摘要：今冬席卷全国的气荒虽有种种特殊情况，但根源是油气体制改革滞后，长期积累的矛盾被引爆。若不从病根入手治疗，在目前的供求缺口和调峰能力下，冬季气荒很可能是未来五年的常态。

去年11月以来波及全国20多个省区、至今未平的气荒，将中国天然气产业各环节的短板充分暴露了出来，广为报道的华北大范围煤改气增加需求、中亚进口气大幅减少导致供应短缺，的确是导致气荒的重要因素，但也只是水面上的冰山。

2017年11月28日零时起，河北省发改委启动天然气需求侧管理机制，全省进入Ⅱ级预警状态（橙色）。这意味着河北省天然气供需缺口超过10%，对经济社会正常运行产生较大影响，为严重紧张状态预警。截至发稿，橙色预警仍未解除。

此后，气荒向全国蔓延。2017年12月8日，北京紧急重启华能北京燃煤热电厂，在实现无煤发电半年多后，重新启用备用燃煤机组。12月7日，武汉近300家工商业用气户被停供。12月12日，湖南全省进入天然气黄色预警状态，全省供需缺口达10%－20%。

管道天然气供应紧张推动了LNG（液化天然气）价格不断飙升，大宗商品定价平台卓创咨讯综合山东、江苏、浙江等省加权平均计算的LNG标杆价从供暖季开始的不足5000元一吨一路上涨至超过万元。

面对近年来最严重的气荒，中国政府及中石油集团紧急派出特使赴中国最大进口气源国土库曼斯坦协商谈判，至12月27日，土库曼斯坦日供气达到1亿立方米，已经恢复至正常水平。

国内各地也纷纷采取“保民压非”（保证民用气压缩非民用气）措施，优先保障社会影响最大的居民用气。中国燃气协会理事长助理迟国敬在12月20日召开的中国油气改革高峰论坛上表示，全国有22个省区保民压非，近期这个指标可能难以缓解。

新年以来，随着中亚气恢复供应，各地供应形势有所缓解。湖南省经信委1月4日发布消息，民生用气基本得到保障，工商企业继续实施错峰用气。1月5日，武汉多家天然气公司调整居民用户购气量，从每月150立方米增至220立方米，但全市天然气供求关系仍整体偏紧。

LNG价格也开始下跌，卓创资讯的标杆价格显示，LNG价格自2017年12月22日达到10064元/吨的顶点后便一路回调，至1月4日已降至5753元/吨。

但亦有熟悉天然气市场的专家在中亚天然气恢复正常供应时对记者表示，元旦之后形势将会缓解，但如遇寒冷天气，还可能再次紧张。

气荒背后，是天然气需求不断上涨。相比便宜的煤炭，天然气是能源“细粮”，随着中国公众对环境保护重视度日益提高，以及中国政府加入巴黎协定，做出2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%－65%的承诺，天然气在中国能源消费中的比重不断提高已是大势所趋。根据国家能源局的规划，到2020年，天然气消费将占到能源总消费的10%；到2030年，争取提高到15%，成为主体能源之一。

但要实现这个目标，国内天然气产业的各个环节都需要加速改革。

气荒仍将持续

在目前的供求缺口和调峰能力下，冬季气荒，很可能是未来五年的常态

业内普遍预计，2017年全国天然气消费增长将超过330亿方，全年天然气消费预计超过2400亿方，而供暖季天然气缺口将达到110亿方左右。

回顾历史，冬季气荒保供的新闻并不鲜见，但2017年由于天然气消费增速上升，且居民2017年集中煤改气，导致冬天煤改气地区多地居民因煤改气设施不完善、气源不足等原因无法按时供暖，因而引发了全国关注。进入冬季用气高峰时期，为保证居民用气，多地工业用户被限供停供，涉及范围之广也前所未有。

而冬季气荒，很可能是未来五年的常态。

“国内天然气‘气荒’近五年内难以解决。”中石油经济技术研究院天然气市场高级经济师徐博在2017年11月底的中国天然气行业市场化发展大会上说。

根据2016年底颁布的《能源发展“十三五”规划》，到2020年，天然气消费占比的预期性目标为10%，2015年，这一比例为5.9%。根据该规划，到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标煤以内，若以50亿吨上限测算，届时天然气消费将超过3700亿立方米（一吨标煤折合约750立方米天然气）。

