【天然气】改革还是垄断，中石油与陕气协的天然气定价之争

       （9月12日以来，上海石油天然气交易中心联合中石油天然气销售分公司陆续举行了多场管道天然气竞价交易，这是国内天然气市场化定价的最新尝试。图/视觉中国）

《财经》记者 沈小波/文 马克/编辑

        中石油联合上海石油天然气交易中心尝试管道天然气的市场化竞价，此举符合天然气市场化定价的改革方向，但因为价格走高，招致下游用户激烈反对。

        9月12日以来，上海石油天然气交易中心联合中石油天然气销售分公司陆续举行了多场管道天然气竞价交易，这是国内天然气市场化定价的最新尝试，与政府确定基准门站价及上浮区间，买卖双方协商定价相比，这次管道天然气竞价通过公开竞价来发现价格、确定价格。

        这次管道天然气竞价的定价区间设置了底价和上限，底价参考但超过了基准门站价，上限也超过政府指导价的上限区间。在实际交易中，由于用户普遍预期今年供暖季天然气供不应求，成交基本以顶价成交。

        《财经》记者了解到，这次管道天然气竞价影响的不仅是已参与竞价的大约数亿方管道天然气。中石油天然气销售西部分公司正酝酿以天然气竞价西部专场成交价为标准，调整与陕西、内蒙古LNG工厂用户的天然气结算价格；而随着供暖季的到来，中石油宣称计划用竞价的方式，来分配部分供不应求的天然气资源。

        竞价带来了天然气价格上涨，引发了部分用户的反弹。多位城市燃气公司人士向《财经》记者表达了他们的不满。而代表陕西LNG工厂用户的陕西液化天然气（LNG）产业协会（下称“陕气协”）则更进一步，两次发律师函至上海石油天然气交易中心，称天然气竞价违规、违法，要求停止天然气竞价。

天然气竞价违规、违法？

        陕气协所称的违规、违法是指中石油天然气销售西部分公司联合上海石油天然气交易中心举办的陕西、内蒙古LNG工厂管道天然气竞价专场。

        9月18日，中石油西部销售公司拿出8000万方管道天然气进行网上竞价，交收期限为9月22日－30日。据上海石油天然气交易中心公告，此次竞价参与用户为陕西、内蒙古LNG工厂，竞拍底价1.43元/立方米，最高限价为1.70元/立方米。

        陕气协认为LNG工厂应采用政府指导价。陕气协引用的政策依据是国家发改委2013年6月发布的《关于调整天然气价格的通知》（〔2013〕1246号文）,规定国产陆上天然气、进口管道天然气执行门站价格，实行最高上限管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。LNG工厂使用的天然气正是陆上天然气。

        由此，陕气协认为上海石油天然气交易中心的定价方式、定价范围不符合政策规定。因为陕西最新的天然气基准门站价为1.24元/立方米，上浮20％后限价为1.488元/立方米。天然气竞价西部专场的价格区间超过了这一政府确定的门站价区间。

        发改委主管官员告诉《财经》记者，陕气协的说法与事实不符。早在2007年，发改委发布了《关于调整天然气价格有关问题的通知》发改电（[2007]301号），其中第二条已经明确，“鉴于目前国产液化天然气（LNG）价格已由市场竞争形成，各油气田供LNG生产企业的天然气出厂价格不再执行中央政府指导价，由供用双方协商确定。”

        “这两份文件是从不同的角度来谈天然气价格，并不冲突。”上述人士解释，陆上天然气执行门站价，生产LNG的用气放开是前提，两份文件是前后相承的。

        这一说法不能令陕气协信服。陕气协秘书长李蓉告诉《财经》记者，2007年的文件几乎是孤立存在的，看不到其他佐证。“发改委最近发布的天然气改革专题报告压根没提到（2007年）这次价格改革。”

        陕气协所指的违法，是指天然气竞价与价格法不符。陕气协认为，这次参与西部专场的LNG工厂全部直接、间接通过中石油控制的天然气长输管道提供天然气，运输企业和销售企业为统一市场主体，LNG工厂无论线上还是线下交易管道天然气，都仅能从中石油购得，没有其他途径，经营者是唯一的，不存在竞争，不可能通过市场竞争形成价格。按《价格法》第十一条：“经营者进行价格活动，享有以下权利：（一）自主制定属于市场调节的价格；（二）在政府指导价规定的幅度内制定价格。”因为第一条条件不成立，所以管道天然气竞价仍应在政府指导价内定价。

