2020年是“十三五”的最后一年，也是中国天然气行业“十四五”规划工作的开启之年，总结“十三五”期间天然气产业的改革成绩、存在问题以及体制机制方面的挑战，并分析其原因，对于制定“十四五”规划和下一步改革路径将起到关键作用。

“十三五”期间，我国天然气产业行业改革进展

“十三五”以来，我国天然气领域市场化改革步伐明显加快，一系列天然气领域改革政策和措施相继推出，并取得积极进展。

一是上游资源矿权改革试点积极推进。常规油气区块矿权改革取得突破，区块公开招标打破了上游勘探开采由国有石油公司专营的局面，标志着我国油气资源上游板块改革迈出了实质性步伐。

二是价格市场化改革快速推进。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，在提高气源和销售等竞争性环节价格市场化程度的同时，政府逐步加强自然垄断环节的输配价格监管，基本上构建起了天然气产业链从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等各环节较为完善的价格监管制度框架。

三是基础设施准入进一步开放。部分石油公司将其拥有的LNG接收站向第三方开放并取得了一定进展；管网设施使用信息逐步向社会公开，为公平开放和监管工作提供了基本条件。

四是天然气交易中心建设稳步推进。国家积极推动天然气市场建设，成功在上海、重庆搭建了市场化改革平台，虽然目前交易规模不大，但是交易中心以市场化方式对资源进行优化配置和为下游用户提供平等竞争机会的作用已经得到较为广泛的认可。

天然气行业体制机制方面存在的问题

应该说，天然气领域改革的各项举措有效增强了市场活力，促进了市场对天然气资源的合理配置，为国内天然气产业持续稳步发展打造了良好环境。但是，与我国推动能源生产和消费的战略及全面深化改革的要求相比，天然气行业体制机制改革方面仍存在一些亟待解决的深层次矛盾和问题。主要表现在：

（一）市场化体制不健全，竞争仍不够充分

一是勘察开采领域行政性垄断突出，制约天然气生产能力提高。我国油气矿业权仍然高度集中于少数大型国有油气企业手中，市场竞争有限，导致企业市场化程度低和运营效率偏低等问题。同时，由于矿权流转和退出机制不健全，油气矿业权无法在市场上流转，社会资本难以进入，未能形成多元化、充分竞争有序的现代油气勘察开采体制机制，导致天然气资源勘探开发投入不足，一定程度上制约了国内天然气产量提高和成本下降，不利于激活资源潜力。

二是基础设施投资主体单一和投资准入尚未完全放开，导致基础设施建设滞后于市场发展。受管网投资主体单一、投资准入尚未完全放开、项目审批周期长等因素制约，部分地方国有企业、民营企业仍难以作为单独的市场主体进行管网投资建设，致使我国天然气管网投资建设的巨大潜力难以释放。

三是基础设施互联互通程度低，第三方开放未能有效实施。三大油气企业拥有绝大多数天然气主干线，但是互联互通较差。而省网多数由省属国企控股，与国家主干管网互不隶属，互联互通程度也不够。这就造成新增市场主体仍难以接入管网并得到公平服务，甚至央企之间也存在一定困难。LNG接收站方面的情况有所改善，以中海油为代表的部分企业向其他市场主体开放部分设施，但是条件较为苛刻。

（二）市场决定价格的作用发挥尚不充分

一是竞争性环节仍未实现市场化定价。在国家石油天然气管网集团有限公司成立后，考虑到天然气管道运输过程中对容量和实际运输量的需求不同，门站基准定价的方式已经无法满足天然气市场发展要求。此外，由于长期采取的工商业用户对居民的交叉补贴，形成工商业用气价格高于居民的倒挂格局，既与“大用户享受低价”的国际通行原则相悖，也不利于天然气替代煤炭和保护环境。且部分地区终端销售价格调整滞后于门站价格调整，不能及时反映市场变化。

二是天然气价格体系有待进一步完善。就储备环节而言，由于地下储气库投资成本高，垫底气缺少回收途径，缺乏调峰气价，未能形成储气服务和调峰气量市场化定价。就终端而言，缺少可中断气价、峰谷气价等具体操作办法，也制约了可中断用户的发展积极性。

三是交易中心建设仍处于起步阶段。虽然上海、重庆石油天然气交易中心已经正式运行，但是，我国天然气交易中心仍处于发展的初级阶段，现货交易刚起步且交易规模小、竞价交易少，窗口期交易仅仅是试点，期货交易尚未开展。天然气交易中心只能“发现交易量”，距离真正发现和提供市场基准价格还有较长差距。