天然气的供应主要包括国内自采气源、进口管道气以及进口LNG。为应对紧张的供需形势，基本垄断了上游资源的“三桶油”气公司2017年已经提速增产，1月－11月，国内生产天然气1338亿立方米，同比增长10.5%，而2016年这一增速仅为1.5%。

2016年底公布的《天然气“十三五”规划》提出的目标是，到2020年，国内天然气综合保供能力达到3600亿立方米以上，其中国内天然气产量达到2070亿立方米。业内人士预计，国内自采天然气产量如果能够维持每年10%左右的增长就已经比较乐观。

进口方面，2017年1月－11月进口天然气817亿立方米，同比增长28.9%。在自产天然气增长相对可预期的情况下，未来主要的增长将依赖进口，天然气的对外依存度将不断加大。2017年前11个月，天然气对外依存度达到38%。

天然气进口主要包括管道气和海上LNG。在管道气方面，目前主要依靠中亚管道以及中缅管道进口天然气，中俄管道东线预计将在2020年投产。徐博预测，到2020年，中亚管道气乐观估计，年进口可达到400亿立方米，中缅预计40亿立方米，中俄管道如能如期投产，第一年预计只有数十亿方气的供应。综合下来，2020年管道气进口总量预计能达到约500亿立方米。

据此测算，据3600亿立方米的规划目标还有超过1000亿立方米的缺口，需要进口LNG填补。而2016年，海关总署数据显示，中国进口LNG总量为2606万吨，约合380亿立方米天然气。在国内自产及进口管道气没有大的增长前提下，LNG进口还需成倍增长。

普氏能源最新的统计数据显示，2017年中国LNG进口数据为3789万吨，超越韩国成为全球第二大LNG进口国，2017年LNG进口量同比增长高达45.4%。据此推算，LNG进口折合天然气约550亿立方米，将超过管道气进口气量。

未来，管道气进口气量基本可以预期，且管道气进口涉及复杂的地缘政治与外交博弈，未来依然将依靠中石油代表国家进行管道气进口贸易。

而在LNG进口方面，LNG接收站建设与海外贸易都已经放开，政策上对资质并无限制，目前为止，以中海油为代表的“三桶油”（指三大国有石油公司）占据了绝大部分LNG进口份额，2016年，“三桶油”进口的LNG占中国LNG进口总量的98%。而随着市场需求近几年不断增长，以及其余玩家能力不断提升，新的玩家已经开始进入LNG市场。

2012年6月，东莞九丰LNG接收站投入运营，成为首个成功运行的民营LNG接收站，但其接收能力并不大，仅为30万吨/年。2017年6月，广汇能源建设的启东LNG接收站迎来首艘LNG运输船，该接收站一期设计产能为60万吨/年。新奥舟山LNG接收站将在2018年6月投产，一期项目接受能力达300万吨/年。

“三桶油”之外的第二梯队进入LNG市场，扩大了天然气来源，正在改变中国气源的供应结构。长期关注油气领域的思亚能源咨询公司执行总裁李遥预测，到2020年，LNG的第二梯队接收能力将占16%，到2030年将达到三分之一，成为不容小觑的势力。而2016年这一比例仅为2%。

而对于2017年冬季出现的供应紧缺现象，一位熟悉天然气供需的专家分析认为，天然气供需总量的缺口并不大，但是在高峰日的缺口矛盾突出，导致产生区域性“气荒”。测算的数据显示，12月日均平衡数据来看，缺口量为2000万方/日，相比日均8.15亿方的供应量，缺口仅为2.4%，其实并不突出。然而在负荷高峰日，缺口可能达到7900万方/日，而高峰日的供应能力提升之后约为8.56亿方，缺口占比达到9.2%。

