降价不会对勘探开发投资造成太大影响
天然气降价后，其应用市场会扩展。天然气虽清洁，但价格高，因此用量发展不如人们的期待。此轮降价后，天然气发电、供热、交通、建筑材料及化工等行业都将扩大使用量。应用领域扩展了，用量大了，天然气上游规模效益会提高。虽然局部单位价格会有下降，但行业总体利润会提高。部分企业的利润暂时会降低，以后也会提高。同时，扩展后的天然气利用行业，由于生产成本降低，产品价格也会相应下降，这也会使天然气勘探开发过程成本有所下降，因为这个过程中也需要电力、供热、交通运输及化工材料，如陶粒等。天然气价格下降，也不会对勘探开发投资有太大影响，已经在投的项目不会停止，而随着市场扩展、天然气使用规模逐渐扩张，投资者一旦看到发展空间，就会继续投资，甚至会扩大投资。与之前的高价天然气相比，进口天然气增加，倒不利于国内的勘探开发。
中国经济学会理事刘满平：
产业链条不同环节利润会重新分配
此次调价下调幅度超过预期(之前大都认为会在0.4-0.6元/方之间)，不仅可提高天然气与煤炭、石油等替代能源的价格优势，促进天然气消费需求，还可以缩小非居民和居民气价之差(目前约为0.3元/方)，为以后两者并轨减少阻碍。
将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，是典型的从原来的点式管制过渡到现在的区间管理，尤其是在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定，以1年为限，既考虑了对冬季用气高峰需求增加可能导致的局部价格波动风险，也考虑了当前整个天然气产业市场供大于求的局面，提高了天然气供求双方协商定价的空间，促进天然气价格进一步市场化。这种改革方式有点像之前成品油价格机制的改革，逐步推进。
更加强调交易市场的建设。上海石油天然气交易中心成立后至今，与之前的预期有点落差，此次用部门文件的形式要求着力做好天然气公开交易工作，说明政府对推动天然气交易市场建设的急迫性。
在整个经济增速放缓的前提下，不要期望门站价格下调会大幅度提高国内天然气需求，今年的天然气需求增速与去年比还会下滑。但对主要天然气发电和以天然气作为燃料的建材、玻璃、陶瓷等工业企业来说，生产成本降低作用十分明显，天然气产业链条不同环节的利润会重新分配。
天然气价格改革不能仅局限于调价幅度或公式的改变，而应着眼于从整个油气产业改革大局，从油气市场结构改革入手。按照“放开两头，管住中间”的思路，政府应放开气源和销售价格，而着重输配气价的监管。
陕西燃气设计院院长郭宗华：
企盼政策稳定 勿走回头路
翘首期盼的非居民用天然气价格终于下调，行业中一片欢呼之声，LNG产业更是久旱逢甘雨。调价使一大批LNG工厂走出长期亏损濒临破产的困境，解决了全国约12万辆LNG重卡和约5万辆LNG客车的生存问题，使我国“十五”、“十一五”期间立项的LNG重卡和LNG客车“863”科技攻关计划重回正轨。
不少行业人士关注本次调价对LNG汽车发展到底有多大刺激?前几年LNG汽车发展的火爆局面能否重现?对此，笔者分析如下：
价格下调后，气、油价比为0.61，以陕北LNG工厂为例，每方(气态标方，下同)下调0.7元，为1.34元，综合成本(包括凈化损耗)每方约0.5元，工厂成本价毎方1.84元，每吨为2576元。工厂出厂价可为每吨3000元，比目前的陕北工厂销售价每吨3300元降了300元，需要说明的是按照每方降0.7元，出厂价应每吨降980元，但出厂价不可能按此价降低，因为LNG工厂此前是价格倒挂;加气站合理的售价是每吨3500元，折合每方2.5元。考虑到LNG发动机普遍耗气偏高的现实，对汽车而言，1.3方气替代1.0升柴油，气价是每方3.25元，柴油价目前为每升5.30元，气、油价比是0.61。此比例对LNG汽车而言，大大增加了利润空间，LNG重卡的诱惑力很大。
2016年LNG客车展望。有关资料显示，LNG客车上半年销售量为5296辆，较同期增长30.6%，其中LNG公交车销量占82.8%。LNG公交车大幅增长的原因是加一次气续驶里程长，节约时间，解决了频繁加气影响运行的难题。相对CNG的高压，LNG压力低安全性能好。LNG公交车的优势在城市公交中越来越明显。本次调价后到年底的一个多月时间内，LNG客车可能较前10个月增长幅度大，全年有望达到1.25万辆。明年可能翻一番。
