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岁尾年头，延宕多年的天然气价格改革，终于在两广拉开了帷幕。
2011年12月27日，国家发改委，宣布已自12月26日起，在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制的改革试点。
此次改革试点的总体思路，正是大家期待多年的市场化改革取向：一、将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整机制。二、以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。三、对天然气门站价格实行动态调整，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四、放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。
业界普遍认可国家发改委的重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，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。
在专家们看来，这次在两广率先试点的天然气模拟市场定价，是市场化改革多年僵局后的重要突破。在中国能源对外依存度越来越高、节能减排压力越来越大的背景下，政府终于下决心抓住CPI连续回落的时机，重启早在2005年就已达成共识的资源价格改革。
另一个为业界关注的原因是，相比于煤炭、石油等更重要的传统化石能源，天然气在中国一次能源消费总量中比例极低，影响相应也最小，因而成为资源价改的“头炮”。
对于两广的天然气价改试点，接受《财经》记者采访的业内人士多表示认可，但他们也同时指出：竞争性的市场结构，仍然是市场化定价的前提。在模拟市场定价的试点方案推出后，政府应加快推进天然气供应结构的积极变化，即由垄断供应向多元竞争性供应转变。
价格不单由供应决定
“从成本加成到市场净回值法，这无疑是天然气价格机制的破冰之举。” 中石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红向《财经》记者表示。
中国此前的天然气定价机制实行以国家定价为主、市场调整为辅的管理形式，即由中央政府和地方政府依据天然气供应的自然流程实行分段管制。
在定价模式上，无论是出厂价、管输价还是天然气终端价格，均采取成本加成的定价模式，即根据天然气的补偿成本加合理利润并兼顾用户承受能力来确定天然气价格。这主要适用于天然气开发初期单一气源（主要是自产气）的供应格局。
国务院发展研究中心市场研究所综合研究室主任邓郁松曾向记者表示，伴随中国多气源(国产气、进口管道气、进口LNG )、多管线相互调剂、联合供气格局的形成，尤其是进口气比例逐渐增加的情况下，国家有关决策部门应该考虑如何解决气源多元化带来的天然气成本变化以及国内外价格倒挂问题，有必要对现有价格机制进行改革。
进口天然气中，LNG（液化天然气）和中亚管道输气成为最重要的两种进口气源。此前基于单气源的定价方式已无法反映天然气的真实市场价值，高买低卖之下，国内油气巨头正面临着越来越大的进口气源亏损。
中石油董事长蒋洁敏近日表示，目前中石油进口天然气亏损在每立方米1元以上，预计今年中石油进口天然气业务的亏损额超过200亿元。
多位中石油人士曾向《财经》记者表示，国内低廉的天然气价格刺激了用户需求，为满足这些需求又不得不增加进口气的比例，造成恶性循环。他们认为，天然气价改不存在窗口期之说，早在进口气引入之初就应该进行天然气价改。
接受《财经》记者采访的中石油、中石化人士均表示，按照现在的市场净回值法市场定价，有利于加大天然气勘探、生产与管道铺设的力度，加快三四线城市天然气的普及，有效减少进口气亏损，增加中国企业进口天然气的动力。
他们同时认为，本次天然气价改之后，中国天然气市场的定价模式将由供应决定价格的单一模式向供需双方共同决定价格的模式转变。
杨建红指出，“十二五”后期，天然气消费可能转向由需求拉动，这为今后天然气价格实现完全市场化奠定了基础。
在厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，这次价改试点的时机很不错，在进口气源增加的初期开始进行价改试点，要好过进口大量增加的时候出台。“目前天然气在一次能源消费结构中占比不到4％，对国内物价指数的影响也不太大。”他告诉《财经》记者。
能否转向竞争性市场结构
继石油的对外依存度超过50％之后，中国的天然气消费也正在走上高对外依存度之路。