该专家认为，北方省份大多数城市日调峰能力不足，加上煤改气加大的波动性，导致在高峰日供应能力严重不足，不得不启动应急预案。

储气库瓶颈

即使进口能够大幅增加，储气设施缺乏的瓶颈若不缓解，气荒仍难避免

天然气消费具备强烈的季节特征，在供暖季为全年的消费高峰。以河北省为例，在今冬供暖季需求上调至82亿立方米之后，其全年天然气消费预计总量为100亿立方米。

徐博告诉记者，当前中国储气设施的实际工作气量约为80亿方。若按照2017年预计2400亿立方米的消费量测算，储气量仅占年消费气量的3.3%。

根据国际天然气联盟（IGU）的经验，一旦天然气对外依存度达到30%，则地下储气库工作气量刚需消费量将超过12%。当前世界供气调峰应急储备能力平均约为10%，其中发达国家和地区在17%到27%之间。

相比天然气成熟市场，中国储气库的容量严重不足。一位中石油专家对记者表示，管道和气源都不是制约当前天然气供应的瓶颈，储气设施不足才是，如果有丰富的储气设施，在淡季可以进口更多的管道气和LNG，冬季自然就可以弥补缺口。

不过受困于价格机制，把储气设施的短板补上并不容易。

储气库主要包括枯竭油气田、盐穴和含水层三类，国内主要以枯竭油气田作为储气库，即把开采完毕的油气田改造为储气库。然而这类储气库要投入工作，必须注入约占其总容量一半左右的气量作为垫底气，这部分气在正常工作时将永远不会被开采出来，因此，一个枯竭油气田改造建成的储气库，其工作容量仅为总容量的一半左右。

储气库本身也投资不菲。以中石油新疆呼图壁储气库为例，其总容量约为80亿立方米，工作气量约为40亿立方米，总的建设费用约为110亿元人民币，而这还不包括需要注入约40亿方垫底气的气价成本。发改委价格检测中心研究员刘满平在天然气行业市场化发展论坛上表示，当前工作气量单位储存空间投资额高达3元－6元/立方米。

此外，一个储气库从建成到完全投入运营，还需要大约5个至6个采气－注气循环，才能利用其全部容量。

如此高昂的投资，储气设施供气却没有任何的价格激励措施，在供气时的价格与其他气源无异，这让投资建设储气库毫无吸引力可言。

而储气设施建设，主要是为了满足居民冬季供暖需求。但居民供暖价格受各地政府指导价限制，并未放开，以北京为例，居民用气实行阶梯气价，第一档为2.28元每立方米，显著低于3元－6元/立方米储气库的建设成本，相当于每卖一方气，就要亏损0.7元－3.7元。

当前国内已经投入使用的12个储气库群，主要是西气东输管线建设时配套建成，未来在建设中俄东线时，还将继续建设储气库设施。其资金来源包括国家财政资金支持和中石油、中石化自掏腰包。

刘满平认为，储气库建设存在政府与企业责任不清的问题，国家战略保障与商业功能定位不明，挫伤了企业建设储气库的投资积极性。世界通行的做法是，跨地区供应商负责季节调峰，本地供应商负责月调峰，燃气商业用户负责周和日调峰，而在国内，调峰责任全部由跨地区供应商，也就是国家石油公司独家承担。

然而随着天然气消费逐年增长，尤其是2017年的迅猛增长，原本事实上承担所有调峰责任的国家石油公司，越来越难以保障用气高峰日的供气责任，而仅能保障总的供应量。当超出预期的日高峰来临时，燃气公司的调峰能力不足的矛盾开始凸显。

据徐博介绍，欧洲对燃气商业用户的应急调峰能力有严格监管，在供暖季前，要求储气订单满足应用要求，否则会受到处罚。

两位受访的不同燃气公司专家都对记者表示，当前城市燃气公司的调峰能力只能做到小时调峰，要求城燃公司自建储气设施满足日调峰要求，不太现实。以北京为例，2017年冬季北京日均用气量约为6000万方，高峰期约为8800万方，目前北京建有液化工厂，其应急储罐总的储气能力达到1.5万千方LNG，约合900万方天然气，这只能满足小时调峰需求。

一位燃气公司专家对记者表示，真正要满足日调峰的需求，还是离不开地下储气库的储气能力。

难以为继的价格双轨

居民用气与非居民用气价格应该并轨，下游的价格管制应该放开，如此才能激励企业开拓气源

价格管制不仅制约了储气设施的投资，还造成了居民用气与非居民用气的双轨制。其中的套利空间，导致在用气紧张时期，供气企业缺乏保障居民用气的动力。

中国居民用气气价与其他居民能源价格类似，都享受了交叉补贴。居民用气输配成本较非居民用气更高，但气价更低。非居民用气气价平均比居民用气气价高约20%，以河北省会石家庄为例，其居民用气阶梯气价第一档为2.4元/立方米，而一般工商业用户气价为3.02元/立方米。

