“十四五”期间我国天然气价格改革的重点方向及企业对策

付 舒 张鹏程 董振宇 董 聪

1.北京工业大学 2.中国石油经济技术研究院 3.中国石油天然气集团有限公司财务部 4.对外经贸大学

0 引言

2020年是“十三五”规划收官、“十四五”规划编制启动之年，全球新冠肺炎疫情肆虐、单边主义上升、经济逆全球化、不确定性明显增加，而我国则展现出了强大的战略定力。2020年5月23日，习近平总书记提出“要推动形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局”。2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会上对我国碳排放目标做出承诺，提出“力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。2020年10月，中国共产党第十九届中央委员会第五次全体会议通过了制定国民经济和社会发展第十四个五年规划及2035年远景目标的建议。

这些重大事件为我国各行各业的未来发展确定了主基调，给能源行业提出了新要求，指明了发展方向，也将对“十四五”期间的天然气价格改革产生深远影响。因此，系统梳理我国天然气价格改革取得的成绩和面临的问题，根据中央指示精神分析今后一段时期价格改革发展面临的新形势新要求，对“十四五”期间把准方向、深入推进天然气价格市场化改革具有十分重要的意义。

1 当前天然气价格机制存在的主要问题

“十二五”以来，天然气价格改革采取“先试点后推广”“先增量后存量”“先非居民后居民”“边理顺边放开”的方式稳步推进，天然气价格管理方式经历了由出厂价到门站价、由最高门站价到基准门站价的改革路径[1-4]。“十三五”期间，国家继续沿着提高天然气价格市场化程度的方向，不断放宽直接管制，逐步放开气源和销售等竞争性环节的定价机制，规范运输、配气等自然垄断环节的定价机制并加强监管，建立了上海、重庆两个石油天然气交易中心，形成了与天然气产业结构更为符合的价格体系[5-7]，但仍存在一些阻碍行业长期健康发展的深层次问题，需要加以分析。

1.1 门站价格管制阻碍市场化改革进程

我国现行的天然气定价机制以受管制的门站价格为核心。终端用户零售价格由门站价格和地方配气价格构成，前者由国家发展和改革委员会（以下简称发改委）决定，后者则由省级政府物价部门制定。门站价格实际上是一种产运销捆绑价格，构成门站批发价的管输价格也由发改委制定。发改委根据市场供求状况、国家整体经济形势以及上游供气企业的整体效益情况调控门站价格，其中包含诸多非成本因素，很难形成明确的定调价规则，且调整周期较长[8]，不能及时反映市场的变化。按照目前制度设计，中游管输和下游配气价格都采取成本加成方式以保障收益率，而门站价格相对固定，导致上游勘探开发和进口承担的投资与经营风险最大，但所获得的投资回报率却最低，甚至长期处于亏损状态[9]，造成目前我国天然气产业链的风险和收益比较严重的错配现象，直接影响了我国天然气上游产业的可持续发展。

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）成立后，天然气工业结构发生了变化，门站价格管制不仅会延续产业链的价值分配矛盾，还会限制下游用气方选择不同供应商、不同价格气源的自由，制约管输容量和储气调峰价值的显性化，以及抑制天然气市场中心通过“气气竞争”形成基准价格的能力，成为天然气价格市场化的最大阻碍。

1.2 市场现状不满足价格放开条件

根据欧美国家天然气市场化经验，形成“气气竞争”的竞争型市场需要以本国的天然气市场已进入发展成熟阶段为基础，主要原因在于：这时供应与需求都处于相对稳定状态，买卖双方通过短期合同自由地选择对方而不至于影响供应的可靠性，需要上游和下游存在多个不具垄断地位的参与主体；大量的天然气是在交易枢纽通过现货方式完成交易的，这就要求天然气基础设施有足够的运输能力及储存能力保证天然气的流动性，并满足用户高峰期的用气需求。

