一般來說，沒有一種定價機制是完美無缺的。價改過程中，政府部門需要統籌兼顧各方利益，考慮可能存在的矛盾和問題。

什么樣的天然氣定價機制才是理想狀態？討論中的定價方案究竟能不能化解天然氣市場難題？什么樣的價格方案才能實現天然氣生產企業、管輸企業、銷售企業和消費者之間的利益均衡？

顯然，在中國這樣遼闊的版圖之上，在氣源多樣化、管道規模化的趨勢之下，很難尋找到一個統一的、完美無缺的方案。任何一種定價機制均有利弊，這就需要政府部門統籌兼顧各方利益主體的關系。

一氣一價 　　

就當下的天然氣定價體制改革，坊間流傳著幾種定價方案：一氣一價、區域定價、掛鉤原油、加權平均等。參與定價機制改革的業內人士告訴記者，這些方案均在發改委研究討論之列，最終定價方案還需有關部門綜合考量。

其中，呼聲比較強烈的，當屬“一氣一價”。“一氣一價”的定價方式指不同氣源采取不同價格，不考慮國內氣和國外氣價格銜接問題，國內氣仍然可以按照成本加利潤的方法定價，并有可能上調氣價。

“價格改革的核心問題是盡可能讓終端慢點漲，因此需要合理劃分上、中、下游各方利益，一氣一價是最為方便的辦法。”中國石化咨詢公司發展戰略所副所長李良說，“‘一氣一價’可能在相當長的時間內存在。可以專門成立一個管道公司，由管道公司統一定價，定期調整價格，逐步實現市場化。但缺點是定期調整的難度較大。”

隨著國內輸氣管道的大規模建設和土庫曼斯坦、緬甸管道氣和東部沿海LNG資源的引進，橫跨東西、縱貫南北的全國天然氣運輸網絡將在2010年后形成。屆時，我國將形成多氣源（國產氣、進口管道氣、進口LNG）、多管線相互調劑、聯合供氣的格局。

輸氣管道聯網后，同一管網中多種氣源將共存，這給“一氣一價”的想法帶來了挑戰。“氣源地不同，天然氣成本也就各異。那么是多種氣源采取同一價格，還是實行多種價格？何以區分用戶使用天然氣的氣源地和管輸路徑？即便能夠清楚了解氣源地，在費用的征收上也會存在問題。”中國石油規劃總院天然氣市場室副主任李偉分析。

而且，國內天然氣價格終歸要與國際接軌，國內氣價勢必需要連年上調，這無論對于石油企業還是發改委而言，調價難度都相當大。

目前，同一地區已經有可能存在多個氣源。例如，西氣東輸一線和二線將同時為新疆、甘肅、浙江、上海等地供氣。采取“一氣一價”方式，同一地區存在多種氣價，對于西氣東輸二線的市場開發無疑是不利的，而且容易出現市場混亂。

區域定價 　　

“區域定價”是另一種解決思路。它要求政府指導天然氣定價，氣價與輸送距離相掛鉤，運距越遠，價格越高。這種方式也是世界其他國家常用的做法。

在李良看來，這種方式的實踐是成功的。“2003年，在西氣東輸管線建設之時，國家發改委發布了一個文件‘西氣辦（2003）8號’，文件明確規定了各個省門站價格。‘區域定價’總體體現市場定價原則，但不是完全市場化，仍是政府指導下的定價方式。”李良說。

在這種定價制度下，不區分國內天然氣和進口天然氣，同一地區執行統一氣價，簡單易行。這種方法按照區位經濟的理念，考慮東中西不同區域經濟發展狀況和天然氣接受程度，有利于資源優化配置，解決了資源地價格高于管輸地價格的矛盾。

“但是，在這種定價方式的指導下，西部氣價顯然低于東中部，東部一些化工企業有可能會借此時機遷往西部，帶來一系列社會問題。同時，這一定價方式與管輸距離掛鉤，而管輸費由發改委按照管道項目成本收益核定，將會使政府和企業在管輸成本上出現信息不對稱。”也有業內專家對這種定價方式的后果表示憂慮。[page]

掛鉤原油 　

“掛鉤原油”的定價方式也在研究之中。這樣做的前提是簡化天然氣價格分類，將目前分類出廠結構氣價歸并，統一到區門站價，并實現與原油掛鉤聯動。

如果國產氣實行結構氣價，在進口氣和國產氣這兩種氣源混合時價格銜接存在實際困難。所以首先需要簡化價格分類，將目前分類結構出廠價歸并，統一到區門站價。歸并出廠結構氣價后，各油氣田天然氣出廠基準價與替代燃料價格掛鉤聯動。

由于原油價格及其波動是全球性的，其價格指標的選取方便、公開和公正，因此將替代燃料選取原油，價格可根據普氏報價WTI、布倫特和米納斯原油算術平均到岸價確定。天然氣出廠基準價每個季度根據國際原油價格變化由國家發改委調整一次。掛鉤聯動的國際原油價格范圍為40～80美元/桶，當國際油價在這個范圍之外時，天然氣出廠基準價格不再與國際原油掛鉤聯動，由政府指導定價。

但是，原油價格波動劇烈，容易受到地緣政治、投機等因素影響。我國天然氣價格如果掛鉤原油，勢必隨著原油價格波動而變化，而且這一波動有時是劇烈的，不利于穩定市場的建立。屆時，天然氣極有可能像原油一樣被投機者操縱。

加權平均

“加權平均”是指在進口氣和國產氣的管道連接點或出氣點實行加權平均的到區門站價格。將進口氣價格和國產氣出廠價格根據不同來源供應的氣量采用加權平均價格，管輸價格根據天然氣經過的不同路徑采用加權平均價格，二者相加得到管道連接點或出氣點的綜合門站價。目前陜京輸氣系統采用的就是這種天然氣定價方法。具體公式是：

綜合門站價=根據不同氣源供應氣量加權的平均出廠（進口）價格+根據天然氣經過不同路徑加權的平均管輸價格

在這種方案中，進口天然氣價格按到岸完稅價加國內管輸費確定。進口天然氣項目簽訂的是長期照付不議合同，合同中對氣價、進口氣量都作了嚴格的規定，國家在制定進口天然氣價格政策時應以不能讓進口氣項目發生虧損為原則。進口天然氣按照進口到岸完稅價+合理利潤+國內管輸費的原則定價。

該方案建議國家對天然氣門站銷售價實行指導價或限價的管理政策。鑒于多氣源管道聯網后很難區分用戶使用的氣源和管道運輸路徑，而且國內主要的天然氣生產企業中國石油、中國石化、中海油三大公司都是上中下游一體化的公司，出廠價和管輸費只是公司內部結算的問題。因此，國家可以直接管理主干管網管道出氣點的門站銷售價格，對門站銷售價實行指導價或限價。各出氣點門站銷售價格根據不同來源進口氣價格和國產氣出廠價格、來氣點到基準點的管輸費和進氣量加權平均確定。

為了有利于天然氣的市場化改革，門站銷售價實行在國家基準價格或指導價格的基礎上，通過與用戶談判門站銷售價可最高上浮10％、下浮不限的管理政策。

“加權平均”的定價方式，使國內所有天然氣價格一下提高到與國際相似的水平，將來隨著國際油價和氣價上漲再逐漸上調。“這對于西氣東輸二線的市場開發有利，但是西氣東輸一線諸多用戶不滿意，將面臨一線用戶結構的大調整。”李良說。

此外，這種方式無法照顧到不同區域的承受能力，不能反映管道成本問題，同時不同價格天然氣總量的統計上可能不準確。