        发改委价格司人士向《财经》记者表示，价格法同样对政府指导价的适用范围作了规定。《价格法》第十八条明确，政府在必要时,可对下列商品和服务价格实行政府指导价或政府定价：与国民经济发展和人民生活关系重大的极少数商品价格、资源稀缺的少数商品价格、自然垄断经营的商品价格、重要的公用事业价格、重要的公益性服务价格。

        “这意味着，政府可以适时放开这些领域的政府指导价。”上述人士表示，天然气体制改革的方向是政府监管具有自然垄断性质的管输环节，上游的气源价格和下游的销售价格未来都会全部放开，由市场决定价格。

        李蓉告诉《财经》记者，中石油自营的LNG霸州工厂、黄冈工厂已经陆续复工，这两个工厂并没有参加天然气竞拍。李蓉认为，中石油作为具有市场支配地位的经营者，一边向市场传递气源紧缺的信号，一方面允许自己经营的LNG工厂复工，加大生产。自己的工厂不参与竞拍，却要求其他已经签署供气协议且该协议正在履行期限内的LNG工厂进行竞拍，此种差别待遇涉嫌违反《反垄断法》。

        李蓉表示，就此次管道天然气竞价，陕气协会向发改委举报上海石油天然气交易中心和中石油，对中石油滥用市场支配地位的行为，后续考虑进行反垄断诉讼。

中石油价格新政

        参照天然气竞价的成交价格，中石油正调整与陕西、内蒙古LNG工厂用户用气的结算价格；随供暖季接近，中石油计划用竞价的方式来分配紧缺的天然气资源。

        李蓉告诉《财经》记者，就在西部管道天然气竞价完成的9月21日晚上，中石油天然气销售西部分公司连夜向陕西、内蒙古LNG工厂下发调运通知单，中石油将仅按管道天然气竞价成交量进行供气。

        《财经》记者从一位业内人士手中获得了一份调运通知单。发件方为天然气西部销售公司营销调运处，收件人为内蒙古西部天然气股份有限公司。调运通知单称：“我公司9月11日已经明确，自9月起，公司不再安排各LNG工厂用户用气计划，LNG工厂用气均须在交易中心线上竞价完成。”

        在这份调运通知单中，由于内蒙古西部天然气股份有限公司未参与竞价，销售公司将在“9月22日8:00至9月30日8:00停止供应LNG用气”。

        《财经》记者了解到，中石油后续调整了策略，并没有停止供气，而是以管道天然气竞价的顶价作为新的结算价格持续供气。

        陕西金源集团天然气板块负责人告诉《财经》记者，金源集团拥有两家LNG工厂，分别日消耗天然气80万方，这次仅竞拍了50万方管道天然气，不足生产所需，剩余气量都是按竞价顶价向中石油购买。

        “国庆之后中石油就正式调整了策略。”李蓉说，竞拍之外的气量，按照1.61元/立方米（顶价为1.70元/立方米，是由甘肃天然气门站价为底价上浮20％得出，结算时要减去陕西与甘肃的门站价差0.09元/立方米)进行供应。

        而随着供暖季的到来，为了调剂供不应求的天然气资源，面向城市燃气客户，中石油也在调整价格策略。

        《财经》记者了解到，中石油已经制定了今冬明春非居民气价上浮的初步方案：中石油将和客户签订今冬明春供气补充协议，协议气量不超过2016年11月－2017年3月实际用气量。协议气量以2017年4月－9月供客户非居民平均日用气量为基量，基量以内，价格上低于10％；超出基量部分，价格上浮不低于15％；超出协议气量的，由客户以资源方式通过上海和重庆天然气交易中心购买。

        一位业内人士分析认为，今年下游天然气需求快速增长，中石油国内产量有限，不得不加大进口气供应，由于进口气价与国内气价倒挂，在供暖季保供的刚性要求下，中石油面临较往年更大的成本压力，这构成了中石油涨价的推动力。

        中石油通过中亚天然气管道、中缅天然气管道进口管道天然气，由于进口气价与国内气价倒挂，长期处于亏损状态。中石油2017年半年报显示，今年上半年销售进口气及LNG净亏损人民币 117.98 亿元，比上年同期增亏人民币37.92亿元。其中销售进口中亚天然气196.04亿立方米，亏损人民币47.69亿元；销售进口缅甸天然气18.83亿立方米，亏损人民币27.86亿元。

        下游用户对这样的新价格、新规并不适应。李蓉表示，过去中石油一直按门站价进行供气，目前陕西最新的门站价为1.24元/立方米，采用新价格，意味着每吨液化天然气的成本因此额外增加了三成多。

