以竞争为标尺重构中国天然气价格市场化改革*

白 俊

北京市燃气集团研究院

0 引言

价格是市场运行机制的核心，发挥市场在资源配置中的决定性作用就是让供求力量通过竞争形成市场价格、让市场价格信号引导资源流动。改革开放以来，我国已经实现了绝大多数商品价格的市场化改革，油气、电力等能源价格市场化改革已经到了攻坚阶段，土地、劳动和资本等要素价格市场化改革已经提上重要议事日程[1]，市场化改革正不断向纵深发展。为此，笔者循着天然气价格市场化改革的路径，分析改革进程的特点与当前存在的主要问题，提出了以竞争为标尺，重构天然气价格市场化改革的基本思路和方案，以期推动我国天然气价格市场化改革平稳有序前进。

1 天然气价格市场化改革进程

与煤炭、电力和石油价格市场化改革相比，我国天然气价格市场化改革起步晚，但步伐快，在市场化配套体制建设的某些层面甚至出现了后来居上的局面。已有文献对国内天然气价格市场化改革历程进行了不同维度的梳理[2-4]，笔者采用一个新的视角对此进行分析，将天然气价格市场化分为定向价格市场化和非定向价格市场化两类，前者是指面向特定对象的价格市场化，包括特定气源价格市场化及特定用途和用户价格市场化，而后者是指符合一定要求或条件的价格市场化，不针对特定气源、用途或用户，包括实行公开交易的天然气价格市场化和具备竞争条件的天然气价格市场化（表1）。从时间上看，定向价格市场化在先，非定向价格市场化在后。

表1 天然气价格市场化改革进程及主要内容表

2 天然气价格市场化改革特点

中国天然气价格市场化改革基于国内其他领域市场化改革的实践，结合国内天然气行业的基本条件和发展状况，参考国外天然气行业的改革经验，从相对容易做的入手，逐步扩大范围，渐进加大力度，纵深推进。

2.1 边际上寻求突破

2011年放开国产海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气以及液化天然气价格时，这些气源在中国天然气供应中的占比都比较小甚至微不足道，有的还是天然气市场的新生事物。2010年中海油海上天然气产量占中国天然气供应量的5.7%，其中80%产量在南海海域，而该海域的天然气产量中又有相当一部分是长期供应香港，和内地没有关系。2010年中国的页岩气尚未实现商业开采，国内页岩气探矿权首次公开招标2011年刚刚启动。2010年中国煤层气产量15×108m3，仅相当于天然气供应量的1.3%。国家发展和改革委员会（以下简称发改委）批准的几个煤制气试点项目尚无一投产，而进口液化天然气占供应量的11.6%[5-6]。由于改革起步并不涉及占绝对主力供应地位的国产常规天然气，而是从市场供应新增量和边际上入手，不会对国内需求产生较大冲击，可以保持天然气市场的总体稳定性。

2.2 渐进方式推进改革

天然气价格市场化改革采取整体设计、分步到位，先试点后推广的渐进式方式进行，价格管制逐步放松，市场化价格范围逐步扩大。天然气门站价格改革率先在广东和广西进行试点，然后再推广到全国；存量气和增量气门站价格并轨、非居民及居民用气门站价格的弹性空间也在逐步扩大。直供用户用气门站价格放开从非化肥用户开始，再扩大到化肥用户。区域门站价格放开试点从福建省开始，为其他地区改革积累经验。

2.3 针对性进行调整

根据实施过程中遇到的问题或者困难，对市场化改革的政策进行细化和调整。在2011年放开国产海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气以及液化天然气价格的同时，又规定这些特定气源进入长途管道和其他气源混合输送时，则需要遵守政府规定的统一门站价格。由于脱离管道进行输送（除了液化天然气槽车运输外）的现实困难，这实际上封堵了这些特定气源价格市场化的道路。2013年允许混合输送但单独销售的特定气源价格市场化。2014年进一步放宽了对混合输送并一起销售的特定气源的限制，规定供需双方只要可区分气源单独签订购销和运输合同，气源价格和出厂价格由市场形成。