在燃气公司通过上游管道获得天然气的价格上，也严格受到管制。发改委限定了各省居民与非居民天然气门站价格上限，门站价为上游公司（主要为中石油）向各省一级用户销售管道天然气的价格，其中非居民气价可以在发改委规定的门站价格上下浮动20%，且居民门站价格均低于非居民门站价。

以河北为例，上游公司向河北一级用户批发销售天然气时，居民用气门站价格为1.5元/立方米，非居民用气价格为不超过1.88元/立方米，在冬季允许上浮20%，最高为2.26元/立方米。双方的购销合同约定居民与非居民用气的比例。

这样的价格机制下，理论而言，燃气公司应以较低的价格买入居民用气，并以较低的价格卖给居民，优先保障民生。以较高的价格买入工商业用气，再以较高的价格卖给工商业用户。

但价格双轨制的存在，让售气公司存在大量购入低价居民用气再转卖给高价工商业市场用户的动机，供气企业也更愿意高价卖气给工商业用户供气以获得更多利润。全国来看，居民的零售气价一般比居民门站价格高0.5元－0.7元，非居民的销售气价一般比非居民门站价格高0.9元至1.7元，对卖方而言，利润差距明显。

此外，在2017年不少省份煤改气进度超出预期，居民实际用气量超出之前计划之后，供气企业需要自己去争取气源，而市场化的LNG价格在冬季一度飙升，供气企业也没有动力采购高价的LNG优先向低价的居民供气。

有长期进行油气政策研究的专家告诉记者，据其向多个城市燃气公司了解，的确存在有城燃公司将民生用气挪做工业用气，但仅为个案。他还表示，这一环节缺乏有效监管。事实上，2017年冬天多地出现供气紧张之后，对于各地燃气公司是否真的做到优先保障民用，此次气荒期间也颇受业内质疑。

多位接受记者采访的专家都表示，长期来看，居民用气与非居民用气价格应该并轨，下游的价格管制应该放开，如此才能激励企业开拓气源。

居民用气价格的放开，势必带来价格波动，改变以往交叉补贴的价格模式。对此，中国人民大学经济学院副院长、能源经济系主任郑新业对记者表示，取暖支出在整个居民支出中占比并不高，根据他的统计，燃料费用在全国城镇居民支出中仅占1.31%。

而不同收入水平居民中，水电、燃料等支出的占比也有区别，收入越低的人，取暖费用占的比重越高。统计数据显示，困难户及最低收入人群，水电燃料及其他领域支出占家庭总支出分别为9.51%和8.72%，而最高收入人群这一比例为3.42%。并且，收入越高的人群，管道煤气用量越大。

综合这些数据，郑新业认为，现有的普遍交叉补贴政策，更多地补贴了天然气使用量更大的富人。未来应该首先取消交叉补贴，然后把低收入人群通过低保体系来进行补贴。郑新业表示，放开之后，价格自然会有波动，但主要买方是中等收入家庭，能够承受气价波动，真正需要补贴的是低收入人群，而这应该通过低保来解决。

入不敷出的保供贸易

若用进口气来为居民保供，在进口价与销售价倒挂的情况下，进口越多，亏损越多

长期关注油气行业的思亚能源咨询公司执行总裁李遥曾在一篇分析气荒的文章中指出，供应量减少的中亚气在中石油的供应气源中属低价气，低价气源供应的减少使得中石油不得不减少向高利润的工业用户供气，挪出气源销售给低利润甚至赔钱的居民用户。因此，保供带来的压力不仅有量上的，更有利润上的。

一位中石油专家对记者表示，国内天然气价格的一个症结在于，主要海外气源进口到国内，到岸价格都高于2元/立方米，这让天然气进口贸易难以有利可图。

海外进口一般通过长约合同锁定，由于作为一次能源的天然气开发投入大，为了平抑投资风险，天然气国际交易的惯例是双方签订长达15年至25年左右的照付不议合同，即现货市场价格变化时，付费不得变更，用户购买量不及合同约定时，仍需按约定的量付款，供应方供应不足约定时，需要作出赔偿。一般年购买量有10%左右的浮动，可在三年内补提。

