张 颙 何春蕾 杜 波 董振宇
（1.中国石油天然气股份有限公司财务部，北京 100007；
2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051）
油气价格改革由于会产生广泛的社会和商业影响，往往要经历十分漫长、曲折的过程才能实现改革目标。进入21 世纪以来，中国油气价格改革在艰难中向前推进并取得了可喜成绩。油气价格改革的目标是相同的，最终都要实现价格完全市场化，但由于市场发育程度不同，改革目前所处状态存在很大差异，石油价格已经理顺，下一步的任务是择机放开成品油价格，而天然气价格改革仍处于尽快全面理顺价格阶段。在中国，天然气被认为是石油工业的组成部分，天然气与石油具有基本相同的工业和市场结构，三大石油公司，即中国石油天然气集团有限公司（以下称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（以下称中国石化）和中国海洋石油集团有限公司（以下称中国海油），在保障油气供应方面发挥主力军作用。工业和市场结构的相同或相近以及都具有较高的对外依存度，使得石油和天然气的价格改革两者具有诸多共性。分析了中国石油和天然气的市场结构、发育状况，对石油、天然气的价格改革历程进行了回顾，对油气价格改革的路径和目前所处状态进行了比较，剖析了天然气价格市场化改革所面临的挑战，在此基础上提出如何通过价格、财税等政策设计，使天然气在市场发育成熟度不如石油的情况下，不仅可以尽快实现价格的全面理顺，而且可以率先实现价格市场化。
1.1 石油市场结构和发育状况
2021年中国生产石油总量为1.99×108t，消费总量为7.15×108t，对外依存度为72.2%，石油在一次能源消费中的比重为18.8%；
原油加工量为7.04 ×108t，原油加工能力9.11 × 108t，加工能力富余29%；
生产成品油（包括汽油、柴油和煤油）3.76 ×108t，净出口量为0.38×108t，净出口量占生产量的10.1%［1］；
拥有加油站11.9万座。石油市场已进入发展成熟阶段，据中国石油集团经济技术研究院发布的《2060 年世界与中国能源展望（2021 年版）》预测，在“30·60”双碳目标下，中国石油需求量将于2030年达到峰值，为7.8×108t，比2021年的消费量增长9%，此后逐步回落，2060年降至2.3×108t［2］（表1）。
表1 中国2021年的石油市场结构
1.2 天然气市场结构和发育状况
2021年中国生产天然气量为2 086×108m3（含46×108m3煤制气），消费量为3 726×108m3，对外依存度为44%，天然气在一次能源消费中的比重为9.3%。天然气市场尚未进入发展成熟阶段，中国石油集团经济技术研究院发布的《2060年世界与中国能源展望（2021年版）》预测，中国对天然气的需求将在2040年达到峰值，约为6 500×108m3（此时对外依存度将超过50%），比2021年的消费量增长74%，而后平稳下降，2060 年约为4 100×108m3，是“30·60”双碳目标下唯一保持较快增长的化石能源［2］。
1.3 市场结构和发育状况的比较
根据美国经济学家贝恩和日本通产省对行业集中度的划分标准，如果行业集中度指数CR8＜40，则该行业为竞争型；
如果CR8≥40，则该行业为寡占型，当CR8≥70 时为极高寡占型。从表1 中可以看出，根据原油产量、原油加工量、成品油产量、加油站数量等指标计算，反映三大石油公司市场份额的行业集中度指数CR3 分别为95、65、71 和46；
从表2可以看出，根据天然气产量、进口量、国内供应量等指标计算，CR3 分别为98、94 和96。这表明，在中国的石油天然气行业，即使是在产业链的竞争环节，行业集中度指数也都很高。较高的行业集中度，一方面说明石油天然气行业是一个规模经济效益非常明显的行业，在油气对外依存度很高的情况下，较高的行业集中度有利于增强国有重点骨干企业的经营实力，更好地保障国家的能源供应安全；
