現(xiàn)行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關(guān)系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調(diào)整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關(guān)系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎(chǔ)。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、能源逆替代等現(xiàn)象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎(chǔ)的政府指導(dǎo)價政策，如果價格定得過低，供應(yīng)者會缺乏生產(chǎn)或進口積極性而減少投資，導(dǎo)致天然氣市場供給不足；如果價格定得過高，消費者會難以承受而選擇替代能源，導(dǎo)致天然氣市場需求不足。所以，我國全面深化天然氣價格改革，需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與消費者承受力、價格與行業(yè)交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好供應(yīng)與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應(yīng)與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生。
——協(xié)調(diào)天然氣供需關(guān)系，平衡市場供求格局，避免供應(yīng)過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預(yù)測結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現(xiàn)天然氣供過于求的現(xiàn)象，2017年天然氣供應(yīng)量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應(yīng)量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和成本關(guān)系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內(nèi)天然氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)成本、輸送至?。ㄊ校╅T站成本以及外部環(huán)境影響成本構(gòu)成的全生命周期成本（以下簡稱全成本）和進口氣價（成本）與凈回值法確定的?。ㄊ校╅T站價格（以下簡稱門站價）比較結(jié)果顯示，門站價比成本高約0.6—1.25元／立方米?？傮w上看，這種門站價水平比成本高20%—40%左右，天然氣價格具有一定的下調(diào)空間。
從國內(nèi)天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權(quán)平均全成本約1.7元／立方米，而全國平均門站價為2.95元／立方米，門站價比全成本高1.25元／立方米；常規(guī)氣全成本約1.1—1.7元／立方米，而產(chǎn)氣大省陜西省門站價為2.48元／立方米，門站價高1.0元／立方米左右；目前涪陵頁巖氣全成本約1.8元／立方米，而重慶市門站價為2.78元／立方米，門站價高約1.0元／立方米。從進口氣價與門站價比較看，上海市、廣東省等主要進口省份的平均門站價為3.25元／立方米，而2013年進口LNG到岸均價約2.35元／立方米，門站價高約0.9元／立方米。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和消費者承受力關(guān)系，平衡可承受能力與價格水平，避免有效需求不足
天然氣價格持續(xù)上漲，造成了下游產(chǎn)業(yè)燃料或原料成本明顯上升，用氣企業(yè)對天然氣的可承受能力普遍下降，導(dǎo)致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調(diào)生產(chǎn)負荷。多數(shù)化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關(guān)停，LNG生產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預(yù)期下降。
1.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格承受力差異較大
?。?）城市燃氣價格承受力。各地居民生活用氣、商業(yè)用氣、LNG重卡可承受的氣價分別在2.64—9.27元／立方米、4.28—4.91元／立方米和5.0—5.46元／立方米左右。
?。?）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領(lǐng)域主要應(yīng)用于工業(yè)窯爐和工業(yè)鍋爐，工業(yè)燃料用氣價格承受力在2.33—4.96元／立方米左右。
（3）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調(diào)峰電價為0.3250—0.6773元／千瓦時。發(fā)電的燃料成本占運行總成本的比重在70%左右。假設(shè)調(diào)峰電廠平均年發(fā)電小時數(shù)為3500小時，即燃氣發(fā)電可承受價格在0.73—2.50元／立方米左右。
2.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格敏感程度不同
?。?）工業(yè)用氣價格敏感性。全國的工業(yè)用氣均價約3.7元／立方米，天然氣一般工業(yè)用戶的長期和短期的需求價格彈性系數(shù)分別約為0.2和0.7。從短期來看（2015年需求量為611億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約16億立方米和33億立方米；從中長期來看（2020年需求量為1683億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約160億立方米和320億立方米。