而价格方面，照付不议合同的价格会与油价挂钩，单位为美元每百万英热单位（MMBtu），标准的价格计算公式为基础价格加上一个系数乘以油价，系数范围一般取0.13－0.17，并且基础价格的确定也与当时油价水平有关。

以管道气为例，2017年9月，中亚气在霍尔果斯口岸到岸价为1.29元/立方米，完税价为1.46元/立方米。而目前发改委发布的最新非居民用气门站价基准中，新疆地区门站价为1.05元/立方米，上海门站价为2.08元/立方米。无论是新疆本地，还是加上管输费用到上海的成本，中亚气成本都高于当地门站价，上游供气企业在进口管道气业务上几无盈利空间。

但对中石油这样的一体化垄断企业来说，由于同时掌握管道及国内上游资源，在管输环节可以获得稳定收益，且国内开采天然气成本较低，一般低于0.8元/立方米。

而LNG进口价格更高，目前国内LNG进口主要由“三桶油”供应，中国目前掌握的LNG气源主要来自卡塔尔、澳大利亚以及东南亚印尼、马来西亚等地，锁定的气量大约为3500万吨，其中大部分合同是在油价为90美元至110美元期间签订的，长约价格显著高于当前现货市场价格。

中海油是目前最大LNG买家，一位中海油人士对记者提供的数据显示，中海油目前掌握的长约合同资源池价格在8美元－9.5美元/MMBtu，一位熟悉LNG市场的专家告诉记者，当前东南亚气源国到中国的LNG运费约为1.2美元/MMBtu，卡塔尔与澳大利亚至中国的运费约为1.5－2美元/MMBtu，最高可达2.5美元/MMBtu。

若再考虑到岸接收站的码头作业费和税费，一位中石油专家表示，国内LNG长约合同到岸价格普遍高于12美元/MMBtu（百万英热单位），按照当前美元汇率，气价最低约合2.7元/立方米。

因此，对“三桶油”来说，若用进口气来为居民保供，在国内销售价格基本按照门站价锁定的情况下，海外贸易进口越多，亏损越多。中石油发布的三季度财报显示，2017年前三季度，天然气与管道进口销售天然气及LNG净亏损166.9亿元，比上年同期增亏64.2亿元。

但非居民用户情况不同，2013年6月国家发改委关于调整天然气价格的通知中明确，页岩气、煤层气、煤制气出厂价格以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定。而国内最大的LNG玩家中海油，通过其中海油气电公司进行LNG贸易，其客户主要为东南沿海的气电厂及工业用户，因此LNG价格放开之后，其进口的高成本可以传导至下游用户。

此外，国际LNG市场的供应总量约为3.1亿吨，现货资源充足且价格低于长约价格，因此通过加大进口低价LNG也是盈利途径之一，以中海油为例，其2017年上半年购买的现货LNG的到岸价格约为9美元/MMBtu，在下半年LNG价格飙升之后，这部分现货资源也带来了不菲的收益。一位熟悉LNG市场的专家告诉记者，2017年国内进口的现货LNG总量约为1200万吨至1500万吨。

勘探开发垄断何时打破

改革的大方向已定，要引入更多市场主体，加大勘探开发投入，但目前的进展不能算快

解决气荒问题，最直接的手段是增加上游天然气供应。

但国产天然气产量增速一直无法匹配下游的消费增速，一个重要原因是上游勘探投入不足。业内公认，国内天然气资源丰富、探明率低，还处在勘探早期，具备快速增储上产的物质基础。根据国土资源部2015年油气资源动态评价结果，中国天然气地质资源量90.3万亿立方米，可采资源量50.1万亿立方米。

但如此丰富的资源，勘探开发权却集中在少数几家企业手中。

据《中华人民共和国矿产资源法》和国务院发布的《矿产资源勘查区块登记管理办法》规定，只有经国务院批准的、符合资质条件的企业才能申请油气矿权，仅这一条就将除中石油、中海油、中石化、延长石油四家之外的企业挡在门外。