根据我国的现状，建立“气气竞争”型市场条件尚未成熟，还不能在较大程度上放开天然气价格由市场形成，具体原因如下：①我国天然气市场仍处于快速增长阶段。根据中国石油经济技术研究院的预测，我国天然气需求量到2035年将达6 100×108m3，较2019年翻倍，在此期间，年均消费增长量保持在200×108m3的水平上，供应偏紧的状态长期存在，如果放开价格将导致市场的剧烈波动，很可能出现“一放就乱”的情况。②我国天然气上游市场竞争主体较少。中石油、中石化、中海油在天然气生产、销售和进口占有绝对支配地位。2019年，这三大油气公司的天然气产量、天然气资源市场供应量（国产气＋进口气）和进口量分别占全国总量的95.2%、95.8%和96.5%[10]。天然气上游的寡头垄断型市场结构代表着天然气供应方具有较强的价格控制力，买方的选择性和议价能力都十分有限。③天然气基础设施建设滞后。我国管道里程和储气调峰能力还远不能提供充足的流动性。截至2019年底，我国天然气长输管道的总里程为8.5×104km[11]，长输管道密度仅为8.8 m/km2，相当于美国、法国、德国的1/6、1/7和1/8。2019年我国储气库调峰能力（含沿海LNG储罐）仅为140×108m3，占当年天然气消费量的4.6%，距国际上保障天然气安全平稳运行的经验值12%还有较大差距[12]。

1.3 交易中心价格发现能力严重不足

交易中心和基准价格是天然气行业价格市场化改革的自然产物[13]，需要多元参与的市场竞争环境。然而现阶段绝大部分天然气仍然是分散在下游市场区的各个城市门站或工厂门站实现交易，并未真正实现在交易中心进行高频次集中交易。虽然上海、重庆石油天然气交易中心已加大力度建设，但我国油气交易中心仍处于发展的初级阶段，现货交易刚刚起步且交易量小、竞价交易少，窗口期交易仅仅是试点，期货交易正在筹备当中。天然气交易中心距离真正发现和提供市场基准价格尚有较大差距，目前市场认可的仍是政府指导价格。

2 “十四五”期间我国天然气价格改革面临的新形势新要求

“十四五”期间我国天然气行业既面临市场格局重构、产业链全面开放和国际天然气供需状况转变等一系列新形势，又面临构建新发展格局、加快能源转型以实现2030年碳达峰和2060年碳中和目标，以及促进能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高等新要求。这些新形势新要求既为进一步深化价格改革指明了方向、创造了条件，也为产业链各环节的参与者提出了新挑战。

2.1 党中央对能源体系提出了新的要求，改革目标更为明确

2.1.1 能源转型按下“快进键”，天然气需与可再生能源协同快速发展，进一步提升在能源体系中的地位

中国2030碳达峰目标与2060碳中和愿景，是党中央、国务院统筹国际国内两个大局做出的重大战略决策，彰显了我国积极应对气候变化、走绿色低碳发展道路的雄心和决心。在这一目标的约束下，我国需立即采取措施，大幅加快能源结构清洁低碳转型步伐。可以预见，在“十四五”时期乃至更长时期内，可再生能源将进入“倍速”增长阶段，同时天然气消费继续快速增长，并通过分布式、气电调峰等方式加强与可再生能源的融合互补，从而加快对煤炭和石油的替代，发挥从煤炭时代到可再生时代的过渡作用，天然气在我国能源体系中的地位更加凸显。

2.1.2 天然气行业需着力提升产业链效率，降低终端使用价格，实现高质量发展

“十四五”时期我国经济社会发展的主要目标包括“生产生活方式绿色转型成效显著，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少”。众多研究成果都表明，天然气仍然是最适合发展中国家的清洁能源[14]。对于中国而言，天然气需要在民用和工业领域继续加速取代煤炭和原油，并在交通领域持续取代汽柴油。而天然气要提升对其他能源的竞争力增强，最关键的是降低成本，这有赖于资源配置的优化、产业链效率的提升和各环节成本的下降，提高资源供应的稳定性和经济性，从而摆脱靠政策支持与交叉补贴的发展模式，实现可持续、高质量发展。这不仅是国家对行业提出的更高要求，而且与天然气价格改革的初衷一致。同时，我国既是全球第六大天然气生产国，产量仍处于快速增长期，也是全球第一大天然气进口国，有最大的增量市场，与国际天然气贸易联系紧密，加快天然气价格市场化改革，理顺产供储销体系，加快融入国际市场，对于畅通国内大循环、国内国际双循环也具有重要意义。