?。?）發(fā)電用氣價格敏感性。全國的發(fā)電用氣均價約3.7元／立方米，發(fā)電天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約0.4，長期價格彈性系數(shù)均值約1.46.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約28億立方米和56億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為976億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約190億立方米和380億立方米。
?。?）居民用氣價格敏感性。全國的居民用氣均價約2.5元／立方米，居民天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約－0.1、長期價格彈性系數(shù)均值約－0.5.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約6.5億立方米和13億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約50億立方米和100億立方米。研究結(jié)果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當(dāng)居民可支配收入增加2000元／年時，需求增加率可達11%—12%。因此，隨著居民收入的不斷提高，適當(dāng)調(diào)高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和交叉補貼關(guān)系，平衡交叉補貼與實際市場價格，避免價格機制扭曲
交叉補貼造成的價格機制扭曲現(xiàn)象廣泛存在于氣、電、水等資源性產(chǎn)品價格中。通常情況是，同工業(yè)和商業(yè)用戶相比，居民用水、電、氣的供給成本更高，但價格卻更低，違背了基本的經(jīng)濟邏輯。而國際通行的做法，是對低收入家庭實施補貼，確保其基本的水、電、氣消費。資源價格扭曲，既嚴重制約了資源產(chǎn)業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關(guān)產(chǎn)業(yè)的競爭力，不利于調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。另一方面，低價不能充分反映資源的稀缺性，造成一些用戶過度使用資源，不利于提高效率和節(jié)約利用、形成資源節(jié)約型社會。
居民用氣價格與工業(yè)用氣、熱力用氣價格之間存在交叉補貼現(xiàn)象。從世界各主要消費國工業(yè)用戶與居民用戶天然氣零售價格比較看，除中國外，其他國家的工業(yè)用戶氣價均低于居民用戶氣價，比如：工業(yè)用戶氣價與居民用戶氣價相比，歐盟和OECD國家平均約是1：2，美國、荷蘭約是1：2.5，加拿大約是1：4。氣價反映了不同用戶真實的成本構(gòu)成，用氣量越多，氣價應(yīng)越低。實際調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，目前我國居民生活用氣價格普遍比各省門站價低1元／立方米左右，這部分燃氣成本卻通過行政手段提高其他用氣部門的價格轉(zhuǎn)嫁給了工業(yè)、熱力等用戶，而熱力用戶卻在集中采暖季節(jié)（每年的11月至次年的3月）由國家對其進行財政補貼。不同消費部門之間的交叉補貼，嚴重扭曲了天然氣市場價格。
——協(xié)調(diào)天然氣與成品油、的比價關(guān)系，平衡替代效應(yīng)與價格水平，避免能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生
人類能源從“骯臟能源”到“清潔能源”、從“低密度能源”到“高密度能源”、從“黑色能源”到“綠色能源”發(fā)展，應(yīng)該是人類文明發(fā)展中的基本規(guī)律。但是，由于煤炭價格相對便宜，煤炭成為近40年世界上消費量增長最快的化石燃料，2013年占全球一次能源消費的比重為30.1%，是1970年以來的最高水平。相比而言，這種情況我國更為突出，由于天然氣價格持續(xù)上漲，與天然氣相比，煤炭、柴油具有一定的價格優(yōu)勢，導(dǎo)致目前“煤改氣”和氣代油、煤的工程進展緩慢。因此，只有切實理順天然氣與柴油、煤炭等可替代能源的比價關(guān)系，才能避免能源逆替代現(xiàn)象的發(fā)生。
現(xiàn)行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關(guān)系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調(diào)整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關(guān)系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎(chǔ)。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、能源逆替代等現(xiàn)象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎(chǔ)的政府指導(dǎo)價政策，如果價格定得過低，供應(yīng)者會缺乏生產(chǎn)或進口積極性而減少投資，導(dǎo)致天然氣市場供給不足；如果價格定得過高，消費者會難以承受而選擇替代能源，導(dǎo)致天然氣市場需求不足。所以，我國全面深化天然氣價格改革，需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與消費者承受力、價格與行業(yè)交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好供應(yīng)與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應(yīng)與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生。