国家发改委的数据显示，2011年1月至11月，中国累计生产天然气914亿立方米，同比增长6％；而同时，中国进口天然气281亿立方米，同比增长91.5％；进口气占国内消费总量的比重达到24.2％，同比增加2个百分点。
中国石油大学国际石油政治研究中心主任庞昌伟预计，到2020年，国内天然气消费量将达到4500亿立方米，对外依存度将达到50％。
国产气供应有限，进口气源的获取无疑更为紧迫。国家一度放开了天然气进口管制。
2007年2月，商务部对天然气等商品实施了自动进口许可管理。自动进口许可管理是指，对进口申请一律予以批准的进口管理制度。没有限制条件，任何企业都可办理，商务部主要统计进出口业务量。此举出台后，业内一致认为，这有助于加快和扩大天然气进口，有利于满足国内日益增长的天然气需求。
然而很快出现了地方政府与三大石油公司在国际市场上无序竞争、拉高价格的现象，决策层于是决定对天然气进口重新从严监管。2007年6月，商务部和海关总署联合宣布，对2007年《自动进口许可管理货物目录》再次进行调整，取消天然气等商品的自动进口许可管理。
目前参与到天然气进口业务中的除了三大石油公司，只有新奥燃气和中国燃气等几家公司。
并非这些公司不愿多进口天然气。由于天然气只能通过陆地管道或海上LNG船运输，LNG在出港前和到港后仍需要借助管道运输，这意味着从事天然气进口的企业必须拥有LNG接收站和输气管道等配套设置，而建设管道和LNG接收站仍需国家相关部门批准。现有的接收站和管道，一般都由三大石油公司独立运营或与地方政府合作建设。
新奥能源控股首席执行官张叶生曾对《财经》记者直言，虽然国家给了他们进口权，但实际运作时到处是壁垒。“我们可以自行进口LNG，但不让你建接收码头，三大石油公司又不给你用，那你的气怎么进得来？”
中石油经济技术研究院市场研究所所长单卫国向《财经》记者指出，最大的原因还是因为民企在资金和风险承担方面不如中石油、中石化。
此外，长期以来国内天然气价格低于国际市场价格的现实也让民企对上游市场不甚积极。中石化经济技术研究院人士曾告诉《财经》记者，进口天然气并不赚钱，目前国内天然气进口市场主要由三大石油公司占据，是央企的社会责任所在。
业内专家指出，随着市场净回值法的推广，国内天然气价格日趋合理，利润预期逐渐稳定，会有越来越多的企业参与到天然气进口业务中。但前提是政府需要出台配套政策，在上游消除天然气进口的壁垒，在下游尽快实现用气企业在气源和用量上的自主权。只有这样，竞争性的市场结构才能形成。
突破口在打破管输垄断
早在2006年1月，国家发改委负责人就曾表示，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。然而此后六年，竞争性市场结构迟迟无法形成，天然气价格也难以从政府定价向市场定价移步。
此次宣布天然气价改试点，国家发改委重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，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。
接受《财经》记者采访的专家们均指出，“市场净回值法”只是一种模拟市场的办法，以已经通过市场竞争形成的可替代能源价格为基础，折算出相应的天然气价格，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制。
“建立竞争性的天然气产业链结构，重点在通过市场竞争形成天然气出厂价格，其中核心在于管道业务独立。但目前天然气管理和经营体制没有根本改革，市场体系尚不健全，没有建立对等的天然气供需市场，在此背景下，定价机制无法实现真正意义上的市场化。” 中国石油大学(北京)中国油气产业发展研究中心副主任刘毅军教授向《财经》记者表示。
中国天然气资源尚不丰富，上游气源、中游长输管网高度集中，两大巨头甚至开始大举进入本已较开放的下游城市燃气运营网络。
多位城市燃气运营商都曾向《财经》记者表示，在上下游一体化垄断渐强的背景下，供应端出现竞争性的市场格局，可能性越来越小。
刘毅军指出，在天然气资源尚不充足的现状下，开放勘探开采环节的竞争并不现实，建立竞争性市场结构的突破口，应在打破管输环节的垄断。
目前，主要干线长输管道建设和运营均由三大石油公司把持，企业根据所发现的气田和运气目的地进行规划，报国家发改委批准后开工建设管道。
由此带来的问题是，倘若中石化在中石油所建管道沿线区域新发现了气田，后者往往不同意前者使用其管道输气，或有限制条件地允许使用，若双方协商不好，中石化就需要另修一条管道以保证送气。同时，若某城市只由一条长输管道送气，下游企业就只能从该管道营运主体处购气，完全没有选择自由。
