“十四五”期間我國天然氣價格改革的重點方向及企業對策

付 舒 張鵬程 董振宇 董 聰

1.北京工業大學 2.中國石油經濟技術研究院 3.中國石油天然氣集團有限公司財務部 4.對外經貿大學

0 引言

2020年是“十三五”規劃收官、“十四五”規劃編制啟動之年，全球新冠肺炎疫情肆虐、單邊主義上升、經濟逆全球化、不確定性明顯增加，而我國則展現出了強大的戰略定力。2020年5月23日，習近平總書記提出“要推動形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”。2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會上對我國碳排放目標做出承諾，提出“力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。2020年10月，中國共產黨第十九屆中央委員會第五次全體會議通過了制定國民經濟和社會發展第十四個五年規劃及2035年遠景目標的建議。

這些重大事件為我國各行各業的未來發展確定了主基調，給能源行業提出了新要求，指明了發展方向，也將對“十四五”期間的天然氣價格改革產生深遠影響。因此，系統梳理我國天然氣價格改革取得的成績和面臨的問題，根據中央指示精神分析今后一段時期價格改革發展面臨的新形勢新要求，對“十四五”期間把準方向、深入推進天然氣價格市場化改革具有十分重要的意義。

1 當前天然氣價格機制存在的主要問題

“十二五”以來，天然氣價格改革采取“先試點后推廣”“先增量后存量”“先非居民后居民”“邊理順邊放開”的方式穩步推進，天然氣價格管理方式經歷了由出廠價到門站價、由最高門站價到基準門站價的改革路徑[1-4]。“十三五”期間，國家繼續沿著提高天然氣價格市場化程度的方向，不斷放寬直接管制，逐步放開氣源和銷售等競爭性環節的定價機制，規范運輸、配氣等自然壟斷環節的定價機制并加強監管，建立了上海、重慶兩個石油天然氣交易中心，形成了與天然氣產業結構更為符合的價格體系[5-7]，但仍存在一些阻礙行業長期健康發展的深層次問題，需要加以分析。

1.1 門站價格管制阻礙市場化改革進程

我國現行的天然氣定價機制以受管制的門站價格為核心。終端用戶零售價格由門站價格和地方配氣價格構成，前者由國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）決定，后者則由省級政府物價部門制定。門站價格實際上是一種產運銷捆綁價格，構成門站批發價的管輸價格也由發改委制定。發改委根據市場供求狀況、國家整體經濟形勢以及上游供氣企業的整體效益情況調控門站價格，其中包含諸多非成本因素，很難形成明確的定調價規則，且調整周期較長[8]，不能及時反映市場的變化。按照目前制度設計，中游管輸和下游配氣價格都采取成本加成方式以保障收益率，而門站價格相對固定，導致上游勘探開發和進口承擔的投資與經營風險最大，但所獲得的投資回報率卻最低，甚至長期處于虧損狀態[9]，造成目前我國天然氣產業鏈的風險和收益比較嚴重的錯配現象，直接影響了我國天然氣上游產業的可持續發展。

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）成立后，天然氣工業結構發生了變化，門站價格管制不僅會延續產業鏈的價值分配矛盾，還會限制下游用氣方選擇不同供應商、不同價格氣源的自由，制約管輸容量和儲氣調峰價值的顯性化，以及抑制天然氣市場中心通過“氣氣競爭”形成基準價格的能力，成為天然氣價格市場化的最大阻礙。

1.2 市場現狀不滿足價格放開條件

根據歐美國家天然氣市場化經驗，形成“氣氣競爭”的競爭型市場需要以本國的天然氣市場已進入發展成熟階段為基礎，主要原因在于：這時供應與需求都處于相對穩定狀態，買賣雙方通過短期合同自由地選擇對方而不至于影響供應的可靠性，需要上游和下游存在多個不具壟斷地位的參與主體；大量的天然氣是在交易樞紐通過現貨方式完成交易的，這就要求天然氣基礎設施有足夠的運輸能力及儲存能力保證天然氣的流動性，并滿足用戶高峰期的用氣需求。