——協(xié)調(diào)天然氣供需關(guān)系，平衡市場供求格局，避免供應(yīng)過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預(yù)測結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現(xiàn)天然氣供過于求的現(xiàn)象，2017年天然氣供應(yīng)量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應(yīng)量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和成本關(guān)系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內(nèi)天然氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)成本、輸送至?。ㄊ校╅T站成本以及外部環(huán)境影響成本構(gòu)成的全生命周期成本（以下簡稱全成本）和進口氣價（成本）與凈回值法確定的省（市）門站價格（以下簡稱門站價）比較結(jié)果顯示，門站價比成本高約0.6—1.25元／立方米?？傮w上看，這種門站價水平比成本高20%—40%左右，天然氣價格具有一定的下調(diào)空間。
從國內(nèi)天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權(quán)平均全成本約1.7元／立方米，而全國平均門站價為2.95元／立方米，門站價比全成本高1.25元／立方米；常規(guī)氣全成本約1.1—1.7元／立方米，而產(chǎn)氣大省陜西省門站價為2.48元／立方米，門站價高1.0元／立方米左右；目前涪陵頁巖氣全成本約1.8元／立方米，而重慶市門站價為2.78元／立方米，門站價高約1.0元／立方米。從進口氣價與門站價比較看，上海市、廣東省等主要進口省份的平均門站價為3.25元／立方米，而2013年進口LNG到岸均價約2.35元／立方米，門站價高約0.9元／立方米。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和消費者承受力關(guān)系，平衡可承受能力與價格水平，避免有效需求不足
天然氣價格持續(xù)上漲，造成了下游產(chǎn)業(yè)燃料或原料成本明顯上升，用氣企業(yè)對天然氣的可承受能力普遍下降，導(dǎo)致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調(diào)生產(chǎn)負荷。多數(shù)化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關(guān)停，LNG生產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預(yù)期下降。
1.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格承受力差異較大
（1）城市燃氣價格承受力。各地居民生活用氣、商業(yè)用氣、LNG重卡可承受的氣價分別在2.64—9.27元／立方米、4.28—4.91元／立方米和5.0—5.46元／立方米左右。
?。?）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領(lǐng)域主要應(yīng)用于工業(yè)窯爐和工業(yè)鍋爐，工業(yè)燃料用氣價格承受力在2.33—4.96元／立方米左右。
（3）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調(diào)峰電價為0.3250—0.6773元／千瓦時。發(fā)電的燃料成本占運行總成本的比重在70%左右。假設(shè)調(diào)峰電廠平均年發(fā)電小時數(shù)為3500小時，即燃氣發(fā)電可承受價格在0.73—2.50元／立方米左右。
2.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格敏感程度不同
?。?）工業(yè)用氣價格敏感性。全國的工業(yè)用氣均價約3.7元／立方米，天然氣一般工業(yè)用戶的長期和短期的需求價格彈性系數(shù)分別約為0.2和0.7。從短期來看（2015年需求量為611億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約16億立方米和33億立方米；從中長期來看（2020年需求量為1683億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約160億立方米和320億立方米。
?。?）發(fā)電用氣價格敏感性。全國的發(fā)電用氣均價約3.7元／立方米，發(fā)電天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約0.4，長期價格彈性系數(shù)均值約1.46.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約28億立方米和56億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為976億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約190億立方米和380億立方米。