“连中石化都难使用中石油管道，更遑论其他生产商或用户了。”刘毅军说。
2011年7月，《天然气基础设施建设和运营管理条例》征求意见稿完成，此条例被认为是打破天然气长输管道垄断、建立第三方准入制度和相关监管规范的重要文件。
该《条例》征求意见稿规定，管道建设可由不同背景的市场主体竞标参与，并通过租赁形式签订长期运输合同。当气源充足时，下游企业可自由选择供气商，租用管道送气即可。三大石油企业下属管道公司若要参与竞标，则该公司必须独立核算，并公示运力信息、服务主体，以求公开、公平、公正。
在刘毅军看来，政府不能让个别利益集团控制管道。原则而言，管道建设应实现投资主体多元化，并通过政府规制，避免市场主体利用管道垄断市场。由于天然气产业链发展阶段等的约束，很难期望《条例》在打破管道垄断上能有重大突破。因此，政府在管道规划、建设核准上应注意加强产业链的竞争性。
在管道问题上，中海油研究院首席研究员陈卫东的观点类似，他认为应该把长距离输气管道完全独立于中石油或者中石化，变成一家受国资委管理的独立企业，由政府实行管输价格监管。
“管道只有完全独立，才能保障不同气源自由接入。”陈卫东说。
资料
中国天然气定价机制变迁
第一阶段：单一的政府定价阶段（1957年－1993 年）
1958年－1981年，鼓励用气时期。1958年，原石油部为了鼓励就地用气，将气价下降为每千方30元，之后三次调整气价。1981年－1991年，为鼓励勘探开发，政府对计划外天然气实行高价。1992年，四川天然气实行价格并轨，并根据用户性质实行分类气价。
第二阶段：政府定价、政府计划指导价并存阶段（1993年－2005年）
放松企业气价管制，实行企业自销天然气价格政策。其定价机制为：政府制定计划内天然气井口价格和计划外井口销售指导价格，自销气价格可以由供应商在中准价上下10％范围内浮动制定；天然气管输费的制定原则为成本加利润，允许供需双方协商定价；净化费由天然气生产商制定，国家发改委批准。天然气销售以油气企业为主，直供大用户。城市用气则实行油气企业城市门站交气，再由城市燃气公司分销。
第三阶段：实行政府指导价（2006年至今）
2006年1月，国家发改委将天然气出厂价格归并为两档。一档天然气出厂价在政府规定的出厂基准价基础上，可在上下10％的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10％，下浮幅度不限。
国家发改委负责人同时表示，从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。
出厂价加上管输价格后，形成城市门站价，再加上城市输配费后，形成终端用户价格。天然气的跨省输送费用由国家发改委制定，省内输送价格由各省发改委制定，终端价格由地方发改委制定。
2010年6月，国家发改委合并两档出厂价，同时扩大价格浮动幅度。国产陆上天然气一档、二档气价并轨后，出厂基准价格浮动范围统一改为上浮10％，下浮不限。
第四阶段：试点模拟市场定价（2011年12月26日起在两广试点）
2011年12月26日起，国家发改委在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。将现行以“成本加成”为主的定价方法，改为按“市场净回值”方法定价，即将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后回推确定天然气各环节价格。
具体操作方法如下：首先，选取上海市场作为计价基准点。其次，计算上海市场的门站价格。以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源品种，并按照60％和40％权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按照0.9的折价系数计价，即把上海市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90％。第三，以上海市场门站价格为基础，根据天然气主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西的经济社会发展水平，确定两省（区）的门站价格。门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况，每年调整一次，并逐步过渡到每半年或每季度调整。
国家发改委表示，在认真总结两广天然气价改经验后，将向全国推广。其他未实施新机制的省份，要通过分步调整天然气价格，疏导价格矛盾，使天然气价格水平逐步接近与可替代能源合理比价关系。考虑到试点地区用户对新机制有一个逐步适应的过程，在改革未在全国推广前，两广的门站价格按照新机制确定后，价格水平将保持基本稳定。