根據我國的現狀，建立“氣氣競爭”型市場條件尚未成熟，還不能在較大程度上放開天然氣價格由市場形成，具體原因如下：①我國天然氣市場仍處于快速增長階段。根據中國石油經濟技術研究院的預測，我國天然氣需求量到2035年將達6 100×108m3，較2019年翻倍，在此期間，年均消費增長量保持在200×108m3的水平上，供應偏緊的狀態長期存在，如果放開價格將導致市場的劇烈波動，很可能出現“一放就亂”的情況。②我國天然氣上游市場競爭主體較少。中石油、中石化、中海油在天然氣生產、銷售和進口占有絕對支配地位。2019年，這三大油氣公司的天然氣產量、天然氣資源市場供應量（國產氣＋進口氣）和進口量分別占全國總量的95.2%、95.8%和96.5%[10]。天然氣上游的寡頭壟斷型市場結構代表著天然氣供應方具有較強的價格控制力，買方的選擇性和議價能力都十分有限。③天然氣基礎設施建設滯后。我國管道里程和儲氣調峰能力還遠不能提供充足的流動性。截至2019年底，我國天然氣長輸管道的總里程為8.5×104km[11]，長輸管道密度僅為8.8 m/km2，相當于美國、法國、德國的1/6、1/7和1/8。2019年我國儲氣庫調峰能力（含沿海LNG儲罐）僅為140×108m3，占當年天然氣消費量的4.6%，距國際上保障天然氣安全平穩運行的經驗值12%還有較大差距[12]。

1.3 交易中心價格發現能力嚴重不足

交易中心和基準價格是天然氣行業價格市場化改革的自然產物[13]，需要多元參與的市場競爭環境。然而現階段絕大部分天然氣仍然是分散在下游市場區的各個城市門站或工廠門站實現交易，并未真正實現在交易中心進行高頻次集中交易。雖然上海、重慶石油天然氣交易中心已加大力度建設，但我國油氣交易中心仍處于發展的初級階段，現貨交易剛剛起步且交易量小、競價交易少，窗口期交易僅僅是試點，期貨交易正在籌備當中。天然氣交易中心距離真正發現和提供市場基準價格尚有較大差距，目前市場認可的仍是政府指導價格。

2 “十四五”期間我國天然氣價格改革面臨的新形勢新要求

“十四五”期間我國天然氣行業既面臨市場格局重構、產業鏈全面開放和國際天然氣供需狀況轉變等一系列新形勢，又面臨構建新發展格局、加快能源轉型以實現2030年碳達峰和2060年碳中和目標，以及促進能源資源配置更加合理、利用效率大幅提高等新要求。這些新形勢新要求既為進一步深化價格改革指明了方向、創造了條件，也為產業鏈各環節的參與者提出了新挑戰。

2.1 黨中央對能源體系提出了新的要求，改革目標更為明確

2.1.1 能源轉型按下“快進鍵”，天然氣需與可再生能源協同快速發展，進一步提升在能源體系中的地位

中國2030碳達峰目標與2060碳中和愿景，是黨中央、國務院統籌國際國內兩個大局做出的重大戰略決策，彰顯了我國積極應對氣候變化、走綠色低碳發展道路的雄心和決心。在這一目標的約束下，我國需立即采取措施，大幅加快能源結構清潔低碳轉型步伐?？梢灶A見，在“十四五”時期乃至更長時期內，可再生能源將進入“倍速”增長階段，同時天然氣消費繼續快速增長，并通過分布式、氣電調峰等方式加強與可再生能源的融合互補，從而加快對煤炭和石油的替代，發揮從煤炭時代到可再生時代的過渡作用，天然氣在我國能源體系中的地位更加凸顯。