另一方面，较高的行业集中度也反映油气价格市场化改革所面临的困难，中国油气价格一直无法完全市场化，至今仍需由政府制定指导价格或实行政府定价，与行业集中度较高、市场竞争不充分有很大关系。
表2 中国2021年天然气市场结构统计表
尽管行业集中度都很高，但比较之下，石油产业链的集中度要低一些，特别是在产业链下游，市场竞争已十分显著。中国对石油的需求已接近峰值，市场的发育也比较成熟；
相反，在整个天然气产业链市场竞争十分有限，可供用气方选择的供气方很少甚至只有唯一的供气方，而供气方由于承担保供的政治和社会责任，也不能自由地选择用气方。市场发育也远未成熟，中国对天然气的需求仍处于快速增长中。市场结构和市场发育状况的区别，在价格形成机制上必然有所体现。
2.1 原油价格改革
海上国产原油从一开始就实行市场调节价，陆上国产原油在过去的很长时间里实行政府定价。现行的陆上国产原油价格形成机制源于1998 年的石油成品油价格改革。1998年中华人民共和国国务院（以下简称“国务院”）决定对石油石化行业进行战略性重组，按照上下游、产供销、内外贸一体化经营模式组建中国石油、中国石化两大集团公司（以下简称石油石化两大集团公司），原油成品油价格改革作为此次石油工业体制改革的配套措施。原油价格改革的核心思想是国内原油价格与国际市场接轨，具体做法是：①石油石化两大集团公司之间购销的原油价格由双方协商确定，协商确有困难时报请国务院价格主管部门（以下称发改委）协调、裁定；
②购销双方协商的基本原则是国产原油运达炼厂的成本与进口原油到厂成本基本相当；
③购销双方结算价格由原油基准价格和升贴水两部分组成，基准价格由发改委根据每月国际市场相近品质原油离岸价加关税确定，升贴水由购销双方根据原油运杂费、国内外油种的质量价差以及市场供求情况等协商确定［3］。
国内原油价格与国际市场接轨是基于中国不断上升的石油对外依存度。在石油对外依存度不断上升的情况下，国内原油价格与国际市场接轨，更有利于实现国内市场石油供求关系的平衡。中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称发改委）2009 年和2013 年发布的《石油价格管理办法》重申了1998 年确定的原油定价原则。随着石油对外依存度的不断攀升，石油石化两大集团公司都需要进口原油，互供的原油量越来越少，2016 年发改委发布的《石油价格管理办法》明确规定国内原油价格实行市场调节价，但由于现行的成品油价格形成机制中隐含国内原油价格与国际市场接轨，国产原油无论是供自己炼厂使用还是对外销售，在实际操作中仍按发改委1998年确定的定价原则执行。
2.2 现行的成品油价格形成机制
根据2016 年发改委发布的《石油价格管理办法》，成品油是指汽油、柴油（以下称汽柴油），成品油价格根据流通环节和销售方式，区分为供应价格、批发价格和零售价格。汽柴油零售价格和批发价格，向社会批发企业和铁路、交通等专项用户供应汽柴油的供应价格，实行政府指导价（规定上限价格）；
向国家储备和新疆生产建设兵团供应汽柴油的供应价格，实行政府定价。
现行的成品油价格形成机制包含如下主要内容：①成品油的政府指导价或政府定价以国际市场原油价格为基础，考虑国内平均加工成本、税金、合理流通环节费用和适当利润确定，供应价格、批发价格和零售价格的区别，主要在于它们所包含的流通环节费用的不同；
②当国际市场原油价格低于每桶40美元（含）时，按原油价格每桶40美元、正常加工利润率计算成品油价格。高于每桶40 美元低于80 美元（含）时，按正常加工利润率计算成品油价格。高于每桶80 美元时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格。高于每桶130美元（含）时成品油价格原则上不提或少提，采取适当财税政策保证成品油生产和供应；