2015年新疆试点放开常规油气勘探开发，将标准放宽至“净资产10亿元以上的内资企业”。业内普遍认为这是油气体制改革的破冰之举。最终京能油气开发有限公司、东营宝莫石油天然气勘探开发有限公司、海城市石油机械制造有限责任公司中标取得了4块常规油气区块。京能油气获得塔里木盆地柯坪北、喀什-疏勒两个区块的探矿权。

由于有潜力的油气区块早已登记在中石油等四家公司的名下，这意味着其他主体想进入的前提，是这四家公司退出登记区块。新疆首批招标的5个区块（1个区块最后流标）中，4个区块是中石化、中石油退出的勘探区块。

京能油气总经理陈辉告诉记者，京能对获得区块的前景是看好的，但是从逻辑上讲，几大国有石油公司肯定会先退出它们不看好的、相对较差的区块。所以油气改革进展，实际就看这几大国有石油公司退出的区块有多少。

据《矿产资源勘查区块登记管理办法》规定，探矿权人应当自领取勘查许可证之日起，按照下列规定完成最低勘查投入：一、第一个勘查年度，每平方公里2000元；二、第二个勘查年度，每平方公里5000元；三、从第三个勘查年度起，每个勘查年度每平方公里1万元。

与常规天然气的高度管制不同，非常规天然气（页岩气、煤层气等）的勘探、开发资质已经放开，但矿权仍然集中在中石油、中石化、中海油手中，外来者很难获得大的突破。

2012年国土部进行首轮页岩气探矿权招标，要求投资主体为“境内注册的内资企业或中方控股的中外合资企业，注册资本金应在人民币3亿元以上”。多家民营企业参与并获得首轮招标的页岩气区块。

中国地质大学能源学院教授张金川告诉记者，页岩气首轮招标的区块低估了常规油气与页岩气的相关性，避开了“三桶油”已登记的常规油气区块，在现有的技术前提下，很难有大的突破。“常规油气没潜力的地方，页岩气资源条件也好不到哪里去。”

优质的页岩气区块，都已经登记在中石油、中石化等的名下。2016年中国页岩气产量约79亿立方米，九成来自中石油、中石化两家公司。其中中石油产量为25亿立方米，中石化仅涪陵页岩气田产量就达50亿立方米。

“要达到2020年300亿立方米的目标，主要看中石化、中石油在页岩气上的投入。”张金川表示，至于那些面向社会招标的，资源禀赋欠佳的页岩气区块，还需要等待技术的突破，目前还没有可复制的技术案例。

煤层气方面，则一直面临着难达规划目标的窘境。煤层气“十二五”规划到2015年实现煤层气地面抽采量160亿立方米，井下抽采量140亿立方米，实际上2015年煤层气年产量171亿立方米，完成规划目标的57%；地面产量44.25亿立方米，仅为规划目标的28%；煤矿井下抽采量126.74亿立方米，完成规划目标的90%。

“十三五”大幅削减了煤层气的规划目标，计划到2020年实现煤层气地面抽采量100亿立方米，井下抽采量140亿立方米。

煤层气单井日产量远远低于常规天然气，这使得企业投资的积极性不足。原中联煤层气公司总经理、国家能源委专家咨询委员会委员孙茂远透露，现有的煤层气生产井中，75%以上的单井日产量低于600立方米。

孙茂远认为，要达到“十三五”的目标，每立方米煤层气补贴至少要从目前的0.3元翻一番，提高到0.6元。长期看，煤层气的开发还要等待进一步的技术突破。

另一方面，煤层气矿权区域小，集中度高，也束缚了煤层气的规模开发。

2013年国家能源局发布《煤层气产业政策》，“鼓励具备条件的各类所有制企业参与煤层气勘探开发利用”。仅要求有意勘探、开发煤层气的企业具有相应投资能力、财务能力以及技术能力等。

2016年4月，国土资源部还进行审批改革山西试点，将原属国土资源部的审批、发放煤层气探矿权、采矿权的权力，下放至山西地方政府。

但煤层气的矿权与常规油气区块大部分重叠。国内煤层气矿权仅有不足5万平方公里。与常规油气矿权重叠的面积超过25万平方公里。

已有矿权区域，中石油和中海油控股的中联煤层气公司已经登记了其中的绝大部分，已经没有太多空间留给新进入者。

2017年5月21日，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出要“实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。

