業生產和引進天然氣，約束成本和保證供應，也有利于引導天然氣資源的合理使用，避免浪費。但是，使用此種定價法的前提是可替代天然氣能源的價格必須通過市場競爭確定，這是確定天然氣價格的基礎。與替代能源相掛鉤形成天然氣終端銷售價格的方法起源于20世紀60年代的荷蘭。1964年位于荷蘭陸上的歐洲最大的氣田—格羅寧根(Groningen)氣田正式投產，對其生產采取了此種定價模式，后被歐洲大陸國家廣為采用。直到現在,這種定價方法仍然是歐洲天然氣工業鏈價格形成的基礎。與北美和英國不同的是，歐盟國家與國家之間、企業之間、管道之間存在分割。因此，歐盟盡管頒布了很多旨在統一天然氣市場的相關政策法令，但至今其市場的自由準入和流動性不如北美國家。

東北亞的LNG定價模式也受到該方式的影響，被出口合同所采用。除此之外，中國、俄羅斯等國家也在嘗試該價格形成機制。2011年我國在廣東、廣西兩地試點新的天然氣價格機制，并于2013年在全國推開試點。俄羅斯從2006年起就開始進行國內天然氣價格改革，逐步轉變以往政府按成本(甚至低于成本)定價的方式，采取放開電子交易平臺、上調國內氣價、兩次推出定價公式等措施，將定價機制逐步調整為以市場凈回值為中心的方式。

3.資源國在天然氣工業發展初期常常采用基于成本加成的管制定價方法。政府主要依據天然氣生產成本，通過生產經營企業的生產成本加一定合理比例的利潤最終測算天然氣價格。例如美國在天然氣市場發展初期就曾采用過這種定價方法。實踐表明，成本加成定價方法的優點是方便政府監督管理，消費者可以享受較低的價格。但是此種方法的缺點是，由于信息不完全，政府難以掌握企業真實成本，既不利于激勵企業勘探開發投資和降低成本，也不利于對企業形成約束機制。此外，這種方法形成的價格往往低于天然氣實際市場價值，帶來資源浪費。較低的價格還會刺激天然氣需求盲目擴張，加劇供求矛盾。美國就曾因采用成本加成法嚴格管制天然氣井口價格，造成了20世紀70年代嚴重的天然氣“短缺”，給居民生活和國家經濟發展帶來嚴重影響。

現階段，中亞、中東等地區主要采用成本加成的管制定價機制。中國、俄羅斯等主要天然氣資源國正在逐步從成本加成轉向油價指數定價，其原因是政府的過度監管將導致天然氣市場價值被低估，而基于市場凈回值的油價指數定價能夠大幅度提高天然氣價格，激發生產積極性。

四、我國天然氣市場化定價機制設計

1.形成市場為主體的價格形成機制。中國的天然氣定價背景與歐洲大陸市場有較多相近之處，在天然氣市場處于起步階段的歐洲大陸，其天然氣價格是與整個能源體系相掛鉤的。歷史經驗表明，與能源相掛鉤的市場凈回值定價方法是一種相對較合理，符合市場規律的價格體系，能夠體現天然氣在能源市場中的替代價格，也能夠體現天然氣市場買賣雙方的利益。首先，應當繼續完善市場凈回值方法中與天然氣相關的可替代能源的選取、定價方式、指數制定等制度，縮短調整價格的周期，使天然氣價格能夠真正反映市場需求，實現我國天然氣價格與全球的聯動機制。其次，繼續合理調整天然氣與可替代能源比價關系。建立天然氣與可替代能源價格相掛鉤的定價機制，需要與其掛鉤的可替代能源能夠正確傳遞市場的供求信號，形成合理的市場價格。因此，一方面，應完善石油、煤炭等可替代能源的價格形成機制，推進其市場化程度。另一方面，應逐步完善價格動態調整機制，使其能夠更及時準確地傳遞天然氣能源的市場供求信號和資源稀缺信息。最后，天然氣的相對價格長期高于其替代能源，可能會導致消費者和企業選擇較低價格的替代能源而導致出現“逆替代”現象，這不符合產業和社會發展的規律，尤其是東部地區的工業經濟相對發達、人口密集，對能源的需求量較高。因此，應形成多元化的競爭格局，逐步放寬對上游開采、中游管輸的市場準入，鼓勵民間企業參與天然氣的勘探開發，對各市場主體提供平等參與的機會和平臺。繼續推進天然氣市場的均衡發展，現階段形成各省份合理范圍內的門站價格差，在長期，逐漸縮小價格差距。因此，要完善現行的市場凈回值定價方法，引入多元化的競爭格局，促進天然氣上中下游產業鏈的平衡協調發展。

