中共中央、国务院2015年10月印发的《关于推进价格机制改革的若干意见》提出按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革。中共中央、国务院2017年5月印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。尽管我国已成为世界第三大天然气消费国，但我国天然气市场的市场化程度并不高，通过“管道独立、运销分离”等结构改革措施，按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革，仍然任重道远。
11关于与油价挂钩机制问题
天然气的价格形成机制与天然气市场所处的发展阶段密切相关。俄罗斯能源经济学家A.Konoplyanik博士通过考察欧美天然气成熟市场的发展历程得出如下结论：一个发育成熟的天然气市场一般要经历初始增长、快速增长、稳定增长三个发展阶段，天然气市场结构将由非竞争型市场逐步过渡到竞争型市场，天然气的交易方式将由长期合同向短期合同、现货和期货交易转变，天然气的定价机制则将经历成本加成定价、与油价挂钩以及气气竞争三个发展阶段。
随着西气东输一线、陕京二线、忠武线等天然气干线管道的投产，我国天然气市场在2005年前后由初始增长阶段进入快速增长阶段，根据有关方面预测，我国天然气市场的快速增长阶段至少要持续到2030年才有可能进入到稳定增长阶段，因此根据A.Konoplyanik博士的研究结论，我国的天然气价格形成机制将在很长一段时间里需要采取与油价挂钩方式。
事实上，我国政府价格主管部门也曾力推与油价挂钩机制。2005年底推出的天然气价格改革方案提出建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，但没有执行。2011年底推出的天然气价格改革方案也提出建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，在全国实施后的前三年根据挂钩能源价格的变化对天然气价格做了动态调整，而后采取了更加市场化的“基准价＋浮动幅度”的管理办法。
我国天然气市场真的已发展到天然气价格无需与油价挂钩的程度？答案显然是否定的。天然气在使用上与石油产品之间存在一定的替代关系，因此在天然气长期合同中通常都采取将天然气价格与油价挂钩的方式，我国通过长期合同进口的天然气，其价格也都采取与国际油价挂钩方式。2018年，我国天然气消费量达到2766亿立方米，进口量达到1254亿立方米，对外依存度已经上升到45%。我国对天然气的消费需求仍处于快速增长中，天然气的对外依存度还将进一步上升。由于进口天然气的价格采取与油价挂钩方式，决定了我国市场的天然气价格很难摆脱油价对其的影响。
当然，我国天然气门站基准价定价公式确实存在不完善的地方，主要问题是定价公式中的折价系数在低油价时取值过低导致门站基准价过低，上游供气方难以接受，高油价时折价系数取值过高又导致门站基准价过高，下游用气方难以接受。但这只是要完善门站基准价定价公式的问题，而不是要放弃与油价挂钩机制。因此我国按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价格改革，还是要坚持“边理顺、边放开”的两条腿走路方针。一方面要坚持和完善与油价挂钩机制，理顺天然气与可替代能源比价关系，另一方面要坚持市场化改革不动摇，凡是能够通过市场形成价格的，要坚决交给市场。
12关于进口气与国产气综合作价问题
我国天然气市场发展所面临的严重挑战不仅是本土资源相对不足，对外依存度不断提高，还面临进口天然气使用成本较高的问题。我国在全球天然气市场中所处的位置，决定了我国需要以较高的使用成本才能引进境外资源。为保障国家的油气供应安全，我国正在加紧构建东北、西北、西南和海上四大油气进口通道。就天然气而言，从西北陆上通道进口管道气和从海上通道进口LNG，是我国大规模引进境外资源的两条主要途径，但通过这两条通道引进境外资源的使用成本都很高。