2.4 改革思路渐次成熟

价格市场化改革从理论到实践、再从实践到理论有一个不断反复作用的过程，对天然气价格市场化的路径、方式和影响的认识有一个逐渐提升的过程。天然气价格市场化改革从定向走向非定向，是改革思路递进成熟的表现，是随着市场条件变化而与时俱进的表现。定向价格市场化是具有选择性和偏向性的价格市场化，直接增加部分对象获得的利益或承担的成本，公允性不足；而非定向价格市场化通过公开的条件设置，不限定具体对象，是开放式的市场化改革，更加具有市场公平性。在非定向价格市场化中，从规定交易平台到满足市场竞争条件又是一个进步，减少了对市场主体的不必要限制，符合政府政策公平竞争审查规范的要求。

3 天然气价格市场化改革存在的问题

3.1 政策交叉重叠导致价格管制失效

天然气价格已从2020年5月1日施行的《中央定价目录》中移出，但由于完全由市场定价的条件并不具备，《中央定价目录》附注中对现行定价政策进行了汇总阐述并有创新突破，特别提出具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成（表1）。但是，由于同时采用气源、用途、用户、时间、交易形式和竞争条件等多个维度，划分非管制价格（市场化价格）与管制价格（非市场化价格）范围，存在重叠交叉和冲突，导致管制价格政策失效，引发价格不规范行为。

如果单独以气源进行划分，国产海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气和2014年以后投产的进口管道气（中俄东线气）价格都实行市场调节，其他国产陆上管道气和2014年底前投产的进口管道气（中亚和中缅管道气）价格按现行价格机制管理，即供需双方以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，这样管制价格和非管制价格适用界面的划分从逻辑上讲是清楚的。

但是，多维度划分方法模糊了管制价格和非管制价格的适用界面。譬如，按照目前政策，交易平台公开交易气不受价格管制，供应商就可以把其他国产陆上管道气和2014年底前投产的进口管道气供应放到交易平台，要求需求方到交易平台去采购，这样管制气源就可以规避管制；直供用户用气价格已经市场化，供应商就可以用受管制气源进行供应，这意味着这些所谓管制气源的管制并不存在；储气设施购销气不受价格管制，供应商可以向需求方声称气源是从储气设施出来的，管制气源的管制同样落空。由于管网储气设施资产掌握在主要供应商手上，主要管道之间基本上互联互通，管道中天然气的真正来源难以考证，难以区分，也难以监管，因此供应商能够以非管制气源的名义销售管制气源，导致价格管制失效，管制气源和非管制气源的划分失去意义。

从实际情况来看，供应商通过控制基础合同量、收紧合同偏差考核、单独确定基础合同外供应价格、迫使需求方去交易平台竞价采购等多种方式及均衡气、调峰气等多种概念和复杂计算公式推高销售价格，甚至无需贴上销售气源来源标签，标签化销售也无实际意义。面对少数供应商的优势市场地位和影响力，需求方很少具有讨价还价的余地，所谓双方协商谈判变成了单方主导行为。如果说先前供应商对部分气源政府指导价政策还有所顾忌，随着国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）的组建，供应商管网资产被剥离，其市场操作越来越强势。尽管主要供应商仍然是国家管网公司的股东，但由于国家管网公司需要多方面筹措资金加大投资建设，股东收益分配短期可能较少甚至无望，供应商只能另寻他法扩大收益来源，因而在提升天然气价格水平、锁定管道开口和抢占下游市场等方面不断加大力度，引发的争议也在增加。如果国家管网公司能够顺利接收拟议中的所有天然气管道、液化天然气接收站和储气库资产，几年之后开始正常运营，成为真正独立、公开、公平的输送和储存服务平台，其在气源来源识别上还是有一定条件的，也许还可以支持对部分气源的价格管制。但随着互联互通进一步加强，热值计量实施，再区分气源也会失去意义。如果现行价格政策不作出适当调整，未来一段时间价格不规范和市场混乱现象可能进一步增加，市场相关方对此要有心理准备。

