贾承造：天然气定价机制须尽早设计出台

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“完善资源性产品价格形成机制”已写入“十二五”规划。天然气作为一种重要的资源产品，其定价机制已经滞后。在燃气价格问题上，决策部门有拖延的嫌疑。

“天然气定价很困难，但越早引入定价机制越好。我主张NDRC应该把重点放在制定价格规则上，而不是批准项目。再等三年，天然气需求就超过1500亿立方米了。市场越来越大，终端消费群体越来越多，定价规则也会更加复杂。”中国人民政治协商会议全国委员会委员、中国科学院院士、中国石油天然气集团公司原副总裁贾承造(601857)(601857)说。

加权平均定价是理想的

21世纪:从2007年开始，相关部门开始研究制定天然气价格计划。到目前为止，定价方案还没有出台。目前，天然气价格机制改革面临着怎样的局面？

贾承造:天然气的定价机制非常复杂。世界各地的天然气价格不同，所以定价机制必须考虑国外定价、油气生产成本、社会承受能力等因素。国外采用热值定价法，与油价挂钩；在中国，价格是用数量来衡量的，与替代能源的价格比较关系没有理顺。

国内天然气贫乏，进口天然气匮乏，这是燃气价格改革必须面对的问题。据国家能源局统计，2010年国内进口管道燃气44亿立方米。中亚进口天然气价格是国内天然气的两倍多，进口天然气处于亏损状态。2010年，进口天然气损失40-50亿元。管道天然气和液化天然气(液化天然气)进口的增加正在推动国内天然气价格改革。

《21世纪》:将“一气一价”、“区域定价”等定价方案纳入了决策者的讨论范围，即不同地区根据不同的气源实行不同的价格。这个想法可行吗？

贾承造:未来3-5年，国内天然气管道将形成网络，多个气源和管道将互联互通。到那时，每个地方都会有很多种气源，很难区分气源。我们不能人为的按气源和地区划分价格，“一次一价”、“地区定价”都不行。

《21世纪》:天然气的定价机制能否和成品油类似，全国采用“一刀切”的定价公式？

贾承造:可以制定一个总体的定价方案，但必须根据不同地区的经济社会发展水平进行调整。

加权平均定价是一种理想的方法，其原则是提高国内燃气价格，降低进口燃气价格。具体操作方法是根据国内天然气、进口天然气和进口液化天然气的价格和用气量，加权平均计算天然气的基本价格。

这个定价规则必须反映气源结构的变化。进口气量增加，燃气价格会上涨；相反，向下调整。

国家可以直接管理天然气基本价格，实行指导价或限价，并适当调整不同地区以反映差异。比如在贫困地区可以适当降低燃气价格，在广东、云南等省可以适当提高管道运输费，在环境污染严重的地区可以增加环境综合治理费。

天然气消费缺乏科学规划

21世纪:下游燃气企业多次呼吁国家建立民用天然气与上游价格调整联动机制，即上游天然气价格(上游出厂价、管道运输费)调整时，下游销售价格同步上调。如何看待这种需求？

贾承造:天然气零售企业的利润是和销售总额挂钩的。如果终端销售价格调整到合理的价格，就需要对零售企业的成本进行分析。所有零售企业都可以保证低风险运营，就像“种菜风险大，卖菜风险小”一样。

在实际运营过程中，天然气零售企业永远不会轻易承担高批发价。如果终端销售价格不调整，批发价不会提高。上游天然气涨价在石油企业消化。

此外，燃气市场缺乏科学规划，使得天然气消费无序增长。在不保证上游气源的前提下，大量增加下游用户，大部分是民用和公用事业。一旦用气量剧增，就会集中到上游企业，造成“气荒”。

天然气上游生产企业和下游企业应建立季节性调峰和日调峰预警机制，预测相应下游市场或当地的天然气需求变化，并根据天然气供应情况设计系统的调峰方案。

《21世纪》:天然气调峰能力不足是“气荒”频繁发生的重要原因。作为重要的调峰工具，储气库建设滞后的原因是什么？

贾承造:早期对我国储气库重要性认识不高，尤其是南方储气库建设滞后。客观上，我国缺乏建设储气库的地质条件。北方最好的储气库是衰竭式油气藏，成本低，运行可靠，而南方油气田少。

另外，储气库建设成本很高，都是企业自己出资，石油公司积极性不高。储气库建成后，一部分是“底气”，不能提取利用。十几亿立方米的储气库有上亿立方米的底气，在注采过程中有一定的天然气损耗。