从西北陆上通道引进中亚国家的管道天然气，我们是与欧洲国家采购同一资源地的天然气，参与欧洲市场的天然气国际贸易，但是我国的天然气消费市场（主要是中国东部和中部地区）比欧洲市场更远离土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等中亚产气国，天然气的运输成本较高。
从海上通道引进LNG，我国是与日本、韩国、中国台湾等采购同一资源地的LNG，参与亚太市场的天然气国际贸易。从历史上看，与欧洲及北美市场相比，亚太市场的天然气国际贸易价格一直是全球最高的，也就是所谓的天然气“亚洲溢价”。
由于进口气的使用成本较高，导致2013年7月在全国范围实施的天然气价格改革方案采取国产气与进口气综合作价方式，解决了国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾。采取国产气与进口气综合作价方式后，供应成本较高的进口气需适当降价销售，国产气价格需要适当提高，进口气降价的损失可通过国产气提价得到适当补偿，有利于进口气引进与销售，保障市场供应。
很显然，天然气对外依存度不断提高以及进口气使用成本较高，必然会影响我国天然气价格市场化改革的步伐。在天然气对外依存度不断提高以及进口气使用成本较高的情况下推行价格完全市场化，必然导致国内市场的天然气销售价格大幅上升，这显然是政府价格管理部门所不愿意看到的。采取国产气与进口气综合作价是一种解决办法，但这种办法能够很好地发挥作用的前提条件是通过综合作价方式形成的天然气销售价格，既要能完全补偿进口气成本，又要使国产气的生产获得合理的效益，由于进口气价格是与国际市场油价挂钩的，因此通过综合作价方式形成的天然气销售价格需要采取与油价挂钩机制，否则天然气供应企业就缺乏进口天然气的积极性。
另一种解决办法是：完全放开进口天然气在国内市场的销售价格，为了控制我国市场天然气价格的总体水平，对国产气的销售价格实行必要的管制。由于我国国产气的主产区集中在西部省份，其经济发展水平也相对落后，放开全部进口气在国内市场的销售价格后，供应给西部省份（以国家西部大开发战略规定的西部地区为准）以及东部天然气自产自足省份（例如黑龙江）的天然气，视同全部使用国产气，执行国家的“基准价＋浮动幅度”的管理办法。供应给东部其他省份的天然气区分为两部分：一部分视同使用国产气，主要是满足居民用气需求，执行国家“基准价＋浮动幅度”的管理办法；其余部分视同使用进口气，销售价格完全市场化，由供用气双方根据进口气的供应成本以及市场对进口气价格的支付能力协商确定。
13关于放开气源价格问题
我国天然气工业采取产运储销一体化经营模式，中石油、中石化和中海油等产运储销一体化的上游供气企业在城市门站或工厂门站按照门站销售价格向省天然气公司、城市燃气公司、油田或管道直供大用户等下游买方供应天然气。门站销售价格属于国家发改委管辖范围的天然气，目前分为以下两类：
一是门站销售价格执行市场调节价的天然气。包括供应给市场的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，通过进口LNG、储气库、上海和重庆天然气交易中心等方式供应给市场的天然气，供应给LNG生产企业、化肥生产企业和其他直供工业用户的天然气，通过西气东输管道系统供应给福建省的天然气等，门站销售价格完全市场化。
二是门站销售价格执行政府指导价的天然气。凡不符合以上两种情况的天然气，执行政府指导价，目前的做法是采取“基准价＋浮动幅度”的管理办法，由上游供气方与下游买方以国家发改委规定的基准价为基础，在规定的浮动幅度范围内，通过合同约定具体交易价格。对浮动幅度的规定是最高可以上浮20%，下浮不限。
为避免上游供气企业规避国家的门站价格管理，凡是政策允许门站销售价格执行市场调节价的天然气，国家发改委都会在相关的文件中明确气源价格放开，例如国家发改委在2014年8月下发的《国家发展改革委关于调整非居民用存量气价格的通知》（发改价格〔2014〕1833号）就明确规定放开进口LNG的气源价格和页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气的出厂价格。这样，在政府对天然气实行门站价格管理的情况下，如果上游供气企业不选择在门站环节销售天然气而是选择在出厂环节直接销售天然气，除非政府价格主管部门在相关文件中已明确气源价格放开，上游供气企业是不能按市场调节价销售天然气的。