        “我记得很清楚，2013年、2014年合同中直接写明了价格按政府门站价结算。”李蓉告诉《财经》记者，在现实中，中石油一直按政府门站价和陕西LNG工厂结算，直到2015年政府允许天然气在门站价基础上最高上浮20％，才在2016年供暖季将价格上调了10％。

        《财经》记者获得了一份陕西某LNG工厂与中石油天然气销售长庆分公司签署的2017年度天然气购销合同，其中在价格部分约定：如果在合同期内，中石油在国家天然气价格政策允许范围出台新的天然气定价机制，则合同价格以中石油确定的新机制生效之日起调整并执行。

        由于LNG的市场价格早已放开，上游天然气价格上涨，带来了LNG价格的水涨船高。9月份最后一周LNG市场均价以日均150元/吨－300元/吨的增幅持续升高。截至9月29日，全国工厂、接收站LNG均价为3871元/吨，价格同比上涨38.80％。

        李蓉告诉《财经》记者，LNG的上涨空间有限，如果全部将成本转嫁给下游，将面临着替代物（LPG、柴油、电能等）的竞争，失去市场，如果不涨价，按目前的经营状况，又很难自己消化。

        湖北一家城市燃气公司人士表示，下游居民及非居民用气都由政府监管定价，上游涨价后，还要和政府协商调价，否则只能自己承担。

天然气市场定价之辩

        李蓉一直以为LNG企业用气价格是由政策制定，在她看来，中石油是LNG企业的唯一卖方，也是运输管道的唯一运营方，这样的市场结构也应该执行政府指导价。

        湖北某燃气公司人士告诉《财经》记者，湖北的管道和气源也基本由中石油控制，这次竞价前出现了小规模的限气，竞拍的又是“高价气”，让他有一种“人为刀俎，我为鱼肉”的感觉。

        中石油在中国天然气市场中处于绝对垄断的地位。2015年中石油天然气供应量占中国天然气市场份额的70％，同时中石油还管理运营着中国约70％的原油管道及约90％的天然气管道。

        在一个寡头垄断的行业先行推进市场化定价是否合理？

        发改委价格监测中心研究员刘满平认为，交易中心竞价反映供求关系需要具备四个条件：

• 1.天然气市场发展阶段较为成熟；

• 2.天然气市场供大于求，供给端存在竞争；

• 3.基础设施较为完善且能够公平开放；

• 4.交易中心之间存在竞争。

        具体到中国现状，天然气市场发展较为成熟，市场供大于求局面已经形成，供给端存在竞争、基础设施公平开放、交易中心存在竞争仍未完全达到。

        “现在竞价还处于价格发现初级阶段，制约因素多，更有利于卖方。”刘满平表示，未来随制度完善，买方、卖方及交易量的增多，供求形势变化，价格会有升有降。

        中国油气产业发展研究中心副主任刘毅军认为，拥有充分的市场竞争和公平第三方接入的基础设施，再进行价格改革，是一种理想情景。在中国的现实国情下，价格改革先行一步，有助于发现问题、解决问题，并进一步倒逼体制改革。

        具体到这次管道天然气竞价，刘毅军认为竞价相比原先的一对一协商，更加透明，价格也更能反映市场供求关系，是有益的尝试。现在供不应求，当然价格上升，未来供大于求，竞价会带来价格下降。“供大于求，也要让中石油拿气出来竞价。”

        发改委相关官员告诉《财经》记者，从供应主体看，天然气上游有中石油、中石化、中海油以及有LNG进口资质的民营企业多个主体，存在一定的竞争；从气源种类看，有常规天然气、煤层气、LNG等多个种类。在这样的市场结构下，推进天然气价格的市场定价，是合理有序的。

        上述官员描述了这样的一个场景：随着更多卖方加入交易平台，如果买方认为中石油的气价高，那么可以购买其他来源的天然气。

        “当然，这个的前提是管道的公平第三方接入。”上述官员表示，中央“关于深化石油天然气体制改革的若干意见”已经明确了要实现油气管网的第三方公平接入，所以这是一个政策落实的问题。

        “‘放开两头、管住中间’是天然气体制改革已经确定的大方向，未来天然气价格是全面的市场化。”上述人士表示，现在的问题是，要加快落实管道的公平第三方接入，鼓励更多主体进入上游增加竞争，“而不是反过来，价格倒回去实现政府指导价”。

