中国天然气体制改革进展与前瞻

周 娟王 庆王 馨廖 阔

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司通信与信息技术中心，四川 成都 610051；3.中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 400707；4.中国石油川庆钻探工程有限公司苏里格项目经理部，四川 成都 610051）

0 引言

2017年5月 ，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称《若干意见》）［1］，明确了深化石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务。标志着中国新一轮油气体制改革顶层设计方案落地，拉开了中国油气体制改革大幕。《若干意见》发布后，国务院职能部门相继出台了一系列配套政策和措施，改革步伐提速，天然气市场化发展前景可期。

1 天然气体制改革任务解读

《若干意见》部署了8个方面的重点改革任务，对天然气体制改革和天然气市场化发展有重要意义的体现在以下4个方面。

1.1 实行矿权改革，放开天然气上游市场

《若干意见》任务一要求“完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力”，旨在通过矿权改革建立天然气上游市场，引入更多市场主体，提高国内天然气资源的勘探开发和供应能力。

目前，中国石油、中国石化和中国海油等三大石油公司拥有的自营油气探矿权和采矿权登记面积分别占全国总面积的96.7%和99.2%［2］。并且，由于油气矿权管理和考核制度存在缺陷，油气矿权持有成本低，大量矿权区域既无投入也未开采，制约了国内油气供给能力的提高［3］。针对这种情况，任务一首先是改革之前的矿权获取制度和持有机制，实行勘查区块竞争性出让和更加严格的区块退出机制，以提升油气勘查效率，激活闲置矿源。其次提出了在保护性开发的前提下，允许其他市场主体参与常规油气勘查开采。表明国家将在出让新气矿权上放宽市场准入限制，鼓励各类资本进入上游市场，形成国有、民营独资、合资或合作的多元油气勘查体系，加快国内油气发现和开采速度［4］。

1.2 推进管输体制机制改革，全面实行输气管道向第三方公平开放

《若干意见》任务三提出，要“改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力”，包含两个目标。一是“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开”。它的实质是实现“网运分开、独立经营”这一欧美国家现在采用的输气管道运营体制，管道公司作为独立的承运商，只进行天然气输送服务，不涉足天然气产、购、销业务。但《若干意见》提出的是“分步”实现此目标，即按照“财务独立—业务独立—产权独立”的步骤，最终实现管网独立运营。二是要求天然气干线管道、省内和省际管网全部向第三方市场主体公平开放。干线管道和管网公平开放，连同上游采矿权开放一起，包括国外进口的LNG和国内煤制气、页岩气、天然气均可进入管网运输，不但将有力促进天然气供应多元化和增强气源间竞争，而且有利于发展大用户直供，降低天然气供应价格和保障天然气市场供需平衡。

1.3 按“管住中间，放开两头”推进天然气价格市场化改革

任务五中提出“改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市场活力”，包括三方面内容。一是对非居民用价格要推进其“市场化发展”，对居民用气价格是“进一步完善定价机制”。这个天然气价格改革方针是针对《若干意见》发布之时的天然气价格状况提出的。此时包括化肥用气在内的非居民用气价格已经放开，接下来的改革目标是推进其向供需确定价格水平的市场化方向发展。但是，居民用气门站价格当时并未理顺，出于调整居民用气价格改革的敏感性和对民生的关心，《若干意见》避开了“理顺”、“放开”和“与非居民用气价格并轨”等提法，而是通过进一步完善定价机制来推动居民用气价格改革。二是通过加快油气交易平台建设，促进市场竞争形成天然气价格。2015年7月和2017年1月，我国分别在上海和重庆建立两个国家级石油天然气交易中心。然而，我国地域广袤，不同区域天然气来源多样，成本差异大，仅两家交易中心难以反映这种差异性的价格［5］。因此，任务五内涵是要建设区域性天然气交易中心，为区域天然气市场供需平衡服务，并且天然气交易中心的交易模式要向市场化方向发展，实现真正意义的供需竞争性交易并发现天然气价格。三是对管道运输价格“加强运输成本和价格监管”并按“成本加成”制定管输价格。目前，我国已经在天然气管输环节建立起了监管政策体系和国际常用的定价机制，因此今后的任务主要是加强成本和价格监管，严格“管住中间”。