管道独立、运销分离后，理论上存在以下三种销售方式：一是上游供气企业在气源地直接将天然气销售给下游买方，由下游买方向管道公司购买管道运输容量并向其支付管输费；二是上游供气企业继续在下游市场区的城市门站或工厂门站实现天然气销售，由上游供气方向管道公司购买管道运输容量并向其支付管输费；三是在位于两者之间的天然气市场中心（通常位于多条管道的交汇点）实现天然气销售，在这种情况下由上游供气企业委托管道公司将天然气运输到天然气市场中心，完成交易后再由下游买方委托管道公司将天然气运输到城市门站或工厂门站。
管道独立、运销分离后，天然气是在气源地实现销售，还是在下游市场区的城市门站或工厂门站实现销售，或者是在位于两者之间的天然气市场中心实现销售，应该由作为市场参与主体的上游供应商与下游买方决定，而不是由政府强制在指定环节实现销售。但政府应该在政策上加以引导：第一，如果上游供气企业与下游买方选择继续在下游市场区的城市门站或工厂门站实现销售，那么门站销售价格就要执行政府的门站价格政策；第二，如果上游供气企业与下游买方选择在气源地或天然气市场中心实现销售，气源价格放开执行市场调节价，管输价格按政府的有关政策执行。
在政策上按照以上方式引导的主要考虑是：第一，管道独立、运销分离后，国家直接管制门站销售价格依据不充分。管道独立、运销分离后国家直接规定门站销售价格，就等于强制要求上游供气企业向管道公司购买管道运输容量，支付管输费，这既不符合国际惯例，又与通过管道独立、运销分离促进市场主体多元化竞争的目标不符，但是为了保持与现有政策相衔接，作为一种过渡性政策，如果上游供气企业与下游买方选择继续在下游市场区的城市门站或工厂门站实现销售，那么门站销售价格就要执行政府的门站价格政策；第二，如果上游供气企业与下游买方选择在气源地或天然气市场中心实现销售，继续管制气源价格不仅与促进市场主体多元化竞争的目标不符，也面临许多实际问题，主要是在我国目前天然气供应来源多元化，不同气源的天然气供应成本差异很大的情况下，如何规定不同天然气来源的气源销售价格，对政府部门而言是一件很困难的事。
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关于发展天然气市场中心问题
首先让我们结合下图来理解在欧美天然气成熟市场，天然气市场中心是怎样形成的，其作用是什么。图中实线代表天然气管线，由管道公司负责经营。假定在上游有若干个生产区，每个生产区有若干家天然气生产商，在下游有若干个消费区，每个消费区有若干家下游买方（地方配送公司和管道直供用户），图中靠近上游生产区、多条管线的交汇处就是天然气市场中心，在管道开放的情况下，上游生产商与下游买方更愿意选择在这里买卖天然气。
在一国天然气市场发展的早期阶段，管道公司所经营的管线通常是不向上游生产商和下游买方开放的，这样，上游生产商只能按照政府规定或合同约定的气源价格将天然气卖给管道公司，下游买方只能按照政府规定或合同约定的门站批发价格从管道公司那里购买天然气，上游生产商与管道公司之间，管道公司与下游买方之间，都依赖长期购销合同。
随着本国天然气市场发展的日趋成熟，政府不再允许管道公司从事天然气买卖业务，管道公司只能作为公共运输商为他人提供公平无歧视的运输服务，按照政府规定的运输价格收取运输服务费。管道开放，使得上游生产商可以自由地选择下游买方，下游买方也可以自由地选择上游供应商，这样就在天然气购销之间形成了竞争，称为气气竞争。在气气竞争比较充分的情况下，政府只需监管中间环节的管输价格，没有必要再管制上游的气源价格和下游的门站批发价格，这就是所谓的“管住中间、放开两头”。
管道开放促进了天然气市场中心的发展，使得批发市场上的天然气交易逐渐从气源地或消费地移到了市场中心。目前在北美和欧洲出现了许多区域性的天然气市场中心，其中又以美国的亨利中心和英国的NBP（英国国家平衡点）最为著名。天然气市场中心通常位于主要管道系统的交汇处。在市场中心，大量的买家和卖家在此汇集，从而增加了天然气买卖机会，天然气买卖也不再依赖长期合同，大量的天然气是以短期合同和现货方式完成交易的，对市场中心的日交易价格进行统计与公布，就形成了该市场中心报出的现货交易价格，市场参与者将长期合约项下的天然气与市场中心报出的现货交易价格挂钩，基于这种方式，市场中所交付的大部分天然气，其价格都与市场中心报出的现货价格建立了联系。现货价格可以更准确地反映天然气在特定现货市场区域的市场价值和供求状况，但由于现货市场价格的不稳定性，需要金融管理工具来管理价格风险，为此在欧美天然气成熟市场，多种金融衍生工具被开发出来用于管理价格风险。