2.1.2 天然氣行業需著力提升產業鏈效率，降低終端使用價格，實現高質量發展

“十四五”時期我國經濟社會發展的主要目標包括“生產生活方式綠色轉型成效顯著，能源資源配置更加合理、利用效率大幅提高，主要污染物排放總量持續減少”。眾多研究成果都表明，天然氣仍然是最適合發展中國家的清潔能源[14]。對于中國而言，天然氣需要在民用和工業領域繼續加速取代煤炭和原油，并在交通領域持續取代汽柴油。而天然氣要提升對其他能源的競爭力增強，最關鍵的是降低成本，這有賴于資源配置的優化、產業鏈效率的提升和各環節成本的下降，提高資源供應的穩定性和經濟性，從而擺脫靠政策支持與交叉補貼的發展模式，實現可持續、高質量發展。這不僅是國家對行業提出的更高要求，而且與天然氣價格改革的初衷一致。同時，我國既是全球第六大天然氣生產國，產量仍處于快速增長期，也是全球第一大天然氣進口國，有最大的增量市場，與國際天然氣貿易聯系緊密，加快天然氣價格市場化改革，理順產供儲銷體系，加快融入國際市場，對于暢通國內大循環、國內國際雙循環也具有重要意義。

2.2 國家管網公司正式運營，定價機制須與市場基礎相匹配

國家管網公司已經正式開始運營，產業鏈格局發生重構，原有價格機制的執行基礎將發生以下根本變化：①天然氣價格構成的變化。管道運輸與上游天然氣供應分離意味著天然氣門站價格可以拆分成氣源（出廠）價和管輸價，由作為市場參與主體的上游供應商與下游買方協商決定交貨地點和管輸費的承擔方。門站價格管制不取消，天然氣交易就不可能由各地門站集中到市場中心，也就不可能形成被市場認可的我國天然氣基準價格。②管輸價格機制的變化。國家管網公司運營后，無論商品天然氣交割是發生在管網入口端還是出口端，擬或是位于兩者之間的某個天然氣交易樞紐，都要委托管網公司運輸，需要提前向管網公司申請和購買管輸容量，管輸價格由現行一部制轉變為“管容費＋氣量費”兩部制[13]。

2.3 我國天然氣產業鏈全面開放，多元競爭格局有望加速形成

上游領域，國家上游礦權改革意見于2020年5月1日正式實施，勘探開發領域已實現全面開放；截至2019年，新奧能源、九豐集團、申能集團、廣匯能源、深圳燃氣等市場參與者的LNG接收能力已占到全國的10%[15]，而且隨著國家管網公司從三大石油公司手中接管的10座LNG接收站向第三方開放，上游供應端呈現出多元化的趨勢，部分東部沿海地區多氣源競爭格局已經初步形成。下游領域，傳統的城市燃氣企業也開始直接向國際賣家采購天然氣資源，如2020年7月廣東能源與三菱株式會社全資子公司DGI簽署中長期LNG采購合同，佛燃能源與BP簽訂為期兩年的天然氣購銷協議等；同時，《外商投資法法》已取消外資對城市燃氣領域的限制，外資加快進入我國天然氣下游市場，配售市場競爭將更加充分。

2.4 國際天然氣市場供需寬松，為價格改革提供了良好的機遇

2019年，全球天然氣價格開始走低且全球液化產能投資創下歷史新高，達到7 000×104t[16]。2020年，在新冠肺炎疫情的沖擊下亞洲現貨價格更是跌破了2美元/MMBtu（ 1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）。

“十四五”期間，隨著全球范圍內大批天然氣液化項目陸續投入生產，全球天然氣市場供需寬松、價格低位運行是大概率事件，有利于實現通過天然氣價格市場化改革不斷降低終端用戶的價格負擔。同時，據IEA預計，到2025年我國LNG進口量將達1 280×108m3，相當于約 1.74×108t，約為 2019年LNG進口量（6 025×104t）的3倍[17]，在此期間國內天然氣供需緊張形勢有望大大緩解，為改革提供良好的市場環境。

3 “十四五”期間我國天然氣價格改革的重點內容

“十四五”期間仍然是天然氣快速發展的窗口期，保持產業鏈平穩并降低氣價對于我國新發展格局的構建和“雙碳”目標的實現具有重大意義，也是天然氣價格改革必須守住的底線。與歐美天然氣市場已發展成熟國家的情況有所不同，我國天然氣價格完全市場化的條件尚不具備，未來5年需要明確改革重點，逐步推進。