?。?）居民用氣價格敏感性。全國的居民用氣均價約2.5元／立方米，居民天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約－0.1、長期價格彈性系數(shù)均值約－0.5.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約6.5億立方米和13億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約50億立方米和100億立方米。研究結(jié)果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當(dāng)居民可支配收入增加2000元／年時，需求增加率可達11%—12%。因此，隨著居民收入的不斷提高，適當(dāng)調(diào)高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和交叉補貼關(guān)系，平衡交叉補貼與實際市場價格，避免價格機制扭曲
交叉補貼造成的價格機制扭曲現(xiàn)象廣泛存在于氣、電、水等資源性產(chǎn)品價格中。通常情況是，同工業(yè)和商業(yè)用戶相比，居民用水、電、氣的供給成本更高，但價格卻更低，違背了基本的經(jīng)濟邏輯。而國際通行的做法，是對低收入家庭實施補貼，確保其基本的水、電、氣消費。資源價格扭曲，既嚴重制約了資源產(chǎn)業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關(guān)產(chǎn)業(yè)的競爭力，不利于調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。另一方面，低價不能充分反映資源的稀缺性，造成一些用戶過度使用資源，不利于提高效率和節(jié)約利用、形成資源節(jié)約型社會。
居民用氣價格與工業(yè)用氣、熱力用氣價格之間存在交叉補貼現(xiàn)象。從世界各主要消費國工業(yè)用戶與居民用戶天然氣零售價格比較看，除中國外，其他國家的工業(yè)用戶氣價均低于居民用戶氣價，比如：工業(yè)用戶氣價與居民用戶氣價相比，歐盟和OECD國家平均約是1：2，美國、荷蘭約是1：2.5，加拿大約是1：4。氣價反映了不同用戶真實的成本構(gòu)成，用氣量越多，氣價應(yīng)越低。實際調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，目前我國居民生活用氣價格普遍比各省門站價低1元／立方米左右，這部分燃氣成本卻通過行政手段提高其他用氣部門的價格轉(zhuǎn)嫁給了工業(yè)、熱力等用戶，而熱力用戶卻在集中采暖季節(jié)（每年的11月至次年的3月）由國家對其進行財政補貼。不同消費部門之間的交叉補貼，嚴重扭曲了天然氣市場價格。
——協(xié)調(diào)天然氣與成品油、煤炭價格的比價關(guān)系，平衡替代效應(yīng)與價格水平，避免能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生
人類能源從“骯臟能源”到“清潔能源”、從“低密度能源”到“高密度能源”、從“黑色能源”到“綠色能源”發(fā)展，應(yīng)該是人類文明發(fā)展中的基本規(guī)律。但是，由于煤炭價格相對便宜，煤炭成為近40年世界上消費量增長最快的化石燃料，2013年占全球一次能源消費的比重為30.1%，是1970年以來的最高水平。相比而言，這種情況我國更為突出，由于天然氣價格持續(xù)上漲，與天然氣相比，煤炭、柴油具有一定的價格優(yōu)勢，導(dǎo)致目前“煤改氣”和氣代油、煤的工程進展緩慢。因此，只有切實理順天然氣與柴油、煤炭等可替代能源的比價關(guān)系，才能避免能源逆替代現(xiàn)象的發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎(chǔ)的政府指導(dǎo)價政策，如果價格定得過低，供應(yīng)者會缺乏生產(chǎn)或進口積極性而減少投資，導(dǎo)致天然氣市場供給不足；如果價格定得過高，消費者會難以承受而選擇替代能源，導(dǎo)致天然氣市場需求不足。所以，我國全面深化天然氣價格改革，需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與消費者承受力、價格與行業(yè)交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好供應(yīng)與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應(yīng)與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生。
——協(xié)調(diào)天然氣供需關(guān)系，平衡市場供求格局，避免供應(yīng)過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預(yù)測結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現(xiàn)天然氣供過于求的現(xiàn)象，2017年天然氣供應(yīng)量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應(yīng)量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和成本關(guān)系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內(nèi)天然氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)成本、輸送至?。ㄊ校╅T站成本以及外部環(huán)境影響成本構(gòu)成的全生命周期成本（以下簡稱全成本）和進口氣價（成本）與凈回值法確定的?。ㄊ校╅T站價格（以下簡稱門站價）比較結(jié)果顯示，門站價比成本高約0.6—1.25元／立方米?？傮w上看，這種門站價水平比成本高20%—40%左右，天然氣價格具有一定的下調(diào)空間。
從國內(nèi)天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權(quán)平均全成本約1.7元／立方米，而全國平均門站價為2.95元／立方米，門站價比全成本高1.25元／立方米；常規(guī)氣全成本約1.1—1.7元／立方米，而產(chǎn)氣大省陜西省門站價為2.48元／立方米，門站價高1.0元／立方米左右；目前涪陵頁巖氣全成本約1.8元／立方米，而重慶市門站價為2.78元／立方米，門站價高約1.0元／立方米。從進口氣價與門站價比較看，上海市、廣東省等主要進口省份的平均門站價為3.25元／立方米，而2013年進口LNG到岸均價約2.35元／立方米，門站價高約0.9元／立方米。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和消費者承受力關(guān)系，平衡可承受能力與價格水平，避免有效需求不足
