管网独立后的中国天然气发展格局

来源：天然气工业

刘剑文 1 　杨建红 2 　王 超 3

1. 中国石化长城燃气投资有限公司

2. 北京世创能源咨询有限公司

3. 中国石化天然气分公司华北天然气销售中心

摘　要：随着我国油气体制改革的深入实施和国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）的成立，天然气产业中游管道业务将实现独立运营，势必给中国的天然气产业链带来深刻的影响并改变天然气发展的格局。为此，在深入调研我国天然气产业发展现状的基础上，结合国家各部委出台的有关油气体制改革的政策，判断了未来中国天然气的供应、管网、市场格局和价格改革方向。研究结果表明，未来中国的天然气发展格局主要呈现以下变化：①在天然气供应多元化的基础上，上游“三大、一中、众新”的天然气生产主体格局更加明显，就近供应成为主要的供应方式，四气集中是必然趋势；②未来管道企业呈现的“一大、N 区、众小”格局或将成为过渡阶段，国家管网与省级管网公司将独立运营并处于竞合关系，而“最后一公里”管道会成为建设的重点；③地下储气库的价格套利功能将会日益显现，LNG 接收站是各类资本最为现实也是最为活跃的投资项目；④中国的天然气市场在未来一段时期内仍将处于发展期，但消费模式会发生转变；⑤天然气价格市场化是必然之路，区域性燃气公司将成为市场的主力军，管输费仍将由政府定价，下游天然气终端价格将逐步放开。

关键词：中国；天然气产业链；管网独立；油气体制改革；发展格局；供应多元化；发展期；市场化

0　引言

2017 年5 月，中共中央国务院发布了《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称《意见》）[1]，对油气领域的上中下游均提出了明确的改革方向和任务。为贯彻落实《意见》要求，加快推进石油天然气管网运营机制，2019 年12月9 日我国成立了国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）。随着《意见》指示精神的逐渐落地和国家管网的成立，势必影响并改变我国的天然气发展格局。

1　天然气供应格局

天然气供应作为产业链的上游环节，根据《意见》要求，该环节是鼓励放开的。国家管网公司的成立，改变了传统的石油公司产运储销一体化的经营模式，也将影响我国天然气资源的供应格局。

1.1　坚持国内、国外“两种资源”供应战略将长期存在，国产气作为“调节器”

长期以来，我国在天然气供应上，始终坚持国内、国外“两种资源”战略。2006 年深圳大鹏LNG 接收站投产，标志着我国天然气实现进口，发展至今，对外依存度在2018 年高达45.2%。未来，“国内、国外两种资源”战略将继续实施。为了提高供应保障和安全程度，一方面应加大国内天然气勘探开发力度，将国产气作为“压舱石”和“调节器”；另一方面要抓住国际天然气供应宽松大好局面，合理地加大天然气进口规模[2]。

由于世界地缘政治和国际贸易争端，我国对能源安全问题越来越重视。我国的资源禀赋决定了能源安全问题核心就是油气安全。为了保障天然气供应安全，近年来中央要求加大国内勘探开发力度，效果显著。2018 年我国天然气产量为1 601×108m3，2019 年为1 755×108m3（估算），同比增加154×108m3，增幅9.6%，创多年来新高。由于国产气量的大幅度增加，2019 年1—10 月我国天然气的对外依存度为44.8%，较2018 年的45.2% 有所下降。国产气作为“压舱石”的作用也日益突显，不仅提高了保供能力和自给能力，而且稳定了国际市场。从国产气规划情况来看，我国完全有能力将天然气的对外依存度控制在50% 左右。

根据天然气安全平稳运行经验，天然气资源供应能力应该达到市场需求的1.1 倍，才能实现供应安全。在目前国际油气环境下，要紧紧抓住国际天然气供应宽松和油气价格处于低位的大好机遇，多元化大规模地进口天然气。到2019 年10 月底，我国天然气进口来源国多达29 个（其中LNG 从25 个国家进口），多元化明显，天然气进口比较安全。在此基础上，考虑进口长贸天然气受到合同的约束、进口现货的价格存在不稳定性、进口管道气存在不确定性等因素，将超过需求量10% 的气量（以国产气为主）作为调节气量，那么有了国产气这个“调节器”，天然气进口带来的风险可以大大降低。

1.2　“就近供应”成为主要供应方式，“四气集中”成为必然趋势

2019 年12 月，随着中俄东线北段的建成投产，我国已经形成了西气东输、海气登陆、就近供应、北气南下的天然气供应格局。随着西部油气田的上产、沿海LNG 接收站能力的增加以及中俄东线中、南段的投产，天然气流向将不断优化，国家管网成立后，管网系统运行优化的动力进一步提高，天然气的供应格局也将发生变化。