③成品油价格根据国际市场原油价格变化每10 个工作日调整一次，当调价幅度低于50元／t时，不作调整，纳入下次调价时累加或冲抵［4］。
2.3 成品油价格改革的曲折历程
1998 年对石油石化行业进行战略性重组时，成品油价格改革方案是与原油价格改革方案一并出台的，改革的核心思想与原油价格一样，也是与国际市场价格接轨，但成品油价格改革涉及面较广，经历了较为曲折的历程。
1998 年出台的成品油价格改革方案规定由发改委制定汽柴油零售中准价，石油石化两大集团公司在上下5%的浮动幅度内制定具体零售价格。汽柴油零售中准价的制定原则是，以新加坡市场汽柴油进口完税成本为基础，加按合理流向计算的从炼厂到各加油站的运杂费，再加批发、零售企业的经营差率制定，当新加坡市场汽柴油交易价格累计变动幅度超过5%时，发改委调整汽柴油零售中准价［3］。
1998 年出台的改革方案采用的是一种直接接轨的做法，存在调价滞后期长、方法过于直接透明、与国内市场供求不一致等各种问题，2001 年将国内汽柴油价格与新加坡市场单一挂钩改为与新加坡、鹿特丹和纽约三地市场价格挂钩（又称“三地成品油定价法”），零售价格的允许浮动幅度也由上下5%扩大为上下8%［5］。三地成品油定价法仍然是一种直接接轨的做法，由直接接轨做法所导致的各种问题并没有从根本上得到解决。
考虑到直接接轨的做法存在诸多弊端，从2006年起改为国内成品油价格与国际市场有控制地间接接轨并出台财政、税收等配套措施［6］。间接接轨是指以国际市场原油价格为基础，加上国内合理的加工成本、税金、流通环节费用和适当利润确定；
有控制地接轨是指当国际市场原油价格超过一定水平时对成品油价格实行有控制地调整，具体做法是扣减加工利润率直至按加工零利润计算成品油价格，并规定成品油价格调整的上限；
出台财政、税收等配套措施主要是指出台石油特别收益金征收管理办法，对国产原油因价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收的收益金，用于对种粮农民、城市公交、农村道路客运、林业、渔业、出租车等行业或特殊群体的补贴，减轻成品油价格上涨对上述行业或特殊群体的影响［7］。
采用有控制地间接接轨的做法也有一个不断调整、完善的过程，事实上直到2009年发改委发布《石油价格管理办法（试行）》，这种做法才基本定型［8］。以后又作了局部性调整，2013 年将“当国际市场原油连续22个工作日移动平均价格变化超过4%时可相应调整国内成品油价格”调整为“成品油价格根据国际市场原油价格变化每10 个工作日调整一次，当调价幅度低于50元／t时不作调整，纳入下次调价时累加或冲抵”［9］；
2016年规定成品油价格调控的下限并出台油价调控风险准备金征收管理办法，当国际市场原油价格低于国家规定的成品油价格调控下限时，对汽柴油销售征收风险准备金，统筹用于节能减排、提升油品质量、保障石油供应安全，以及应对国际油价大幅波动、实施保障措施的资金来源［10］。
3.1 价格体系与价格管理体制
天然气工业是由上游勘探开发、中游运输储存和下游城市配送三个基本业务板块所组成，在2019年国家石油天然气管网集团有限公司（以下称国家管网公司）成立前，中国天然气工业采取生产（进口）、运输、储存和销售纵向一体化结构，上游和中游业务由三大石油公司负责，下游业务主要由地方企业负责，中国现行的天然气产运储销价格体系以及价格管理体制是基于中国天然气工业先前的纵向一体化结构而建立的，主要特点是：
1）中国石油、中国石化是从事跨省天然气供应业务的上游供气企业，按照门站销售价格向城市燃气公司、直供大用户等下游买方供应天然气，门站销售价格由发改委管理。气源采购价格（包括国产天然气的出厂价格和进口天然气的到岸价格）、管输价格、地下储气库的储气费以及进口LNG 的气化费等，作为上游供气企业的内部结算价格，与下游买方不发生直接关系，其中管输价格、进口LNG 的气化费按照“准许成本加合理收益”原则实行政府定价，国产天然气的出厂价格、地下储气库的储气费由上游供气企业自己制定，进口天然气的到岸价格由天然气进口企业与境外出口商通过合同约定。