天然氣價格持續(xù)上漲，造成了下游產(chǎn)業(yè)燃料或原料成本明顯上升，用氣企業(yè)對天然氣的可承受能力普遍下降，導(dǎo)致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調(diào)生產(chǎn)負荷。多數(shù)化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關(guān)停，LNG生產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預(yù)期下降。
1.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格承受力差異較大
?。?）城市燃氣價格承受力。各地居民生活用氣、商業(yè)用氣、LNG重卡可承受的氣價分別在2.64—9.27元／立方米、4.28—4.91元／立方米和5.0—5.46元／立方米左右。
?。?）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領(lǐng)域主要應(yīng)用于工業(yè)窯爐和工業(yè)鍋爐，工業(yè)燃料用氣價格承受力在2.33—4.96元／立方米左右。
（3）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調(diào)峰電價為0.3250—0.6773元／千瓦時。發(fā)電的燃料成本占運行總成本的比重在70%左右。假設(shè)調(diào)峰電廠平均年發(fā)電小時數(shù)為3500小時，即燃氣發(fā)電可承受價格在0.73—2.50元／立方米左右。
2.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格敏感程度不同
?。?）工業(yè)用氣價格敏感性。全國的工業(yè)用氣均價約3.7元／立方米，天然氣一般工業(yè)用戶的長期和短期的需求價格彈性系數(shù)分別約為0.2和0.7。從短期來看（2015年需求量為611億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約16億立方米和33億立方米；從中長期來看（2020年需求量為1683億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約160億立方米和320億立方米。
?。?）發(fā)電用氣價格敏感性。全國的發(fā)電用氣均價約3.7元／立方米，發(fā)電天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約0.4，長期價格彈性系數(shù)均值約1.46.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約28億立方米和56億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為976億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約190億立方米和380億立方米。
?。?）居民用氣價格敏感性。全國的居民用氣均價約2.5元／立方米，居民天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約－0.1、長期價格彈性系數(shù)均值約－0.5.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約6.5億立方米和13億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約50億立方米和100億立方米。研究結(jié)果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當(dāng)居民可支配收入增加2000元／年時，需求增加率可達11%—12%。因此，隨著居民收入的不斷提高，適當(dāng)調(diào)高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和交叉補貼關(guān)系，平衡交叉補貼與實際市場價格，避免價格機制扭曲
交叉補貼造成的價格機制扭曲現(xiàn)象廣泛存在于氣、電、水等資源性產(chǎn)品價格中。通常情況是，同工業(yè)和商業(yè)用戶相比，居民用水、電、氣的供給成本更高，但價格卻更低，違背了基本的經(jīng)濟邏輯。而國際通行的做法，是對低收入家庭實施補貼，確保其基本的水、電、氣消費。資源價格扭曲，既嚴重制約了資源產(chǎn)業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關(guān)產(chǎn)業(yè)的競爭力，不利于調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。另一方面，低價不能充分反映資源的稀缺性，造成一些用戶過度使用資源，不利于提高效率和節(jié)約利用、形成資源節(jié)約型社會。
居民用氣價格與工業(yè)用氣、熱力用氣價格之間存在交叉補貼現(xiàn)象。從世界各主要消費國工業(yè)用戶與居民用戶天然氣零售價格比較看，除中國外，其他國家的工業(yè)用戶氣價均低于居民用戶氣價，比如：工業(yè)用戶氣價與居民用戶氣價相比，歐盟和OECD國家平均約是1：2，美國、荷蘭約是1：2.5，加拿大約是1：4。氣價反映了不同用戶真實的成本構(gòu)成，用氣量越多，氣價應(yīng)越低。實際調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，目前我國居民生活用氣價格普遍比各省門站價低1元／立方米左右，這部分燃氣成本卻通過行政手段提高其他用氣部門的價格轉(zhuǎn)嫁給了工業(yè)、熱力等用戶，而熱力用戶卻在集中采暖季節(jié)（每年的11月至次年的3月）由國家對其進行財政補貼。不同消費部門之間的交叉補貼，嚴重扭曲了天然氣市場價格。