2.2 国家管网公司正式运营，定价机制须与市场基础相匹配

国家管网公司已经正式开始运营，产业链格局发生重构，原有价格机制的执行基础将发生以下根本变化：①天然气价格构成的变化。管道运输与上游天然气供应分离意味着天然气门站价格可以拆分成气源（出厂）价和管输价，由作为市场参与主体的上游供应商与下游买方协商决定交货地点和管输费的承担方。门站价格管制不取消，天然气交易就不可能由各地门站集中到市场中心，也就不可能形成被市场认可的我国天然气基准价格。②管输价格机制的变化。国家管网公司运营后，无论商品天然气交割是发生在管网入口端还是出口端，拟或是位于两者之间的某个天然气交易枢纽，都要委托管网公司运输，需要提前向管网公司申请和购买管输容量，管输价格由现行一部制转变为“管容费＋气量费”两部制[13]。

2.3 我国天然气产业链全面开放，多元竞争格局有望加速形成

上游领域，国家上游矿权改革意见于2020年5月1日正式实施，勘探开发领域已实现全面开放；截至2019年，新奥能源、九丰集团、申能集团、广汇能源、深圳燃气等市场参与者的LNG接收能力已占到全国的10%[15]，而且随着国家管网公司从三大石油公司手中接管的10座LNG接收站向第三方开放，上游供应端呈现出多元化的趋势，部分东部沿海地区多气源竞争格局已经初步形成。下游领域，传统的城市燃气企业也开始直接向国际卖家采购天然气资源，如2020年7月广东能源与三菱株式会社全资子公司DGI签署中长期LNG采购合同，佛燃能源与BP签订为期两年的天然气购销协议等；同时，《外商投资法法》已取消外资对城市燃气领域的限制，外资加快进入我国天然气下游市场，配售市场竞争将更加充分。

2.4 国际天然气市场供需宽松，为价格改革提供了良好的机遇

2019年，全球天然气价格开始走低且全球液化产能投资创下历史新高，达到7 000×104t[16]。2020年，在新冠肺炎疫情的冲击下亚洲现货价格更是跌破了2美元/MMBtu（ 1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）。

“十四五”期间，随着全球范围内大批天然气液化项目陆续投入生产，全球天然气市场供需宽松、价格低位运行是大概率事件，有利于实现通过天然气价格市场化改革不断降低终端用户的价格负担。同时，据IEA预计，到2025年我国LNG进口量将达1 280×108m3，相当于约 1.74×108t，约为 2019年LNG进口量（6 025×104t）的3倍[17]，在此期间国内天然气供需紧张形势有望大大缓解，为改革提供良好的市场环境。

3 “十四五”期间我国天然气价格改革的重点内容

“十四五”期间仍然是天然气快速发展的窗口期，保持产业链平稳并降低气价对于我国新发展格局的构建和“双碳”目标的实现具有重大意义，也是天然气价格改革必须守住的底线。与欧美天然气市场已发展成熟国家的情况有所不同，我国天然气价格完全市场化的条件尚不具备，未来5年需要明确改革重点，逐步推进。

3.1 根据市场竞争条件分批取消门站价格管制

天然气工业的价格形成机制必须与管网运营机制相适应，管道独立、运销分离后，天然气在哪个环节实现销售，应该由作为市场参与主体的上游供应方与下游买方决定，而不是目前在各个城市门站或工厂门站按政府规定的门站价销售。因此，天然气价格形成机制需要由门站价的捆绑式定价改为非捆绑定价，明确天然气终端销售价格由气源价格、LNG气化价格、管输价格、储气服务价格和配气价格构成，用户根据享受的服务支付费用。在门站价放开的情况下，气源价格才能随之放开，其他几项服务都根据“管住中间”的要求，按成本加成定价。这样各环节的价格完全透明，从而可以最大程度消除由于交叉补贴引起的价格扭曲，尽快全面理顺天然气价格。而且2020年5月中共中央国务院发布的《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》也提出“适时放开天然气气源和销售价格”，明确了改革的下一步方向。

建议采取“试点先行、分批放开”的路径，推动气源竞争充分的地区率先取消门站价管制。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，沿海省份除了管道天然气，多数也有进口LNG供应，而随着LNG进口主体逐渐多元化、供应数量增加，沿海省份已部分满足天然气市场化的条件，如长三角、珠三角、辽宁、山东等地区，可以由国家相关部门及第三方机构开展各省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放开天然气销售价格的条件，按照评估结果成熟一批放开一批。具体指标依据我国《反垄断法》进一步明确，通过三步放开门站销售价格，执行市场调节价。