不过，这一《意见》的全文至今仍未对社会公开。

国家发改委能源研究所一名研究员告诉记者，改革大方向已定，要引入更多市场主体，加大勘探开发投入，但目前的进展不能算快，因为油气体制改革本身很复杂，又触及几大国有石油公司的利益，协调推行还需要一个过程。

接收站难题怎解

LNG接收站对外开放的症结是接收站所有者与第三方存在利益冲突，解决思路是推动LNG接收站独立运行

国家发改委国际合作中心国际能源研究所副所长白俊认为，相比开放上游勘探开发市场和新建LNG接收站，推进现有接收站开放和增加LNG采购是增加天然气供应最快的办法。

2014年，国家发改委发布了《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》，提出“国家鼓励、支持各类资本参与投资建设纳入统一规划的天然气基础设施”、“允许第三方借用天然气基础设施（包括LNG接收站）”，切实推进民企融入。

然而三年半来，LNG接收站对外开放进展缓慢。据行业统计，2014年－2016年，中石油LNG接收站累计为第三方进口LNG超过90万吨。2016年中石油LNG接收站接收第三方货量占接收能力3%。相较中石油，中石化、中海油接收站对外开放更缺少实质性进展。

目前，全国共投入运营LNG接收站17座，总接收能力约为5800万吨，以普氏能源统计的2017年进口LNG3789万吨计算，LNG接收站利用率约为65%，2016年，这一比例为54%。

LNG接收站对外开放的症结是第三方与接收站所有者存在利益冲突。接收站运营商面临照付不议合同的干预，长约合同价格与现货市场价格有较大差异，现货LNG低于长协价格时，第三方会大量进口低价LNG抢占市场，与接收站的所有者几大油公司形成利益冲突。

现实情况是，在淡季，即便LNG接收站有窗口期，由于缺少买方，第三方的贸易商也缺乏动力去海外购买LNG，接收站的接收能力无从使用。而在旺季，接收站大多满负荷运行，又很难寻找到窗口期向第三方开放。这种情况下，只有与LNG运营方本身有合作关系的企业，才有可能利用其接收能力。譬如中石油的唐山曹妃甸接收站，北京燃气集团在其中参股29%，由于这层股权关系，过去两年冬季保供时，北京燃气都曾向法国Engie公司采购现货LNG，利用该接收站向北京供气。

白俊建议，对已签约的LNG长期协议，政府可以在保证企业合理回报的前提下多退少补；其次，推动LNG接收站及管网的独立运行，运销分离，改变目前一体化的运行模式，并加强对公平开放的监督考核。

管网如何独立

改革的深水区并不在主干管网，而是省网及城市燃气公司的配气网络

相比LNG接收站向第三方开放，更受业界关注的是管网的独立。

去年5月中央下发的油气改革若干意见重点部署了八方面的改革，其中第四点提出，分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。

和电力体制改革的核心思路类似，油气体制改革的原则也可概述为“管住中间，放开两头”，所谓管住中间，就是要将具有天然垄断属性的管网环节进行严格监管，向市场主体公平开放，放开两头则是要求放开上下游的供应和销售环节，引入多个市场主体。

因此，需要改变管输和销售一体的现有体制，将管输环节独立出来。

简单来看，当前我国天然气管网分为主干网、省级管网和城市配气管网三级，三级管网都是输售一体的模式。除主干网的所有权与运营模式较为清晰之外，省级与配气管网在不同省市有着复杂多样的存在形态。从改革进展来看，管输环节的成本监审率先启动，当前主干管网的管输价格监审已经完成，省网的管输价格监审刚刚起步。未来管网究竟如何独立，还未有定论。

主干网方面，目前投入运营的主要包括陕京一至三线、西气东输一至三线以及川气东送等主干线，冀宁线、淮武线、兰银线、中贵线等联络线，以及中亚、中缅、广汇哈萨克斯坦等进口线，截至2016年底，总长度约6.8万公里，其中中石油占88%，中石化占11%，中海油占1%左右。在销售主体方面，主要包括中石油的5家销售公司，中石化天然气销售公司以及中海油气电公司。