3.2 竞争性市场结构尚未完全建立

充分竞争的市场结构是价格全面市场化的前提条件和必要条件，也是核心基础条件。以天然气进入公开交易平台交易为例，如果供应商只有少数几家，或者供应商数量虽然不算少，但供应量过度集中在个别或少数几家企业，而需求方分散且数量庞大，那么如果把交易平台交易视为价格市场化改革方式，交易平台竞价就可能变成供应商涨价的合法工具；同样，如果供应商较多，竞争充分，而需求方只有少数几家企业，或者需求量集中在个别或少数几家企业，交易平台竞价就可能变成需求主导方打压价格的合法手段。因此，在比较充分的市场竞争结构缺失的条件下，以交易平台交易作为价格市场化的一种方式存在天然缺陷，这正是人们诟病竞拍方式的原因。

如果说前期通过增量和边际定向改革的方式探索价格市场化路径，可以为现有生产商松绑并培育市场竞争主体，那么目前在门站价格管制实质上全面放开而竞争条件又不成熟的情况下，则需要认真考虑并适当调整现有做法，保障过渡期间天然气市场的平稳运行和规范发展。

政府最新政策规定具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成，这表明对天然气价格市场化改革的认识已经上升到了一个新的高度，更需要努力培育和打造竞争性的市场结构，才能把价格决定权彻底交给市场。从各省市天然气市场来看，需求方面总体上分散多元，供应方面内陆省份天然气供应主体相对单一，沿海省份天然气供应除了管道天然气，多数也有进口液化天然气供应，而随着液化天然气进口主体逐渐多元化，供应数量增加，沿海省份天然气供应的竞争格局更容易形成，从而有望走在正式取消门站价格管制的前列[7-8]。

3.3 改革的协调性和同步性不够

2015年发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》要求竞争性领域和环节价格2017年基本放开，市场决定价格机制2020年基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，并且价格调控机制基本健全。为了落实这个意见要求，政府相关部门过去几年紧锣密鼓推进价格改革，在逐步放开两头价格的同时，加强了中间环节的监管，实现了从长输、省网到配气环节价格和成本监审的全覆盖，取得了很大的进步。但是，由于价格改革和其他方面改革不够同步，导致部分价格改革政策显得超前，不能有效落地。以特定气源价格市场化改革为例，由于管网基础设施没有同步进行改革，运营不独立不开放，煤制气、煤层气、进口液化天然气等气源新主体就难以利用价格市场化改革政策，虽然对这些特定气源进入管道混合输送及销售的限制逐渐放松，但仍然很难达到价格市场化的效果。2016年政府部门规定储气设施天然气购销价格和服务价格由市场竞争形成，但国内几乎所有大型储气设施都是少数一体化油气企业的业务单元，而非真正的独立经营主体，建库资源也掌握在极少数企业手上，地下储气库运营机制没有进行相应改革，竞争性缺乏使得储气设施购销与服务价格市场竞争形成机制落空。

3.4 市场监管存在不少差距

价格市场化并不等于完全放任价格不管，价格行为是否公平规范需要监管机构重点关注，价格双轨制条件下和过渡期的监管更加考验政府的市场监管能力和定力。政府的自我约束是开展市场公平竞争监管的第一步。2016年国务院颁布在市场体系建设中建立公平竞争审查制度的意见，防止政策制定机关滥用行政权力排除和限制竞争。2018年组建了国家市场监督管理总局，把原来分散在发改委、商务部和原国家工商总局的价格监督、反不正当竞争和反垄断职能进行了归并整合，市场监管组织体制进一步理顺，建章立制工作逐步开展。