        刘满平也持类似的观点。他告诉《财经》记者，随着油气体制改革的推进，上游会更开放，管道也终会实现第三方公平接入，卖家也会更多。“要有耐心。”

来源：本文首刊于2017年10月30日出版的《财经》杂志

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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相关：国内外天然气定价机制分析及经验启示 来源：经济预测部   作者：张前荣

      目前国际天然气定价机制主要有气对气竞争、油价联动、管制定价、双向垄断、市场净回值、无价格等六种，世界各大成熟的天然气市场普遍采取市场化程度较高的气对气竞争、油价联动等定价机制。我国长期以来对天然气实施国家管制定价，生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价。国际经验表明，在天然气产业发展初期，各国都采取天然气价格管制，但随着经济的发展和天然气市场的成熟，放开管制是天然气产业发展的最终方向。

一、全球天然气主要交易市场和定价机制

      目前全球天然气市场主要分为北美、欧洲和亚太三大区域市场，2014年全球天然气消费33800亿立方米，同比增长0.4%，在全球一次能源消费中的比重约为24%。由于全球天然气生产和消费的区域分割，天然气国际贸易多数是通过管线或船运来运输的。地理上的限制和运费的高低使得世界各地形成了具有明显区域特性的天然气价格体系，主要有四种代表性的价格，分别为美国亨利交易中心价格、德国平均进口到岸价、英国NBP天然气价格和日本液化天然气价格。从定价机制来看，北美与英国采用市场定价，欧洲大陆采用天然气与油价挂钩的方式，日本液化气采用与原油进口平均价格挂钩的方式，部分地区仍采用垄断定价。

      北美市场。北美市场包括美国、加拿大、墨西哥等国家，2014年天然气消费量达9494.4亿立方米，占全球消费总量的28.3%。北美市场的天然气基本自给自足，通过完备的输运管网形成对全区域的有效供应。主要采取气对气竞争的定价模式，即通过实行管道第三方准入，建立天然气生产者与消费者的直接联系，构建完全开放的市场。在实际交易过程中，主要通过短期合同进行现货交易，交易价格通过交易中心众多买卖双方的竞争确定。亨利枢纽是北美最为重要的天然气交易中心，其交易价格也是北美市场的基准价格。目前亨利枢纽价格基本维持在2.1美元/百万英热单位，处于全球天然气价格最低水平。

      欧洲市场。欧洲市场包括以德、法等西欧国家为代表的欧盟27国。2014年欧盟天然气消费量达3868.8亿立方米，占全球消费总量的11.4%。欧洲市场自身的天然气产量远远满足不了需求，需要从外部大量进口，当前约3/4通过欧亚大陆的管道进口，其余1/4通过LNG形式进口。欧洲市场长期以来以油价联动的定价模式为主，即将天然气价格与反映外部市场环境变化的燃油或者原油价格挂钩，使得天然气价格可以随着外部市场环境变化而对应调整，在实际交易过程中，通过长期合同进行交易。2011年以前，欧洲市场超过70%的天然气采用长期合同交易，但2011年后，欧洲天然气定价模式也逐步转为市场化的气对气模式，约有40%以上的天然气供应已经通过现货交易，到目前已经超过一半，并且在西北欧达到70%。因此形成了英国NBP、比利时Zeebrugge和荷兰TTF等多个枢纽价格。

      亚太市场。亚太市场包括以中、日、韩为代表的亚太国家，2014年天然气消费量达6786亿立方米，占全球消费量的19.9%。其中，中日韩三国合计3457.6亿立方米，占全球消费量的10.1%。与北美、欧洲市场以管道天然气为主不同，亚太市场主要以进口LNG为主，日韩更是该地区进口LNG的主力。亚太市场主要采用油价联动长期合同进行天然气交易，其中最具代表性的是与“日本清关原油价格”（JCC）挂钩的定价机制。JCC价格还对LNG定价制定了上下限，以免石油价格剧烈波动而使买卖双方利益受损。韩国和中国从澳大利亚进口的LNG均采用类似的定价模式。这种机制主导了东亚的天然气定价。JCC价格制定的LNG价格也成为全球最高的LNG价格。

