中国天然气体制改革及对国内市场的影响

《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中提出，要“改革能源体制，形成有效竞争的市场机制”。根据国家能源局2016年工作计划，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》及配套措施将在近期出台，“统一开放、竞争有序、诚信守法、监管有力”的现代市场体系将是天然气行业改革的终极目标。天然气体制改革政策涵盖上中下游全产业链，政策的出台将会促进市场秩序的重建，深刻地影响产业链各环节的发展方式和发展布局，对中国天然气产业的可持续发展发挥重要作用。

1、上游有序开放，三大公司继续主导资源供应

中国天然气产业上游环节的改革重点是破除垄断，培育新的竞争主体。中国的天然气供应高度集中，“十二五”以来，在天然气产业长期看好和国家出台一系列政策的推动下，天然气上游领域多元化进程取得了积极的进展。

1.1 上游项目准入逐步放开

2012年，国土资源部把页岩气列为独立矿种，并随后开展了两轮页岩气区块的公开招标，中标企业包括电力、煤炭、地方国资、民营企业。2014年修订的《政府核准的投资项目目录》中，把新建接收储运能力300万吨/年以下的LNG接收站审批权限下放至省级政府，LNG进口权限逐渐向城市燃气、电力等行业资本开放，目前新奥、广汇、华电、北京燃气等企业已经涉足海外天然气进口领域。2016年，国土资源部把山西省内的煤层气勘查审批登记及已设煤层气探矿权的延续、变更、转让、保留和注销审批登记、煤层气试采审批等部分权限下放至山西省国土资源厅，这在全国尚属首例，这一试点将加快山西省内的煤层气开发和利用。

透过已出台的系列政策可见，国家对上游领域改革的主要思路是，强化对上游环节的准入方式、准入主体、准入规则以及退出和流转机制的管理，有序放宽上游领域进入限制，减少审批环节，引导和推动供应领域市场主体的多元化。随着各项改革配套政策的落实，中国天然气供应领域“有序放开，适度集中”的格局将逐渐形成。

1.2 非油企业踊跃进入多个领域，供应规模逐渐增加

在进口LNG方面，新的供应企业主要有两类：一类是各地城市燃气企业采购国际现货，通过三大石油公司的接收站供应国内，主要满足冬季高峰期的调峰需求，例如北京燃气、新奥集团等企业在2015年借用中国石油的唐山、江苏等LNG接收站，采购国际现货50万吨左右；另一类是终端销售企业、电力企业抓住国际天然气供需整体宽松、价格处于低位的时机，签署LNG长期贸易进口合同，通过自建或合建LNG接收站供应国内市场，目前华电、新奥、广东燃气等企业已经签署LNG长期购销合同，新奥、广汇已经开建LNG接收项目，还有十余个项目正在筹划中。

在煤制气方面，全国已经获得许可的煤制气项目12个，合计年产能高达811亿立方米，建成了新疆庆华、内蒙古汇能、大唐克旗等项目；在建及规划项目60余个，合计产能2600亿立方米/年左右。“十三五”期间，已建项目将稳步提高产能，尽可能提高投资回报，新项目由于已投入大量资金，也会根据资源和市场发展适时建设，形成新的供应能力。

在煤层气方面，长期制约中国煤层气发展的体制机制问题随着改革的不断深化而逐步减少，改革红利不可忽视。在煤炭行业整体不景气而天然气需求长期看好的背景下，发展煤层气是当前煤炭企业转型发展的重要选择。

1.3 国有石油公司先发优势明显，主导地位短期内难以动摇

在资源规模方面，2015年全国天然气消费总量的95%由中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司供应，其中中国石油供应了70%。根据对国内现有产能和已签署的国外管道气、LNG等资源合同的初步统计，预计2020年可形成天然气供应能力3200亿~3500亿立方米，2025年可形成供应能力3500亿~4000亿立方米。因此，规模效应和稳定供应能力将成为行业新进入者面临的第一个门槛。

在产业链布局与市场开发方面，三大石油公司与地方燃气公司、终端用户等经过多年合作形成了“你中有我，我中有你”的合作关系，签署了有约束力的供气合同。然而，目前国内的骨干基础设施与资源绑定，储运能力与消费规模基本相当，富裕能力有限，新进入企业可利用的现有设施容量有限，新建设施需要一定的时间，因此储运能力的不足也会成为制约新进入者快速发展的重要因素。

在技术和人才方面，中国天然气开发的潜力主要集中在深层、深海、非常规等领域，开发难度大，对技术和人才的要求高。三大公司经过多年发展，在常规及非常规天然气资源勘探开发的理论、技术、模式、装备等方面均走在了国际前列，面对三大石油公司在技术和人才方面的优势，行业新进入者短期内也难以超越。

