近日，国家发展改革委发出关照，决定在广东、广西两地开展自然气价格形成机制改革试点，自然气价格将由“当局主导”变为“市场主导”。(相干报道见本报昨天A13版、今日B59版)

　　我国能源结构以煤为主，自然气是往后几年我国清洁发展中最具潜力的煤炭替换产品。近年来，无论是从国内自然气消耗总量，照旧从活着界自然气消耗量中的占比来看，中国都经历了较快的增加，消耗量从245亿立方米增长到1090亿立方米，占一次能源结构比例从1%左右上升到将近3.5%。基于如许的近况，改革现行自然气定价机制迫在眉睫。

　　首先，我国自然气的对外依存度往后几年内将快速增长。2010年我国自然气对外依存度大致为13%，随着中亚、中俄、中缅等几条自然气通道近几年内开始供气，我国自然气对外依存度将敏捷进步，2015年可能达到35%，占一次能源结构比例也可能响应进步7%到8%。因此，必要在目前自然气占能源结构比例很小的情况下进行价格机制改革，可以削减改革的团体影响。

　　其次，目前的成本加成定价法瑕玷许多。在能源市场化程度比较低的情况下，成本加成法可以限定生产者取得垄断利润，维持比较低的自然气价格，鼓励用气。但是，不同的生产商生产条件差别很大，很难用同一的标准去衡量，生产商的生产成本很难核定，只要生产商有动力做大成本，就难以促使其降低成本、进步服从。另外，生产商“合理”的收益同样难以确定。保障供给，必要在定价机制中表现出对勘探开发的鼓励，但是很难确认将来勘探开发的风险和收益。一旦生产商成本得不到合理补偿，难以保障行业的合理投资以及行业可持续发展和市场供给。更为关键的是，假如价格不能反映资源稀缺和将环境成本充分内部化，则会导致虚耗。总之，成本加成法最大的题目就在于作为行政定价为主的模式，很难反映市场供求的最有用价格水平。

　　第三，国际上比较市场化的定价是市场净回值法。国家发改委以进口燃料油和液化石油气(LPG)作为可替换能源品种，并按照60%和40%权重加权计算等热值的可替换能源价格，把中间市场门站价格确定为等热值可替换能源价格的90%，是一个自然气价格市场化和国际接轨过程，显然有利于保持自然气的价格上风，鼓励有用合理使用自然气。但是，该方法当然也存在缺陷。不同的地理位置和需求情况会使不同气源价格存在较大差异，而不同气源的生产成本也可能存在很大差异，这些因素都会影响产商利润。目前以进口燃料油和液化石油气为基准，假如当局对自然气资源还采用低税负，那么，由国际市场价格倒推出的国内价格，可能超过国内自然气生产商的成本，产商将获取超额利润。因此，当局必要执行相对市场化的手段解决，比如参考对石油征收暴利税。

　　因为广东、广西如今的气价比较高，进行试点应该不会增长居民用气负担。但是，西气东输沿线的省份目前气价比较低，改革必要考虑削减对居民生活的影响。当局应该考虑相对市场化的手段，如阶梯气价等政策，保障低收入居民有相对较低价格，毕竟保障基本生活必要是当局的责任。(京华时报)