在經歷了連續幾年的“氣荒”之后，天然氣價格改革于年前取得突破。自2011年12月26日起，在廣東、廣西兩省(區)開展天然氣價格形成機制改革試點，將現行以“成本加成”為主的天然氣定價方法，改為按“市場凈回值”法定價，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤調整的機制。這是自2005年末國家發改委公布天然氣價格形成機制改革目標后，氣價改革第一次真正意義上的推進。

    上游企業受益明顯

    我國天然氣價格改革的最終目標，是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。2011年5月，我國上調了國產陸上天然氣出廠基準價，雖然較2005年的定價有大幅提高，但仍然未能有效反映市場供求和資源稀缺程度。

    天然氣產業鏈可自上而下分為勘探生產、長輸管道、下游應用三個部分，涉及價格主要包括出廠價、管輸價和城市輸配價。目前我國天然氣出廠價格實行國家指導價，跨省輸送費用也由國家統一制定，城市輸配價格由省一級價格主管部門管理。

    天然氣價格的市場化機制，將直接利好中石油、中海油等天然氣上游企業。目前，中石油上游的天然氣業務規模最大。目前供給廣東、廣西的天然氣主要通過西二線輸送，到達廣東的門站成本至少在3.2元/立方米以上。據廣州燃氣方面介紹，原先的廣東門站價格為1.79元/立方米，氣改后門站價上調整到2.74元/立方米。這樣，每輸一立方米氣到廣東虧損從1.21減少到0.46元。此次價改將緩解中海油天然氣業務的虧損壓力，有利于企業的可持續發展和提高進口天然氣的積極性。

    非常規天然氣受到鼓舞

    國家發改委公布的改革方案，對頁巖氣、煤層氣、煤制氣三種非常規天然氣，出廠價格實行市場調節，由供需雙方協商確定。這使得一直受到定價機制困撓的非常規天然氣開發利用看到了希望。

    以煤制天然氣為例，國家已先后核準了中國大唐、新疆慶華、內蒙古匯能等4個煤制天然氣項目，產能達151億立方米。此外，神華集團擬在內蒙古鄂爾多斯、寧夏分別建20億立方米煤制天然氣和40億立方米煤制天然氣項目，兩項目均處可研階段；中電投擬在新疆伊犁建兩個煤制天然氣項目，規模分別為60億立方米和3×20億立方米；中海油則計劃在內蒙古和山西大同建兩個規模分別為80億立方米及40億立方米的煤制天然氣項目。據了解，目前全國規劃中的煤制天然氣項目多達20多個，產能高達1000億立方米。

    然而，煤制天然氣成本相對較高。據研究，假設在新疆或內蒙古東部地區，采用碎煤固定床加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方天然氣，原料煤、燃料煤均為褐煤，價格為170元/噸(含稅價)，2011年測算得到的天然氣單位生產成本為1.6元/立方米左右；西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元/立方米；陜京一、二線主要由長慶氣田供給，供氣價格為0.681元/立方米。按這樣的氣價，所有煤制天然氣項目均難以與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。

    而一旦實行“市場凈回值”法定價，逐步放開市場，將提高煤制天然氣、頁巖氣、煤層氣等非常規天然氣的開發速度，通過天然氣的多元競爭，使供求關系達到平衡，真正破解我國“少氣”困局。

    上調幅度低于預期

    此前業內對天然氣門站價格漲價已有預期，但發改委此次公布的廣東、廣西兩地門站價格的上調幅度低于預期。

    雖然改革后的價格形成機制目前在試點地區不會引起天然氣價格明顯波動，但如果推廣到全國，西氣東輸沿線城市原有的價格優勢會被顛覆，天然氣價格的上漲將比較明顯。有專家分析稱，若全國推行現行價改定價機制，部分地區包括北京、上海等大型城市天然氣價格將大幅提高，但相信政府推行前會采取補貼或階梯氣價等措施，保證居民正常生活平穩。

    天然氣價格上漲后，處于產業鏈最下游的工業用氣企業的生產成本將相應增加，涉及氣頭化工和天然氣發電的企業將受到影響。對于天然氣管網建設運營公司而言，價格改革是否構成利好的關鍵在于管輸費率是否相應調整。天然氣漲價往往是系統性的，因此管輸價格存在較大上漲預期。

    未來隨著試點的擴大以及各省份門站價格上調幅度不一，相關企業受到的影響將逐漸顯現。