国家管网公司成立对中国天然气产业链的影响——“中国石油学会石油经济专业委员会战略学组油气论坛”综述

郭海涛，何兆成

（中国石油大学（北京）经济管理学院）

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）2019年12月9日在北京正式成立，标志着我国深化油气体制改革迈出关键一步，为天然气全产业链按照市场化机制重新组合创造了条件。为推动政产学研各界深入交流探讨天然气行业体制改革的政策与经济问题，更好发挥服务国家重大战略的作用，中国石油学会石油经济专业委员会战略学组于12月15日在北京组织了“国家管网公司成立对我国天然气产业链的影响”研讨会。会议由中国石油大学（北京）能源经济与金融研究所、油气政策与法律研究中心联合承办。来自国家能源局、自然资源部油气资源战略研究中心、国家发展改革委能源研究所、国务院发展研究中心、中国石油、中国石化、中国海油、中国华电、上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心、中国石油大学（北京）等十几个单位的40多位专家学者参加了会议。会议内容综述如下。

1 “十四五”期间我国天然气行业政策重点展望

市场化改革是我国天然气行业实现可持续发展的必由之路。从国际经验来看，欧美国家天然气行业启动改革的时候基本已经进入成熟阶段。我国天然气行业改革的起点却有很大不同，一是仍处于快速发展阶段，二是地域差别大、市场地理空间跨度大，三是气源来源结构复杂。这几个关键因素决定了国家管网公司的成立仅是我国天然气行业市场化改革万里长征走出的第一步，后续工作会更加艰巨。为保证改革的稳妥推进并实现预期目标，后续改革需要循序渐进，兼顾不同地区差异分区施策，允许有多种改革路径和结构，完善市场结构设计与监管。展望“十四五”，我国天然气行业政策重点可能主要体现在以下几个方面。

1.1 加快推进上游市场化改革，提高资源勘探开发力度，夯实资源基础，推动增储上产，为气气竞争创造条件

尽快推出油气矿业权流转管理办法和油气探矿权招标管理办法，完善矿权退出机制，开放准入，增加上游主体数量并使之多元化，促进存量区块在三大石油公司内部、三大石油公司与其他参与主体间的盘活与流动，通过竞争推动科技进步，促进管理与体制机制的改革创新，并妥善处理资源开发和环境生态保护的关系。推动上游的改革，需要重视以下几个基础性的问题。

1.1.1 对我国资源潜力的认识

目前业内对天然气资源的认识并不统一，尤其是在天然气资源储量的分类框架上，国内外存在较大差别，为炒作提供了条件。此外，我国天然气存在资源劣质化、品质较优资源少的问题，发展进入高成本阶段，经济效益对上游是一个很大挑战。因此，对资源潜力的认识应坚持实事求是、动态发展的原则，要看到资源潜力并不是一成不变的，而是随着技术、政策、价格等外部因素的变化而不断变化，可以通过推出油气采矿权/储量经济价值评估标准与规范、油气勘探开发监管条例以及矿业权储量经济价值评估与规范等来解决这些问题。

1.1.2 勘探开发和产能建设投入不足

在大力落实中央批示精神的情况下，2019年三大石油公司的投资比2018年增加了20%～40%，勘探开发工作量大幅增加。自然资源部开展油气探矿权出让以来，国内仅在温宿、南川、柯坪北三个区块取得了成功，总体来看，这一过程困难较多，资源品质不够优质，但仍值得投入。此外，从国内外数据对比来看，我国天然气产业存在产能建设投资不足的问题，天然气储量替代率长期大于2.0，储采比维持在较高水平，资源利用效率不高，需要建立未动用储量开发机制。

1.2 稳步推进中游天然气管网运营机制改革，注重改革的系统性、整体性、协同性，建立运行通畅的天然气产运销储贸协调运行机制

鼓励和引导地方管网以市场化方式融入国家管网。国家管网公司要聚焦主责主业，专注天然气输送业务，提高管网利用效率和协调效能，坚持开放透明、协作共赢，努力构建运营卓越、服务完善的管网平台，实现公平开放。推动中游的建设和机制改革，需要重视以下几个基础性的问题。