中石油、中石化、中海油以外的其他不具有市场支配地位的生产商供应的所有天然气，门站销售价格执行市场调节价。

当中石油、中石化、中海油在区域市场（以省级行政区为单位）的市场份额均低于1/2，任何两个企业的市场份额合计低于2/3，任何三个企业的市场份额合计低于3/4，则中石油、中石化和中海油在该区域市场销售的所有天然气，门站销售价格执行市场调节价。

未来，当中石油、中石化、中海油在全国市场的市场份额均低于1/2，任何两个企业的市场份额合计低于2/3，任何三个企业的市场份额合计低于3/4，则中石油、中石化和中海油在全国市场所销售的天然气执行市场调节价。

由于三大油公司在国内天然气供应总量中占比超过95%，在5年内达到第三步并不现实，对于在当地未满足开放条件的企业，由地方市场和价格监管部门对其销售价格实行最高限价管理。

3.2 合理确定天然气基础设施的收费价格，执行两部制定价

政府监管部门需要完善对属于管网公司的各级管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施的收费价格形成机制。政府监管部门要按“准许成本加合理收益”的原则确定被监管企业的年度最大准许收入。这里重点是合理确定准许收益率，价格监管部门可以在监审时根据整体经济形势、社会融资成本以及产业链价值分配情况等因素对准许收益率进行调整，起到调节资源配置和调控气价的作用。

对用户的收费方式应采取国际通行的“容量费＋气量费”的两部制价格，替代目前仅按气量收费的模式。在两部制收费方式下，平均管输费的计算公式为：平均管输费＝容量费率/负荷系数＋气量费率。负荷系数等于下游用气方的每日平均输气量与合同约定的日最大输气量之比。在两部制收费方式下，下游用气方的负荷系数越高，其购买的管道容量利用效率越高，单位管输费越低。这种定价机制促使下游用气方努力提高季节用气均衡性进而提高负荷系数，对于季节用气不均衡的下游用气方，为减少管输费支出就必须购买或建设相应的储气调峰容量，承担相应的储气调峰成本，这有利于促进储气设施的投资建设，进而提升管道的整体利用效率。

3.3 从价格和政策两方面推进储气设施的建设

国家已明确储备气价格由市场竞争形成。而在现实的市场中，只有储气服务价格低于季节性天然气价差与不均衡用气所造成的管输费用增量的总和，才能体现出储气服务的价值，实现利用价格杠杆促进储气设施建设的作用。我国优质建库资源缺乏，导致储气库建设成本较高。2010年以前投产的储气库单位工作气量投资成本介于2.0～2.5元/m3，其后的投资成本则超过3元/m3。而且储气库注采过程中还要产生运营成本，目前的储气调峰费用介于0.6～1.0元/m3[18]。按平均建设成本3元/m3、折旧年限30年、运营成本0.8元/m3的估算，储气服务价格约为0.9元/m3，因此需要季节性天然气价差与不均衡用气所造成的管输费增量的总和不小于0.9元/m3。要达到这一目标，可以从两个方面考虑：①放开门站价格管制可以拉大季节性天然气价差，解决目前仅允许旺季价格在门站价基础上上浮20%（约0.4元/m3）的问题；②在管输费两部制价格设计时，考虑现阶段储气设施的建设和运营成本，使得季节用气不均衡的下游用气方通过购买储气容量要比通过购买管输容量解决季节调峰问题的费用更低。

在放开门站价和实行两部制气价之前，需要以补齐储备能力短板、保障国家能源安全为出发点，在“十四五”初期推出更加具有可操作性的鼓励性和强制性政策。建议国家相关部委在充分评估储气库建设和运营成本并保证企业合理收益的基础上，制定地下储气库储气价格管理办法，出台对储气库或垫底气的财税补贴政策，通过天然气销售价格疏导储气库建设成本，通过产业基金、专项贷款等为储气库建设提供融资支持；地方政府应制定配套支持政策以保障国家政策的精准落地，从税收、土地、监管、服务等方面支持企业加快储气设施建设；此外，国家相关部委应通过监管和奖惩机制确保市场主体落实2017年规定的储气调峰能力建设要求，对未达准的市场主体进行问责和处罚。

3.4 鼓励用长期合同的方式实现气价市场化

通过市场方式形成价格有两种办法：买卖双方通过谈判方式由长期合同约定价格，或由众多买方和卖方在市场中心通过竞买与竞卖形成价格。前者既适用于发展成熟市场，也适用于未发展成熟市场，而后者仅适用于已发展成熟的天然市场。