（三）政府管理和监管能力有待加强

首先，我国油气行业监督管理职责相对分散，中央政府部门与地方政府部门之间以及相关部门之间存在政策目标差异和步调不一致等问题，工作协调难度大。其次，监管工作界面不明，监管效率偏低、效力偏弱。最后，监管主体、监管手段单一，难以满足“放管服”改革需要，政府监管部门主要依靠行政性的强制手段，政府以外其他社会群体的同业监审作用没有得到有效发挥。

“十四五”期间天然气体制和机制改革途径

“十四五”期间，应该按照《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的要求，围绕建立市场对资源配置起决定性作用和更好的发挥政府作用的天然气行业体制、提高天然气供应保障能力和资源利用效率、大规模利用天然气和将其培育成为主体能源之一作为主要目标。

（一）改革天然气矿区管理体制，积极促进矿权市场建设

1、改革天然气勘探开发专营体制，放开矿权市场

建议国家有关主管部门出台矿产资源国家权益金制度的相关配套政策，并结合我国天然气勘探开发规律，对陆地、海洋勘察区块，非常规油气等制定差异化的探矿权和采矿权收益基准价和基准率。在总结页岩气、新疆等天然气探矿权招标改革和山西煤层气矿业权改革等试点的经验的基础上，继续深入研究市场化改革，针对三大石油公司拥有的大量未动用且短期内无开发计划的储量，可以吸收多种所有制中小企业参与开采。通过矿权改革，形成由多元主体共同参与的勘查开采体系，让市场决定资源配置。

2、加快矿权流转和储量转让制度，提高资源利用效率

首先，要制定限制区块退出办法，强化退出机制；其次，完善存量区块转让管理办法，研究制定公平合理的储量有偿使用规定、价值评估方法等规则，为促进矿权流转和储量交易创造条件；最后，要加快企业间存量区块流转，在总结已有成功案例的基础上，允许三大油气企业之间以市场化方式进行区块转让和储量交易来盘活现有矿权资源。

（二）加快推动天然气管网运营体制改革，构建独立多元的天然气管网体系

1、加快推进天然气管道独立，逐步放开限制，促进多元投资

2019年12月9日，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”）正式成立，这是中国油气体制改革的关键一步，也是一项重要工作，更是“十三五”期间中国天然气行业的一件大事。应该说，天然气管道的独立，对于在“十四五”期间进一步实现基础设施公平准入提供了最有力的保障，有利于管输成本监审和推动形成高效率的管道服务市场。但是，管道设施投资额巨大，仅靠国家管网公司单独实施的话，资金压力过大，因此应积极引入多元化资本参与管道投资。要进一步深化基础设施投资项目的审批制度改革，放宽审核条件和标准，简化审批程序，鼓励、吸引社会资本参与投资建设纳入国家和省统一规划的天然气基础设施。同时，对第三方公平准入的新建管道投资在合理范围内优先审批。

2、由国家统筹安排全国性管网规划、建设、运营并实现互联互通

规划方面，应在国家管网公司统一协调下，本着高效、集约的原则，根据气源需求进行管道投资建设规划和招标。

由国家制定各省内支干线规划基本原则，再由各省根据本省的支干线现状和规划、经济发展、人口和工业布局等因素来制定省内天然气管道规划，明确各条管道建设主体。

建设方面，应对管道建设企业制定严格的标准，对于主干管道和各省的支线，可采取由国家管网公司统一牵头建设或通过公开招标确定建设团队的方法，保证管道的质量和安全性。

运营方面，省网在近期可由省内运营，但在管容分配、开口下载和调度等方面要参照国家管网的运营规则；远期看，省网运营将逐步归入国家管网公司。

其他社会资本投资建设的新建管道、LNG接收站及地下储气库等设施也应由国家管网公司统一运营和专业化管理并向第三方市场主体公平开放和提供服务。

3、积极推进地方管网改革

在国家管网公司成立后，应同步推进省网公司的改革。一是加快推进省网的独立运营，管输和销售业务分离，省网不再经营气源、不再买气和卖气，只负责运输。二是省网必须实行第三方公平准入，为所有用户提供管输、气化、液化等服务。三是放开省网建设权，鼓励社会资本参与纳入省内统一规划的天然气基础设施建设。四是制定统一的管道技术标准，设置合理的管网负荷率指标等，推动省内不同气源输气管道间互联互通。五是对一些输配层级多的省份，应加快供气环节扁平化改革，减少中间环节，降低输配费用。