1.2.1 储气调峰能力不足

国际通行的储气调峰能力是10～15天甚至更高，但我国目前储气能力仅能满足3～4天的需求。储气能力的提升，还将有利于增强我国与天然气出口国谈判议价的能力。储气服务和调峰气的市场化定价，储气设施和独立储气库运营商的市场化，则是下一步政策设计的难点问题。

1.2.2 照付不议合同或成为管道开放障碍

我国几乎所有的管道天然气和LNG合同都是照付不议合同。因此，如果从照付不议和运输合一的合同转向运销分离合同，上游天然气买家或者管道公司就有可能遭受损失，在改革过程中，必须关注各相关方的利益诉求，否则会影响管道向社会第三方的开放。

1.2.3 第三方准入机制的制度设计

第三方准入基本制度设计包括：准入的合同气量标准、“邮票制”管输费的实施区域设计、国家管网公司的交易对手设计，是否设计托运商项目，以及管容分配调度和应急调度等。这些制度的设计将直接影响第三方的准入程度。

1.3 积极推进天然气下游市场化建设，推进省级管网市场化体制改革，大力发展气电，完善天然气定价机制，创新管容分配机制

推动下游的建设和机制改革，需要重视以下几个基础性的问题。

1.3.1 推进区域市场和交易中心建设

省级管网的形成历史比较复杂，各地的运营方式差别很大，但原则上也应该实现运销分离，管网建设要与全国管网布局相衔接。国家管网公司的成立，是建立区域天然气市场和交易中心的机会。例如，作为主要的消费区，广东省就具有试点建设类似欧洲虚拟交易中心模式的优势，浙江、江苏和川渝地区也都有建设区域市场和交易中心的条件。

1.3.2 关注气电对天然气行业发展的影响

从国内外经验来看，天然气发电行业的发展，既要从电力系统的角度来考虑，也要从天然气行业的角度来考虑。“十四五”时期，我国电力需求的快速增长将为气电发展提供新的机遇，预计2050年我国电力装机容量将达到50亿千瓦，由于可再生能源发电规模的扩大，需要天然气发电更好地发挥出调峰作用，因此天然气发电的空间是较大的。但是，制约气电发展的关键在于气价高、气价波动性大，解决这一问题的办法主要是加大国内天然气开采规模，降低进口气中间成本，允许气电企业直接向上游购买天然气，或上游公司向发电企业直供天然气，建立气电联动机制。

1.3.3 进一步完善天然气价格形成机制

完善非居民气价的挂钩机制，加快调整频率，缩短调整周期；在有条件的地区放开大型终端销售价格，或选择部分省份的终端价格实行市场化定价；按照整体成本价原则完善居民用气定价机制，将居民用气价格控制在合理区间。

1.3.4 管容建设以及分配

这方面可以参照国外开放季公开招标的分配方式，改革过渡期结束后所有管容按照市场化运作机制进行分配，建立二级管容市场。

1.4 加强政府行业监管力度，推动体制革命

从国际经验来看，监管是一个需要不断加强的过程。加大政府监管的力度，包括对国家管网公司成立之后的公平开放、管输费、新建管道投资及施工（企业），以及综合能源热网、电网、气网的“三网”融合的监管，推动行业健康发展。

要加强对管输成本的监管。目前省级管网运输成本监审的成本信息已经公开，对省内城燃配气成本也进行了监审，但没有在对外信息平台上发布。“十四五”期间应继续加强信息公开，并减少层级、降低税收成本。

2 国家管网公司成立后天然气上下游企业面临的新挑战

天然气管网改革是一项系统工程，会对产业链的各个环节产生影响与挑战。改革会涉及企业的经营权、决策权甚至是收益权，会涉及资源、市场及管输协调市场供应，会涉及管输分配机制、管网运营监管，还有国家管网的长期投资规划建设、调峰应急保供责任的落实和划分、长贸协定相关问题的化解等。这些问题都需要在改革过程中稳妥处理，逐步加以解决。