我国已成立了上海、重庆石油天然气交易中心，国家发改委的有关文件规定，所有进入上海、重庆石油天然气交易中心等交易平台公开交易的天然气，价格由市场形成，但由于我国目前天然气交易是分散在下游市场区的各个城市门站或工厂门站完成交易的，通过这两个交易平台公开交易的天然气，交易价格均是以国家规定的各省门站基准价为基础，采取价高者得或先到先得的原则，因此通过交易平台公开交易形成的价格还无法取代政府定价，只能作为政府定价的一种补充。
管道独立、运销分离后，应通过政策引导上游供气方与下游买方到各个区域市场中心（主要管道系统的交汇处）进行集中交易，从中发现和重点建设可作为定价基准点的市场中心并形成基准点价格。应该看到，通过交易平台公开交易方式形成我国天然气市场的基准价格并取代政府定价，将是一个十分漫长的过程。主要原因是，通过交易平台公开交易的天然气更适合于现货交易，形成的是现货交易价格，而我国的天然气市场在未来相当长的一段时间里仍处于快速增长阶段，大量的天然气仍需通过长期合同完成交易。由于现货市场价格的不稳定性，将长期合约项下的天然气与市场中心报出的现货交易价格挂钩，如果没有金融管理工具管理价格风险，现货交易方式和现货交易价格就不会被市场普遍接受。
15关于管输收费两部制定价问题
迄今为止，我国还没有真正意义上的管道运输企业，真正意义上的运输企业是为他人而不是为自己运送货物。我国天然气工业采取产运储销一体化经营模式，每个产运储销一体化的上游供气企业都是自己修建管道运输自己的天然气，管道运输企业本质上是产运储销一体化企业的一个下属部门。由于我国没有真正意义上的管道运输企业，因此也无需为管道运输容量定价。管道独立、运销分离后，我国将出现真正意义上的管道运输企业，就需要为管道运输容量定价。
为管道运输容量定价，国外的一些成功做法值得我们借鉴。美国联邦能源监管委员会（FERC）在1989年的一份政策陈述文件中指出：管输定价不是一种简单的会计程序和算术实践，相反，它是平衡各种矛盾的目标、协调各方利益冲突的一种手段。FERC的责任是将各种成本因素和非成本因素结合起来，权衡所有要考虑的因素，使适用于每一类用户的收费价格都在合理的范围内。
FERC通过影响管输价格制定过程来达到与现行市场条件相适应的政策目标。例如FERC在1952年规定，管道公司在制定管输价格时，固定性服务成本的50%通过管道容量费回收，另外50%的固定成本和全部可变成本通过管道使用费回收；为应对上世纪70年代出现的州际间天然气供应短缺，抑制工业用气，FERC在1973年规定制定管输价格时固定成本的25%通过管道容量费回收，其余75%的固定成本和全部可变成本通过管道使用费回收；上世纪80年代，当州际间天然气供应出现过剩时，FERC在1983年规定除全部可变成本及固定成本中的权益资本收益及其所得税通过管道使用费回收，其余固定成本均通过管道容量费回收；为促进管道开放、气气竞争，FERC在1992年规定制定管输价格时全部固定成本都通过管道容量费回收，只有可变成本通过管道使用费回收。
2004年和2005年，我国在忠武线、陕京管道系统尝试管输收费两部制定价时借鉴了英国的做法，管道公司的准许回收成本，65%通过管道容量费回收，35%通过管道使用费回收。鉴于在忠武线、陕京管道系统尝试管输收费两部制定价的不成功经历，管道独立、运销分离后，我国为管道运输容量定价，可以借鉴美国的做法，在起步阶段通过管道容量费回收固定成本的比例应低一些，例如管道公司固定性服务成本的50%通过管道容量费回收，另外50%的固定成本和全部可变成本通过管道使用费回收，甚至还可以考虑固定成本的25%通过管道容量费回收，其余75%的固定成本和全部可变成本通过管道使用费回收。随着我国天然气市场发育不断成熟，逐渐提高通过管道容量费回收固定成本的比例，最终实现全部固定成本都通过管道容量费回收，只有可变成本通过管道使用费回收。