2.建立天然氣交易市場為主體的安全的天然氣供應機制。首先，建立天然氣交易市場，實現天然氣現貨交易，對于促進我國天然氣市場發展，解決現存的一些突出問題具有積極的作用。天然氣現貨交易的價格機制有利于天然氣生產企業提高天然氣價值，有利于促進天然氣生產和進口，擴大市場供應空間，緩解供需矛盾。其次，通過天然氣交易市場增加天然氣供應機制的彈性，在天然氣價格、氣候等因素發生變化時，用戶可以對氣量需求靈活進行調整。此外，建立天然氣交易市場不僅可以滿足高端用戶的天然氣需求，促進資源優化配置，而且市場化的價格機制可以促使各行業及居民了解天然氣的真實價值，提高節能意識并付諸行動，有利于節能減排，兌現我國政府的國際承諾。最后，建立天然氣交易市場可減少對進口天然氣的依存度。現行的定價機制解決了國產氣價格偏低而進口氣價格偏高的矛盾，使國產氣和進口氣在價格方面不再有區別，在一定程度上緩解了全球天然氣“亞洲溢價”問題，建立天然氣交易市場有利于繼續減少進口氣和國產氣之間的價格差距，減少對進口天然氣的依存度。

3.完善我國天然氣相關的公共產品供給機制。北美天然氣市場發展經驗表明，四通八達的管網輸送設施等基礎設施的完備是定價市場化的基礎。目前我國天然氣輸送、存儲等設備落后且總量不足，地區間沒有形成充分的管網覆蓋。因此，加快建設天然氣基礎設施，合理布局，促進天然氣的充分便利流通，既可以降低天然氣的輸送成本，也能夠充分體現天然氣的商品屬性。天然氣市場化有賴于配套硬件設施的完善，主要包括油氣輸送管網和儲氣設施的建設。天然氣基礎設施的成熟、配套和完善是天然氣市場高效運行和不斷發展的充分必要條件之一。當前，隨著上海石油天然氣交易中心的建成與運行，中國天然氣的市場化邁入了新的發展階段。但是，我國與市場化配套的基礎設施建設相對滯后，以儲氣庫為例，截至2014年底，我國已建成儲氣庫18座 ，設計工作氣量177億立方米，但形成的調峰氣量只有43億立方米，僅相當于2014年表觀消費量的2.5%。而且，儲氣庫主要分布在西氣東輸沿線與京津地區，其他地區的儲氣庫偏少，西南地區僅建成了相國寺儲氣庫。現行的儲氣庫規模與分布難以適應峰谷差越來越大的市場現實，迫切需要加快建設，以適應市場化趨勢下天然氣供求調節的需要。盡管我國由于需求疲弱而導致天然氣產能過剩的趨勢，但是造成這種情況的主要原因在于定價機制不完善。隨著天然氣價格改革的不斷推進，加之天然氣作為清潔能源符合經濟社會發展方向，必定有廣泛的需求前景。滿足未來不斷增加的天然氣市場需求有賴于完備的基礎設施供給。

4.完善法律法規及政策環境。美國 1978年頒布《天然氣政策法案》標志著天然氣市場化改革的開始，市場化機制直至上世紀90 年代中期才基本實現。英國1986 年《天然氣法》開啟了市場化改革進程，但其真正的市場化直到2000年以后才初步實現。[2]天然氣的市場化改革是一個循序漸進的過程，不能一蹴而就，而且必須有健全的法律法規作保障。我國天然氣市場化改革，包括市場化的競爭機制、市場化的定價機制的形成并走向成熟，需要一個逐步發展完善的過程，并且需要不斷完善相關法律法規。國外成功經驗說明，健全的法律法規能夠為天然氣市場化定價及交易提供有力的保障。因此，國內亟需建立一套從天然氣勘探開采到市場交易和終端消費的包含天然氣產業鏈各環節的法律法規體系。明確界定市場和政府的職能范圍，弱化政府價格干預職能，強化監管和監督職能，為天然氣的市場化創造公平的環境。

五、結 語

世界主要國家的天然氣價格市場化變革歷程和經驗表明，市場化的價格機制可以傳遞正確的行業供求信號，有利于資源的優化配置。我國未來的天然氣價格改革應堅持市場化定價方向，不斷引入競爭機制，加強基礎設施建設及配套政策改革。同時也應該認識到，市場化進程不是一蹴而就的，需要循序漸進的過程。

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