2.1 国内天然气市场格局将会出现两个重要变化

一是上中下游格局的变化。目前，我国天然气产业的上游市场结构是包括延长石油在内的四大石油公司，但在放开勘探开发进入以后，将逐步变成4+X的格局；中游的管网系统成为1——包括国家管网、省网以及地区网，该环节虽然会包含多家企业，但相互之间基本不存在竞争，具有内在一体的垄断性，需要严格监管；下游则是X，呈现充分竞争的格局。在天然气产业链总体（4+X）+1+X的格局中，关键变量是其中的两个X。一般来说，X越大说明该环节的市场化程度越高，国家推进天然气体制改革取得的成效越大。

二是进口格局的变化。目前，天然气进口基本上由三大石油公司主导和运作，未来随着进口权的放开，将会形成多元化的3+X格局，包括大型工业企业、发电企业、分销商、城市燃气等大型用户可以加入到直接进口的行列。同时，更多的中间商也会出现。目前，我国最大的LNG的运营商是中国海油等石油公司，但以后很可能是金融公司（例如工银租赁）。这一现象意味着会有更多与石油行业相关的企业，包括金融企业，进入到天然气进口环节，进口格局的变化将是翻天覆地的，会极大地冲击现有的市场秩序。

2.2 市场格局变化会对产业运行带来诸多影响与挑战

2.2.1 对上游勘探开发领域的影响相对滞后

从供给的上游勘探开发来看，预计短期影响不大。因为上游产业高风险、高投入、技术密集的特点决定了进入门槛很高，以四大石油公司为主的格局短期内将会保持稳定。但长期看，开放会导致竞争程度上升，迫使企业提升勘探开发能力，增加产出。

2.2.2 对进口环节的影响立竿见影，需要构建新的进口运行机制，稳定市场秩序

从进口环节来看，开放的影响将是直接的、立竿见影的。由于当前国际LNG市场供应充裕，现货价格显著低于长协价格，进口权放开将刺激更多的企业直接到国际LNG市场进行采购，甚至从自主进口逐渐扩展到在海外获取勘探开发区块、成立贸易公司等，过去几家企业主导进口的格局将迅速转向多头对外，从而会对国内市场秩序会产生比较大的冲击，造成国内供给结构性过剩，导致过去签订的价格相对较高的进口长协LNG和管道气可能面临无法消化的窘境，其风险需要认真加以评估。导致这种状态的主要原因，一是国际LNG低价格的时点状态和长协的长期状态的比较；二是现货市场的灵活性、时变性与长协的低弹性之间的比较。新进入企业的策略选择会是，如果进口价格低，就赚取国内外差价；如果进口价格高，就要求从国内原有的气源中获得供应。从长期来看，目前国内外LNG价差的状态并不具有可持续性，但企业这种权责不对称的策略性选择会在短期内对国内市场秩序造成很大的冲击。为抑制市场投机，建议参照韩国的做法，要求参与海外进口天然气的企业承担责任，如果出现上述情况就要给予40%的税费惩罚；同时，限制终端用户直接进口天然气必须自用，避免出现终端用户转化成中间贸易商的现象，遏制层层倒手与加价。

2.2.3 “双向进入”促进市场结构重构，短期对产业运行秩序形成重大挑战

“双向进入”包含三个层面的含义：一是下游企业向资源端参与，这是改革后的必然趋势。但是也存在很多值得特别重视的问题。像华电这样的大用户参与进口会增加上游竞争，提升效率，但也有相当一部分的贸易商、中间商甚至于小用户，可能会利用当下现货价格低的形势，在市场中搞投机、赚快钱，冲击国内市场现有秩序。建议从国家角度建立一个交易平台，由比较有经验的三大石油公司或者上海交易中心等比较专业的组织进行运作，以信息公开来避免上述情况的出现。二是下游企业进入到中游基础设施。目前，部分下游用户或其他相关方大量规划建设LNG接收站或者是区域管网管线，但天然气基础设施的资产专用性特点决定了多头建设很容易进入无序状态，导致基础设施供过于求，大量的沉没投入最终转嫁给行业企业和用户。要解决这一问题，一定程度上还是需要从国家层面进行适当的规划与干预，尽量通过对岸线码头、储罐等公共设施集约化的方式去运作。三是上游企业进入下游市场。体制改革的基本思路是公平开放、放开两头管住中间，因此，上游企业进入终端领域也符合这一精神。目前的主要问题是，对城市燃气的特许经营权还没有从法律的角度打破，会影响到下游竞争格局的构建。当然，这些下游特许经营权的拥有者付出了大量的成本，与上下游签了很多的合同，处理这些问题也需要从国家层面来进行顶层设计，尽可能照顾各个环节的利益，集体参与成本分摊是一个较为可行的路径。