2）中国海油是从事省内天然气供应业务的上游供气企业，门站销售价格由地方价格主管部门管理。中国海油的天然气门站销售价格是由气源销售价格和天然气基础设施服务价格两部分组成，管输价格、进口LNG 的气化费按照“准许成本加合理收益”原则实行政府定价，进口LNG 的气源销售价格依据进口LNG 的到岸价格采取顺价方式确定，海上国产天然气的气源销售价格由买卖双方协商确定。
3）由地方参与投资建设的省内短途管道的管输价格以及城市燃气企业的配气价格和终端销售价格，由地方价格主管部门管理，一般按照“准许成本加合理收益”原则制定。
3.2 现行的门站价格形成机制
发改委管理的门站销售价格在中国的天然气产运储销价格体系中处于核心地位，发改委对门站销售价格采取“基准价+浮动幅度”的价格管理方式，这是一种政府管控与市场调节相结合的价格管理方式。考虑到发改委已放开了部分用户、部分天然气的门站销售价格，依据发改委发布的《中央定价目录》，在执行“基准价+浮动幅度”政策时对浮动幅度需要区别对待［11］。
2）供应给城市燃气企业的天然气，如果合同约定供应的是市场化资源，门站销售价格完全放开，浮动幅度不受限制，否则上浮幅度最高不能超过20%，下浮幅度不受限制。以下资源为市场化资源：供应给市场的海上气、页岩气、煤层气、煤制气、进口LNG、2015 年以后投产的进口管道气以及通过储气库、上海和重庆天然气交易中心等方式供应的天然气。
尽管现行的门站价格体系很复杂，发改委管控天然气价格的总体思路仍然是国产气与进口气综合定价，但并没有形成明确的定调价规则［12］。对于重要的民生用气即使是通过市场化资源供应的，通常也要求执行发改委的政府指导价。
3.3 对天然气价格改革历程的回顾
在过去的很长时间里一直采用非捆绑定价方式，发改委按照成本加成定价原则制定中国石油、中国石化的陆上国产天然气的出厂价格和管输价格。中国石油从2010 年开始大规模进口天然气，其进口的天然气参照国产气供同类用户价格执行［13］。进口气参照国产气供同类用户价格执行，是指进口气的气源销售价格和管输价格均执行国产气供同类用户的气源销售价格（出厂价格）和管输价格。由于进口气的价格远高于国产气，进口气参照国产气供同类用户价格执行只能作为一种临时措施。
从2013 年开始采取捆绑定价方式，中国石油、中国石化等上游供气企业供应给下游买方的天然气不区分国产气和进口气，均按发改委制定的捆绑式门站价格进行结算。发改委制定门站价格的指导思想是将价格较高的进口气与价格较低的国产气综合定价，以利于进口天然气的销售。门站价格分省制定，最初采取“上限价格+与油价挂钩”管理方式：各省最高门站价格=上海计价基准点价格-地区贴水。上海计价基准点价格按照中国进口燃料油（占60%权重）和液化石油气（占40%权重）的海关统计价格折算成等热值天然气价格并乘以0.85 的折价系数确定，这实际上是一种与国际市场油价直接挂钩的定价方式；
地区贴水综合考虑各省天然气运输成本差异、是否是西部大开发省份、是否是天然气主产区等因素确定［14-15］。
正如将国内成品油价格与国际市场成品油价格直接挂钩存在诸多问题一样，将天然气门站价格与国际市场油价直接挂钩也存在明显缺陷，主要是高油价时门站价格过高下游用气方难以接受，低油价时门站价格过低上游供气方难以接受［16］。为此从2016 年起发改委将门站价格的管理方式由“上限价格+与油价挂钩”改为“基准价+浮动幅度”［17］。基准门站价不再根据油价的变化动态调整，因油价在一定范围内变化导致的进口气成本变化，通过价格浮动机制疏导。自2016 年以来，除了因为增值税税率调整以及2017 年由于管输费调整对基准门站价进行了调整，没有因为油价变动而调整门站基准价。为贯彻落实党中央、国务院确定的按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革，促进市场主体多元化竞争，发改委放开了部分用户、部分天然气的门站销售价格。