2011年12月27日，国家发改委，宣布已自12月26日起，在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制的改革试点。
此次改革试点的总体思路，正是大家期待多年的市场化改革取向：一、将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整机制。二、以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。三、对天然气门站价格实行动态调整，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四、放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。
业界普遍认可国家发改委的重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，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。
在专家们看来，这次在两广率先试点的天然气模拟市场定价，是市场化改革多年僵局后的重要突破。在中国能源对外依存度越来越高、节能减排压力越来越大的背景下，政府终于下决心抓住CPI连续回落的时机，重启早在2005年就已达成共识的资源价格改革。
另一个为业界关注的原因是，相比于煤炭、石油等更重要的传统化石能源，天然气在中国一次能源消费总量中比例极低，影响相应也最小，因而成为资源价改的“头炮”。
对于两广的天然气价改试点，接受《财经》记者采访的业内人士多表示认可，但他们也同时指出：竞争性的市场结构，仍然是市场化定价的前提。在模拟市场定价的试点方案推出后，政府应加快推进天然气供应结构的积极变化，即由垄断供应向多元竞争性供应转变。
价格不单由供应决定
“从成本加成到市场净回值法，这无疑是天然气价格机制的破冰之举。” 中石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红向《财经》记者表示。
中国此前的天然气定价机制实行以国家定价为主、市场调整为辅的管理形式，即由中央政府和地方政府依据天然气供应的自然流程实行分段管制。
在定价模式上，无论是出厂价、管输价还是天然气终端价格，均采取成本加成的定价模式，即根据天然气的补偿成本加合理利润并兼顾用户承受能力来确定天然气价格。这主要适用于天然气开发初期单一气源（主要是自产气）的供应格局。
国务院发展研究中心市场研究所综合研究室主任邓郁松曾向记者表示，伴随中国多气源(国产气、进口管道气、进口LNG )、多管线相互调剂、联合供气格局的形成，尤其是进口气比例逐渐增加的情况下，国家有关决策部门应该考虑如何解决气源多元化带来的天然气成本变化以及国内外价格倒挂问题，有必要对现有价格机制进行改革。
进口天然气中，LNG（液化天然气）和中亚管道输气成为最重要的两种进口气源。此前基于单气源的定价方式已无法反映天然气的真实市场价值，高买低卖之下，国内油气巨头正面临着越来越大的进口气源亏损。
中石油董事长蒋洁敏近日表示，目前中石油进口天然气亏损在每立方米1元以上，预计今年中石油进口天然气业务的亏损额超过200亿元。
多位中石油人士曾向《财经》记者表示，国内低廉的天然气价格刺激了用户需求，为满足这些需求又不得不增加进口气的比例，造成恶性循环。他们认为，天然气价改不存在窗口期之说，早在进口气引入之初就应该进行天然气价改。
接受《财经》记者采访的中石油、中石化人士均表示，按照现在的市场净回值法市场定价，有利于加大天然气勘探、生产与管道铺设的力度，加快三四线城市天然气的普及，有效减少进口气亏损，增加中国企业进口天然气的动力。
他们同时认为，本次天然气价改之后，中国天然气市场的定价模式将由供应决定价格的单一模式向供需双方共同决定价格的模式转变。
杨建红指出，“十二五”后期，天然气消费可能转向由需求拉动，这为今后天然气价格实现完全市场化奠定了基础。
在厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，这次价改试点的时机很不错，在进口气源增加的初期开始进行价改试点，要好过进口大量增加的时候出台。“目前天然气在一次能源消费结构中占比不到4％，对国内物价指数的影响也不太大。”他告诉《财经》记者。
能否转向竞争性市场结构
继石油的对外依存度超过50％之后，中国的天然气消费也正在走上高对外依存度之路。