欧美天然气市场的发展历程表明，天然气的定价机制将经历成本加成定价、与油价挂钩以及“气气竞争”三个阶段。我国天然气市场至少要到2035年才能进入发展成熟阶段，而且2019年天然气对外依存度已达到43%，进口天然气的长贸协议采取与油价挂钩方式，决定了在未来的很长一段时间里，采取与油价挂钩为主的天然气价格形成机制是符合我国市场所处发展阶段的。

然而由政府价格主管部门建立与油价挂钩机制实行效果并不理想。我国在2005年和2013年先后两次尝试与燃料油、液化石油气等替代燃料挂钩的天然气价格管理机制，都没能很好地执行下去。事实上，与油价挂钩机制，是买卖双方谈判谈确定的，而不是政府价格主管部门制定的。我国长贸进口气合同的价格都是买卖双方通过谈判方式确定的，国内市场的天然气长期购销合同也没有理由不能通过买卖双方谈判方式形成。

“十四五”期间，政府应鼓励买卖双方协商定价，主要针对气源销售价格不符合执行市场调节价条件的天然气（主要是中石油、中石化供应给城市燃气企业的陆上国产天然气以及通过2014年底以前投产的进口管道气）。如果买卖双方能够通过谈判方式签订长期合同约定价格，可以不执行政府制定的指导价。

3.5 建设天然气交易枢纽，形成交易基准价

实现气价市场化的另一条路径是发展天然气市场中心，通过市场中心的基准价格替代政府定价。但现阶段上海和重庆两个石油天然气交易中心仅仅是建立了天然气现货交易中心，仍缺乏明确定义的交易枢纽，故而无法定义交割地，交易产品不能标准化，因而不可能形成具有代表性的基准价格指数。交易枢纽是交易中心的实体平台，是天然气集中交易的场所，由独立的操作者来运行，为各方提供公平服务。

“十四五”期间的当务之急是建成一个或几个基准交易枢纽，通过竞争方式形成我国市场的基准价格，以此将我国天然气价格市场化水平提高到一个新层次，实现由与油价挂钩向“气气竞争”转变。对于气源销售价格不受政府管制的天然气，应鼓励在各市场枢纽集中交易，从中发现和重点建设可作为定价基准点的国家级天然气交易枢纽，定义为基准交割地，进而形成具有市场影响力的枢纽点基准交易价格，也就是业界所期盼的“中国天然气价格指数”，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，实现全国天然气价格的联动，并且逐步取代政府定价。

伴随国家管网公司的成立，全国“一张网”即将打通，在多主体、多渠道的上游资源供应区或骨干管网的交汇地都有发展成为基准枢纽的潜力，如长三角、广东、宁夏、湖北和河北。其中长三角地区的条件最好，在这一地区建设英国NBP那样的虚拟枢纽的条件已基本具备，应优先发展，原因在于：①这一地区多主体、多渠道的供气格局已经形成，既有管道气供应（西气东输管道气、川气东送管道气以及未来的俄气东线管道气），又有进口LNG供应（已建LNG接收站6座，在建2座，拟建4座），既有传统的三大石油公司供气主体，又有申能、广汇、新奥等其他新加入的供气主体；②这一地区管道、地下储气库、LNG接收站等天然气基础设施的建设比较完善；③该地区经济比较发达，用户市场经济意识比较强，天然气市场发展相对成熟，已形成的天然气消费规模较大，未来的消费增长潜力仍然很大。建议由发改委、国家能源局牵头成立课题组研究制定长三角天然气交易枢纽的建设方案，国家管网公司和上海石油天然气交易中心配合执行。

4 产业链上中下游企业的对策

“十四五”期间我国天然气行业既面临行业内部变化，也面临国家构建新发展格局、2060年实现碳中和目标的高要求。产业链各环节参与者需要深刻领会中央精神，顺应能源清洁低碳转型加速的大趋势，围绕降低天然气价格的核心目标，修改完善发展战略，不断优化管理、降低成本，共同提升行业运营效率，增强天然气在能源体系中的竞争力。

