在能源安全新战略的指引下，天然气领域市场化改革在过去十年取得了长足进展。尤其是国家石油天然气管网集团的成立，标志着我国天然气市场化改革进入新的阶段。天然气具有“灵活易储”的能源特性，能够适应小时、天、月、季度等不同时间尺度的调峰需求，在新型能源体系和新型电力系统中将发挥灵活调节和保障安全等重要作用，这也是发达国家的经验。但当前我国天然气市场建设还不适应新型能源体系的建设要求，市场在资源配置中的决定性作用尚未充分发挥。
（来源：中国电力企业管理 作者：孙慧 杨雷）
推进天然气市场化改革，更好地发挥市场机制的作用，有利于促进天然气与多种能源的融合发展，增强能源行业的韧性和灵活性，更好地保障国家能源安全；推进天然气市场化改革，建立由市场供求关系决定价格的机制，有利于提高供用气成本透明度，防止政府对价格形成的不当干预，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化；推进天然气市场化改革，形成反映中国市场供需的基准价格，有利于在全球市场中充分发挥我国的市场体量优势，巩固增长引擎地位，提升我国在国际贸易中的话语权和影响力。
我国深入实施油气体制改革
天然气改革成效显著
顶层设计天然气发展蓝图。2017年5月，中共中央、国务院印发天然气发展最高纲领性文件《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，开启了天然气发展的新纪元，明确了天然气市场建设应坚持市场化发展方向，明晰了天然气市场体系应具备竞争有序、有法可依、监管有效等基本特征。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》，要求进一步深化石油天然气市场体系改革，促进公平竞争。7月18日闭幕的中国共产党第二十届中央委员会第三次全体会议要求进一步全面深化改革，推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。
天然气市场格局发生革命性变化。2019年，剥离主要石油公司油气管网业务，组建成立国家石油天然气管网集团（简称“国家管网”），实现了管输、生产和销售的分离。基础设施向各类市场主体提供公开透明、公平无歧视的管输服务成为常态。广东、海南、湖北、湖南、福建、浙江等省级管网以多种形式融入国家管网。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天然气市场体系正在加速形成。
持续推动勘探开发市场改革。不断放宽市场准入，规定凡是在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的公司，均有资格按规定取得油气矿业权，包括外资企业和民营企业。建立探矿权强制退减制度，探矿权5年到期强制性核减20%。中石油、中石化、中海油三家石油公司登记油气探矿权区块面积大幅下降，累计退出面积已超过150万平方千米。勘查区块全面竞争性出让成为常态，勘探开发市场主体数量显著增加。页岩气、煤层气等矿权的开放也增加了不少行业主体。据不完全统计，国内矿权登记企业已经增加至70家以上。
天然气价格形成机制不断完善。天然气门站价格管理从最高门站价格调整为基准门站价格，逐步实现了存量气与增量气、居民用气与非居民用气并轨。门站价格管理范围逐步收缩，由市场供求关系决定价格的天然气已达10种。干线管输价格形成机制由“一线一价”“一企一率”逐渐调整为“一区一价”。国家石油天然气管网集团成立后，天然气管输费率明显下降，单位天然气基础设施服务费用总体呈下降趋势。
当前进一步深化天然气市场改革的
外部环境较为有利
全球天然气市场已经走出俄乌冲突后的供需紧张氛围，国际气价回归常态。以具有欧洲天然气价格基准的荷兰产权转让设施（TTF）为例，根据《中国天然气发展报告（2024）》，2023年TTF天然气现货年均价格为12.9美元/百万英热单位，同比下跌 65.8%。2024年1～7月，TTF天然气均价为 9.53 美元/百万英热单位，同比下跌 28.45%。这一时期大量上马的LNG产能将逐步释放，据IEA测算，未来到2030年前全球将新增2500亿立方米的LNG产能，国际天然气供应能力趋于宽松。