国家发改委的数据显示，2011年1月至11月，中国累计生产天然气914亿立方米，同比增长6％；而同时，中国进口天然气281亿立方米，同比增长91.5％；进口气占国内消费总量的比重达到24.2％，同比增加2个百分点。
中国石油大学国际石油政治研究中心主任庞昌伟预计，到2020年，国内天然气消费量将达到4500亿立方米，对外依存度将达到50％。
国产气供应有限，进口气源的获取无疑更为紧迫。国家一度放开了天然气进口管制。
2007年2月，商务部对天然气等商品实施了自动进口许可管理。自动进口许可管理是指，对进口申请一律予以批准的进口管理制度。没有限制条件，任何企业都可办理，商务部主要统计进出口业务量。此举出台后，业内一致认为，这有助于加快和扩大天然气进口，有利于满足国内日益增长的天然气需求。
然而很快出现了地方政府与三大石油公司在国际市场上无序竞争、拉高价格的现象，决策层于是决定对天然气进口重新从严监管。2007年6月，商务部和海关总署联合宣布，对2007年《自动进口许可管理货物目录》再次进行调整，取消天然气等商品的自动进口许可管理。
目前参与到天然气进口业务中的除了三大石油公司，只有新奥燃气和中国燃气等几家公司。
并非这些公司不愿多进口天然气。由于天然气只能通过陆地管道或海上LNG船运输，LNG在出港前和到港后仍需要借助管道运输，这意味着从事天然气进口的企业必须拥有LNG接收站和输气管道等配套设置，而建设管道和LNG接收站仍需国家相关部门批准。现有的接收站和管道，一般都由三大石油公司独立运营或与地方政府合作建设。
新奥能源控股首席执行官张叶生曾对《财经》记者直言，虽然国家给了他们进口权，但实际运作时到处是壁垒。“我们可以自行进口LNG，但不让你建接收码头，三大石油公司又不给你用，那你的气怎么进得来？”
中石油经济技术研究院市场研究所所长单卫国向《财经》记者指出，最大的原因还是因为民企在资金和风险承担方面不如中石油、中石化。
此外，长期以来国内天然气价格低于国际市场价格的现实也让民企对上游市场不甚积极。中石化经济技术研究院人士曾告诉《财经》记者，进口天然气并不赚钱，目前国内天然气进口市场主要由三大石油公司占据，是央企的社会责任所在。
业内专家指出，随着市场净回值法的推广，国内天然气价格日趋合理，利润预期逐渐稳定，会有越来越多的企业参与到天然气进口业务中。但前提是政府需要出台配套政策，在上游消除天然气进口的壁垒，在下游尽快实现用气企业在气源和用量上的自主权。只有这样，竞争性的市场结构才能形成。
突破口在打破管输垄断
早在2006年1月，国家发改委负责人就曾表示，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。然而此后六年，竞争性市场结构迟迟无法形成，天然气价格也难以从政府定价向市场定价移步。
此次宣布天然气价改试点，国家发改委重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，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。
接受《财经》记者采访的专家们均指出，“市场净回值法”只是一种模拟市场的办法，以已经通过市场竞争形成的可替代能源价格为基础，折算出相应的天然气价格，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制。
“建立竞争性的天然气产业链结构，重点在通过市场竞争形成天然气出厂价格，其中核心在于管道业务独立。但目前天然气管理和经营体制没有根本改革，市场体系尚不健全，没有建立对等的天然气供需市场，在此背景下，定价机制无法实现真正意义上的市场化。” 中国石油大学(北京)中国油气产业发展研究中心副主任刘毅军教授向《财经》记者表示。
中国天然气资源尚不丰富，上游气源、中游长输管网高度集中，两大巨头甚至开始大举进入本已较开放的下游城市燃气运营网络。
多位城市燃气运营商都曾向《财经》记者表示，在上下游一体化垄断渐强的背景下，供应端出现竞争性的市场格局，可能性越来越小。
刘毅军指出，在天然气资源尚不充足的现状下，开放勘探开采环节的竞争并不现实，建立竞争性市场结构的突破口，应在打破管输环节的垄断。
目前，主要干线长输管道建设和运营均由三大石油公司把持，企业根据所发现的气田和运气目的地进行规划，报国家发改委批准后开工建设管道。
由此带来的问题是，倘若中石化在中石油所建管道沿线区域新发现了气田，后者往往不同意前者使用其管道输气，或有限制条件地允许使用，若双方协商不好，中石化就需要另修一条管道以保证送气。同时，若某城市只由一条长输管道送气，下游企业就只能从该管道营运主体处购气，完全没有选择自由。
“连中石化都难使用中石油管道，更遑论其他生产商或用户了。”刘毅军说。
