現行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協調好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、能源逆替代等現象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎的政府指導價政策，如果價格定得過低，供應者會缺乏生產或進口積極性而減少投資，導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，需要協調好供給與需求、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、煤價的比價五個關系，做好供應與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現象發(fā)生。
——協調天然氣供需關系，平衡市場供求格局，避免供應過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預測結果，可以發(fā)現，在現有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現天然氣供過于求的現象，2017年天然氣供應量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協調天然氣價格和成本關系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內天然氣生產環(huán)節(jié)成本、輸送至省（市）門站成本以及外部環(huán)境影響成本構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空間。
從國內天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權平均全成本約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。
——協調天然氣價格和消費者承受力關系，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，導致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產經營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調生產負荷。多數化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關停，LNG生產企業(yè)產能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預期下降。
1.統計數據顯示，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)領域主要應用于工業(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。
?。?）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調峰電價為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。假設調峰電廠平均年發(fā)電小時數為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.統計數據顯示，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均值約0.4，長期價格彈性系數均值約1.46.從短期來看（2015年預測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調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。
（3）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均值約－0.1、長期價格彈性系數均值約－0.5.從短期來看（2015年預測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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年預測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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。研究結果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當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，適當調高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協調天然氣價格和交叉補貼關系，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象廣泛存在于氣、電、水等資源性產品價格中。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業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關產業(yè)的競爭力，不利于調整產業(yè)結構。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成，用氣量越多，氣價應越低。實際調研數據顯示，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。
——協調天然氣與成品油、的比價關系，平衡替代效應與價格水平，避免能源逆替代現象發(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系，才能避免能源逆替代現象的發(fā)生。
現行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協調好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、能源逆替代等現象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎的政府指導價政策，如果價格定得過低，供應者會缺乏生產或進口積極性而減少投資，導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，需要協調好供給與需求、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、煤價的比價五個關系，做好供應與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現象發(fā)生。
——協調天然氣供需關系，平衡市場供求格局，避免供應過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預測結果，可以發(fā)現，在現有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現天然氣供過于求的現象，2017年天然氣供應量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協調天然氣價格和成本關系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內天然氣生產環(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空間。
從國內天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權平均全成本約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。
——協調天然氣價格和消費者承受力關系，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，導致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產經營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調生產負荷。多數化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關停，LNG生產企業(yè)產能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預期下降。
1.統計數據顯示，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。
（2）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領域主要應用于工業(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。
?。?）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調峰電價為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。假設調峰電廠平均年發(fā)電小時數為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.統計數據顯示，終端用戶價格敏感程度不同
（1）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均值約0.4，長期價格彈性系數均值約1.46.從短期來看（2015年預測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調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均值約－0.1、長期價格彈性系數均值約－0.5.從短期來看（2015年預測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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年預測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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。研究結果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當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，適當調高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協調天然氣價格和交叉補貼關系，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象廣泛存在于氣、電、水等資源性產品價格中。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業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關產業(yè)的競爭力，不利于調整產業(yè)結構。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成，用氣量越多，氣價應越低。實際調研數據顯示，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。