4.1 价格改格所处状态的比较
中共中央、国务院2015年发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》提出择机放开成品油价格，尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格［18］。由此可见，油气价格改革的目标是相同的，最终都要完全放开价格，政府不再制定价格。
尽管改革的目标是相同的，但采取的改革路径有所区别，改革目前所处状态也存在很大差异。石油价格改革的路径是先理顺后放开，由于石油市场发育比较成熟，石油价格已经理顺，所谓已经理顺是指由政府制定的价格与放开价格后由市场形成的价格两者差距不大。石油价格改革下一步的任务是择机放开成品油价格，但何时放开价格，并没有明确的时间表，考虑到价格已经理顺，在行业集中度较高的情况下，继续采用现行价格形成机制也是一种很好的选择。
天然气价格采取边理顺边放开的改革路径，虽然放开了部分用户、部分天然气的门站销售价格，但由于天然气市场的发育远未成熟，天然气价格尚未理顺，所谓尚未理顺是指由政府制定的价格与放开价格后由市场形成的价格两者差距较大。用户之间存在严重的交叉补贴现象，是天然气价格尚未理顺的又一重要表现。这表明尽快全面理顺天然气价格，仍然是今后一段时期天然气价格改革的重点任务。
王老师：我们是教师，要判断我们能否胜任高一级职称的工作，应该衡量我们的教学能力，为什么要考察研究能力呢？
4.2 从长远看油气价格改革将殊途同归
如前所述，中国最终是通过如下方式理顺石油价格的：①国内原油价格与国际市场接轨；
②以国际市场原油价格为基础制定国内成品油价格；
③根据国际市场油价的变化定期调整成品油价格；
④在高油价时对国产原油征收特别收益金。考虑到工业和市场结构的相同或相近以及都具有较高的对外依存度，从长远看，天然气价格改革将与石油价格改革殊途同归，也就是要采取与理顺石油价格相同的方式理顺天然气价格，具体表现为：①允许进口天然气至少要按照到岸采购成本顺价销售，消除因政策原因导致的进口气销售亏损；
②用户无论是使用国产气还是进口气，支付的门站价格相同，也就是国产气与进口气价格接轨，避免由于国产气与进口气采取不同的价格政策导致资源配置困难（也就是让谁使用价格高的进口气，让谁使用价格低的国产气）；
③由于进口天然气与国际市场油价挂钩，在允许进口气至少要按照到岸采购成本顺价销售以及国产气与进口气价格接轨的情况下，需要根据国际市场油价的变化定期调整国内市场的天然气价格；
④出台财政、税收等改革配套措施，例如在高油价时对国产天然气征收特别收益金，用于对特定行业和特殊群体财政补贴的资金来源。
很显然，按照上述方式全面理顺天然气价格，不仅是实现天然气价格完全市场化的必然要求，也是实现进口气与国产气公平竞争，促进市场主体多元化竞争，加快建立“X+1+X”型油气市场体系的必然要求。同时也要看到，即使按上述方式理顺了天然气价格，也并不意味着就可以实现天然气价格完全市场化，因为已按相同的方式理顺了石油价格，但由于行业集中度较高、市场竞争不充分，至今仍然没有放开成品油价格，就很好地说明了这一点。这也是中国按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革所面临的挑战，像欧美国家那样天然气价格通过“气与气”竞争方式形成，对于中国可能并不现实，从而决定了中国不宜照搬欧美国家的做法推进天然气价格市场化改革。
4.3 从近期看国产气与进口气综合定价更现实