2.2.4 开放基础设施过程中存在的公平问题

目前，三大石油公司拥有大部分基础设施，同时承担了天然气的保供和能源安全等责任。随着改革的不断推进，需要考虑保供责任的重新分配问题。从改革后的主体权利与责任来看，国家管网公司虽然拥有了接收站，但它本身没有资源采购权和调度权，没有销售权和采购权，没有资源，就不具备保供的能力。LNG接收站向第三方公平开放以后，第三方企业享受了公平的权利，却没有承担相应的保供义务。如何设计一个可行的、公平的、具有强制约束力的机制，要求新进入的企业也参与到保供中来，就成为一个重要课题。

2.2.5 国家管网公司协调各方利益的问题

未来建设新的管道，国家管网公司必须要协调与上游、下游、地方管网的利益关系，难度相较目前会显著增加。在资源调配方面，管网与供气企业之间是存在矛盾的，因为双方的出发点和目的存在差异，管网公司如果追求经济收益，那就需要追求高的管输服务价格，而供气企业希望降低这部分价格，以扩大市场需求规模。管网公司能不能优化天然气的运输路线也是个问题，如果优化路径与供气企业的目标一致，问题就比较容易解决，如果不能，矛盾就会比较大。

2.2.6 中国在国际市场中缺乏话语权的问题

作为需求大户，中国在国际LNG市场中的话语权很低，根本原因是国际天然气定价机制与中国天然气定价机制差别太大。目前，国际上不管长协天然气是与石油价格挂钩还是与气价挂钩，也包括亚太现货市场挂钩JKM，即日本到岸LNG现货的价格指数，实际上都不能反映中国的市场供需情况。中国目前迫切需要构建一个能够反映国内市场情况且被国际市场认可的价格指数，为进口创造便利条件，维护我们的利益。目前最大的障碍是我国天然气产业的市场化程度不足，形成的价格难以得到国际市场认可。例如，我国天然气价格形成机制中长期存在非居民用户补贴居民用户的问题。事实上，随着信息化水平的提高，居民用气完全可以做到精确计量、精准补贴，从而较好地解决交叉补贴问题，推动天然气定价的市场化。

3 国家管网公司成立后天然气交易市场发展的基本设想

虽然我国天然气进口规模不断扩大，但在国际市场中的话语权非常有限，比较被动。要扭转这一局面，科学设计和布局天然气交易中心，形成合理的市场化价格形成机制，对实现我国天然气体制改革的目标具有重大意义。

3.1 充分发挥天然气交易中心的价格发现功能

随着天然气交易中心的桥梁及价格发现功能不断增强，客户的气源选择性将大大增强，这有利于培育天然气行业的契约精神，形成中国天然气价格指数。同时，管输费计费模式将发生改变，目前管输费主要基于管道物理流向，结合管输费率按照里程计费，随着气源多元化，海气登陆将逐年加快，资源配输不会严格按照管道的物流流向；部分地区管网进气点与下气点互相交织，出现多种气源混气供给统一用户的情况；为鼓励上游不同气源间的市场化竞争，各区域管网将根据实际情况建设，实现区域范围一体化定价；为鼓励气源充分竞争，可以考虑按照“条+块”运距计算管输费，避免地区间的交叉补贴。