2016年LNG重卡展望。有关资料显示，2014年全国LNG重卡销售量为4万辆，今年下降75%，约1万辆。对2016年LNG重卡销量的估计不能如LNG客车乐观，主要原因是经济大环境下的物流量减少50%，运输业普遍不景气，2015年全国重卡销量下降40%，目前的运力过剩，新增LNG重卡不可能像LNG客车翻一翻。其次是LNG工厂出厂价虽低，有些加气站售价偏高，目前普遍在每吨4200元，压缩了天然气的利润空间。第三是LNG重卡在低油价下苦苦挣扎的负面影响不可能一下子消除。故笔者估计2016年重卡的销量可能在2014年的基础上增加50%，达到6万辆左右。
陆气价格下调，海气价格不利于沿海地区LNG车船发展。由于运输成本大，如西北地区和山西的工厂平均距离沿海2000Km，每吨每Km运费按0.7元计算，每吨运费为1400元，送到价为4400元，略高于目前海气。所以虽然陆气价格下调，西北地区和山西的LNG难以打进海气市场占领的沿海一带，沿海地区的LNG车船享受不到调价的红利，沿海地区的LNG车船仍然承受海气的较高价格，这对LNG车船发展十分不利。预计沿海地区2016年的LNG车船发展维持在2015年的水平。沿海地区是我国经济发达地区，港口码头多，陆运水运物流量大，为了保护陆域和水域的大气环境，治理机动车船的排放污染，建议政府出台扶持政策，支持LNG车船的发展。
企盼政策稳定，勿走回头路。我国自从陕北发现天然气后，大规模使用天然气已经走过25个年头，回顾天然气的发展史是否应该反思一个问题，即在天然气行业蓬勃发展的时候，忽视了其社会价值，忽视其与相关产业的关联性，而赋予其过重经济负担以致于压跨它。如有些地方财政给出租车用气加价提成;突然大幅上涨价格，使使用者苦不勘言;设置多重审批，使加气站建设发展缓慢;土地挂牌价十分昂贵，使业主望地兴叹……这些作为均忽视了当初开釆和进口天然气这种清洁商品的初衷，忽视了发展天然气汽车的初衷。天然气是化石能源中最清洁的能源，从治理环境污染这个头等大事来说，要算环保帐，不能只算经济帐。再有能源发展为整个国民经济的高速发展和持续发展提供动力，清洁价廉的能源带动了相关产业，关联的产业太多，其对整个国民经济的贡献不能视而不见。
[pagebreak]中国石油大学(北京)教授刘毅军：
加快气价市场化改革仍需细化具体措施
十八大特别是十八届三中全会以来，天然气价格市场化改革进程明显加快。继《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(以下简称《意见》)发布，对改革进程作出有时间表和路线图的整体改革谋划，显现要进一步加快推进。日前，《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》(以下简称《通知》)推出，对加快推进改革进程提出了新举措，笔者提出三点评论：
第一，进一步加快推进改革进程新举措抓住了改革的历史机遇期。中国天然气产业链2004年底进入快速发展阶段以来，天然气供应整体偏紧。随着中国经济进入“新常态”和国际油气等大宗商品价格一路走低，中国天然气供应从今年开始整体过剩。综合考虑国际市场走势，国内天然气价格具备大幅下调空间，且今后几年，天然气可能持续供应宽松、价格低位;加之十八大后正在形成全面深化改革推进局面，提供了加快推进天然气产业链结构改革(又称天然气体制改革)难得的历史机遇期，可为进一步加快推进天然气价格市场化改革奠定坚实基础。同时，进一步加快天然气价格市场化改革进程，为产业链可持续发展和结构改革注入内生动力，形成倒逼改革机制，以前者促进后者，使两者改革相互促进。
第二，进一步加快推进改革进程的举措清晰。改革设计将居民用气与非居民用气区分开来，优先加快推进后者的价格市场化改革进程;在后者价格下行时，逐步推进前者的价格市场化改革。《通知》将非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元后，除将提高天然气对替代能源的价格竞争力，亦有利于扭转天然气市场增速的急降局面，以上海为例，下调后的门站价格是2013年7月调价后增量气门站价的65.7%，当时的折价系数为0.85;而目前国内汽、柴油价格分别为当时价格的76.7%和72.2%。由此看，政府管理价格的非居民用气的折价系数下调了，这将真正长期利好于扩大天然气利用。我国居民用气的交叉补贴现象严重和调峰气价制度缺失，这也成为全面理顺天然气价格突出难题，两者有内在联系，随居民用气阶梯价格制度的建立，本次仅将非居民用气最高门站价大幅下调，交叉补贴现象可以大大缓解，也有利于调峰气价制度获得推动。