3.1 根據市場競爭條件分批取消門站價格管制

天然氣工業的價格形成機制必須與管網運營機制相適應，管道獨立、運銷分離后，天然氣在哪個環節實現銷售，應該由作為市場參與主體的上游供應方與下游買方決定，而不是目前在各個城市門站或工廠門站按政府規定的門站價銷售。因此，天然氣價格形成機制需要由門站價的捆綁式定價改為非捆綁定價，明確天然氣終端銷售價格由氣源價格、LNG氣化價格、管輸價格、儲氣服務價格和配氣價格構成，用戶根據享受的服務支付費用。在門站價放開的情況下，氣源價格才能隨之放開，其他幾項服務都根據“管住中間”的要求，按成本加成定價。這樣各環節的價格完全透明，從而可以最大程度消除由于交叉補貼引起的價格扭曲，盡快全面理順天然氣價格。而且2020年5月中共中央國務院發布的《關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》也提出“適時放開天然氣氣源和銷售價格”，明確了改革的下一步方向。

建議采取“試點先行、分批放開”的路徑，推動氣源競爭充分的地區率先取消門站價管制。從各省市天然氣市場來看，需求方面總體上分散多元，供應方面內陸省份天然氣供應主體相對單一，沿海省份除了管道天然氣，多數也有進口LNG供應，而隨著LNG進口主體逐漸多元化、供應數量增加，沿海省份已部分滿足天然氣市場化的條件，如長三角、珠三角、遼寧、山東等地區，可以由國家相關部門及第三方機構開展各省天然氣市場競爭條件的分類和分級評估，按照供應商數量、市場份額、管網開放情況等因素綜合判斷是否具備放開天然氣銷售價格的條件，按照評估結果成熟一批放開一批。具體指標依據我國《反壟斷法》進一步明確，通過三步放開門站銷售價格，執行市場調節價。

中石油、中石化、中海油以外的其他不具有市場支配地位的生產商供應的所有天然氣，門站銷售價格執行市場調節價。

當中石油、中石化、中海油在區域市場（以省級行政區為單位）的市場份額均低于1/2，任何兩個企業的市場份額合計低于2/3，任何三個企業的市場份額合計低于3/4，則中石油、中石化和中海油在該區域市場銷售的所有天然氣，門站銷售價格執行市場調節價。

未來，當中石油、中石化、中海油在全國市場的市場份額均低于1/2，任何兩個企業的市場份額合計低于2/3，任何三個企業的市場份額合計低于3/4，則中石油、中石化和中海油在全國市場所銷售的天然氣執行市場調節價。

由于三大油公司在國內天然氣供應總量中占比超過95%，在5年內達到第三步并不現實，對于在當地未滿足開放條件的企業，由地方市場和價格監管部門對其銷售價格實行最高限價管理。

3.2 合理確定天然氣基礎設施的收費價格，執行兩部制定價

政府監管部門需要完善對屬于管網公司的各級管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施的收費價格形成機制。政府監管部門要按“準許成本加合理收益”的原則確定被監管企業的年度最大準許收入。這里重點是合理確定準許收益率，價格監管部門可以在監審時根據整體經濟形勢、社會融資成本以及產業鏈價值分配情況等因素對準許收益率進行調整，起到調節資源配置和調控氣價的作用。

對用戶的收費方式應采取國際通行的“容量費＋氣量費”的兩部制價格，替代目前僅按氣量收費的模式。在兩部制收費方式下，平均管輸費的計算公式為：平均管輸費＝容量費率/負荷系數＋氣量費率。負荷系數等于下游用氣方的每日平均輸氣量與合同約定的日最大輸氣量之比。在兩部制收費方式下，下游用氣方的負荷系數越高，其購買的管道容量利用效率越高，單位管輸費越低。這種定價機制促使下游用氣方努力提高季節用氣均衡性進而提高負荷系數，對于季節用氣不均衡的下游用氣方，為減少管輸費支出就必須購買或建設相應的儲氣調峰容量，承擔相應的儲氣調峰成本，這有利于促進儲氣設施的投資建設，進而提升管道的整體利用效率。

