預(yù)計(jì)國內(nèi)天然氣價(jià)格改革在09 年底左右會(huì)有所推進(jìn)。天然氣價(jià)格改革符合我國資源價(jià)格改革大方向，同時(shí)目前國內(nèi)經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇和通脹壓力不大都為價(jià)格改革提供了良好的宏觀環(huán)境。而天然氣價(jià)格改革的緊迫性最主要來自進(jìn)口天然氣的價(jià)格壓力，年底通氣的西二線進(jìn)口氣價(jià)相比一線高出一倍以上，如果不及時(shí)改革，相對高位的進(jìn)口氣價(jià)與國內(nèi)的低價(jià)之間的差距將給國內(nèi)天然氣運(yùn)行和銷售帶來很多問題。
　　
　　國內(nèi)天然氣供需缺口將擴(kuò)大，進(jìn)口用氣占比增加。國內(nèi)天然氣從2000 年已進(jìn)入快速發(fā)展期，隨著城市化率水平提高，預(yù)計(jì)這一進(jìn)程將會(huì)持續(xù)到2030 年左右，年均增速8%左右。隨著需求增長，天然氣將由目前的供需基本平衡轉(zhuǎn)為短缺，預(yù)計(jì)2010 年天然氣供需缺口為200~300 億立方米，進(jìn)口占比約20%，2015 年缺口為300~700億立方米，2020 年缺口將達(dá)到700-1000 億立方米，2015-2020 年進(jìn)口占比有望進(jìn)一步擴(kuò)大至30%-40%。天然氣供應(yīng)由目前的單一的國內(nèi)供應(yīng)為主轉(zhuǎn)變?yōu)閲�產(chǎn)氣、進(jìn)口LNG、進(jìn)口管道氣多氣源聯(lián)合供氣。
　　
　　國內(nèi)現(xiàn)行天然氣價(jià)格偏低，長期上漲空間很大。目前工業(yè)用天然氣出廠價(jià)僅為原油價(jià)格的33%，而成熟市場經(jīng)濟(jì)國家天然氣與原油比價(jià)通常在 0.65-0.80 之間。居民終端方面，民用天然氣消費(fèi)價(jià)格按熱值也僅為人工煤氣、液化氣、汽油、電的81%、50%、48%、40%。未來新增管道氣以及LNG 的價(jià)格也將大幅高出老氣價(jià)格。如果完全和石油或進(jìn)口氣價(jià)接軌，未來天然氣的漲幅在100%左右，如果比照發(fā)改委新近規(guī)定的川氣東送價(jià)格，天然氣價(jià)格漲幅在 60%左右，總體的上漲空間應(yīng)在60%-100%。
　　
　　價(jià)格調(diào)整應(yīng)是一個(gè)循序漸進(jìn)過程。目前傳聞的改革方案有“加權(quán)平均”、“一氣一價(jià)”、“區(qū)域定價(jià)”、“與原油等可替代能源掛鉤”等幾種模式，未來的改革方案可能是幾種方案的綜合方案。長期來看天然氣與可替代能源等實(shí)現(xiàn)掛鉤是價(jià)格改革的方向，但由于關(guān)系到“民生問題”，天然氣的價(jià)格接軌必須要考慮社會(huì)的承受能力，因此價(jià)格調(diào)整應(yīng)是一個(gè)循序漸進(jìn)過程。短期來看，天然氣出廠價(jià)格的漲幅可能如市場所傳言的幅度在0.3-0.6 元/立方米左右，考慮不同用戶，預(yù)計(jì)民用和工業(yè)的提價(jià)幅度可能相對較高，化肥用氣如果氣價(jià)上漲0.20-0.40 元/立方米，氣頭尿素成本將接近煤頭尿素，提價(jià)幅度可能會(huì)略低。
　　
　　價(jià)格改革對相關(guān)行業(yè)和公司影響：出廠價(jià)格上調(diào)將直接利好上游油氣公司，中石油實(shí)際受益最大，但折算每股盈利彈性不大；如果管輸價(jià)格也能有所調(diào)整，則中游管輸類公司也將受益，陜天然氣價(jià)格彈性相對比較大；對LNG 企業(yè)，價(jià)格提升短期內(nèi)面臨成本壓力，但長期來看，成本有望向下游轉(zhuǎn)嫁，龍頭公司廣匯股份在哈薩克斯坦油氣田資源價(jià)值也能提升；下游天然氣化工類公司如氣頭尿素、天然氣制甲醇等總體不利，氣價(jià)上調(diào)將增加氣頭尿素成本，但尿素價(jià)格也會(huì)有所推動(dòng)，煤頭尿素華魯恒升、魯西化工、柳化會(huì)間接受益。

來源：鳳凰網(wǎng)財(cái)經(jīng)