——協(xié)調(diào)天然氣與成品油、的比價關(guān)系，平衡替代效應(yīng)與價格水平，避免能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生
人類能源從“骯臟能源”到“清潔能源”、從“低密度能源”到“高密度能源”、從“黑色能源”到“綠色能源”發(fā)展，應(yīng)該是人類文明發(fā)展中的基本規(guī)律。但是，由于煤炭價格相對便宜，煤炭成為近40年世界上消費量增長最快的化石燃料，2013年占全球一次能源消費的比重為30.1%，是1970年以來的最高水平。相比而言，這種情況我國更為突出，由于天然氣價格持續(xù)上漲，與天然氣相比，煤炭、柴油具有一定的價格優(yōu)勢，導(dǎo)致目前“煤改氣”和氣代油、煤的工程進展緩慢。因此，只有切實理順天然氣與柴油、煤炭等可替代能源的比價關(guān)系，才能避免能源逆替代現(xiàn)象的發(fā)生。
現(xiàn)行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關(guān)系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調(diào)整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關(guān)系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎(chǔ)。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、能源逆替代等現(xiàn)象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎(chǔ)的政府指導(dǎo)價政策，如果價格定得過低，供應(yīng)者會缺乏生產(chǎn)或進口積極性而減少投資，導(dǎo)致天然氣市場供給不足；如果價格定得過高，消費者會難以承受而選擇替代能源，導(dǎo)致天然氣市場需求不足。所以，我國全面深化天然氣價格改革，需要協(xié)調(diào)好供給與需求、價格與成本、價格與消費者承受力、價格與行業(yè)交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關(guān)系，做好供應(yīng)與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應(yīng)與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應(yīng)過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生。
——協(xié)調(diào)天然氣供需關(guān)系，平衡市場供求格局，避免供應(yīng)過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預(yù)測結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現(xiàn)天然氣供過于求的現(xiàn)象，2017年天然氣供應(yīng)量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應(yīng)量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和成本關(guān)系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內(nèi)天然氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)成本、輸送至?。ㄊ校╅T站成本以及外部環(huán)境影響成本構(gòu)成的全生命周期成本（以下簡稱全成本）和進口氣價（成本）與凈回值法確定的省（市）門站價格（以下簡稱門站價）比較結(jié)果顯示，門站價比成本高約0.6—1.25元／立方米?？傮w上看，這種門站價水平比成本高20%—40%左右，天然氣價格具有一定的下調(diào)空間。
從國內(nèi)天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權(quán)平均全成本約1.7元／立方米，而全國平均門站價為2.95元／立方米，門站價比全成本高1.25元／立方米；常規(guī)氣全成本約1.1—1.7元／立方米，而產(chǎn)氣大省陜西省門站價為2.48元／立方米，門站價高1.0元／立方米左右；目前涪陵頁巖氣全成本約1.8元／立方米，而重慶市門站價為2.78元／立方米，門站價高約1.0元／立方米。從進口氣價與門站價比較看，上海市、廣東省等主要進口省份的平均門站價為3.25元／立方米，而2013年進口LNG到岸均價約2.35元／立方米，門站價高約0.9元／立方米。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和消費者承受力關(guān)系，平衡可承受能力與價格水平，避免有效需求不足
天然氣價格持續(xù)上漲，造成了下游產(chǎn)業(yè)燃料或原料成本明顯上升，用氣企業(yè)對天然氣的可承受能力普遍下降，導(dǎo)致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調(diào)生產(chǎn)負荷。多數(shù)化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關(guān)停，LNG生產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預(yù)期下降。
1.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格承受力差異較大
（1）城市燃氣價格承受力。各地居民生活用氣、商業(yè)用氣、LNG重卡可承受的氣價分別在2.64—9.27元／立方米、4.28—4.91元／立方米和5.0—5.46元／立方米左右。