3.3 從價格和政策兩方面推進儲氣設施的建設

國家已明確儲備氣價格由市場競爭形成。而在現實的市場中，只有儲氣服務價格低于季節性天然氣價差與不均衡用氣所造成的管輸費用增量的總和，才能體現出儲氣服務的價值，實現利用價格杠桿促進儲氣設施建設的作用。我國優質建庫資源缺乏，導致儲氣庫建設成本較高。2010年以前投產的儲氣庫單位工作氣量投資成本介于2.0～2.5元/m3，其后的投資成本則超過3元/m3。而且儲氣庫注采過程中還要產生運營成本，目前的儲氣調峰費用介于0.6～1.0元/m3[18]。按平均建設成本3元/m3、折舊年限30年、運營成本0.8元/m3的估算，儲氣服務價格約為0.9元/m3，因此需要季節性天然氣價差與不均衡用氣所造成的管輸費增量的總和不小于0.9元/m3。要達到這一目標，可以從兩個方面考慮：①放開門站價格管制可以拉大季節性天然氣價差，解決目前僅允許旺季價格在門站價基礎上上浮20%（約0.4元/m3）的問題；②在管輸費兩部制價格設計時，考慮現階段儲氣設施的建設和運營成本，使得季節用氣不均衡的下游用氣方通過購買儲氣容量要比通過購買管輸容量解決季節調峰問題的費用更低。

在放開門站價和實行兩部制氣價之前，需要以補齊儲備能力短板、保障國家能源安全為出發點，在“十四五”初期推出更加具有可操作性的鼓勵性和強制性政策。建議國家相關部委在充分評估儲氣庫建設和運營成本并保證企業合理收益的基礎上，制定地下儲氣庫儲氣價格管理辦法，出臺對儲氣庫或墊底氣的財稅補貼政策，通過天然氣銷售價格疏導儲氣庫建設成本，通過產業基金、專項貸款等為儲氣庫建設提供融資支持；地方政府應制定配套支持政策以保障國家政策的精準落地，從稅收、土地、監管、服務等方面支持企業加快儲氣設施建設；此外，國家相關部委應通過監管和獎懲機制確保市場主體落實2017年規定的儲氣調峰能力建設要求，對未達準的市場主體進行問責和處罰。

3.4 鼓勵用長期合同的方式實現氣價市場化

通過市場方式形成價格有兩種辦法：買賣雙方通過談判方式由長期合同約定價格，或由眾多買方和賣方在市場中心通過競買與競賣形成價格。前者既適用于發展成熟市場，也適用于未發展成熟市場，而后者僅適用于已發展成熟的天然市場。

歐美天然氣市場的發展歷程表明，天然氣的定價機制將經歷成本加成定價、與油價掛鉤以及“氣氣競爭”三個階段。我國天然氣市場至少要到2035年才能進入發展成熟階段，而且2019年天然氣對外依存度已達到43%，進口天然氣的長貿協議采取與油價掛鉤方式，決定了在未來的很長一段時間里，采取與油價掛鉤為主的天然氣價格形成機制是符合我國市場所處發展階段的。

然而由政府價格主管部門建立與油價掛鉤機制實行效果并不理想。我國在2005年和2013年先后兩次嘗試與燃料油、液化石油氣等替代燃料掛鉤的天然氣價格管理機制，都沒能很好地執行下去。事實上，與油價掛鉤機制，是買賣雙方談判談確定的，而不是政府價格主管部門制定的。我國長貿進口氣合同的價格都是買賣雙方通過談判方式確定的，國內市場的天然氣長期購銷合同也沒有理由不能通過買賣雙方談判方式形成。

“十四五”期間，政府應鼓勵買賣雙方協商定價，主要針對氣源銷售價格不符合執行市場調節價條件的天然氣（主要是中石油、中石化供應給城市燃氣企業的陸上國產天然氣以及通過2014年底以前投產的進口管道氣）。如果買賣雙方能夠通過談判方式簽訂長期合同約定價格，可以不執行政府制定的指導價。