3.2 天然气定价模式将发生改变

定价模式的变化主要表现在3个方面。一是下游天然气分销价格将出现是否包括管输费两种模式。体量规模较小，气源单一，缺乏上游议价能力的用户可以选择贸易商或供应商统一进行包含管输费在内的购气服务，贸易商或供应商与相应的管网公司进行管输费结算；对于体量规模较大的用户，可通过交易平台直接向上游售气方购买资源并即配管容，由相应管网公司安排管输服务。二是当前的门站价格模式将逐步改变。随着中国LNG进口量占比的快速提升和世界LNG供大于求中短期持续，已然由陆上气气相争演变为陆地与海洋的气液竞争，“X+1+X”的市场格局形成后，沿海地区一直以来作为价格高地的局势可能会被打破。西部的国产气、进口管道气与远洋运输LNG资源将在“沿着海岸300～500千米某一特定地域线上”形成平衡，这一条线即是价格高线，它会随着市场的变化进行摆动，陆气、海气竞争格局已然形成。三是销售政策将发生较大变化。目前三大石油公司配置资源主要通过销售计划，统一制定价格政策，超出计划外资源采用市场化定价。外部资源供应商增多后，三大石油公司逐步将非管制资源通过市场进行配置，与其他外部资源同台竞争形成合理市场化价格，计划外用气也会完全由市场形成，价格可能出现下调。

3.3 管容分配原则

国家管网公司成立后，管容交易呼声渐高。管容交易有两种可能的模式。一种是与交易中心分立的管容交易市场，买家购买天然气时，需要在交易中心和管容中心同时下单，否则存在买下管容却没有合适价格的货，或买下合适价格的货却没有管容的风险。这种方式是否具有操作性、是否能实现高效配置资源仍有待验证。另一种是与交易中心合并。国外管道主体相对较多，管道容量总体富裕，价格竞争激烈，实行管容的竞争性交易具有现实意义。但国内油气改革“X+1+X”模式就是要管住管网这个中间。目前我国管网设施属于紧平衡状态，采取底价竞拍方式很容易就达到最高限价，而且有雄厚经济实力的企业在管容竞拍中占有较大优势，这将在一定程度上限制其他资源的准入。由于缺乏管容交易基础，管容中心将会变成管容预定中心。

国家能源局已经搭建管网设施采集报送与公开系统，下一步建议在此基础上建设管网大数据系统，实时采集管网运行关键参数，对于新准入订单进行模拟仿真，实现第三方无歧视性准入。管容分配遵循“保障存量、民生优先、先买先得、即买即配”原则：一是尊重历史。一直以来上下游签订全年合同基本是参照上一年的量作为存量部分，也就是资源带着容量固化下来，现阶段执行《油气管网设施公平开放监管办法》也是在不影响存量的情况下，对外开放剩余能力。因此，可探索优先保障截至2019年底管网存量资源，然后逐步核定存量部分民生及“大民生”气量，考虑自然增幅，优先保障此部分管容，其余部分逐步由市场决定。二是保障民生。优先保障民生及“大民生”的存量及新增资源部分。三是有序配置。对于市场化部分，交易系统相当于国家管网的订单系统，买卖双方根据公开的模拟管容数据实时下单，先买先得，即买即配，达成交易意味着管容按照国家定价自动匹配，避免人为因素的干扰。对于调峰的储气库气量部分，研究在交易系统子模块允许可变的库容价格事前交易。

随着管网设施的逐步完善，管容出现富余，管容交易将具备基础。考虑到我国主干管网为一家企业，可参考英国模式，将管输费率增长与零售物价指数、成本控制进行挂钩，并设置最高限价，达到后按照比例分配或“时间优先”方式配置。为帮助管网公司实现管网运行平衡，交易中心与管网公司须紧密衔接，依据管网剩余管输能力或需要调节平衡气量，开展周前、日前、日内平衡气量交易，实现管网运行平衡。