未来，随着中国西部油气田的进一步上产，西气东输的供应格局将进一步夯实，国家管网成立后，西气东输格局继续保持；沿海LNG 接收站的新建和海洋气的上产，海气登陆的供应格局也将进一步夯实；国家管网成立后，资源销售的区域范围将不受自有管道设施的限制，国家管网为降低输送成本，提高输送效率，将对管网系统进行优化，从物理概念讲，就近供应将成为主要供应格局。除了油气田周边市场利用外，长输干线管道将就近沿线下载，沿海LNG接收站也将充分就近供应周边市场。比如，中国石油塔里木油田公司生产的天然气要销售到广东，商务合同是新疆的气卖到广东，通过优化和资源置换，从物理方式上，塔里木的天然气无需到广东。这样国家管网的成立已经改变了供应格局。

国家管网成立后，在西气东输、海气登陆、就近供应的前提下，随着沿海LNG 接收站能力的增加，预判一种新的供应格局——“四气集中”将出现。根据《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》[3]，2030 年我国的能源消费总量将控制在60×108t 标准煤，天然气占比达到15% 左右，据此测算，2030 年全国天然气市场需求量将达到6 000×108m3。根据沿海11 个省份的天然气市场消费现状、各省份天然气相关规划及影响因素分析结果，预计2030 年沿海11 个省份天然气市场需求量将超过2 800×108m3。截至2019 年10 月，我国沿海LNG 接收站实际接收能力为8 955×104t/a，在建及规划扩建接收能力为2 985×104 t/a，较为落实的规划新建项目接收能力超过8 800×104t/a，预计2030 年沿海LNG 接收站接收能力将超过2×108t/a。同时，考虑中俄东线对沿海地区的供应和区域内油气田、海洋气等产量，我国沿海省份天然气资源的供应能力将大于市场需求。至此，沿海地区天然气资源供应将逐步向内陆地区渗透，供应沿海地区的长输干线资源将逐步退出，最终形成所有资源向中部地区汇集的“四气集中”格局。

1.3　上游“三大、一中、众新”的天然气生产主体格局更加明显

长期以来，我国天然气生产格局以三大石油公司（中石油、中石化、中海油）为主，但是随着政策对上游的放开和对外商的开放，国家管网公司的成立打破了输送壁垒，非油企业参与天然气生产的积极性提高。

三大石油公司一直是我国天然气的生产主体。2019 年我国天然气产量1 755×108 m3，其中三大石油公司产量占比94%。国家管网成立后，三大石油公司的业务更聚焦上游生产，由于拥有先行优势、技术优势、人才优势以及体制优势，三大石油公司仍然是我国最大的天然气生产商，是天然气生产最主要的生产主体。

陕西延长石油（集团）有限责任公司（简称延长石油）是中国的“第四桶油”。近些年来，延长石油正在加大油气上游勘探开发力度，不断扩大天然气探明储量规模、积极启动勘探低投入区、超前探索多矿种勘探等。其2019 年1—10 月天然气产量39×108m3，全年计划产量48×108 m3，“十三五”天然气规划产量超过50×108m3成为现实。根据该公司的天然气远景规划目标，到2025 年要实现天然气产量80×108m3，产能100×108m3，成为名副其实的天然气中坚生产力量。

随着上游勘探区块对外商的开放及非常规天然气区块的放开等，社会各种企业与资本将积极地进入上游勘探开发领域。受区块范围和地质条件的制约，这些公司的天然气产量短期内难以达到可观的生产规模，但这些企业因政策支持和鼓励会不断地涌现，预计未来将有十至几十个新的天然气生产企业进入上游勘探开发领域。

2　天然气管网格局

为推进市场化改革，提高开放程度，管网公司将独立运营。管网独立后，我国的天然气产业链发生了根本性改变，特别是在天然气管输环节，一些省网公司将实施非捆绑式运营。

2.1　国家管网和省网公司将独立运营

管网独立前，我国基本没有严格独立运营意义的天然气管网公司，无论是三大石油公司还是省级管网公司，均是产运销或运销一体化公司。

根据《意见》要求：“改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。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”[1]。管网公司独立后，国家管网公司以整合三大石油公司的管道资产为主，进行独立运营，向第三方公平开放；预计省级管网公司将首先实现输销业务分离并最终形成独立运营，同样向第三方公平开放。

管网独立后，我国天然气产业链主要业态见图1。

图1管网独立后天然气产业链业态图

2.2　未来管道企业呈现“一大、N 区、众小”的格局或将成为过渡阶段

截至2018 年底，我国建成投产的天然气管道长度10.8×104km，其中三大石油公司管道里程占比69%。天然气管道中，按照管道功能属性划分：国家基干管道和支干线占比43.8%，省级干线占比17.4%，省级支线占比38.8%。

