2020年是“十三五”的最後一年，也是中國天然氣行業“十四五”規劃工作的開啟之年，總結“十三五”期間天然氣產業的改革成績、存在問題以及體制機制方面的挑戰，並分析其原因，對於制定“十四五”規劃和下一步改革路徑將起到關鍵作用。
“十三五”期間，我國天然氣產業行業改革進展
“十三五”以來，我國天然氣領域市場化改革步伐明顯加快，一系列天然氣領域改革政策和措施相繼推出，並取得積極進展。
一是上游資源礦權改革試點積極推進。常規油氣區塊礦權改革取得突破，區塊公開招標打破了上游勘探開採由國有石油公司專營的局面，標誌著我國油氣資源上游板塊改革邁出了實質性步伐。
二是價格市場化改革快速推進。按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，在提高氣源和銷售等競爭性環節價格市場化程度的同時，政府逐步加強自然壟斷環節的輸 配價格監管，基本上構建起了天然氣產業鏈從跨省長輸管道到省內短途運輸管道、再到城鎮配氣管網等各環節較為完善的價格監管制度框架。
三是基礎設施准入進一步開放。部分石油公司將其擁有的LNG接收站向第三方開放並取得了一定進展；管網設施使用信息逐步向社會公開，為公平開放和監管工作提供了基本條件。
四是天然氣交易中心建設穩步推進。國家積極推動天然氣市場建設，成功在上海、重慶搭建了市場化改革平臺，雖然目前交易規模不大，但是交易中心以市場化方式對資源進行優化配置和為下游用戶提供平等競爭機會的作用已經得到較為廣泛的認可。
天然氣行業體制機制方面存在的問題
應該說，天然氣領域改革的各項舉措有效增強了市場活力，促進了市場對天然氣資源的合理配置，為國內天然氣產業持續穩步發展打造了良好環境。但是，與我國推動能源生產和消費的戰略及全面深化改革的要求相比，天然氣行業體制機制改革方面仍存在一些亟待解決的深層次矛盾和問題。主要表現在：
（一）市場化體制不健全，競爭仍不夠充分
一是勘察開採領域行政性壟斷突出，制約天然氣生產能力提高。我國油氣礦業權仍然高度集中於少數大型國有油氣企業手中，市場競爭有限，導致企業市場化程度低和運營效率偏低等問題。同時，由於礦權流轉和退出機制不健全，油氣礦業權無法在市場上流轉，社會資本難以進入，未能形成多元化、充分競爭有序的現代油氣勘察開採體制機制，導致天然氣資源勘探開發投入不足，一定程度上制約了國內天然氣產量提高和成本下降，不利於激活資源潛力。
二是基礎設施投資主體單一和投資准入尚未完全放開，導致基礎設施建設滯後於市場發展。受管網投資主體單一、投資准入尚未完全放開、項目審批週期長等因素制約，部分地 方國有企業、民營企業仍難以作為單獨的市場主體進行管網投資建設，致使我國天然氣管網投資建設的巨大潛力難以釋放。
三是基礎設施互聯互通程度低，第三方開放未能有效實施。三大油氣企業擁有絕大多數天然氣主幹線，但是互聯互通較差。而省網多數由省屬國企控股，與國家主幹管網互不隸屬，互聯互通程度也不夠。這就造成新增市場主體仍難以接入管網並得到公平服務，甚至央企之間也存在一定困難。LNG接收站方面的情況有所改善，以中海油為代表的部分企業向其他市場主體開放部分設施，但是條件較為苛刻。
（二）市場決定價格的作用發揮尚不充分
一是競爭性環節仍未實現市場化定價。在國家石油天然氣管網集團有限公司成立後，考慮到天然氣管道運輸過程中對容量和實際運輸量的需求不同，門站基準定價的方式已經無 法滿足天然氣市場發展要求。此外，由於長期採取的工商業用戶對居民的交叉補貼，形成工商業用氣價格高於居民的倒掛格局，既與“大用戶享受低價”的國際通行原則相悖，也不利於天然氣替代煤炭和保護環境。且部分地區終端銷售價格調整滯後於門站價格調整，不能及時反映市場變化。
二是天然氣價格體系有待進一步完善。就儲備環節而言，由於地下儲氣庫投資成本高，墊底氣缺少回收途徑，缺乏調峰氣價，未能形成儲氣服務和調峰氣量市場化定價。就終端而言，缺少可中斷氣價、峰谷氣價等具體操作辦法，也制約了可中斷用戶的發展積極性。
三是交易中心建設仍處於起步階段。雖然上海、重慶石油天然氣交易中心已經正式運行，但是，我國天然氣交易中心仍處於發展的初級階段，現貨交易剛起步且交易規模小、競價交易少，窗口期交易僅僅是試點，期貨交易尚未開展。天然氣交易中心只能“發現交易量”，距離真正發現和提供市場基準價格還有較長差距。