但是，维护市场公平竞争的大量工作还有待开展，一些不当价格行为还有待规范。公平竞争审查主要针对政府新出台政策，不少过往政策还需要进行梳理。自我审查为主的方式使得公平竞争审查效果大打折扣。一些竞争领域的行政垄断尚未完全打破，一些行业协会和企业的串谋和限制竞争行为还得到默许，价格行政干预还是政府部门习惯使用的手段。对天然气价格市场化改革过程中出现的滥用市场支配地位等现象缺乏有效的监管和约束，监管部门监管能力与手段也有欠缺。

3.5 终端价格传导机制不畅

在中央政府推进天然气门站价格市场化改革的同时，城市终端天然气价格市场化改革进展缓慢。地方政府对城市终端天然气价格管制较多，居民用气价格尤其僵化，天然气价格联动机制存在联动不及时、疏导不到位等各种情况。各地情况千差万别，城燃企业服务能力和服务质量参差不齐，交叉补贴和特许经营制度等因素交织，最后一公里改革存在很多现实困难和障碍。

4 天然气价格市场化改革的建议

目前同时存在的多维度价格市场化政策分类产生交叉重叠，导致天然气门站价格失去其指导作用，而有效竞争的市场结构尚未形成，体制改革还不到位，市场价格监管体制及监管能力尚不完善，管输储气环节运营机制改革尚未完成，因此还需要用好门站价格管理制度，规范市场价格秩序。同时，要梳理现有价格市场化政策，促进上游、进口和下游多元化竞争，推进城市燃气改革和交易平台建设，加强竞争环节公平竞争监管和垄断环节合规性监管，积极为推进价格全面市场化改革创造条件。

4.1 以竞争为标尺重构天然气价格市场化改革

根据市场竞争状况和管网储气设施环节开放等其他有关条件，重构价格市场化改革的思路，适当调整天然气价格改革相关政策。

4.1.1 总体考虑

优化天然气门站价格制度设计，理顺既有价格市场化政策，避免交叉重叠引发的市场失序，加快竞争性市场结构建设，为未来向价格全面市场化平稳有序过渡做准备。

4.1.2 基本思路

按照非定向价格市场化改革要求，取消按多个维度划分市场化价格适用范围的做法，开展区域天然气市场竞争条件的分类和分级评估，按照供应商数量、市场份额、管网开放情况等因素综合判断是否具备基本市场竞争条件，从而确定市场化价格和门站价格各自适用范围（表2）。

4.1.3 基本内容

1）在同时存在较多独立气源供应商（10个以上）、最大供应商的市场份额不超过50%的省市或相对独立的区域市场，即便暂未实现管网运销分离、互联互通和公平开放，正式取消门站价格管理，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

2）在同时存在较多独立气源供应商（10个以上）、最大供应商的市场份额超过50%的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

3）在同时存在4个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额不超过50%，管网实现运销分离、互联互通和公平开放的省市或相对独立的区域市场，正式取消门站价格管理，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

4）在同时存在4个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额超过50%的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

表2 天然气市场结构、竞争程度、管网条件和价格管理方式表

5）在同时存在2个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额超过50%的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

6）在同时存在2个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额虽不超过50%、但最大2个供应商的市场份额合计超过80%的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大2个供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。

7）其他情况下的省市天然气市场均实行门站价格管理制度，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业。各省市要加快推进管网独立经营，实现运销分离、互联互通和公平开放。

8）中央、各地及第三方评估机构每年评估上一年各地市场竞争结构，鼓励各地加快建立竞争性的天然气供需格局，市场竞争情况达到要求的，立即取消门站价格管理制度。

9）门站价格管理制度继续按照基准门站价+最高上浮20%、下浮不限的方式执行，上浮幅度在采暖季可以适当再提高，企业不得变相突破最高限价。完善基准门站价和替代能源挂钩的公式，除了LPG和燃料油外，增加煤炭作为挂钩品种，合理调整各个品种的挂钩比重，缩短基准门站价格的调整周期并严格执行。门站价格公式的修改要结合2014年底前投产的进口管道气的国外生产、国外管输和国内管输的成本和收益等情况进行统筹考虑。