主干管网的管输价格核定已经走在前面，2016年10月，国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，根据这两个办法，国家发改委对13家跨省管道运输企业进行了定价成本监审，并据此制定了相关管道运输价格，2017年8月底，发改委印发了《天然气跨省运输价格表》。

而在运营主体方面，成立国家管道公司的传言一直在业内流传，有消息称方案已经上报，有望在2018年推出。

不过，改革的深水区并不在主干管网，而是省网及城燃公司的配气网络。

在郑新业看来，省级管网公司及城燃公司在天然气交易中是统购统销，独买独卖，它们在地区的角色如同电力系统中的电网公司，这一级网络才是未来应该重点监管的领域，应该将省网及配气网络独立，成为天然气销售中的高速公路，按照固定成本加准许收益来核定价格。

而省网及配气网络的独立并不容易，这与它复杂的发展形态有关。

据刘满平介绍，当前有25个省成立了32家省市级天然气管网公司，也有少数几个省份没有组建省网公司，由上游气源方所属的管道销售公司直接供应。

在北京、上海、广东、浙江等地，省网公司由地方国有投资公司或地方能源企业占主导地位，作为区内唯一管道建设方和天然气总买卖方向上游购买天然气资源，向下游用户和城市管网销售天然气。

而河北、湖北、湖南、安徽等省份，地方国有投资公司或能源企业做不到省内资源的独买独卖，也不一定是区域内唯一的管道公司。此外，在新疆、江西、福建等省，则是石油公司占据主导地位。

总体来看，省网的建设和经营主体多元，大部分省没有形成“全省”格局，在省内可能有多个管道建设主体。

而具体到城燃及配气网络，情况就更加复杂。市内不同区县可能有不同的燃气公司，通过特许经营的方式来供应当地天然气，并且还存在特许经营区域与行政区域划分不明、区域内多重授权的问题。

而上述每一个环节，都会增加天然气供应的管输费用，层层加价导致天然气管输费用过高，并且成本监审尚不明确，管输费用是否合理也是一些省网、城燃公司面临的质疑。“最后一公里”的管输价格高于主干网的管输价格现象并不罕见。

最为典型的便是广西省网。广西的管网主要由中石油建设，包括西气东输二线、中缅线广西段两条干线，以及七条支线，中石油向广西供气，通过广西管网公司统购统销后卖给用户，中石油向嘉和中油等终端燃气企业交气价格为1.91元，而广西省网在几乎没有任何管网投资的前提上，再加价0.36元。

据《中国经营报》2017年11月报道，中石油为此向国家发改委汇报，呼吁“国家天然气主干管网可以实现供气的区域，省管网不得以统购统销名义，增设供气环节，提高供气成本。对于目前省管网没有实质性投入或用户不需要提供输配服务的加价，要予以取消”。

目前，配气网络的成本监审已经起步，2017年6月，国家发改委制定了《关于加强配气价格监管的指导意见》（下称《意见》），下发给各省、自治区、直辖市、新疆建设兵团发改委、物价局，提出配气价格是指城镇燃气管网配送环节的价格，应由政府严格监管。地方价格主管部门要厘清供气环节，核定独立的配气价格，并可在合理分摊成本的基础上，制定区分用户类别的配气价格。

《意见》提出，对于新建城镇燃气配气管网，核定价格时，税后内部投资收益率不超过7%，经营期不低于30年。《意见》还要求省级价格主管部门制定配气价格管理和定价成本监审规则，于2018年6月底前出台。

记者查询各省发改委、物价部门网站发现，2017年11月至12月，包括浙江、广东、山东、河北等用气大省都已经出台了省内的天然气管道运输价格成本监审的配套文件。
 
两位受访的城市燃气公司高管接受记者采访时都认为，配气环节独立是大趋势，但复杂度更大。欧洲、日本的顺序都是先独立长输管道，再独立配气网络。此外，很多原来不做燃气的企业开始进入这一市场，也需要配气环节独立。

一位国家发改委原主管官员则向记者表示，席卷全国的气荒正是加速天然气市场化改革的契机。作为新兴产业，天然气改革的阻力和成本都比石油要小得多。中国是世界上成长最快的天然气市场，随着市场化程度的提高，中国在国际市场上的发言权也必将进一步提升，这肯定有助于降低中国的天然气进口成本，有助于中国能源消费结构的优化。