3.5 建設天然氣交易樞紐，形成交易基準價

實現氣價市場化的另一條路徑是發展天然氣市場中心，通過市場中心的基準價格替代政府定價。但現階段上海和重慶兩個石油天然氣交易中心僅僅是建立了天然氣現貨交易中心，仍缺乏明確定義的交易樞紐，故而無法定義交割地，交易產品不能標準化，因而不可能形成具有代表性的基準價格指數。交易樞紐是交易中心的實體平臺，是天然氣集中交易的場所，由獨立的操作者來運行，為各方提供公平服務。

“十四五”期間的當務之急是建成一個或幾個基準交易樞紐，通過競爭方式形成我國市場的基準價格，以此將我國天然氣價格市場化水平提高到一個新層次，實現由與油價掛鉤向“氣氣競爭”轉變。對于氣源銷售價格不受政府管制的天然氣，應鼓勵在各市場樞紐集中交易，從中發現和重點建設可作為定價基準點的國家級天然氣交易樞紐，定義為基準交割地，進而形成具有市場影響力的樞紐點基準交易價格，也就是業界所期盼的“中國天然氣價格指數”，參照不同樞紐點的價格差，合理調整天然氣門站價的地區升貼水和季節升貼水，實現全國天然氣價格的聯動，并且逐步取代政府定價。

伴隨國家管網公司的成立，全國“一張網”即將打通，在多主體、多渠道的上游資源供應區或骨干管網的交匯地都有發展成為基準樞紐的潛力，如長三角、廣東、寧夏、湖北和河北。其中長三角地區的條件最好，在這一地區建設英國NBP那樣的虛擬樞紐的條件已基本具備，應優先發展，原因在于：①這一地區多主體、多渠道的供氣格局已經形成，既有管道氣供應（西氣東輸管道氣、川氣東送管道氣以及未來的俄氣東線管道氣），又有進口LNG供應（已建LNG接收站6座，在建2座，擬建4座），既有傳統的三大石油公司供氣主體，又有申能、廣匯、新奧等其他新加入的供氣主體；②這一地區管道、地下儲氣庫、LNG接收站等天然氣基礎設施的建設比較完善；③該地區經濟比較發達，用戶市場經濟意識比較強，天然氣市場發展相對成熟，已形成的天然氣消費規模較大，未來的消費增長潛力仍然很大。建議由發改委、國家能源局牽頭成立課題組研究制定長三角天然氣交易樞紐的建設方案，國家管網公司和上海石油天然氣交易中心配合執行。

4 產業鏈上中下游企業的對策

“十四五”期間我國天然氣行業既面臨行業內部變化，也面臨國家構建新發展格局、2060年實現碳中和目標的高要求。產業鏈各環節參與者需要深刻領會中央精神，順應能源清潔低碳轉型加速的大趨勢，圍繞降低天然氣價格的核心目標，修改完善發展戰略，不斷優化管理、降低成本，共同提升行業運營效率，增強天然氣在能源體系中的競爭力。

4.1 上游供氣企業

目前三大石油公司通過勘探開發和進口占據了95%以上的市場份額，管網公平開放后，供氣主體將大幅增加，價格和服務將成為上游競爭的關鍵，需要在以下方面有所作為。

4.1.1 徹底摒棄依賴國家漲價來改善天然氣業務效益的陳舊觀念

長期以來，我國天然氣供應主要由三大石油公司負責，其供氣價格也受國家管制，這使得三大石油公司養成了依賴國家漲價來改善天然氣業務效益的陳舊觀念。我國推進油氣體制改革的目的是為了推動形成上游油氣資源多主體多渠道供應、中間統一管網高效集輸、下游銷售市場充分競爭的油氣市場體系，隨著“X＋1＋X”競爭型市場體系的形成，三大石油公司如果不徹底摒棄依賴思想，自身的效益不僅無法得到改善，已有的市場份額也會隨著時間的推移逐漸丟失。

4.1.2 降低國產氣的生產成本和進口氣的采購成本，建立低成本資源池

1）加大國內資源開發力度，努力降低國產氣的生產成本。我國天然氣的主產區大多位于西部地區，主要消費地則位于東部沿海地區，消費地遠離生產地，運輸成本高，在國際天然氣市場供需寬松的情況下，不努力降低國產氣的生產成本，國產氣就無法與進口LNG現貨競爭。