中国天然气对外依存度较高而且进口气价格远高于国产气，以及在现阶段国内市场对进口天然气的价格支付能力相对不足。在进口气价格远高于国产气的情况下，允许进口气至少按到岸采购成本顺价销售以及国产气与进口气价格接轨，必然会推动国内市场天然气价格整体水平的大幅上升，特别是在高油价的情况下，天然气价格可能会成倍上升，这是现阶段的国内天然气市场所难以接受的，比较之下，采取国产气与进口气综合定价，可以有效地降低国内市场天然气价格的整体水平，降低国际市场油价对国内市场天然气价格的影响。
自2010 年中国石油开始大规模进口天然气以来，发改委一直采取国产气与进口气综合定价的总体思路管控国内市场的天然气价格。国产气与进口气综合定价，不仅可以避免因国产气与进口气实行不同的价格政策导致资源配置困难，也有利于促进天然气进口和消费。中国从2006 年开始成为天然气净进口国，在进口气使用成本很高的情况下，天然气消费量从2005 年的470 × 108m3上升到2021 年的3 726×108m3，年均增长率高达13.8%，天然气净进口量在2021 年达到1 640×108m3成为全球第一大进口国，与采取国产气与进口气综合定价有直接关系。各方面的研究显示，中国天然气市场的快速增长阶段至少要持续到2035 年才能进入到发展成熟阶段［19］。在天然气市场进入发展成熟阶段前，继续采取国产气与进口气综合定价仍然是最优选择，尽管这会给上游供气企业天然气保供造成很大压力。
综上分析可以看出，像欧美国家那样天然气价格通过“气与气”竞争方式形成，对于中国可能并不现实，从而决定了中国不宜照搬欧美国家的做法推进天然气价格市场化改革；
另一方面，中国已理顺石油价格但仍然没有放开成品油价格，天然气市场不如石油市场发育成熟，天然气价格改革如果不另辟蹊径，要加快实现天然气价格市场化几乎是不可能的。通过政策设计使上游供气企业建立一种自我约束机制，在完全放开价格的情况下，使它们更愿意按照国产气与进口气综合定价的方式销售天然气，而不是按照国产气与进口气价格接轨的方式销售天然气，就成为当前情况下加快实现天然气价格市场化的关键。
5.1 对上游供气企业采取收益监管
完善天然气价格形成机制，核心问题是处理好政府与市场的关系，既要使市场在资源配置中起决定性作用，又要更好发挥政府作用。现行的门站价格体系比较复杂，实施效果也不够理想，各方对此都不甚满意。政府价格主管部门不甚满意，认为门站环节价格多维度放开导致政府对管制气与非管制气在技术上难以有效监管［20］；
上游供气企业不甚满意，主要是政府管控门站价格，但没有明确的定调价规则，特别是进口气成本的变化没有在门站价格中得到及时、准确的反映，导致上游供气企业天然气业务的经营状况充满不确定性，开发大型天然气进口项目面临投资决策难的问题；
下游买方不甚满意，主要是在上游供气企业拥有市场支配地位以及没有建立健全上下游价格联动机制的情况下，它们并不赞成门站价格实行上浮政策以及多维度放开。
中国天然气对外依存度已超过40%且存在进一步上升的可能，由于进口天然气的价格与国际市场油价挂钩，制定国内天然气价格政策不考虑国际市场油价的影响显然是不现实的，但是由发改委制定门站价格与油价挂钩的动态调整机制是否可行值得认真研究，主要原因是，面对多渠道的天然气资源供应，多样化的天然气市场需求，由发改委制定适用于所有资源来源和市场需求的与油价挂钩公式，不仅制定会很困难，执行起来也会很困难，发改委在2013 年建立了门站价格动态调整机制但以后很难执行就很好地说明了这一事实。