10）直供用户可选择沿用现有市场化定价或根据所在区域市场的价格机制执行，选定后不能更改，其他天然气交易要符合区域市场价格机制要求。选择市场化价格机制的，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定；选择门站价格机制的，其中包含的管输费由供应商支付。

11）在已经实行天然气价格市场化的省市或相对独立的区域市场，储气设施购销和服务价格完全放开；在存在门站价格管理制度、储气设施运行独立、服务竞争比较充分的省市或相对独立的区域市场，储气设施购销和服务价格完全放开；在存在门站价格管理制度、储气设施尚未独立运行或者尚不具备竞争条件的省市或相对独立的区域市场，按照准许成本加合理收益的办法核定储气运营商服务收费价格；新建储气设施的购销和服务价格完全放开。

12）鼓励价格市场化区域供需主体和非价格市场化区域符合市场化条件的供需主体到公开交易平台开展交易。

4.1.4 方案相关情况说明

1）新方案的一个重要目的是推动各个区域市场供应结构优化发展，更快形成天然气价格全面市场化的条件。主要供应商由于在部分省市的市场份额大，会受到门站价格的约束，但是可以把资源投向不受管制的其他市场，促进各个区域市场供应结构优化发展，提高供应安全保障程度。举例说，A供应商在上海和浙江的市场份额超过50%，B供应商在江苏和安徽的市场份额也超过50%，分别都面临着当地门站价格管制。在非管制价格盈利性更高的情况下，A供应商可以考虑把资源投向其不受管制的江苏和安徽市场，B供应商可以考虑把资源投向其不受管制的上海和浙江市场。这种投向的变化并不一定是天然气物理流动的变化，借助互联互通的“全国一张网”，天然气的物理流动会得到优化，供应商在某个市场实际供应的天然气并不一定就是自己生产或进口的天然气。

2）已放开价格的气源在新方案下没有实质影响。主要供应商可以通过上述办法合理避开门站价格管制，这意味着之前价格已经放开的煤层气、煤制气、海上气、页岩气和液化天然气依然可以按照市场化价格销售。基于现有市场格局，新方案下市场新进入者的供应量（无论是国产煤层气、煤制气、海上气、页岩气、还是进口液化天然气）都将采用市场化价格，已有的非主要供应商的供应（无论煤层气、煤制气、海上气、页岩气、液化天然气）也将继续维持市场化价格模式。

3）新方案可以保证主要供应商的基本利益。通过修改门站价格公式，完善和替代能源的关系，缩短调价周期并提高执行力度，统筹考虑原有进口管道气全流程成本与收益，合理化解进口管道气亏损，可以保证主要供应商的基本利益。

4）新方案允许直供用户选择市场化价格机制或者当地价格管理方式，延续了直供用户的利益保障。如果所属区域市场价格管理方式已经是市场化方式，则和直供用户现有价格机制完全一致；如果存在不一致时，用户选择门站价格机制后不能随意更改，以后只能跟随区域价格市场化改革进程。

5）储气设施市场竞争格局一直没有形成，因此储气设施购销和服务价格通过竞争形成的政策尚未落地，要结合政府新颁布的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，按照市场竞争情况对储气设施价格开放政策进行优化设计。

6）符合价格市场化条件的天然气供需主体到公开交易平台开展交易，可以保证价格形成的公允性。

7）新方案不影响国家管网公司的组建、生产运行和经营。

8）新方案放宽了市场竞争程度要求，提出了非常低的门站价格市场化条件，主要是考虑到目前寡头垄断市场格局相当长一段时间内难以出现根本性变化，另外政府行政管制能力对维护市场价格秩序还会发挥一定作用。天然气作为能源使用可视为同质商品，但由于矿权障碍、进出限制、信息成本、天然气运输和生产要素流动成本，天然气市场不可能发展成为理论上的完全竞争市场。