《通知》提出非居民用气基准门站价格管理，且一年后允许以基准门站价格为基础上浮20%，确定具体门站价;可根据当地实际，在完善监管规则的基础上，先行先试放开非居民用气销售价格，这些举措均明确了放开非居民用气销售价格等的具体办法，确保《意见》提出的2017年基本放开天然气气源和销售价格。发改委负责人也提出，根据国内外能源价格变化情况，择机逐步理顺居民用气价格;结合价格联动机制等，天然气调峰气价制度将获得真正推动。
《通知》还有一个重要的举措就是推动天然气市场建设、推进天然气公开透明交易，特别是集中力推上海石油天然气交易中心，使其尽快实现市场价格发现功能，并瞄准了提高国际影响力的目标。
第三，进一步加快推进改革进程仍需系统地细化具体举措。《通知》提出的新举措，为落实《意见》提出的加快推进天然气价格市场化改革进程提供了细化行动计划，受天然气产业链结构改革制约，两者需要协同推进，后者需要更多时间，才能奠定天然气价格全面市场化的基础，两者协同推进需要系统地细化具体举措。
另外，目前进一步加快推进天然气价格市场化改革进程的举措，针对的是理顺和放开非居民用气价格这块，相对而言是容易的部分，居民用气的交叉补贴问题、调峰气价制度的缺失和价格变动的灵活性，完善管道联网运行的运输价格形成机制等，仍需系统地细化具体举措。
再则，进一步加快推进改革进程，需要建立与完善与之相适应的现代市场监管体制，形成监管能力，这同样需要系统地细化具体举措。
[pagebreak]天然气高级行业分析师韩小庆：
“十三五”天然气价改或实现质的突破
继2015年4月份国家放开直供用户供气价格后，此次再次扩大范围，给予非居民用户一定的价格调整空间。但据笔者了解，由于目前对于下游用户而言，气源供应单一，选择余地有限，因此，在价格谈判方面直至目前基本没有话语权。
此次价改文件中特别强调基准门站价格暂不上浮，这在一定程度上可避免供应商在冬季用气高峰期间在调整后的基准门站价格基础上上调价格，有利于天然气下游市场的培育。而对于价格下浮的可能性，笔者认为，此次天然气价格下调幅度较大，对于上游供应商而言利润大幅缩减，适逢冬季用气高峰期，短期内下浮的可能性不大，预计各地门站价格最终或将按照国家调整后的基准门站价格执行。
虽然对于下游用户而言，目前价格谈判的余地较小，但此次价格调整仍算是卖出了可喜的一大步。笔者也通过与多个天然气资深从业者交流分析认为，后期，天然气价格市场化改革应着力从以下三个方面进行突破改进：
首先，天然气价格市场化改革不是一个单链条改革事件，而是同中国能源体制改革、国企改革以及天然气现货市场交易平台的建设密切相关，彼此相辅相成互相影响。而后两个改革目前已经提上日程，着力在“十三五”期间进行。上海石油天然气交易中心的推进工作也受到政府的大力支持，相信“十三五”期间，中国天然气价格市场化改革必将发生质的变化。
其次，目前，中国天然气市场价格交叉补贴现象仍然存在，本着保民生原则及历史问题，我国居民用气及化工领域用气价格长期偏低。2013年至今多次价改过程中，居民用气始终未做调整，而化工领域用气价格调整幅度亦微乎其微。作为燃气经营企业而言，势必提高工商业、发电及交通领域用气价格。
长远来看，中国天然气需求增长主要依赖于工商业、发电及交通领域用气需求，而解决交叉补贴的问题，也是从根本上理顺中国天然气价格的方法之一，也有利于公平用气。非居民领域用气需求的增长，将直接有助于我国能源结构的转型，并利于治理大气污染问题。
最后，从中国政府推广“市场净回值法”天然气价格改革方案的初衷来看，根据2013年发布的《国家调整非居民用天然气价格》文件内容，天然气门站价格按照可替代能源(进口燃料油、液化石油气)价格85%的水平确定。也就是说，从政府层面而言，是有意确保天然气的经济性，从而大力推广使用天然气。
但事与愿违，天然气价格改革“生不逢时”，自2014年下半年以来，国际原油价格一路暴跌，至2015年也多次下调，持续维持在历史低位水平，其相关产品如燃料油、液化石油气及成品油价格亦随之走低。而天然气价格，由于尚在初步改革阶段，调整频率偏低，相较替代能源价格变化，天然气价格调整则显得滞后，在相当一段时间内，天然气的经济性优势荡然无存。