建议对上游供气企业采取非对称监管，对于拥有市场支配地位的上游供气企业（以中国《反垄断法》作为认定依据），采用收益监管取代现行体系复杂且各方都不甚满意的门站价格监管办法，具体做法是：由发改委规定上游供气企业国产气勘探开发的准许收益率和销售每方进口气的准许利润，如果国产气与进口气的年度实际收益合计超出了政府准许收益，超出部分以特别收益金的形式上交国家财政。采用收益监管后除居民用气的门站价格执行发改委的政府指导价，其他用气的门站价格均由上游供气企业与下游买方通过合同约定或通过天然气市场交易中心形成，条件成熟后居民用气的门站价格也完全市场化。由于超额收益要上交国家财政，对上游供气企业采取收益监管隐含国产气的气源销售价格按完全生产成本加合理收益原则确定，进口气的气源销售价格按到岸采购成本加合理利润确定，并以国产气与进口气的综合价格对外销售，从而实现了在放开价格的情况下通过政策引导上游供气企业更愿意按照国产气与进口气综合定价的方式销售天然气，而不是按照国产气与进口气价格接轨的方式销售天然气。发改委管理的上游供气企业目前只有中国石油、中国石化两家企业，而且每年都要求上游供气企业上报天然气业务生产经营的详细情况，对上游供气企业采取收益监管从技术层面上看是可行的。随着中国加快建立“X+1+X”型油气市场体系，在未来可能会出现更多的上游供气企业，对于不拥有市场支配地位的上游供气企业不实行收益监管，但门站销售价格要执行发改委的统一价格政策。
5.2 合理确定上游供气企业的准许收益
管网运营机制改革后中国的天然气工业是由上游的勘探开发和进口、中游的管道运输和下游的城市配送3个基本业务板块所组成，就投资和经营风险而言，上游勘探开发和进口最大，下游城市配送居中，中游管道运输最低，按照投资应遵循收益与风险相匹配原则，上游勘探开发和进口获得的投资回报率应该最高，下游城市配送居中，中游管道运输最低。国际石油公司通常要求上游勘探开发获得的投资回报率为中游管道运输和下游城市配送的政府准许收益率的2 倍左右［21］。发改委现行的价格政策规定，核定管道输配气价格时准许收益率取8%（跨省管道和省内短途管道）或不超过7%（城市配气管道）［22-24］。因此对上游供气企业采用收益监管，上游供气企业国产气勘探开发的准许收益率应高于8%，进口天然气至少不亏损，如果国产气勘探开发所获得的投资回报率远低于8%，进口天然气严重亏损，就会影响上游供气企业国产气勘探开发的积极性和进口天然气的积极性，长此以往，就会影响中国天然气的“长供久安”。
5.3 建立健全上下游价格联动机制
与成品油价格发改委一直管理到终端零售环节有所不同，对于天然气价格，由于发改委只管理到门站批发环节，城市配送环节的价格由地方价格主管部门管理，建立健全上下游价格联动机制就显得非常必要。目前有些省份已建立了上下游价格联动机制，有些省份还没有建立；
已建立了上下游价格联动机制的省份，也仅限于非居民用气，不适用于居民用气。在没有建立健全上下游价格联动机制的情况下，上游供气企业上调门站价格意味着加重下游城市燃气企业的负担，进而导致发改委的门站价格市场化政策在执行过程中面临很大阻力。在中国天然气价格市场化程度将越来越高，建立健全上下游价格联动机制，应成为当前推进天然气价格市场化改革的一项重要内容。
1）工业和市场结构的相同或相近以及都具有较高的对外依存度，使得中国的石油和天然气价格改革两者具有诸多共性，都需要财政、税收政策相配合。从长远看，将采取与理顺石油价格相同的方式理顺天然气价格，也就是要允许进口气至少要按到岸采购成本顺价销售以及国产气的销售价格与进口气接轨，在高油价时对国产气征收特别收益金。
2）从近期看，要加快实现天然气价格市场化，需要采取与石油价格改革不同的政策设计，使上游供气企业在完全放开价格的情况下更愿意按照国产气与进口气综合定价的方式销售天然气，而不是按照国产气与进口气价格接轨的方式销售天然气，具体做法是对拥有市场支配地位的上游供气企业采取收益监管而不是直接规定具体门站价格，如果年度实际收益超出了政府准许收益，超出部分以特别收益金的形式上缴国家财政。
（本文仅代表作者观点，与作者所在单位无关——编者注）
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