4.2 加快上游市场和进口环节开放

培育市场新主体和促进充分竞争是最终实现天然气价格全面市场化的关键举措。在国内上游市场开放方面，在已有改革措施基础上，要进一步完善常规天然气、页岩气和煤层气区块退出机制，对已出让但尚未达到规定勘探投入和工作量标准的一律收回，重新组织向社会招标出让，原有企业不再参与；逐步提高天然气探矿权的投入标准和要求；对勘探期税费实施减免，确定要转入开发阶段后再补缴，对首次参与国内勘探开发的企业予以特别支持；在取消外资进入勘探开发领域的合资合作限制后，要进一步清理外资参与国内勘探开发的各种隐性约束；完善地质资料汇缴工作，区块退出时相关地质资料要同时汇缴并免费提供给新勘探主体使用；建立探矿权采矿权流转交易市场，完善转让、储量及价值评估等规则。

在进口环节开放方面，新建液化天然气接收站岸线资源优先向新市场主体开放，确保接收站项目和国家管网公司所属管网系统联通；在保障国家石油公司已有合作利益的前提下，支持其他市场主体开展与周边国家的天然气合作项目，拓宽合作渠道和合作方式；支持各类资本参与海外天然气气田开发和天然气液化项目投资，鼓励以多种合作形式将境外天然气资源引进回国；在政府协调下组建液化天然气国际采购联盟，提高集体贸易谈判能力；鼓励现有液化天然气接收站在扩容时引进新的投资主体，共享基础设施能力[9]。

4.3 推动城市燃气行业体制改革

城市燃气企业常常被视为是和大工业、发电、化工等直供大用户平行的一类用户，但城市燃气企业又是一类特殊的用户，集成了城市工商业、交通、居民、公用事业、社会福利机构、政府单位等不同类型终端用户的需求，是天然气价格市场化改革的难点之一。要根据城市燃气经营特征和用户特点，采取具有针对性的改革方式。

逐步减少政府对城市燃气价格的直接控制。增加城市终端燃气价格和采购成本的联动性，缩短联动周期，形成弹性价格机制。按照用气价格和服务成本匹配的原则，逐步提高居民和其他小规模用户的用气价格，消除交叉补贴，政府兜底保障低收入群体和社会福利机构的基本用气需求。扩大以盈利为目的的经营类用户的天然气价格灵活性。参照国外改革经验效果，加强自然垄断业务监管，推进配售环节公平竞争试点改革。推动城市燃气企业整合，提高经营和服务效率[10]。

4.4 夯实竞争环节公平竞争监管体制

天然气价格市场化除了要求具有一定垄断属性的中间环节需要得到有效监管外，竞争环节也需要实现公平竞争监管。要让政府公职人员全面提高认识，深刻领会竞争政策在我国市场经济体制中的基础性地位，自觉遵守和贯彻公平竞争审查制度要求。要提高公平竞争审查制度在国家法规体系中的层级与地位，正式上升为国家基本法律制度。要在国家市场监管总局公平竞争监管体系框架下，增强油气行业公平竞争监管队伍和能力，加大天然气价格公平竞争的监管力度。要按照中央关于价格机制改革的意见要求，建立公平、开放、透明的市场价格监管规则，对存在市场竞争不充分、交易双方地位不对等、市场信息不对称等问题的领域，要研究制定相应议价规则、价格行为规范和指南；对涉嫌垄断行为及时启动反垄断调查，着力查处达成实施垄断协议、滥用市场支配地位和滥用行政权力排除限制竞争等垄断行为，依法公布处理决定，维护公平竞争的市场环境。