2）通過爭取進口長貿合同價格復議，新簽訂合同條款靈活、價格合理的LNG長協，降低進口天然氣的采購成本。

3）加強一體化統籌，實現資源就近銷售，降低管輸成本，提供有價格競爭力的氣源。

4.1.3 適應新的天然氣價格形成機制

1）提供氣源（井口）價格、門站價格和直供大用戶協商定價等多種合同模式，由計劃管理向綜合利用多種資源多種契約關系的現代化商務模式轉型。

2）繼續加強儲氣調峰能力建設，短期內調峰能力要達到國家要求的年合同銷售量10%，之后要從保障能源供應安全和創效的角度，統籌布局儲氣庫、LNG儲罐、球罐等儲氣設施，加快富余產能建設，提升應急保障和商業化運作的能力。

4.1.4 完善天然氣銷售終端布局

上游企業要用低價氣源和優質服務拓展終端市場，加大對工業大用戶直供的力度，促進天然氣在工業領域對煤炭的替代；利用現有的加油站及增量終端，加快LNG加注和加氣業務的覆蓋范圍，規劃船用LNG的終端布局，擴大天然氣在交通領域的使用。

4.2 中游輸氣企業

國家管網公司成立后，管道運輸服務模式由“一對一”轉為“一對多”，管理難度和成本均將大幅上升；高溢價收購中石化和中石油的管道資產后，流動資金緊張，還面臨國家要求加快基礎設施建設和降低管輸費率的雙重擠壓，因此在“十四五”期間，國家管網公司承受的經營壓力很大，需要理順的關系很多，在推進天然氣價格改革中承擔的任務也非常艱巨。

4.2.1 充分認識管道建設面臨的投資風險

加快油氣管道建設，是國家管網公司成立后的重點任務之一。管道建設不僅需要巨額投資，而且形成的資產具有極強的專用性，因此只有在風險可控的情況下才能進行。管道建設的風險主要來自兩個方面：資源風險和市場風險。在我國傳統的生產運輸一體化的經營模式下，管道建設的資源風險和市場風險相對較小。管道獨立、運銷分離后，國家管網公司既不擁有資源，也不控制市場，管道建設的風險很大。

4.2.2 完成各項規則制定，盡快實現天然氣基礎設施的公平開放

1）制定合理的管輸費率以及LNG接收站、儲氣庫的服務費率。其中比較復雜的是管輸費率的制定，管網公司需要在年度準許總收入已確定的情況下，通過一定的成本分類和分配程序，制定管輸費率，對用戶收取時按照“管容費＋氣量費”兩部制定價；LNG接收站的接卸和氣化服務，儲氣庫的代儲和調峰服務定價也參照成本加合理收益的原則制定。

2）建立用戶準入標準，打造互聯網信息公開平臺，以用戶友好、清晰易得、定期定量的方式公布管網設施信息，實現管道的無歧視開放。

3）建立標準化管輸合同，樹立以管輸服務和管容管理為核心的經營理念，確保管網設施向不同用戶提供相同質量服務時，建立在相同的服務合同條款與服務費率基礎上。

4.2.3 嚴控資本支出的同時，推進天然氣基礎設施建設

積極配合國家能源局、發改委等部門制定并落實全國管網規劃，加快管道、LNG接收站、儲氣庫等天然氣基礎設施的投資建設。首先，管道建設必須努力降低融資成本，引入多種資本，充分利用財政政策獲取低息貸款；其次，努力降低管道建造成本，嚴格執行國家規定的招投標程序，強化管道建設過程中的監理工作；第三，努力降低管道運行成本，嚴格控制燃料、動力、人工、維修、站場管理和公司管理等各項費用。“十四五”期間國家管網公司有兩項重點任務，一是實現入網天然氣的熱值計量，二是在長三角等重點區域建設天然氣交易樞紐，建設配套的基礎設施，積極參與交易中心的產品設計，并提供信息、交割、儲存等服務。

4.2.4 提升智能化管理水平

運營調度難度、數據統計精度、一體化管理程度和對接用戶的廣度，要求管網公司必須建立先進的數字化、智能化管理系統。要做好頂層架構設計，并落實底層的數據采集、物聯網基礎支持。運用虛擬現實、大數據、人工智能、云計算等新技術提升管網公司的運營效率和應急響應能力，并且降低成本。