图1  美日欧三大市场天然气价格

二、当前国内天然气定价机制

      目前，我国的天然气定价方法基本实现了“成本加成定价法”向“市场净回值定价法”转变，但仍具有政府管制特征，不属于竞争性定价机制。

1.我国天然气定价机制的历史沿革

      目前国际天然气定价方法主要有气对气竞争、油价联动、管制定价、双向垄断、市场净回值法等，北美、欧洲等成熟的天然气市场普遍采取市场化程度较高的气对气竞争、油价联动等定价机制。我国对天然气实施国家管制定价，生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价。国内天然气在不同环节的价格分别是:出厂价（井口价）、门站价（批发价）、零售价。其中，门站价=出厂价+管输价（长途管输费用），零售价=门站价+配气价（城市配气费用）。出厂价、管输价、门站价由国家发展改革委管理，配气价由省级物价主管部门管理。

      2011年以前，我国天然气利用成本加成法计算价格，综合考虑天然气开发、运输、最终用户承受能力等因素制定销售价格，该定价法给予了天然气生产企业一定的利润空间，但未能引入市场竞争机制，国内天然气价格较其他替代能源价格以及进口天然气价格相对偏低，经常造成价格倒挂现象。

      2011年，我国在广东广西试点探索建立反映天然气市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，天然气定价采用市场净回值法，选取计价基准点和可替代能源，建立天然气与可替代能源价格挂钩的定期调整机制，同时以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省区市天然气门站价格。该模式下，天然气门站及以上价格由国家主管部门管理，门站价格不再分类，实行政府指导价，供需双方可在不超过最高门站价格范围内协商确定具体价格。

      2013年7月起，净回值法在全国推广使用，国家对各省天然气门站价格实行最高限价，并将天然气划分为存量气和增量气两部分进行定价管理。

      2015年2月国家发改委发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，自2015年4月起中国天然气存量与增量气价正式并轨，同时试点放开直供用户用气价格。2015年11月，国家发改委根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，决定降低非居民用天然气门站价格，将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，进一步推进了天然气定价市场化改革。

      不论是采用政府定价、政府指导价，还是应用成本加成法、净回值法等，总体上都不属于竞争性的定价机制，因为各个阶段的天然气定价均存在政府监管，政府对天然气价格的监管体现在天然气生产、运输、配气等各个环节中。

2.四种不同来源天然气的定价机制

      目前国内天然气主要存在四种来源：国产陆上气、国产海上气、进口LNG和进口管道气，以上四种气源的定价模式不同，尚未形成统一的天然气定价模式。

      国产陆上气基本采用市场净回值法定价。2013年6月，政府对国产陆上气的定价进行了重大改革：之前“两广”试点的市场净回值模式在全国范围内推广，并将传统的“出厂环节定价”改为“门站环节定价”。“非两广”区域，以用户2012年使用量为标准，将天然气消费分为存量气和增量气，增量气采取“市场净回值”定价、存量气仍采取管制定价。“两广”采用市场净回值定价，不区分存量气和增量气。2015年4月，国产陆上气全部采用“市场净回值”法确定门站价。

      国产海上气和进口LNG基本实现了市场化定价。国产海上气价格由供需双方协商确定，政府不干预。这一方面是为了鼓励国产海上气的开采；另一方面是由于国产海上气产量较少，对现有天然气定价体系冲击不大。我国主要是从澳大利亚、中东等天然气资源丰富的国家进口LNG，进口价格主要采用长协或与OPE油价挂钩方式确定，终端销售价格由供需双方协商确定。

      进口管道气主要采用双边垄断定价模式。中国进口管道气主要来自独联体国家，进口价格采用BIM双边垄断定价模式，通过两国政府谈判确定。进口后纳入国产陆上气体系，一并定价销售。进口管道气呈现“价格倒挂”的状况，亏损部分由管道气进口商承担。

三、天然气定价机制改革的国际经验及启示

      美国和欧洲等国家在天然气产业发展过程中已经经历了数次天然气价格改革，可为我国天然气价格改革提供一定的借鉴。

1．主要国家天然气价格改革历程及经验

      美国天然气价格改革经验。在运营模式改革上，美国的做法是使天然气的生产、运输、销售相分离，在允许一体化的情况下实现了管网的公平接入，既保证了竞争者的进入，也促进了运输与交易的分离。天然气运输和交易的分离成为美国天然气市场转变的关键，它使批发和销售市场出现了竞争。1978年的《国家天然气政策法案》取消对天然气井口价格的控制，天然气成为了一种自由贸易的商品，上游领域实现了竞争。1992年以后出现了现货交易市场，用户可以在城市天然气公司、独立交易商、生产者中选择购买天然气，实现了下游的竞争。目前，美国天然气价格基本上由现货市场与期货市场共同决定，是完全市场化的定价机制。