4.5 深化中间管网环节改革和监管

中间环节是连接供应方和需求方的桥梁，桥梁是否通畅，利用规则是否公平和公开透明，使用成本是否合理，决定了供应方和需求方能否顺利衔接，价格市场化改革能否顺利实现。我国地域辽阔，天然气资源丰富，供应来源广泛，需求中心多极，增长前景可观，可以容纳多家长输企业并存[11]。在当前国家管网公司成立的条件下，也可以形成以国家管网公司为主、其他长输管网企业为补充的长输市场格局。

鉴于国内天然气管网和储气设施严重不足，需要国家管网公司与其他市场主体共同参与建设。国家管网公司控股经营全国天然气骨干管网，具有在全国范围内调配天然气资源的战略性把控能力，实行统一调度运行并向社会公平开放，根据市场需求投资新建干线管网基础设施，不应排斥和限制其他市场主体参与管网设施的投资、建设与运营。其他市场主体只要满足国家统一规划、互联互通和不参与天然气买卖等原则性要求，可以按照相关程序和条件参股国家管网公司新建项目，也可独立投资、建设和运营管网储运设施，政府部门在项目申请及审批等所有环节应实行无歧视公平对待。全国“一张网”主要体现在国家管网公司和其他管网之间实现互联互通，天然气资源可以在不同管网之间根据需要实现无障碍流动，应急情况下政府有权对各管网公司的运营进行统一调度和安排。

我国油气基础设施领域监管缺失与监管分散并存，近几年发改委和国家能源局在加强油气基础设施公平开放、服务价格和成本监审方面迈出了坚定的步伐。要尽快加强油气管网设施运行监管能力建设，提升油气管网公平开放监管，确保管输企业向所有用户提供无歧视的管输储存容量分配和储存输送服务，严格控制管输服务成本和价格。要鼓励不同管输企业有序竞争，充分借助市场力量加强对垄断性业务进行监管，发挥管输服务用户、行业组织及媒体等多方面的监督作用[12]。

4.6 合理界定交易平台定位

天然气交易平台是天然气行业价格市场化改革的自然产物，是发现市场真实价格的公共载体，既不应该定位为争夺所谓定价权，也不应该是消除所谓“亚洲溢价”。这些不切实际的目标不仅不能帮助中国获得话语权，反而导致人们对中国的市场经济体制产生怀疑。打造价格发现中心的目的是形成公认的市场价格，让价格成为一个灵敏可靠的市场风向指标，能够快速反映天然气市场基本面和其他相关因素变动的影响，有效地引导天然气资源的分配与流动，合理分摊和消化市场价格风险。如果能够建成独立、公开、公正、参与广、流动性高、竞争性和公信力强的交易平台，和全球其他区域市场形成良性互动，对所谓争夺话语权和消除“亚洲溢价”可能会起到水到渠成的帮助作用[13-14]。

基础设施互联互通、调节灵活、储运方便的市场中心枢纽是建设交易平台的基础，但管网设施最发达、储运能力最强的市场中心枢纽并不一定就会发展成为最成功的交易平台[15-17]。随着管网和储气设施改革与建设的推进，要鼓励形成管网主要枢纽点的交易价格，参照不同枢纽点的价格差，合理调整天然气门站价的地区升贴水和季节升贴水[18]。

5 结论

近年来天然气价格改革进展较快，在市场化的道路上迈出了坚定的步伐，价格弹性逐渐提高，对市场供求的引导性逐步增强，已经到了改革深化的攻坚阶段。在市场竞争格局尚未有效建立的情况下，还需要继续发挥天然气门站价格制度的作用。目前多维度划分市场化价格和非市场化价格的做法产生重叠交叉，导致门站价格管理制度事实上失效，产生价格不规范行为和混乱风险。要以竞争作为标尺重构天然气价格市场化改革，优化门站价格制度设计和适用范围，同时加快上游市场和进口环节开放，培育多元化的市场主体，推动城市燃气行业体制改革，夯实竞争环节公平竞争监管体制，深化中间管网环节改革和监管，合理界定交易平台定位，积极为向价格全面市场化平稳有序过渡做准备。