1.4 建立天然气储备调峰机制，明确各环节调峰储备职责

《若干意见》任务七提出要“完善油气储备体系，提升油气战略安全保障供应能力”，包含三个方面的内容。一是储备体系由政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存构成。二是要求加大储备设施建设投资，包括政府投资和社会资本的投资与运营。提出鼓励社会资本参与天然气储备设施运营投资，意在吸引各方资金投入天然气储备领域，推进天然气储备设施的商业化和市场化经营。三是明确了政府、供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户的储备调峰责任与义务，包括季节调峰、日调峰和应急责任等。明确了储备调峰责任后，有利于政府和产业链各方在天然气调峰储备设施的建设、运营和管理中找到自己位置，各负其责。

2 天然气体制改革的最新进展与成效

2.1 加强配气价格监管

2017年6月 ，国家发改委发布《关于加强配气价格监管的指导意见》，明确指出了城镇配气的公用属性和自然垄断属性，要求各级政府严格监管。并规定了配气价格的定价原则、供销差率、投资收益率和经营期等影响配气价格的控制性参数。随后，同年8月，国家发改委又印发《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，其中将天然气管道运输和居民供气定义为垄断行业，要求建立健全成本监审办法和价格形成机制，从细从严开展成本监审和定价工作。

2.2 重新核定长距离管道输气价格

2017年8月 ，国家发改委发布《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》，根据《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，重新核定了全国13家跨省管道运输企业的管输价格（运价率）。随后，中石油、中石化按通知要求对所辖天然气管输企业核定后的管道运价进行了细分和量化，公布了各条管道运价表，包括进气点、出气点及其距离和收费标准等［6］。

重新核定的跨省管道运输价格以及各管输企业公布的天然气管道运价表，不仅使我国长输管道的运价率平均降低约15%，也让输气管道向第三方主体公平开放处于公开、透明的信息环境下，是贯彻落实《若干意见》任务三的具体措施和成果。

2.3 推进天然气产供储销体系建设，弥补储气调峰短板

2017年冬季全国范围内的“气荒”，充分暴露出我国储气能力严重不足和储气调峰机制不完善等问题，也引起了国家决策层的高度关注和重视。2018年4月，国家发改委下发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，在进一步明确《若干意见》任务七关于储气调峰责任的基础上，规定了供气企业、城燃企业和地方政府的具体储气能力指标，并首次提出了要“加快天然气产供储销体系建设”。而且，为支持储气设施投资和建设，中央财政和预算将给予地下储气库垫底气补贴和重点地区应急储气设施建设投资补助，以及按量返还LNG进口环节增值税等。

但是，无论是发改委的文件，还是国务院日前下发的《关于促进天然气协调发展的若干意见》，均没有提到我国天然气战略储备建设问题。“十三五”末，我国天然气进口依存度达到45%已毫无悬念，但在即将形成的四大进口通道中，至今没有规划建设天然气战略储备设施，缺乏应对进口气源因各种因素中断供应或大幅度减量的有效手段［7］。事实上，2017年冬中亚进口气突然减供已经给我们上了一课。因此，天然气储备调峰必须从全方位和多因素考虑，确保天然气供应的长期安全性［8］。

2.4 理顺居民天然气门站价格

2018年5月 ，国家发改委发布《关于理顺居民用天然气价格的通知》，决定理顺居民用气门站价格，将其与非居民用气门站价格并轨，迈出了《若干意见》任务五关于“进一步完善居民用气定价机制”中的第一步。民用天然气价格调整和改革一直是我国天然气价格市场化改革的一道“坎”，也是政府和天然气供应企业的心结。理顺居民用气门站价对我国天然气上游生产、进口和充足、持久稳定的天然气市场供应都是重大利好，并有助于后续的天然气价格市场化和天然气体制改革。

2.5 启动天然气体制改革试点

2017年7月 ，国家发改委等十三个部委联合发布《加快推进天然气利用的意见》，其中提出了要在四川和重庆等7个省市开展天然气体制改革综合试点或专项试点。2018年8月，重庆市发改委发布《加快推进天然气利用的实施意见》，决定推进天然气体制改革试点，并部署了推动上游企业多元化、促进天然气管网公平开放、深化天然气价格改革、加快重庆石油天然气交易中心建设和强化天然气市场监管5项改革任务。