俄乌冲突后，俄欧管道气贸易大幅减少，美国和中东全球液化天然气（LNG）流向欧洲。全球天然气贸易流向持续演变，2023年LNG贸易量同比增长2.0%，推动全球天然气市场联动进一步增强。
从全球三大主要市场看，北美市场“出口”特点持续，2023年，美国首次超过卡塔尔成为全球最大LNG出口国，至少未来10年都将保持全球第一的地位。俄乌冲突后,欧洲加快了能源转型,连续两年天然气消费持续下降，天然气需求进入下行通道已成事实。我国已经成为全球公认的天然气需求增长引擎。
全球天然气供应宽松局面叠加我国的市场体量优势和增长引擎地位，为进一步深化天然气市场化改革营造了良好氛围。
进一步深化天然气市场改革的
发展基础较好
一是基础设施在信息公开透明、多元化服务方面进展积极。国家管网已经建立了面向托运商的开放服务及交易平台，基本具备信息公开透明、服务产品购买、托运商产权转移等功能。目前已经有“管网通”“峰谷通”“LNG仓储”“管内交易”等覆盖天然气管输、储气库和LNG设施的服务产品十余项。其中，“管内交易”“库内交易”“LNG站内交易”是为托运商提供的可直接在管道内、储气库内、LNG接收站内进行天然气货权转移的一种服务。这些积极的变化为进一步提升现货交易规模、促进天然气市场改革奠定了基础。
二是天然气商业模式已经发生积极变化。一直以来，我国天然气批发市场都是以石油公司承运为主。但随着基础设施的公平开放，批发市场商业模式正在发生转变。天然气管网的托运商数量从最初的3家增长至约220家，实际使用管网储运设施服务的客户增至193家。山西煤层气、新疆煤制天然气等开始直接与终端企业签订购销合同。大型燃气公司、省级能源企业、大型发电集团等向上游资源供应延伸已成为趋势。初步统计，除三家石油公司外，目前已进入LNG采购领域的国内企业已有20多家。LNG拼单采购、LNG代采顺价、管道天然气交货月度竞价、年度合同转让等新模式层出不穷。这些积极变化彰显出我国天然气市场化发展的良好势头。
三是部分区域多主体竞争市场格局已经基本形成。一些天然气重点消费地区如江苏、广东、浙江等地，已经培育出较好的区域市场。以消费规模居全国前列的江苏为例，95%的终端企业直接与国家管网管道连接，具备快速转换为气源商的物理基础。上百家城镇燃气企业和30多家燃气电厂大都以独立个体形式，直接与气源商进行买卖。重点用气大户已基本实现“双气源、多气源”格局。而在供应侧，虽然三家石油公司仍然是供气主体，但按照基础设施公平开放的相关要求，越来越多的气源商已经具备或者正在具备向江苏省供气的条件。山西煤层气企业、跨国油气公司直接面向终端企业销售天然气已经成为现实。江苏如东LNG接收站群内的江苏国信、协鑫、华润三家公司LNG接收站的建设如火如荼。
需要重点解决的一些问题
一是目前市场供气主体多元化程度不够，制约多对多交易的形成。与三家石油公司相比，新增市场供气主体的综合竞争力、市场影响力、价格话语权等均偏弱。
二是管输路径、管容、罐容、库容等基础设施运营信息透明度不够，无法支撑较短时间内商品交易的达成。普遍关注的管道剩余能力计算方法、信息公开的频率和颗粒度等均没有明确的规定。托运商还不能在较短时间内获得市场交易所需的管容、罐容和库容等剩余能力的信息。
三是价格机制多轨制并存，市场形成价格的透明度不够。管输价格虽然单独定价，但基准门站价格中仍然包含管输价格，不适应“管住中间、放开两端”的改革思路。供应侧部分气源门站价格规制和需求侧居民用气门站价格规制并存，这是造成每年居民和非居民用气比例争议的主要原因之一。
四是管输费用形成方式相对复杂，影响商品交易达成的速度。我国区域运价率和按路径形成价格意味着天然气管输费用将取决于入口与出口的路径和距离。伴随管网的日益发达及资源多元化，我国管网正在形成多气源混输、流向复杂多变的格局。加之信息公开不透明的问题，在当前条件下，供气商在销售天然气时，并不能准确及时地了解天然气的管输成本，甚至无法知道天然气是否能够运输至意欲销售的目的地（下载点）。