（三）政府管理和監管能力有待加強
首先，我國油氣行業監督管理職責相對分散，中央政府部門與地方政府部門之間以及相關部門之間存在政策目標差異和步調不一致等問題，工作協調難度大。其次，監管工作界面不明，監管效率偏低、效力偏弱。最後，監管主體、監管手段單一，難以滿足“放管服”改革需要，政府監管部門主要依靠行政性的強制手段，政府以外其他社會群體的同業監審作用沒有得到有效發揮。
“十四五”期間天然氣體制和機制改革途徑
“十四五”期間，應該按照《關於深化石油天然氣體制改革的若干意見》的要求，圍繞建立市場對資源配置起決定性作用和更好的發揮政府作用的天然氣行業體制、提高天然氣供應保障能力和資源利用效率、大規模利用天然氣和將其培育成為主體能源之一作為主要目標。
（一）改革天然氣礦區管理體制，積極促進礦權市場建設
1、改革天然氣勘探開發專營體制，放開礦權市場
建議國家有關主管部門出臺礦產資源國家權益金制度的相關配套政策，並結合我國天然氣勘探開發規律，對陸地、海洋勘察區塊，非常規油氣等制定差異化的探礦權和採礦權收 益基準價和基準率。在總結頁岩氣、新疆等天然氣探礦權招標改革和山西煤層氣礦業權改革等試點的經驗的基礎上，繼續深入研究市場化改革，針對三大石油公司擁有的大量未動用且短期內無開發計劃的儲量，可以吸收多種所有制中小企業參與開採。通過礦權改革，形成由多元主體共同參與的勘查開採體系，讓市場決定資源配置。
2、加快礦權流轉和儲量轉讓制度，提高資源利用效率
首先，要制定限制區塊退出辦法，強化退出機制；其次，完善存量區塊轉讓管理辦法，研究制定公平合理的儲量有償使用規定、價值評估方法等規則，為促進礦權流轉和儲量交易創造條件；最後，要加快企業間存量區塊流轉，在總結已有成功案例的基礎上，允許三大油氣企業之間以市場化方式進行區塊轉讓和儲量交易來盤活現有礦權資源。
（二）加快推動天然氣管網運營體制改革，構建獨立多元的天然氣管網體系
1、加快推進天然氣管道獨立，逐步放開限制，促進多元投資
2019年12月9日，國家石油天然氣管網集團有限公司（以下簡稱“國家管網公司”）正式成立，這是中國油氣體制改革的關鍵一步，也是一項重要工作，更是“十三五”期間中國天然氣行業的一件大事。應該說，天然氣管道的獨立，對於在“十四五”期間進一步實現基礎設施公平準入提供了最有力的保障，有利於管輸成本監審和推動形成高效率的管道服務市場。但是，管道設施投資額巨大，僅靠國家管網公司單獨實施的話，資金壓力過大，因此應積極引入多元化資本參 與管道投資。要進一步深化基礎設施投資項目的審批制度改革，放寬審核條件和標準，簡化審批程序，鼓勵、吸引社會資本參與投資建設納入國家和省統一規劃的天然氣基礎設施。同時，對第三方公平準入的新建管道投資在合理範圍內優先審批。
2、由國家統籌安排全國性管網規劃、建設、運營並實現互聯互通
規劃方面，應在國家管網公司統一協調下，本著高效、集約的原則，根據氣源需求進行管道投資建設規劃和招標。
由國家制定各省內支幹線規劃基本原則，再由各省根據本省的支幹線現狀和規劃、經濟發展、人口和工業佈局等因素來制定省內天然氣管道規劃，明確各條管道建設主體。
建設方面，應對管道建設企業制定嚴格的標準，對於主幹管道和各省的支線，可採取由國家管網公司統一牽頭建設或通過公開招標確定建設團隊的方法，保證管道的質量和安全性。
運營方面，省網在近期可由省內運營，但在管容分配、開口下載和調度等方面要參照國家管網的運營規則；遠期看，省網運營將逐步歸入國家管網公司。
其他社會資本投資建設的新建管道、LNG接收站及地下儲氣庫等設施也應由國家管網公司統一運營和專業化管理並向第三方市場主體公平開放和提供服務。
3、積極推進地方管網改革
在國家管網公司成立後，應同步推進省網公司的改革。一是加快推進省網的獨立運營，管輸和銷售業務分離，省網不再經營氣源、不再買氣和賣氣，只負責運輸。二是省網必須實行第三方公平準入，為所有用戶提供管輸、氣化、液化等服務。三是放開省網建設權，鼓勵社會資本參與納入省內統一規劃的天然氣基礎設施建設。四是制定統一的管道技術標準，設置合理的管網負荷率指標等，推動省內不同氣源輸氣管道間互聯互通。五是對一些輸配層級多的省份，應加快供 氣環節扁平化改革，減少中間環節，降低輸配費用。