2、管网独立运行，天然气交易模式进行重构

中游环节的改革重点是优化管理模式，加强运营监管。对油气管网的管理模式，国内存在着成立完全独立的国家管网公司和管网仍隶属于不同石油公司两种改革路线，政策层和学术界对其讨论非常激烈，目前尚无定论。

2.1 积极探索管道公司输送与销售业务分离

深入调研欧洲、北美等发达国家天然气市场化进程发现，管理模式自身并无优劣之分，但模式的选择要与各国天然气产业发展历史、发展阶段、产业规模、竞争特点相适应。有专家认为，完全独立的管道公司可能会限制天然气开采企业建设管道设施的积极性，不适合中国天然气产业发展阶段，而通过政府管制，促使天然气管道公司对所有天然气管输服务需求方一视同仁更有利于兼顾市场公平与市场效率，因此管网公司的输送与销售业务分离和第三方公平公开准入才应是天然气行业市场化的根本要求。

2014年以来，国家陆续出台了《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》《天然气基础设施建设与运营管理办法》等多项纲领性文件并逐渐实施，目前长输管道、LNG接收站的运行管理开始接受监管。中国石油唐山、如东等LNG接收站已经为第三方接收资源，但与完全市场化运营还有较大的距离。预计“十三五”期间，储运服务的接入条款、服务价格和服务质量会是改革和监管的重点，储运设施输销业务分离的实施进展是决定改革能否成功的关键因素。

2.2 改革政策到位后将促进上下游直接交易规模的扩大

长输管道、LNG接收站等基础设施前期投资大，具有自然垄断属性，在资源方控制管道的前提下，下游用户处于被动地位，可选择资源的余地很小。管道公平公开准入政策的实施，使下游用户自主选择上游供应商成为可能，商品价格、品质和供应商的服务质量等因素将成为用户选择的重要依据。

“十三五”期间国内外天然气资源均整体宽松，有利于城市燃气公司、天然气发电厂等大用户与资源供应方直接交易，自主获取低价资源，通过委托输送的方式满足自身需要。但同时应看到，中国针对特定气源建成的西气东输、陕京线、川气东送等长输管道目前已满负荷运营，管道与原有资源的匹配关系不会有太大变化，因此该政策近期内对资源的大规模跨区流向影响不会太大。

2.3 改革政策到位后将对现有天然气分销模式提出挑战

中国天然气产业经过多年发展，形成了一级跨区销售、二级区域销售和三级终端销售的市场格局。其中，一级销售是资源供应商通过跨区域管道建设，进行集团内资源的统购统销，例如中国石油通过“5+1”的管道公司布局实现了全国天然气市场覆盖。二级分销是区域管道公司通过区内干线管道承接上游资源并向区内的下游城市燃气公司和大用户分销。

改革到位后，三大石油公司的上中下游一体化优势将被打破，依托管道自然垄断进行跨区销售的发展模式将不适应新形势要求。为提高天然气业务的竞争力，石油公司应从上中下游一体化发展转变为重点抓上下游两端，特别是分销模式应随之进行调整，或者上升至集团公司层面进行所有天然气资源的统一销售和调度，实现规模效应和整体利益最大化；或者下沉至各气田自主销售，充分发挥各气田的积极主动性。中国石油在天然气与管道板块内成立天然气公司负责天然气统一销售，整合昆仑能源等终端销售业务，并在“十三五”规划中提出要“优化资源组合”、“加快做大天然气销售”、“加快发展天然气终端业务”，体现了其向统筹销售方向发展的意图。

同时，市场上将会出现新型专业区域销售公司，这些公司可能是区域管道公司销售职能剥离后由上游企业或地方政府主管部门主导组建，目的是实现区内资源的统筹供应和提高安全保障水平；也可能由若干终端用户结成临时性或长期联盟，目的是与上游直接交易的利益最大化。新型公司的核心竞争力体现为下游的客户资源，更表现为利用科技或信息技术，做好资源运输统筹，降低管输成本，赢得竞争优势。

3、下游多元开放，终端市场竞争将更加激烈

中国天然气终端销售领域进入门槛低，技术难度小，市场开放程度大，吸引了大量社会资本的进入，是天然气产业市场化程度最高的环节。下游环节的改革重点是完善市场准入，放开市场竞争。