4.3 下游城燃企業

城市燃氣企業氣源和價格形成機制都將趨于多樣化，既要承擔一定的調峰保供責任，又面臨上游企業直供大用戶的市場競爭，還需要公開各項收費、配氣管網的各類信息接受成本監審和社會監督，對企業經營管理和服務水平提出了更高的要求。

4.3.1 樹立自己對供應的安全可靠負責的經營意識

在傳統的上游供氣企業生產運輸一體化的經營模式下，上游供氣企業承擔保供責任和價格波動風險。隨著“X＋1＋X”競爭型市場體系的形成，下游配氣企業擁有了選擇上游供應商的權力，誰的氣源價格低，就購買誰的天然氣，但同時也要求下游配氣企業自己對供應的安全可靠負責，承擔價格波動風險，從而對下游配氣企業提出了新的要求：①增強市場調研和規劃制定能力，對上下游氣價、市場供需形勢及發展趨勢做出預判，進而確定企業的近、中、遠期資源采購和市場營銷計劃，在采購端建立“長貿為主＋現貨補充”的氣源保障模式，在銷售端做準需求預測，減少“缺氣”或“憋氣”現象。②增強商務談判能力，包括氣源采購合同、管道運輸合同、儲存合同以及銷售合同的談判等，以及各項業務的相互協調。③增強儲氣調峰和應急儲備能力，通過自建或參股儲罐、LNG接收站和儲氣庫，并以合同的形式鎖定儲氣設施的使用權,適應未來“保量不保價”“不保量不保價”等情況變成常態化，通過提升用氣均衡性差異來降低整體管輸費用負擔[19]。

4.3.2 抓住轉型機遇，拓展增量市場

在“雙碳”和綠色發展目標的要求下，煤改氣和天然氣分布式能源項目將為城市燃氣企業提供廣闊的增量市場，需加快城鎮管網向周邊地區的輻射，提供普惠的天然氣供應及配套的設備、安裝、維修等服務；完善加氣站網絡布局，提升交通領域使用天然氣的便利性。

4.3.3 不斷降低成本，提供優質高效服務

目前發改委的現行價格管理辦法規定，核定地方配氣價格時全投資稅后準許收益率不超過7%。未來隨著管網建設進入平穩階段，國家或將下調管道運輸和城市配送的準許收益率。城燃企業需依托“云大物移智”等新技術推動企業管理和管網運營調度模式升級，不斷降本增效，通過滿足客戶多樣化的需求，拓展盈利范圍；通過適當讓利、創新服務，提升用戶滿意度，也是減少上游直供沖擊的務實方式。

5 結論

1）2020年以來，黨中央的一系列重要決策為我國能源清潔低碳轉型按下了“快進鍵”，天然氣在未來能源體系中的地位將更加重要。我國天然氣價格改革的最終目標是理順天然氣產業鏈價值分配，提升資源市場化配置水平，降低社會用氣成本，提升天然氣對煤炭和石油的替代能力。

2）針對目前我國天然氣消費快速增長、產業鏈風險與收益錯配、競爭性市場不成熟、交易中心定價能力不足的現狀，在未來5年內應重點解決捆綁式定價、上游寡頭壟斷和基準價格缺失的問題，為最終實現“管住中間、放開兩頭”打下良好基礎。具體做法是：①以制定非捆綁價格為突破口加快放開兩頭，根據市場競爭條件分批取消門站價格管制；②完善管住中間，合理制定天然氣基礎設施的收費價格，執行兩部制定價；③從價格和政策兩方面推進儲氣設施的建設；④鼓勵買賣雙方通過長期合同約定價格；⑤加快天然氣交易樞紐的建設。

3）天然氣產業鏈上中下游企業應深刻領會中央精神、順應天然氣價格改革的大方向，轉變思想、適應變化，加強合作，在降本、提質、增效、服務等方面下功夫，暢通國內大循環、國內國際雙循環，推進改革目標早日實現。