其中，任务关于上游要完善区块退出机制和鼓励区块流转，在页岩气勘探开发领域引入更多主体参与；中游管网要推动“产运销”一体化企业成立独立管道运输企业，原则上不支持气田开发企业或天然气经营企业自主投资或控股投资新建天然气骨干管网，不支持管道运输企业投资天然气生产、销售业务；逐步建立天然气可中断价格、调峰价格及峰谷价差和调峰用气市场化定价机制；天然气交易中心进行气量二次交易和提供动态管输能力和服务价格信息等，都是天然气市场化的具体体现。重庆市就此在全国率先进行试点，对下步中国天然气体制改革的实施路径有示范和指导意义，有可能引起其他省（市）天然气产业链改革的连锁反应。

3 近期天然气体制改革实施路径研判

3.1 研究和推进天然气立法

国家能源局已将推进全国人大制定《天然气法》或《石油天然气法》列为近期重点工作之一，并向中国石油和中国石化两大石油公司分别下达了开展《天然气法》和《石油法》立法的前期研究任务。在天然气立法研究方面，研究内容包括法律名称、立法目的、调整范围、基本原则及主要制度等。同时，针对我国天然气产业链现状和存在的主要问题，天然气立法研究将对我国天然气产业链的体制机制和市场结构及其发展方向、天然气资源的保护、开发和利用，以及天然气供应安全和天然气储备责任等进行规范和调整。研究预期在2018年完成，届时将形成相关立法建议和主要法律条款。

3.2 推进天然气矿权改革，放开上游市场

放开上游市场是天然气市场化改革的前提条件。按照《若干意见》任务一关于“完善并有序放开油气勘查开采体制”和前几年页岩气矿权改革，以及2017年新疆挂牌公开出让5个石油天然气勘查区块探矿权的经验，预期下一步将继续推进探矿权改革，逐步放开上游市场，引入更多市场主体，增加国内天然气资源勘探开发和供应的竞争。

预期可能采取的实施路径，一是放开矿权市场。改革我国传统的油气矿权登记取得制度，采取公开招标和挂牌方式有偿出让天然气矿权。二是降低天然气勘探和开发资质条件要求，允许各类市场主体参与天然气勘查开采。三是完善并严格执行矿权退出机制，未达到勘查投入标准的企业要退出矿权。四是建立天然气矿权流转制度，鼓励转让矿权或股份，活跃矿权市场［9］。

3.3 推进天然气管网运营机制改革

1）管网运营体制改革。最近不断有报道称，国家正与相关各方商讨成立国家天然气管道公司事宜并有望在近期落地。但认为，一统全国的天然气管道公司虽在欧洲较常见［10］，而我国地理面积辽阔，区域天然气供需差异较大，国家管道公司庞大的体量和市场控制力及其派生的超强话语权极易形成新的行业垄断、增加进入壁垒，阻碍天然气价格和天然气交易的市场化改革。事实上，美国的天然气管输体制似乎更值得我国借鉴，即天然气长输管道由多家管道公司实行划区独立运营［11］。

2）加紧推进天然气管道基础设施第三方进入。现在天然气管道基础设施第三方公平进入的政策、办法、管输价格和管道信息等管道对外开放的基本条件已经准备就序，接下来是让第三方公平进入有更多实质性的案例或示范，进而使之成为管道公司十分正常的业务范畴，并有公平、公开、透明、规范的制度。

3）推进管道经营企业的输气管道互联互通。现在我国陆上跨省输气管道主要由中石油、中石化、中海油和延长石油等少数几家大公司所有，自成管道网络和销售体系。管道之间基本不存在的互联互通，各自的天然气难于相互串换，不但有碍管道第三方进入，也不利于保障天然气供应安全。由此，在最近国家发改委和能源局在下发的文件中，均提出了要加强输气管道的互联互通建设。

4）加强管输运营的监管。其中包括管网基础设施第三方公平开放的监督和检查，以及管道价格、合理回报水平的跟踪审计和执行监管。2018年4月，国家能源局发文，定于当年4月至8月在全国开展油气管网设施公平开放信息公开和信息报送专项监督工作。预计类似这样的监督和检查将会常态化。

5）推进天然气管输业混合所有制改革。在这方面，重庆市提出的“通过特许经营、招投标选择投资主体等形式，整合管道运营企业，逐步形成以专业化、规模化管道公司为主导，多种经济成分共同参与的天然气运营体系”具有导向意义。