3.1 天然气终端销售市场化程度较高

按照2004年原建设部颁布施行的《市政公用事业特许经营管理办法》，中国对终端燃气经营实行区域专营制度，专营期限一般为30年，2015年国务院六部委联合出台的《基础设施和公用事业特许经营管理办法》，对这一制度予以延续。经过十多年发展，初步形成了以在港上市企业(新奥、港华、中国燃气、华润等)、地方国企(北京燃气、申能集团、深圳燃气等)、石油企业(昆仑能源、中海石油气电集团)、民营企业(新疆广汇、大通燃气等)为主的多元化市场格局。“十二五”以来，随着国家能源转型和市场化进程的推进，天然气终端市场集中度不断提高，新奥、华润、港华、中国燃气、昆仑能源五家全国性终端销售企业拥有的城市燃气项目已经达到900余个。根据对国内资本市场的不完全统计，2013年以来，A股已有30多家上市公司转型进入天然气行业，出现了一批以长百集团、胜利股份、中天能源等为代表的具有一定规模的终端利用企业。

在国家政策鼓励推动下，“十三五”期间，各路资本进入终端销售或利用领域的步伐将进一步加快，市场化程度将进一步提升。终端领域资本化运作，多元化经营，信息化服务的趋势将得以持续和发展。

3.2 资本化运作将成为整合终端燃气市场的主要手段

新奥、华润、港华、中国燃气、昆仑能源五大燃气集团将会加强在营项目和业务的经营状况、市场前景等因素的综合评价，根据评价结果剥离盈利水平不高的不良资产，整个市场将会呈现出“有出有进”的发展态势。二线燃气企业或地方性燃气企业将会通过资本市场筹集资金，通过并购现有用气项目、获取新建园区或城镇项目等措施，不断拓展市场领域，做大经营规模。众多非油企业进入城市燃气市场后，将会充分发挥资本和本地化优势，优先选择车船用气、分布式能源等具有较高价格承受力的用户。

3.3 多元化经营成为发展方向

各燃气企业和大用户在做强主业的同时，从提高资源保障能力，拓展利润来源等方面考虑，将不断向资源供应和天然气利用环节延伸。向上游领域延伸的主要举措包括，获取海外资源、参与国内非常规天然气开发、投资建设煤制气项目。在下游利用环节，主要通过发展分布式能源、天然气发电等天然气利用项目，实现气、电、热等能源的综合经营，延伸天然气价值链，获取增值收益。

以新奥集团为例，在产业链上游的产业布局有：通过旗下新奥生态控股股份有限公司发展煤制气化工产业，并规划在福建泉州等地建设煤制气项目；在浙江舟山规划建设LNG接收站，计划于2018年建成投产，与雪佛龙、道达尔、澳大利亚Origin能源公司等签署LNG长期合同，年合同量约150万吨；2016年3月出资收购弘毅投资所持有的澳大利亚桑托斯公司11.7%的股份等。在下游利用环节的布局有：在长沙、青岛、保定等地建设分布式能源项目，通过新奥智能能源发展“泛能网”技术，将天然气、风、光、地源热、水源热等多类能源，根据客户需求进行匹配与调度，目前正依托青岛中德生态园项目进行示范建设。

与此类似，新疆广汇集团在江苏启东规划建设LNG中转分销站；华电集团与BP等企业签署LNG长期合同，并在江苏赣榆、广东江门等地筹划建设LNG接收站；北京燃气与金鹰资本合作；广州燃气近期也签署了100万吨/年的LNG长期合同。

3.4 信息化服务水平快速提高

2015年7月1日，国务院发布了《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》，明确提出了互联网+智慧能源的行动计划。天然气产业链长，市场化程度高，在推进“互联网+”方面具有得天独厚的优势。目前天然气企业的互联网+模式还处于发展初期，主要还是各类资本通过打造互联网的电商平台，开展LNG网上交易，例如新奥集团投资建设的“好气网”、云顶科技推出“淘气网”等，以及城市燃气企业充分利用互联网金融方式，开展网上服务，例如利用支付宝进行燃气缴费等业务。

随着大数据技术、移动互联网技术与天然气全产业链的深度融合，天然气终端销售和利用领域的业务流程、商业模式的创新将成为今后发展的新热点。

4、交易中心将对市场价格的形成起标杆作用

价格机制是市场机制的核心。创新价格机制，既是加强需求侧管理的重要举措，也是推进供给侧结构性改革的关键环节。中国天然气市场仍需加快全面理顺天然气价格，放开天然气气源和销售价格，建立主要由市场决定价格的机制。

4.1 天然气价格改革已取得阶段性成果

“十二五”以来，中国天然气产业的价格改革持续推进。2011年12月，国家发改委发布了《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》(发改价格[2011]3033号)，天然气价格开始由成本加成法改革为市场净回值法，在两广地区进行试点。2013年6月《国家发展改革委员会关于调整天然气价格的通知》中把“市场净回值法”改革方案推向全国，天然气价格管理由出厂环节调节转移至门站环节，通过将管道天然气价格与替代能源(燃料油和液化石油气)价格挂钩，实行政府指导的最高上限价格管理，推行“存量气、增量气”门站价调整方案。