4.1 上游供气企业

目前三大石油公司通过勘探开发和进口占据了95%以上的市场份额，管网公平开放后，供气主体将大幅增加，价格和服务将成为上游竞争的关键，需要在以下方面有所作为。

4.1.1 彻底摒弃依赖国家涨价来改善天然气业务效益的陈旧观念

长期以来，我国天然气供应主要由三大石油公司负责，其供气价格也受国家管制，这使得三大石油公司养成了依赖国家涨价来改善天然气业务效益的陈旧观念。我国推进油气体制改革的目的是为了推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系，随着“X＋1＋X”竞争型市场体系的形成，三大石油公司如果不彻底摒弃依赖思想，自身的效益不仅无法得到改善，已有的市场份额也会随着时间的推移逐渐丢失。

4.1.2 降低国产气的生产成本和进口气的采购成本，建立低成本资源池

1）加大国内资源开发力度，努力降低国产气的生产成本。我国天然气的主产区大多位于西部地区，主要消费地则位于东部沿海地区，消费地远离生产地，运输成本高，在国际天然气市场供需宽松的情况下，不努力降低国产气的生产成本，国产气就无法与进口LNG现货竞争。

2）通过争取进口长贸合同价格复议，新签订合同条款灵活、价格合理的LNG长协，降低进口天然气的采购成本。

3）加强一体化统筹，实现资源就近销售，降低管输成本，提供有价格竞争力的气源。

4.1.3 适应新的天然气价格形成机制

1）提供气源（井口）价格、门站价格和直供大用户协商定价等多种合同模式，由计划管理向综合利用多种资源多种契约关系的现代化商务模式转型。

2）继续加强储气调峰能力建设，短期内调峰能力要达到国家要求的年合同销售量10%，之后要从保障能源供应安全和创效的角度，统筹布局储气库、LNG储罐、球罐等储气设施，加快富余产能建设，提升应急保障和商业化运作的能力。

4.1.4 完善天然气销售终端布局

上游企业要用低价气源和优质服务拓展终端市场，加大对工业大用户直供的力度，促进天然气在工业领域对煤炭的替代；利用现有的加油站及增量终端，加快LNG加注和加气业务的覆盖范围，规划船用LNG的终端布局，扩大天然气在交通领域的使用。

4.2 中游输气企业

国家管网公司成立后，管道运输服务模式由“一对一”转为“一对多”，管理难度和成本均将大幅上升；高溢价收购中石化和中石油的管道资产后，流动资金紧张，还面临国家要求加快基础设施建设和降低管输费率的双重挤压，因此在“十四五”期间，国家管网公司承受的经营压力很大，需要理顺的关系很多，在推进天然气价格改革中承担的任务也非常艰巨。

4.2.1 充分认识管道建设面临的投资风险

加快油气管道建设，是国家管网公司成立后的重点任务之一。管道建设不仅需要巨额投资，而且形成的资产具有极强的专用性，因此只有在风险可控的情况下才能进行。管道建设的风险主要来自两个方面：资源风险和市场风险。在我国传统的生产运输一体化的经营模式下，管道建设的资源风险和市场风险相对较小。管道独立、运销分离后，国家管网公司既不拥有资源，也不控制市场，管道建设的风险很大。

4.2.2 完成各项规则制定，尽快实现天然气基础设施的公平开放

1）制定合理的管输费率以及LNG接收站、储气库的服务费率。其中比较复杂的是管输费率的制定，管网公司需要在年度准许总收入已确定的情况下，通过一定的成本分类和分配程序，制定管输费率，对用户收取时按照“管容费＋气量费”两部制定价；LNG接收站的接卸和气化服务，储气库的代储和调峰服务定价也参照成本加合理收益的原则制定。

2）建立用户准入标准，打造互联网信息公开平台，以用户友好、清晰易得、定期定量的方式公布管网设施信息，实现管道的无歧视开放。

3）建立标准化管输合同，树立以管输服务和管容管理为核心的经营理念，确保管网设施向不同用户提供相同质量服务时，建立在相同的服务合同条款与服务费率基础上。

4.2.3 严控资本支出的同时，推进天然气基础设施建设

积极配合国家能源局、发改委等部门制定并落实全国管网规划，加快管道、LNG接收站、储气库等天然气基础设施的投资建设。首先，管道建设必须努力降低融资成本，引入多种资本，充分利用财政政策获取低息贷款；其次，努力降低管道建造成本，严格执行国家规定的招投标程序，强化管道建设过程中的监理工作；第三，努力降低管道运行成本，严格控制燃料、动力、人工、维修、站场管理和公司管理等各项费用。“十四五”期间国家管网公司有两项重点任务，一是实现入网天然气的热值计量，二是在长三角等重点区域建设天然气交易枢纽，建设配套的基础设施，积极参与交易中心的产品设计，并提供信息、交割、储存等服务。