——協調天然氣與成品油、煤炭價格的比價關系，平衡替代效應與價格水平，避免能源逆替代現象發(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系，才能避免能源逆替代現象的發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎的政府指導價政策，如果價格定得過低，供應者會缺乏生產或進口積極性而減少投資，導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，需要協調好供給與需求、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、煤價的比價五個關系，做好供應與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現象發(fā)生。
——協調天然氣供需關系，平衡市場供求格局，避免供應過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預測結果，可以發(fā)現，在現有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現天然氣供過于求的現象，2017年天然氣供應量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協調天然氣價格和成本關系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內天然氣生產環(huán)節(jié)成本、輸送至省（市）門站成本以及外部環(huán)境影響成本構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空間。
從國內天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權平均全成本約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。
——協調天然氣價格和消費者承受力關系，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，導致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產經營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調生產負荷。多數化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關停，LNG生產企業(yè)產能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預期下降。
1.統計數據顯示，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)領域主要應用于工業(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。
?。?）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調峰電價為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。假設調峰電廠平均年發(fā)電小時數為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.統計數據顯示，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均值約0.4，長期價格彈性系數均值約1.46.從短期來看（2015年預測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調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。
（3）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均值約－0.1、長期價格彈性系數均值約－0.5.從短期來看（2015年預測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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年預測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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。研究結果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當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，適當調高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協調天然氣價格和交叉補貼關系，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象廣泛存在于氣、電、水等資源性產品價格中。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業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關產業(yè)的競爭力，不利于調整產業(yè)結構。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成，用氣量越多，氣價應越低。實際調研數據顯示，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。
——協調天然氣與成品油、的比價關系，平衡替代效應與價格水平，避免能源逆替代現象發(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系，才能避免能源逆替代現象的發(fā)生。
現行的天然氣價格政策初步建立了反映市場供求關系和資源稀缺程度的價格動態(tài)調整機制，為理順天然氣與可替代能源比價關系、最終形成由市場決定的天然氣價格形成機制打下了基礎。然而，全面推進我國天然氣價格改革仍需要協調好供給與需求、價格與成本、價格與承受力、價格與交叉補貼、天然氣與油、煤價的比價五個關系，做好五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、能源逆替代等現象發(fā)生。
目前，我國天然氣價格實行的是以凈回值法為基礎的政府指導價政策，如果價格定得過低，供應者會缺乏生產或進口積極性而減少投資，導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，需要協調好供給與需求、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、煤價的比價五個關系，做好供應與需求、邊際成本與價格、可承受力與價格、交叉補貼與價格、替代效應與價格五個平衡，盡量避免天然氣供應過剩、價格過高、有效需求不足、價格機制扭曲、能源逆替代現象發(fā)生。
——協調天然氣供需關系，平衡市場供求格局，避免供應過剩
綜合比較我國天然氣市場需求和供給預測結果，可以發(fā)現，在現有的價格機制和價格政策下，自2017年起我國將出現天然氣供過于求的現象，2017年天然氣供應量將超過市場需求量100億立方米左右，2020年供應量將超過市場需求量200億立方米左右。
——協調天然氣價格和成本關系，平衡邊際成本與價格水平，避免價格過高
由國內天然氣生產環(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空間。
從國內天然氣全成本與門站價比較看，天然氣加權平均全成本約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。
——協調天然氣價格和消費者承受力關系，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，導致有效需求萎縮。2014年上半年，一些用氣企業(yè)生產經營受成本上漲等問題困擾，紛紛下調生產負荷。多數化肥、化工用氣企業(yè)減負荷或關停，LNG生產企業(yè)產能利用率降至50%左右，中小工業(yè)用氣量也比預期下降。
1.統計數據顯示，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。
（2）工業(yè)燃料用氣價格承受力。天然氣在工業(yè)領域主要應用于工業(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。
?。?）發(fā)電用氣價格承受力。各地的調峰電價為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。假設調峰電廠平均年發(fā)電小時數為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.統計數據顯示，終端用戶價格敏感程度不同
（1）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均值約0.4，長期價格彈性系數均值約1.46.從短期來看（2015年預測需求量為524億立方米），發(fā)電氣價若每立方米分別下調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均值約－0.1、長期價格彈性系數均值約－0.5.從短期來看（2015年預測需求量為325億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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年預測需求量為504億立方米），居民氣價若每立方米分別上調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。研究結果表明，居民收入增加會提高對天然氣的需求，當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，適當調高居民用氣價格不會影響居民用氣需求量。
——協調天然氣價格和交叉補貼關系，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象廣泛存在于氣、電、水等資源性產品價格中。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業(yè)本身的健康發(fā)展，又影響了相關產業(yè)的競爭力，不利于調整產業(yè)結構。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成，用氣量越多，氣價應越低。實際調研數據顯示，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。
——協調天然氣與成品油、煤炭價格的比價關系，平衡替代效應與價格水平，避免能源逆替代現象發(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系，才能避免能源逆替代現象的發(fā)生。