因此，后期，中国天然气价格应实现同替代能源价格联动，直至完全放开，由市场决定。这也是中国政府致力于天然气价格改革的最终目标。只有这样，才能确保天然气的竞争力，有利于我国天然气市场的良性运转。
[pagebreak]北京燃气集团董事会办公室主管吕淼：
气价竞争力仍偏弱
气价降幅略超预期，但仍逊于可比能源。本次非居民天然气门站价格的下调幅度，超出市场普遍预期的0.5-0.6元/立方米。城市燃气公司在本轮政策博弈中仍较上游供应商占据优势。同时，此前漫长的调价博弈期，也显示了政府缓解上游亏损压力的意图。根据发改委的定价公式和今年4-9月的燃料油和LPG的进口价格，市场预计非居民用气门站价格的理论降幅应为1.2-1.3元/立方米，这意味着本次降价后，可比能源燃料油和LPG价格仍然可能较工业用气终端价格便宜15-20%。
上游供应商雪上加霜。预计本次降价后，中石油年度净利润可能下降400亿元人民币，幅度达60%。
城市燃气公司2016年的价差有可能暂时扩大，但售气量改善仍难言乐观。本次采购价下调前，燃气公司针对部分大工业用户已经主动给予了0.1-0.3元/立方米的售价折让。调价后，折让可能取消。在需求低迷和供应过剩的大背景下，气价相对可比能源的竞争力仍然偏弱。
下一步改革的重点，可能逐步从上游转向中下游。考虑到上下游利润分化的加剧和财税的压力，门站价进一步向下调整的空间有限。同时，消费者如何扩大受益，将有望成为改革的重点。
山东物流集团能源板块项目总指挥刘伟：
政策放开促使企业经营链条走向纵深
就中国现状而言，常规的“规模以上企业”资债能平的企业已是凤毛麟角。只有能源行业因为其特殊原因相对要好些，这里的特殊原因指当初的进入门槛相对低，政府资源的获取简单，一旦形成规模，经营过程相对垄断，而这都计入资产。
中国的天然气营利方式发展至今经历了开口费时期(2007年以前)、做大气量时期(2008年以后)、L-CNG加气站时期(2008年以后)、行业震荡时期(2013年至今)，企业经过探索磨合，经验已相对成熟。而受环保治理的压力，目前国家对天然气产业的政策支持落实力度增加，虽然国际经济形势低迷导致用能降低、气量相对富裕，但中国为了刺激经济发展采取了货币宽松政策、分布式能源模式日益成熟……这对天然气行业发展无疑都是利好的。
中国的天然气企业发展至今除三大油而外，基本上还是局限在分销层面，政策放开、利润增加、经验成熟后企业经营链条肯定向更深层次拉长，规模会发生质的改变，从而形成真正的能源大亨。
新能源财经分析师寇楠楠：
气电仍难撼动煤电价格优势
气价下调对于气电的发展是一个有利因素，也必将带动一批气电项目的推进。但是，需要注意到的是：
气电成本下降潜力较大，但是仍然距煤电标杆有明显差距。江苏、浙江、上海和广东等气电装机较多省份的天然气门站价格调整后在2.18元/立方米左右，据此对应发电成本在0.62-0.65元/千瓦时，比此前下降了0.15元/千瓦时。下降幅度虽然较大，但是对比当地的煤电标杆上网电价，仍然有0.2元/千瓦时以上的差价，难以撼动煤电的价格优势。
新增用电需求低增长，导致竞争白热化，气电增长空间并不乐观。新常态下，用电量增速明显放缓。如果按照1%的增速来估算，今年用电增量绝对值也就是550亿千瓦时左右。在电源装机较为宽松的局面下，各类电源都会为增加发电利用小时数而展开竞争。煤电依靠装机数量和成本的绝对优势，以及市场化改革的主体地位，在争夺发电量的过程中处在领先地位。这种局面之下，气价降低如果刺激气电装机进一步增长，有可能使得气电的利用小时数进一步下降。
对发电量的争夺可能延伸至供热领域，煤电可能威胁分布式燃气的发展。根据《能源发展行动计划(2014-2020)》，天然气发电的一个重要定位是热电联产。对于京津冀、长三角和珠三角地区的燃煤锅炉煤淘汰过程中，天然气热电联产本来是主要发展方向。但是，在新增用电需求大幅下降的背景下，不少煤电也在试图通过拓展供热市场，以增加发电量。凭借成本优势，煤电可能抢占部分锅炉煤改气的市场。
气电可能和可再生能源抢占市场份额。由于市场原因，部分地区的气电厂可能享受到更大的气价优惠，使得气电发电成本进一步下降，接近甚至低于当地风电标杆上网电价。这使得气电将有可能和可再生能源争夺发电量市场。
综合来看，气价虽然大幅下调，但是气电成本仍然与煤电差距较大。而在用电量需求增长大幅下降的背景下，气电的传统市场在不断受到煤电的挑战。在没有进一步扶持政策出台的背景下，气电装机的增长可能导致利用小时数的进一步下降。