4.2.4 提升智能化管理水平

运营调度难度、数据统计精度、一体化管理程度和对接用户的广度，要求管网公司必须建立先进的数字化、智能化管理系统。要做好顶层架构设计，并落实底层的数据采集、物联网基础支持。运用虚拟现实、大数据、人工智能、云计算等新技术提升管网公司的运营效率和应急响应能力，并且降低成本。

4.3 下游城燃企业

城市燃气企业气源和价格形成机制都将趋于多样化，既要承担一定的调峰保供责任，又面临上游企业直供大用户的市场竞争，还需要公开各项收费、配气管网的各类信息接受成本监审和社会监督，对企业经营管理和服务水平提出了更高的要求。

4.3.1 树立自己对供应的安全可靠负责的经营意识

在传统的上游供气企业生产运输一体化的经营模式下，上游供气企业承担保供责任和价格波动风险。随着“X＋1＋X”竞争型市场体系的形成，下游配气企业拥有了选择上游供应商的权力，谁的气源价格低，就购买谁的天然气，但同时也要求下游配气企业自己对供应的安全可靠负责，承担价格波动风险，从而对下游配气企业提出了新的要求：①增强市场调研和规划制定能力，对上下游气价、市场供需形势及发展趋势做出预判，进而确定企业的近、中、远期资源采购和市场营销计划，在采购端建立“长贸为主＋现货补充”的气源保障模式，在销售端做准需求预测，减少“缺气”或“憋气”现象。②增强商务谈判能力，包括气源采购合同、管道运输合同、储存合同以及销售合同的谈判等，以及各项业务的相互协调。③增强储气调峰和应急储备能力，通过自建或参股储罐、LNG接收站和储气库，并以合同的形式锁定储气设施的使用权,适应未来“保量不保价”“不保量不保价”等情况变成常态化，通过提升用气均衡性差异来降低整体管输费用负担[19]。

4.3.2 抓住转型机遇，拓展增量市场

在“双碳”和绿色发展目标的要求下，煤改气和天然气分布式能源项目将为城市燃气企业提供广阔的增量市场，需加快城镇管网向周边地区的辐射，提供普惠的天然气供应及配套的设备、安装、维修等服务；完善加气站网络布局，提升交通领域使用天然气的便利性。

4.3.3 不断降低成本，提供优质高效服务

目前发改委的现行价格管理办法规定，核定地方配气价格时全投资税后准许收益率不超过7%。未来随着管网建设进入平稳阶段，国家或将下调管道运输和城市配送的准许收益率。城燃企业需依托“云大物移智”等新技术推动企业管理和管网运营调度模式升级，不断降本增效，通过满足客户多样化的需求，拓展盈利范围；通过适当让利、创新服务，提升用户满意度，也是减少上游直供冲击的务实方式。

5 结论

1）2020年以来，党中央的一系列重要决策为我国能源清洁低碳转型按下了“快进键”，天然气在未来能源体系中的地位将更加重要。我国天然气价格改革的最终目标是理顺天然气产业链价值分配，提升资源市场化配置水平，降低社会用气成本，提升天然气对煤炭和石油的替代能力。

2）针对目前我国天然气消费快速增长、产业链风险与收益错配、竞争性市场不成熟、交易中心定价能力不足的现状，在未来5年内应重点解决捆绑式定价、上游寡头垄断和基准价格缺失的问题，为最终实现“管住中间、放开两头”打下良好基础。具体做法是：①以制定非捆绑价格为突破口加快放开两头，根据市场竞争条件分批取消门站价格管制；②完善管住中间，合理制定天然气基础设施的收费价格，执行两部制定价；③从价格和政策两方面推进储气设施的建设；④鼓励买卖双方通过长期合同约定价格；⑤加快天然气交易枢纽的建设。

3）天然气产业链上中下游企业应深刻领会中央精神、顺应天然气价格改革的大方向，转变思想、适应变化，加强合作，在降本、提质、增效、服务等方面下功夫，畅通国内大循环、国内国际双循环，推进改革目标早日实现。