近日，國家發展改革委發出通知，決定在廣東、廣西兩地開展天然氣價格形成機制改革試點，天然氣價格將由“政府主導”變為“市場主導”。
　　我國能源結構以煤為主，天然氣是今后幾年我國清潔發展中最具潛力的煤炭替代產品。近年來，無論是從國內天然氣消費總量，還是從在世界天然氣消費量中的占比來看，中國都經歷了較快的增長，消費量從245億立方米增加到1090億立方米，占一次能源結構比例從1%左右上升到將近3.5%。基于這樣的現狀，改革現行天然氣定價機制迫在眉睫。
　　首先，我國天然氣的對外依存度今后幾年內將快速增加。2010年我國天然氣對外依存度大致為13%，隨著中亞、中俄、中緬等幾條天然氣通道近幾年內開始供氣，我國天然氣對外依存度將迅速提高，2015年可能達到35%，占一次能源結構比例也可能相應提高7%到8%。因此，需要在目前天然氣占能源結構比例很小的情況下進行價格機制改革，可以減少改革的整體影響。
　　其次，目前的成本加成定價法缺點很多。在能源市場化程度比較低的情況下，成本加成法可以限制生產者取得壟斷利潤，維持比較低的天然氣價格，鼓勵用氣。但是，不同的生產商生產條件差別很大，很難用統一的標準去衡量，生產商的生產成本很難核定，只要生產商有動力做大成本，就難以促使其降低成本、提高效率。另外，生產商“合理”的收益同樣難以確定。保障供應，需要在定價機制中體現出對勘探開發的鼓勵，但是很難確認未來勘探開發的風險和收益。一旦生產商成本得不到合理補償，難以保障行業的合理投資以及行業可持續發展和市場供應。更為關鍵的是，如果價格不能反映資源稀缺和將環境成本充分內部化，則會導致浪費。總之，成本加成法最大的問題就在于作為行政定價為主的模式，很難反映市場供求的最有效價格水平。
　　第三，國際上比較市場化的定價是市場凈回值法。國家發改委以進口燃料油和液化石油氣(LPG)作為可替代能源品種，并按照60%和40%權重加權計算等熱值的可替代能源價格，把中心市場門站價格確定為等熱值可替代能源價格的90%，是一個天然氣價格市場化和國際接軌過程，顯然有利于保持天然氣的價格優勢，鼓勵有效合理使用天然氣。但是，該方法當然也存在缺陷。不同的地理位置和需求情況會使不同氣源價格存在較大差異，而不同氣源的生產成本也可能存在很大差異，這些因素都會影響產商利潤。目前以進口燃料油和液化石油氣為基準，如果政府對天然氣資源還采用低稅負，那么，由國際市場價格倒推出的國內價格，可能超過國內天然氣生產商的成本，產商將獲取超額利潤。因此，政府需要實行相對市場化的手段解決，比如參考對石油征收暴利稅。
　　由于廣東、廣西現在的氣價比較高，進行試點應該不會增加居民用氣負擔。但是，西氣東輸沿線的省份目前氣價比較低，改革需要考慮減少對居民生活的影響。政府應該考慮相對市場化的手段，如階梯氣價等政策，保障低收入居民有相對較低價格，畢竟保障基本生活需要是政府的責任。