2011年7月，《天然气基础设施建设和运营管理条例》征求意见稿完成，此条例被认为是打破天然气长输管道垄断、建立第三方准入制度和相关监管规范的重要文件。
该《条例》征求意见稿规定，管道建设可由不同背景的市场主体竞标参与，并通过租赁形式签订长期运输合同。当气源充足时，下游企业可自由选择供气商，租用管道送气即可。三大石油企业下属管道公司若要参与竞标，则该公司必须独立核算，并公示运力信息、服务主体，以求公开、公平、公正。
在刘毅军看来，政府不能让个别利益集团控制管道。原则而言，管道建设应实现投资主体多元化，并通过政府规制，避免市场主体利用管道垄断市场。由于天然气产业链发展阶段等的约束，很难期望《条例》在打破管道垄断上能有重大突破。因此，政府在管道规划、建设核准上应注意加强产业链的竞争性。
在管道问题上，中海油研究院首席研究员陈卫东的观点类似，他认为应该把长距离输气管道完全独立于中石油或者中石化，变成一家受国资委管理的独立企业，由政府实行管输价格监管。
“管道只有完全独立，才能保障不同气源自由接入。”陈卫东说。
资料
中国天然气定价机制变迁
第一阶段：单一的政府定价阶段（1957年－1993 年）
1958年－1981年，鼓励用气时期。1958年，原石油部为了鼓励就地用气，将气价下降为每千方30元，之后三次调整气价。1981年－1991年，为鼓励勘探开发，政府对计划外天然气实行高价。1992年，四川天然气实行价格并轨，并根据用户性质实行分类气价。
第二阶段：政府定价、政府计划指导价并存阶段（1993年－2005年）
放松企业气价管制，实行企业自销天然气价格政策。其定价机制为：政府制定计划内天然气井口价格和计划外井口销售指导价格，自销气价格可以由供应商在中准价上下10％范围内浮动制定；天然气管输费的制定原则为成本加利润，允许供需双方协商定价；净化费由天然气生产商制定，国家发改委批准。天然气销售以油气企业为主，直供大用户。城市用气则实行油气企业城市门站交气，再由城市燃气公司分销。
第三阶段：实行政府指导价（2006年至今）
2006年1月，国家发改委将天然气出厂价格归并为两档。一档天然气出厂价在政府规定的出厂基准价基础上，可在上下10％的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10％，下浮幅度不限。
国家发改委负责人同时表示，从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。
出厂价加上管输价格后，形成城市门站价，再加上城市输配费后，形成终端用户价格。天然气的跨省输送费用由国家发改委制定，省内输送价格由各省发改委制定，终端价格由地方发改委制定。
2010年6月，国家发改委合并两档出厂价，同时扩大价格浮动幅度。国产陆上天然气一档、二档气价并轨后，出厂基准价格浮动范围统一改为上浮10％，下浮不限。
第四阶段：试点模拟市场定价（2011年12月26日起在两广试点）
2011年12月26日起，国家发改委在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。将现行以“成本加成”为主的定价方法，改为按“市场净回值”方法定价，即将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后回推确定天然气各环节价格。
具体操作方法如下：首先，选取上海市场作为计价基准点。其次，计算上海市场的门站价格。以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源品种，并按照60％和40％权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按照0.9的折价系数计价，即把上海市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90％。第三，以上海市场门站价格为基础，根据天然气主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西的经济社会发展水平，确定两省（区）的门站价格。门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况，每年调整一次，并逐步过渡到每半年或每季度调整。
国家发改委表示，在认真总结两广天然气价改经验后，将向全国推广。其他未实施新机制的省份，要通过分步调整天然气价格，疏导价格矛盾，使天然气价格水平逐步接近与可替代能源合理比价关系。考虑到试点地区用户对新机制有一个逐步适应的过程，在改革未在全国推广前，两广的门站价格按照新机制确定后，价格水平将保持基本稳定。