      英国天然气价格改革经验。20世纪90年代以前，英国天然气市场有生产商、英国天然气公司（BG）和终端市场组成。BG通过与生产商谈判购买天然气，再将之销售给终端用户。BG与生产商谈判所形成的价格依据是市场净回值法，并与粗柴油价格挂钩，政府不进行管制。到21世纪初期，英国逐步建立了新的天然气市场结构。生产结构包括生产商、托运商（供应商）、运输商、储气商及终端用户。托运商从生产商手中购买天然气，交给供应商，供应商委托运输商输送天然气至终端用户、委托储气商储气调节市场供需。在这种市场结构下，生产市场和终端用户市场均实现了竞争，价格由市场决定，不受政府管制；管输市场价格则处于政府管制当中，采取的是最高限价定价法，管输定价每5年修改一次。英国政府进行天然气市场化改革，其主要做法是对国有天然气公司进行私有化，成立管道与销售分离的独立公司，降低社会资本进入天然气市场的门槛，积极推进天然气管道运输成本透明化，以实现天然气价格的市场化运作。

      日本天然气定价机制经验。日本天然气定价主要包括天然气销售以及进口LNG（液化天然气）定价。其中，进口LNG定价经历了固定定价（由政府制定）、与中东等产油国政府石油销售价挂钩定价、与日本JCC指数（日本原油综合指数）关联定价等几个阶段。1995年以前，日本政府对零售天然气定价采取了成本加成法，其后，政府启动了天然气市场化改革，先后采取了包括取消大用户燃气价格管制、降低准入门槛、提高管道公司运输成本透明度等手段，不断向零售市场引入竞争，最终确定了由天然气使用者和供应者共同协商确定天然气价格的定价机制。与西方发达国家不同的是，日本政府为保护民众利益，对民众使用的生活天然气采取严格的价格管制，其定价基本采用了类似于政府定价的模式。

      俄罗斯天然气价格改革历程。在俄罗斯能源管理委员会指导性定价的基础上，俄罗斯各联邦能源管理委员会确定各地最终的零售价格。俄罗斯天然气管道由俄气公司统一经营，俄罗斯能源管理委员会统一制定生产企业使用管道输送天然气的价格。随着俄罗斯市场经济的发展，俄罗斯正尝试建立管输市场第三方准入机制。2000年，俄罗斯颁发的《关于在俄联邦境内天然气价格与输送费率政府调控的议案》，提出要逐步放开天然气批发和零售价格，将价格管制过渡到对管输价格上来。俄气公司在俄罗斯具有极强的垄断地位，其不仅统一经营俄罗斯的天然气管道，而且还是俄罗斯最大的天然气生产商。为了限制俄气公司，保证市场相对公平，俄罗斯政府对其他生产商的天然气价格管制已经解除，对俄气公司的价格严格管制。这从另一个方面也表明，俄罗斯的天然气价格改革并不彻底。

2．主要国家天然气价格改革的启示

      各国天然气定价机制演变都经历了漫长过程，针对上游天然气井口价格，多是先采取管制价格，直到市场比较成熟后才由市场形成价格。在中游管道运输环节，运输成本透明度是确立市场价格的关键。下游城市管网配气价格是各国政府管制的重点，即使是美英等国，对终端销售价格也一直采取了严格的监管。各国天然气定价改革有一些共同点：一是天然气价格大多与替代能源进行价格联动，与相关燃料价格指数挂钩。二是天然气价格高低与本国资源秉赋相关，越是贫油贫气国家，其天然气价格越高。三是各国市场化天然气价格形成机制都是建立在一个有着充分竞争的市场基础上的，这样才能保护天然气生产商、运营商和使用者的合法权益。

      政府管制定价是天然气定价发展的必经阶段。在天然气产业发展初期，各国都采取天然气价格管制。这是由于天然气产业初期的自然垄断特性强、进入门槛高决定的。在这一阶段，实行价格管制是避免垄断定价、增加用户福利的重要手段。从结果来看，价格管制限制了垄断，促进了用户消费天然气的积极性，促进了天然气产业的发展。

      放开管制是天然气定价发展的最终方向。管制价格难以跟上市场的变化，亦会挫伤生产者的积极性，导致天然气价格不能真正反映其价值，从而阻碍天然气产业的发展。基于此，各国都采取了放开价格管制的措施，让市场决定天然气价格。放开价格管制增加了天然气供给，从供应端促进了天然气产业的发展。从各国价格管制改革的过程来看，放开价格管制是逐步的、循序渐进的过程。放开价格管制的前提是调整市场结构，否则价格改革不能取得理想的效果。

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