?。?）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領(lǐng)域主要應(yīng)用于工業(yè)窯爐和工業(yè)鍋爐，工業(yè)燃料用氣價格承受力在2.33—4.96元／立方米左右。
（3）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調(diào)峰電價為0.3250—0.6773元／千瓦時。發(fā)電的燃料成本占運行總成本的比重在70%左右。假設(shè)調(diào)峰電廠平均年發(fā)電小時數(shù)為3500小時，即燃氣發(fā)電可承受價格在0.73—2.50元／立方米左右。
2.統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，終端用戶價格敏感程度不同
?。?）工業(yè)用氣價格敏感性。全國的工業(yè)用氣均價約3.7元／立方米，天然氣一般工業(yè)用戶的長期和短期的需求價格彈性系數(shù)分別約為0.2和0.7。從短期來看（2015年需求量為611億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約16億立方米和33億立方米；從中長期來看（2020年需求量為1683億立方米），工業(yè)氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，工業(yè)用氣量會分別增加約160億立方米和320億立方米。
?。?）發(fā)電用氣價格敏感性。全國的發(fā)電用氣均價約3.7元／立方米，發(fā)電天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約0.4，長期價格彈性系數(shù)均值約1.46.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調(diào)0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約28億立方米和56億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為976億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下降0.5元和1.0元，發(fā)電用氣量會分別增加約190億立方米和380億立方米。
?。?）居民用氣價格敏感性。全國的居民用氣均價約2.5元／立方米，居民天然氣短期價格彈性系數(shù)均值約－0.1、長期價格彈性系數(shù)均值約－0.5.從短期來看（2015年預(yù)測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約6.5億立方米和13億立方米；從中長期來看（2020年預(yù)測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調(diào)0.5元和1.0元，居民用氣量會分別減少約50億立方米和100億立方米。研究結(jié)果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當(dāng)居民可支配收入增加2000元／年時，需求增加率可達11%—12%。因此，隨著居民收入的不斷提高，適當(dāng)調(diào)高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協(xié)調(diào)天然氣價格和交叉補貼關(guān)系，平衡交叉補貼與實際市場價格，避免價格機制扭曲
交叉補貼造成的價格機制扭曲現(xiàn)象廣泛存在于氣、電、水等資源性產(chǎn)品價格中。通常情況是，同工業(yè)和商業(yè)用戶相比，居民用水、電、氣的供給成本更高，但價格卻更低，違背了基本的經(jīng)濟邏輯。而國際通行的做法，是對低收入家庭實施補貼，確保其基本的水、電、氣消費。資源價格扭曲，既嚴重制約了資源產(chǎn)業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關(guān)產(chǎn)業(yè)的競爭力，不利于調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。另一方面，低價不能充分反映資源的稀缺性，造成一些用戶過度使用資源，不利于提高效率和節(jié)約利用、形成資源節(jié)約型社會。
居民用氣價格與工業(yè)用氣、熱力用氣價格之間存在交叉補貼現(xiàn)象。從世界各主要消費國工業(yè)用戶與居民用戶天然氣零售價格比較看，除中國外，其他國家的工業(yè)用戶氣價均低于居民用戶氣價，比如：工業(yè)用戶氣價與居民用戶氣價相比，歐盟和OECD國家平均約是1：2，美國、荷蘭約是1：2.5，加拿大約是1：4。氣價反映了不同用戶真實的成本構(gòu)成，用氣量越多，氣價應(yīng)越低。實際調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，目前我國居民生活用氣價格普遍比各省門站價低1元／立方米左右，這部分燃氣成本卻通過行政手段提高其他用氣部門的價格轉(zhuǎn)嫁給了工業(yè)、熱力等用戶，而熱力用戶卻在集中采暖季節(jié)（每年的11月至次年的3月）由國家對其進行財政補貼。不同消費部門之間的交叉補貼，嚴重扭曲了天然氣市場價格。
——協(xié)調(diào)天然氣與成品油、煤炭價格的比價關(guān)系，平衡替代效應(yīng)與價格水平，避免能源逆替代現(xiàn)象發(fā)生
人類能源從“骯臟能源”到“清潔能源”、從“低密度能源”到“高密度能源”、從“黑色能源”到“綠色能源”發(fā)展，應(yīng)該是人類文明發(fā)展中的基本規(guī)律。但是，由于煤炭價格相對便宜，煤炭成為近40年世界上消費量增長最快的化石燃料，2013年占全球一次能源消費的比重為30.1%，是1970年以來的最高水平。相比而言，這種情況我國更為突出，由于天然氣價格持續(xù)上漲，與天然氣相比，煤炭、柴油具有一定的價格優(yōu)勢，導(dǎo)致目前“煤改氣”和氣代油、煤的工程進展緩慢。因此，只有切實理順天然氣與柴油、煤炭等可替代能源的比價關(guān)系，才能避免能源逆替代現(xiàn)象的發(fā)生。