3.4 加强天然气价格市场化改革

1）推行天然气季节差价。2017年的“气荒”已凸显我国实行天然气差别价格，特别天然气季节差价的必要性和紧迫性。2018年5月，国家发改委在发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》中再次指出“推行季节性差价政策”。最近，中石油已发布通知，将在2018年冬季用气高峰期全面推行天然气季节差价，价格上浮最高达40%（非常规气）。推行天然气季节差价后，可以促进天然气门站阶梯气价和可中断气价等差别价格的应用，也有助于天然气储气价格的落地［12］。但是，在现行天然气体制和价格机制下，天然气季节差价应根据当地天然气资源结构、供需实际和冬季时长，制定适合本地的价格制度和价格表，避免随意性，并接受政府监管。

2）完善天然气门站价格机制。《若干意见》关于天然气价格改革的任务是“推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制”。现在，居民用气门站价格已与非居民用气基准门站价格接轨。从天然气价格市场化发展的阶段性分析，现在的重点工作是完善天然气门站价格机制，为市场化定价奠定基础［13］。2018年5月，国家发改委在《关于理顺居民用天然气价格的通知》中也提出，要“完善价格机制”。其中，随着管输运营体制改革的深入，门站价格中天然气出厂价与管输价分离将提上议事日程。

3）推进天然气交易中心形成市场交易价格。天然气交易中心的管道天然气现货交易正成为国家发改委推进天然气价格市场化发展的另一措施。在国家发改委等国家部委近期发布的一系列与天然气相关的政策和文件中，都无一例外的提出要利用现已成立的天然气交易平台，进行公开的天然气现货交易，通过供需双方的竞争形成天然气市场价格。2017年上海交易中心的管道天然气现货竞价交易，市场反映积极，得到了国家发改委认可和支持。预期交易中心将会推出更加市场化的交易模式、更多的交易量和天然气交收区域及交收时间上市交易。

4）推进降低省内输气管道运价和城市配气价格。跨省输气管道运价成本监审及运价率下调之后，“管住中间”的下步工作便是降低过高的省内输气管道运价和城市配气价格。接下来国家发改委将推进各省出台省级管道和城镇配气价格管理办法，督促对省级管道运价和城市配气价格进行成本监审。预期省级管网运输价格和城镇配气价格将会有一定幅度下降。

5）推行天然气能量计价。经过10余年的研究和准备，我国已具备了实行天然气能量计量的技术条件和标准体系，体积价格向能量价格转换的方式和实施路径不断完善。在当前天然气资源供应多元化、天然气体制和天然气价格改革不断深入、市场化竞争格局正在形成的背景下，推行天然气能量计价具有相当的紧迫性［14］。由最近国家发改委就《油气管网设施公平开放监管办法》征求意见可见，国家已就我国实行能量计量达成共识，极有可能在“十三五”期间通过试点推广的方式推出。

3.5 支持区域天然气交易中心建设

推进区域天然气交易中心建设不仅是落实《若干意见》任务五“依法合规加快油气交易平台建设”的要求，而且在重要天然气管道枢纽和主要天然气生产区或消费区建设区域天然气交易中心，能够及时保障区域内天然气供需平衡，准确反映天然气市场价格，并支撑国家级交易中心形成中国天然气基准价格［15］。目前，四川、北京、浙江、广东、新疆和陕西等省（市）都具有建设区域天然气交易中心的意向。其中，四川省发改委早在2014年就对四川省建立区域天然气交易中心开展过研究，并制定了实施方案。在国家政策的支持下，预期会不断有区域天然气交易中心成立和投运。

4 结束语

明确了我国天然气体制改革的主要任务，改革速度明显加快。主要表现在：理顺了难度最大的居民用气门站价格；构建了“管住中间”价格的政策体系并取得实质成效；积极推进管道第三方进入和天然气产供储销体系建设；天然气管网运营体制机制改革方案即将落地；启动天然气体制改革试点等。尽管我国天然气体制机制现状与天然气市场化的要求和标准还有一些距离，但最新发展动态和趋势表明，我国天然气体制机制改革正遵循天然气市场化发展规律，脚踏实地地贯彻落实《若干意见》提出的改革任务。