4 总结

国家管网公司的成立为我国深化油气体制改革、推进天然气行业市场化改革创造了条件。国家管网公司正常开展运营后，众多问题需要有关方面给予关注，并着力加以改进和完善。

一是短期内社会运行成本将会上升。以前实行“一票制”，存在上游与管道间的交叉补贴，随着上游与管道的分离，管道运力不足，短期内管输费难以迅速下降，上游的亏损就有可能转移至下游。随着国家管网运行模式的成熟，运营效率提升，成本会下降。管输费计价模式也会变化，可能会形成同网同价。同时天然气定价模式发生变化，管道气自西往东流，LNG自东登陆，市场供应增加会增强市场竞争，促进市场价格形成。

二是天然气市场的合同与法制建设将是考量市场改革是否成功的一个重要环节。国家管网公司成立之后，最大的变化是天然气市场分离为运输市场和商品市场。这两个市场具有内在的天然联系，在机制规则的设计上还有许多细节需要研究。总的原则是鼓励托运人的发展。处理违约问题也体现着市场效率。国家管网公司的成立和交易中心的设立对于市场是公平的主体，需要建立违规处理的渠道，包括快速司法救济。此外，管容的分配与交易也具有法律内涵，并通过合同来体现。作为向社会提供的垄断公共产品，合同需要在政府的监管下制订，具体条款需要进一步深入研究。

三是关于管输费采用“一部制”还是“两部制”的问题，建议通过设置过渡期的方式逐步转向“两部制”。我国目前基本采用“一部制”，但在实际操作中一般会收取预定费、定金等——类似于“两部制”的容量价格。美国与欧洲都是采用“两部制”，这种方式对推进管道建设发挥了重要作用，因为新建管道的不断加入对原有的管道定价体系会形成一定冲击。国家管网公司成立初期，由于管网的供应格局不会有大的变化，小概率会短暂出现“占而不用”情况。但若马上推行“两部制”，托运者需提前支付预定容量费，一定程度将增加输气成本，因此建议现阶段维持“一部制”。市场化程度提高后，国家将逐步取消民生用气价格管制，管容也将出现富余，这时逐步过渡到“两部制”定价模式，有助于管输企业有序收回投资，同时避免出现“占而不用”的情况。

四是推动天然气市场化的进程应当逐步减少政府干预。国家管网公司成立是法制社会重大标志，中央政府和地方政府，包括上中下游企业，遵从法制将变得非常重要。目前，法律赋予了政府在紧急情况下可以对企业设施进行征用的权力。随着改革的进行，应该从法律上而不是政策上进一步明确政府在紧急情况下可以调度天然气运行设施的程序。这种法律安排，既给予政府应对紧急情况的调度权力，也给予企业在通常情况下稳定运行的预期，政府可以更加放心地推动市场化的整体进程。

五是应当把储气库视作独立的市场环节来对待。需要建立储气库成本回收机制，将储气库服务单独定价，并在市场上交易，才能真正反映储气库的真实价值。

六是要加强过渡期各个环节监管，防范权力寻租，实现系统平稳过渡，并解决好保供问题。从中国天然气的上中下游来看，上下游对抗性较强：对上游而言，主要问题是气源不足，尤其是优质低价气供应不足；中游是互联互通相对不足，基础设施不足，调控能力不足；下游主要是用户用气价格比使用其他能源价格高的问题。解决好这些问题不仅需要智慧，更需要耐心。

七是稳步推进“煤改气”等，把天然气利用市场做大。在发电领域，要发挥气电启停灵活、调峰快的优势，与新能源发展结合好，扩大发电用气规模。在城市燃气领域，目前我国城镇人口的气化率刚刚超过50%，远低于发达国家平均水平，市场潜力很大。另外，车船用气方面也有较大发展潜力。

总体来看，我国天然气行业需要在推进第三方准入和深化竞争机制改革的基础上，理顺产业链关系，推动供应增加和基础设施能力提升，降低终端价格，这些可以被视为衡量改革成功与否的关键因素。

致谢：本次研讨会得到了陈蕊、贺新春、洪涛、李飞龙、李树峰、刘小丽、潘继平、熊垠州、徐东、王福勇、王海燕、王震、汪志新、吴庆乐、杨建红、张荣旺、张玉清、周淑慧、朱兴珊（按姓氏首字母排序）等与会专家的大力支持，谨表谢意！