（三）穩步推進天然氣價格改革，加快推進天然氣交易中心建設，最終實現天然氣價格市場化，逐步放開天然氣價格
1、單一管輸費率改為兩部制
為了保證管道設施基本回報不受市場波動影響，兼顧氣源競爭的公平性、提高管輸使用效率及合理控制費
率水平，應儘快建立“兩部制”價格機制是。“兩部制”定價基本可以實現用戶與管輸企業權利與義務的對等，用戶之間對管輸成本公平負擔，有利於充分利用管輸能力；而管輸能力的充分利用又有利於提高管輸系統負荷、降低單位輸氣量成本，進而降低管輸價格水平。
2、門站環節由政府定價逐步過渡為供需雙方談判定價
短期來看，為保持市場的穩定運行，門站價格還需要存在一段期間。
一是因為上游氣源供應的多家競爭格局尚未形成，市場參與主體的數量還嚴重不足，上下游企業公平談判的 局面沒有形成；二是因為各地居民用戶的價格承受能力差異大，且多年積累的居民用氣和非居民用氣交叉補貼問題在短時間內難以得到妥善解決。
長期而言，隨著國產和進口管道氣、進口LNG等各類天然氣多元競爭格局的建立，天然氣供需雙方可以在上海、重慶等全國性天然氣交易中心展開競爭性交易並形成標杆價格，然後逐步取消現有門站價格，供需雙方可根據市場情況自發形成有效的市場價格。
當然，自身具備一定氣源基礎和價格談判能力的城市燃氣企業和大用戶可以分別與上游供應企業、國家管網公司簽訂氣源採購合同與管道運輸合同，分別結算氣源費和運輸費；而體量較小的用戶仍可與上游供氣方簽訂集採購與運輸一體的“包郵”合同。
3、配氣環節實行兩部制定價並引入市場機制
首先，對配氣價格實施兩部制，並以成本加成為基礎將配氣費分為兩部分測算。具有壟斷特徵的部分用於回收基礎設施建設的固定成本的容量費；具有經營性質的部分用於回收可變成本的商品費。用戶配氣要求不同，其所承擔的配氣費用也可以有差別，但總的配氣收入應大體平衡，不能收取過高利潤。
其次，在小區管道和入戶管道安裝環節，允許引入符合施工資質的第三方企業，通過市場競爭的形式提供施工服務並確定初裝費。
最後，根據終端用戶的用氣要求進行分類作價。對連續性、不間斷用氣的用戶，可承擔較小的配氣成本；對非連續性用氣用戶，可承擔較高的配氣成本；高峰用氣用戶，對其超額 用氣的價格上浮一定幅度；臨時用氣用戶，其用氣調度配套成本最高，承擔的價格也應最高。
4、加快推進天然氣交易市場建設
應加快培育上海和重慶石油天然氣交易及區域天然氣交易中心市場，形成中國天然氣現貨價格指數。一是鼓勵已完全市場化定價的非常規天然氣通過平臺交易的方式進行氣氣競爭，利用市場化方式分配氣量；同時鼓勵企業將管道和LNG接收站富裕容量、儲氣設施購銷氣量等在交易中心進行交易，提高基礎設施建設運營者的經濟效益，體現調峰氣量的價值。二是儘快培育起包括天然氣供應商、獨立交易商、大用戶、城市燃氣公司等在內的市場交易主體，促進市場交易規模的穩定增長。三是加快引導非居民用氣進入天然氣交易中心，力爭用2-3年時間實現非居民用氣的公開透明交易。
（四）規範政策管理，創建有效天然氣監管體系
1、提升科學管理水平。
一是科學合理編制規劃。加強天然氣規劃與經濟發展、土地利用、基礎設施建設、環境保護、安全生產、交通運輸和科技創新等規劃的統籌銜接。充分發揮規劃的引導和約束作用，完善規劃的動態調整機制，依法加強環境影響評價工作。二是加強行業標準制定。綜合運用規劃、政策、標準等手段，對天然氣行業發展實施宏觀管理。三是優化政府服務。建立能源信息公共服務平臺和天然氣地質資料信息共享平臺，在科技創新等領域突出政府引領 作用。
2、儘快推進天然氣相關法規廢立改。
建議按照市場在資源配置中起決定性作用和更好發揮政府作用的要求，對已有法律中與當前天然氣行業改革發展脫節的、矛盾的甚至妨礙天 然氣體制改革的規定，應予以刪除、修改。
同時，儘快研究和出臺《天然氣法》，規範涉及天然氣業務的企事業單位的經營行為、政府監管的管理行為和其他利益相關者的行為，加強天然氣資源的合理開發利用和保護，促進天然氣行業健康發展。
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