进一步深化天然气市场化改革
需多措并举
需要与“产供储销”体系建设同频共振。在继续保持现有增储上产力度、确保天然气国内供应能力稳步增长的同时，需要以提升能源安全保障能力，以及提升设施的灵活性和韧性为切入点，加速补齐基础设施建设短板，确保2030年前天然气基础设施，特别是储气调峰设施基本建设完成，为天然气市场化发展打下坚实基础。考虑“西气东输、北气南下”与“南气北上、东气西进”并存，天然气“复杂流向”特征愈加明显等客观趋势，未来基础设施发展还需重点提升沿海至华中地区天然气管道的双向流动能力、华中华东地区不同管道间的互联互通能力，重点确保LNG接收站码头、气化、外输能力协同发展。
需要潜心培育更多供气主体，尽快形成多对多交易。2011年，我国大力推进矿业权特别是探矿权改革，但目前勘探环节的改革成效还没有体现到产量环节，改革成效未及社会预期。这其中有多方面原因，既与勘探开发本身的投资大、风险高，从勘探到产量周期较长有关，也与早期推出区块资源潜力相对较差有关，还与新的市场主体技术能力偏弱等因素相关。建议加大油气区块投放力度，尽可能减少管理部门手中积压的探矿权区块面积。健全和完善油气地质资料的汇交和共享机制，解决区块地质资料不透明等问题，吸引更多技术和资金实力兼具的企业进入市场。研究国有油气企业工程技术、工程建设和装备制造等业务专业化重组的可行性，探索提升新的市场主体技术使用能力的途径。加快发挥多主体的页岩气、煤层气等产能建设，形成规模供气能力。
需要以提升现货交易规模为目标，多途径提升基础设施信息公开透明度，完善基础设施运营机制。一是在2019年《天然气管网设施公平开放信息公开示范文本》的基础上，参考欧美经验，制定信息颗粒度更细、时间周期更短的“天然气管网设施公平开放信息模板”。二是在《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号）的基础上，制定“管容、罐容和库容的剩余能力计算方法”，解决目前供需双方的矛盾。三是在2021年国家发改委发布《天然气管网设施运行调度与应急保供管理办法（试行）（征求意见稿）》的基础上，出台《天然气基础设施容量分配、运营调度机制及平衡责任管理办法》。四是制定《天然气管网设施托运商管理办法》，明确托运商的准入门槛、进入退出机制，以及托运商和承运商各自的权利和义务。
需要坚持系统观念，持续完善市场结构设计。建议从区域天然气市场化改革试点做起，将价格改革与竞争性区域市场建设相结合，在试点区域内统筹考虑取消门站价格、完善管输价格机制、省网与国网融合、主干管网与省级管网价格机制协同等问题。基础设施方面，区域内主干管网与省级管网/省内其他管道实现融合，融合方式可在“所有权融入”“股权融入”和“运营融合”模式中选择其一。管输定价方面，过境天然气按照路径收取费用，简化区域内管输费，采用“邮票制”或“出入口法”进行收费。过境天然气管输费用可考虑的方式有“区域运价率×实际路径”“区域运价率×供需双方协商路径”或者“区域运价率×多条路径的算术平均值”等。区域内“邮票制”管输费用的含义为：不管路径如何，均按照固定价格收取费用。需要说明的是，制定区域内统一管输费用时与目前的省网收费不同，而是将区域内主干管网与省级管网合并统一考虑。气源价格方面，可仅保留严格核算居民用气的门站价格，也可考虑全部放开。这样可以大大促进区域市场的便利交易和市场繁荣。
需要以打造国际高影响力价格指数为中心，着力扩大天然气线上交易/现货交易规模。一是积极促进供气主体销售方式转变，逐渐增加平台交易规模，将定价机制从“与基准门站价格上浮比例相关”转变为“与价格指数挂钩”。要借鉴欧美天然气市场现货交易经验，研究管道输气量不平衡结算的可行性，提升市场主体天然气线上交易/现货交易的主动性。二是以价格指数覆盖范围内的管网设施为目标，简化指数范围内的管输定价，具体方式可视具体设施情况而定。国外采用的方式主要是在“两部制”基础上的“出入口法”或者“邮票法”。我国可研究在现行管输定价机制的基础上，通过与信息公开及时透明、管道剩余能力较快获得相结合，采用“一部制”基础上的“出入口法”或者“邮票法”。