2015年4月，实现了存量气和增量气的价格并轨，全面理顺了非居民用气价格，同时试点放开了直供用户用气价格。10月，出台《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》，提出按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进天然气价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定天然气管网输配价格。11月，将非居民用天然气价格由以往实行的最高门站价格管理改为基准门站价格管理，降低后的门站价格作为基准门站价格，供需双方可以此为基础，在下浮不限、上浮最多20%的范围内协商确定具体门站价格。

经过一系列的改革举措，天然气价格管制持续放松，供需双方自主协商的价格空间不断扩大，天然气价格的市场化程度显著提高。根据国家能源价格改革思路和部署，“十三五”期间的天然气价格改革将向纵深发展。

4.2 天然气定价体系将进一步理顺

消除居民用气与非居民用气的交叉补贴是理顺价格体系的必由之路。目前，居民用气价格明显低于工商用户价格，导致用气量越大、调峰压力大的用户，享受的补贴越多，不符合市场经济的公平原则。考虑到居民用气的价格调整直接关系到千家万户群众的生活，国家针对生活困难人群和一些公益性行业的定向补贴和救助机制将会长期存在，但居民与非居民用气价格的并轨是大势所趋，终端用户的阶梯气价将是居民用气的主要定价方式。

另外，省级门站价格应逐步取消。现行的市场净回值法的门站定价机制虽然实现了天然气价格与替代能源的挂钩，但没有建立动态调整机制，且与市场形成价格的改革思路不符，即使“十三五”期间门站指导价格还会存在，长期来看取消门站价格不可避免。

4.3 储运环节是价格监管的重心，取费标准进一步科学规范

目前，中国天然气管道、接收站等储运设施的服务定价，均采取以项目经营期评价法为基础的定价方法，该方法在天然气产业发展的初期阶段有助于收回投资、鼓励投资，但该方法不能体现市场上不同用户的用气差异性，对均衡供气用户和可中断用户有失公平，也不利于提高管道利用效率。

按照国家改革思路，“十三五”期间储运设施定价机制的改革方向，将参照欧洲具有较多应用的服务成本法。从国外发展经验看，随着下游差异性需求的增加和储运服务的多样化，两部制定价方法更加符合完全市场化的需要。同时，考虑到储气库在天然气产业链中调节供需中的重要作用，储气库服务的价格改革将同步推进。

4.4 供需双方协商定价是方向，影响因素更加复杂

上、下游市场主体多元化和规模化均需要一定发展时间，目前的产业结构和交易模式仍会在“十三五”期间占主导地位，市场净回值法的天然气定价机制也会保持较长时间，天然气价格变化主要受国际原油价格变化的影响，动态调整机制将会逐步建立。同时，随着管网设施的独立运行和上下游主体多元化的推进，上下游直接交易并协商确定价格的交易模式将得到推广，省级门站价格将会逐步取消。在新的交易模式下，天然气价格的影响因素更加复杂，除了替代能源价格水平的影响，不同气源天然气的生产和获取成本、国内及区域内整体供需形势、终端用户议价能力和用气特性等因素都会对价格产生重要的影响。

4.5 交易中心在价格形成中的标杆作用进一步显现

交易中心是天然气行业发展到一定阶段的产物，是天然气产业走向成熟和可持续发展的重要标志。目前欧洲、北美等天然气发达市场都形成了比较成熟的天然气交易中心，在反映市场供需、引领市场定价方面发挥着重要的作用。

中国的天然气交易中心成立较晚，2015年7月1日，由新华中融投资有限公司、中国石油、中国石化、中国海油、新奥燃气、北京燃气等10家企业发起建立的上海石油天然气交易中心开始试运行，目前交易气源已涵盖国产陆上常规天然气、海上天然气、页岩气、中亚进口管道天然气和进口液化天然气等多种类型。上海石油天然气交易中心承担着推进中国天然气行业深化改革的重任，如何最大程度地发挥作用，成为中国天然气交易的市场化交易平台，还需在气源供应、市场主体多元化、管网第三方公开准入等方面进行不懈的努力。

深化体制改革，推动市场化改革，激发市场活力，是实现中国天然气行业健康可持续发展的重要保障。“十三五”是中国天然气行业市场化改革的关键时期，也是天然气产业格局重构的关键时期。对天然气产业参与者而言，深刻把握国内产业现状，认清行业发展方向，充分发挥自身优势，顺势而为，才能在改革的浪潮中立于不败之地。

（作者单位：中国石化石油勘探开发研究院）