在经历了连续几年的“气荒”之后，天然气价格改革于年前取得突破。自2011年12月26日起，在广东、广西两省(区)开展天然气价格形成机制改革试点，将现行以“成本加成”为主的天然气定价方法，改为按“市场净回值”法定价，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整的机制。这是自2005年末国家发改委公布天然气价格形成机制改革目标后，气价改革第一次真正意义上的推进。
上游企业受益明显
我国天然气价格改革的最终目标，是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。2011年5月，我国上调了国产陆上天然气出厂基准价，虽然较2005年的定价有大幅提高，但仍然未能有效反映市场供求和资源稀缺程度。
天然气产业链可自上而下分为勘探生产、长输管道、下游应用三个部分，涉及价格主要包括出厂价、管输价和城市输配价。目前我国天然气出厂价格实行国家指导价，跨省输送费用也由国家统一制定，城市输配价格由省一级价格主管部门管理。
天然气价格的市场化机制，将直接利好中石油、中海油等天然气上游企业。目前，中石油上游的天然气业务规模最大。目前供给广东、广西的天然气主要通过西二线输送，到达广东的门站成本至少在3.2元/立方米以上。据广州燃气方面介绍，原先的广东门站价格为1.79元/立方米，气改后门站价上调整到2.74元/立方米。这样，每输一立方米气到广东亏损从1.21减少到0.46元。此次价改将缓解中海油天然气业务的亏损压力，有利于企业的可持续发展和提高进口天然气的积极性。
非常规天然气受到鼓舞
国家发改委公布的改革方案，对页岩气、煤层气、煤制气三种非常规天然气，出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定。这使得一直受到定价机制困挠的非常规天然气开发利用看到了希望。
以煤制天然气为例，国家已先后核准了中国大唐、新疆庆华、内蒙古汇能等4个煤制天然气项目，产能达151亿立方米。此外，神华集团拟在内蒙古鄂尔多斯、宁夏分别建20亿立方米煤制天然气和40亿立方米煤制天然气项目，两项目均处可研阶段；中电投拟在新疆伊犁建两个煤制天然气项目，规模分别为60亿立方米和3×20亿立方米；中海油则计划在内蒙古和山西大同建两个规模分别为80亿立方米及40亿立方米的煤制天然气项目。据了解，目前全国规划中的煤制天然气项目多达20多个，产能高达1000亿立方米。
然而，煤制天然气成本相对较高。据研究，假设在新疆或内蒙古东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/吨(含税价)，2011年测算得到的天然气单位生产成本为1.6元/立方米左右；西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方米；陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方米。按这样的气价，所有煤制天然气项目均难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。
而一旦实行“市场净回值”法定价，逐步放开市场，将提高煤制天然气、页岩气、煤层气等非常规天然气的开发速度，通过天然气的多元竞争，使供求关系达到平衡，真正破解我国“少气”困局。
上调幅度低于预期
此前业内对天然气门站价格涨价已有预期，但发改委此次公布的广东、广西两地门站价格的上调幅度低于预期。
虽然改革后的价格形成机制目前在试点地区不会引起天然气价格明显波动，但如果推广到全国，西气东输沿线城市原有的价格优势会被颠覆，天然气价格的上涨将比较明显。有专家分析称，若全国推行现行价改定价机制，部分地区包括北京、上海等大型城市天然气价格将大幅提高，但相信政府推行前会采取补贴或阶梯气价等措施，保证居民正常生活平稳。
天然气价格上涨后，处于产业链最下游的工业用气企业的生产成本将相应增加，涉及气头化工和天然气发电的企业将受到影响。对于天然气管网建设运营公司而言，价格改革是否构成利好的关键在于管输费率是否相应调整。天然气涨价往往是系统性的，因此管输价格存在较大上涨预期。
未来随着试点的扩大以及各省份门站价格上调幅度不一，相关企业受到的影响将逐渐显现。