（三）稳步推进天然气价格改革，加快推进天然气交易中心建设，最终实现天然气价格市场化，逐步放开天然气价格

1、单一管输费率改为两部制

为了保证管道设施基本回报不受市场波动影响，兼顾气源竞争的公平性、提高管输使用效率及合理控制费率水平，应尽快建立“两部制”价格机制是。“两部制”定价基本可以实现用户与管输企业权利与义务的对等，用户之间对管输成本公平负担，有利于充分利用管输能力；而管输能力的充分利用又有利于提高管输系统负荷、降低单位输气量成本，进而降低管输价格水平。

2、门站环节由政府定价逐步过渡为供需双方谈判定价

短期来看，为保持市场的稳定运行，门站价格还需要存在一段期间。

一是因为上游气源供应的多家竞争格局尚未形成，市场参与主体的数量还严重不足，上下游企业公平谈判的局面没有形成；二是因为各地居民用户的价格承受能力差异大，且多年积累的居民用气和非居民用气交叉补贴问题在短时间内难以得到妥善解决。

长期而言，随着国产和进口管道气、进口LNG等各类天然气多元竞争格局的建立，天然气供需双方可以在上海、重庆等全国性天然气交易中心展开竞争性交易并形成标杆价格，然后逐步取消现有门站价格，供需双方可根据市场情况自发形成有效的市场价格。

当然，自身具备一定气源基础和价格谈判能力的城市燃气企业和大用户可以分别与上游供应企业、国家管网公司签订气源采购合同与管道运输合同，分别结算气源费和运输费；而体量较小的用户仍可与上游供气方签订集采购与运输一体的“包邮”合同。

3、配气环节实行两部制定价并引入市场机制

首先，对配气价格实施两部制，并以成本加成为基础将配气费分为两部分测算。具有垄断特征的部分用于回收基础设施建设的固定成本的容量费；具有经营性质的部分用于回收可变成本的商品费。用户配气要求不同，其所承担的配气费用也可以有差别，但总的配气收入应大体平衡，不能收取过高利润。

其次，在小区管道和入户管道安装环节，允许引入符合施工资质的第三方企业，通过市场竞争的形式提供施工服务并确定初装费。

最后，根据终端用户的用气要求进行分类作价。对连续性、不间断用气的用户，可承担较小的配气成本；对非连续性用气用户，可承担较高的配气成本；高峰用气用户，对其超额用气的价格上浮一定幅度；临时用气用户，其用气调度配套成本最高，承担的价格也应最高。

4、加快推进天然气交易市场建设

应加快培育上海和重庆石油天然气交易及区域天然气交易中心市场，形成中国天然气现货价格指数。一是鼓励已完全市场化定价的非常规天然气通过平台交易的方式进行气气竞争，利用市场化方式分配气量；同时鼓励企业将管道和LNG接收站富裕容量、储气设施购销气量等在交易中心进行交易，提高基础设施建设运营者的经济效益，体现调峰气量的价值。二是尽快培育起包括天然气供应商、独立交易商、大用户、城市燃气公司等在内的市场交易主体，促进市场交易规模的稳定增长。三是加快引导非居民用气进入天然气交易中心，力争用2-3年时间实现非居民用气的公开透明交易。

（四）规范政策管理，创建有效天然气监管体系

1、提升科学管理水平。

一是科学合理编制规划。加强天然气规划与经济发展、土地利用、基础设施建设、环境保护、安全生产、交通运输和科技创新等规划的统筹衔接。充分发挥规划的引导和约束作用，完善规划的动态调整机制，依法加强环境影响评价工作。二是加强行业标准制定。综合运用规划、政策、标准等手段，对天然气行业发展实施宏观管理。三是优化政府服务。建立能源信息公共服务平台和天然气地质资料信息共享平台，在科技创新等领域突出政府引领作用。

2、尽快推进天然气相关法规废立改。

建议按照市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的要求，对已有法律中与当前天然气行业改革发展脱节的、矛盾的甚至妨碍天然气体制改革的规定，应予以删除、修改。

同时，尽快研究和出台《天然气法》，规范涉及天然气业务的企事业单位的经营行为、政府监管的管理行为和其他利益相关者的行为，加强天然气资源的合理开发利用和保护，促进天然气行业健康发展。