根据《意见》任务“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”，管网独立后，考虑国家管网公司第一阶段主要由三大石油的管道组成，预计其输气能力将占全国总能力的80% 左右，管道里程占全国的60% ～ 65%。国家管网公司的管道主要由基干管道、支干线以及部分支线构成，拥有90% 以上的基干管道和支干线。

目前全国有20 个省级管道投资平台，其中有11个形成了省级管网公司。管网独立后，结合国家管网成立的初步进展和各个省网公司的股权构成，省级管网公司继续存在的可能性比较大，再加上新形成的省级管网公司的出现，这样就有N 个区域性管网公司或者省级管网公司存在，这些公司也将独立运营。

除了省级管网公司外，各个省内（除西藏外）均有一些支线管道公司，比如河南省拥有河南蓝天燃气股份有限公司、河南纵横燃气管道有限公司、河南五洲能源发展有限公司、河南安彩能源股份有限公司、信阳富地燃气有限公司等10 多家支线管道公司。管网独立后，一方面考虑到这些支线管道的专用性和股权构成，另一方面考虑支线管道公司的重组，预计将有众多的支线管道公司继续存在。

国家管网公司要推动形成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油气市场体系目标[4-5]。中间统一管网的整合力度，在一定程度上决定了我国天然气管网业主的格局，在全国天然气管道“一张网”的持续推动下，N 个区域性管网公司或省级管网公司将逐步纳入国家管网公司或服从国家管网统一调度。综上局面所述，未来管道企业呈现的“一大、N 区、众小”格局或将成为过渡。

2.3　国家管网与省级管网公司将处于竞合关系

管网独立后，预计国家管网公司和省级管网公司并存或在一段时期内并存，国家管网主要对基干管道、支干线等管道进行投资建设运行，承担全国和省际间的天然气调配任务；省级管网公司主要对省级干线和部分支线进行投资建设运行，承担着省内天然气的调配任务。

为了满足市场需要，2018—2030 年天然气管道建设将全面提速，预计此期间新建10×104km。任何一家管网公司不具备独立完成全国天然气管道建设和运行的任务，需要社会各种资本力量进入这个领域。

在管道的建设和运营中，需要国家管网和省级管网公司共同承担。省级管网公司的存在不仅能缓解国家管网公司建设和运行的压力，而且是承担省内、省际间资源调配的有效措施，更是平抑省内管输费的平台。一方面省级管网公司要参照国家管道公司进行非捆绑式运营；另一方面应主动配合国家管网进行资源调配。可以说，在大多数情况下，国家管网与省级管网公司是合作关系。

然而，由于国家管网和省级管网公司在部分路由存在着管道重复建设问题，在省际资源调配和部分省内资源调配存在着互相竞争的问题，此时，二者之间确实是竞争关系。在出现竞争时，建议多协调、多合作，不要出现国网的“肠梗阻”和省网的空置化，造成管网运行效率的低下。

2.4　“最后一公里”管线将成为投资建设的重点

2018 年我国天然气绝对消费量2 742×108m3， 截至2018 年底已累计建成投产管道长度10.8×104km。预计，2030 年我国天然气需求量将达6 000×108m3， 是2018 年的2 倍多。为了满足天然气输配需求，预计管道里程应提高到2030 年的20×104km 以上，2018—2030 年期间新建10×104 km。在新建的10×104km 中，大部分的新建管道是“最后一公里”管线，为了进一步提高天然气普及率，全国大陆31 个省份中有22 个出台了天然气管道“县县通”“镇镇通”相关规划，从以前的满足“市市通”为主向今后满足“县县通”“镇镇通”为主，此部分管道建设长度将介于6×104～ 7×104km，占比超过新建总长度的60%，成为管道投资建设的重点。

“最后一公里”管线由于与下游用户紧密相关，也会成为社会资本关注的焦点，各类社会资本，包括国家管网、省级管网、燃气公司、支线管道投资主体等均会参与投资建设。

2.5　地下储气库的价格套利功能将日益显现

截至2018 年底，中国共有26 座储气库投产，地下储气库设计工作气量总计达193×108m3，有效工作气量约为93×108m3，仅占中国天然气消费量的3.4%。长期以来，地下储气库是我国冬季季节调峰的主力，预计2019 年季节调峰需求气量179×108 m3，占全年消费量的6%。其中，地下储气库调峰气量97×108m3，占比54%。随着资源供应能力的提升，考虑照付不议的因素，地下储气库在夏季对富余气量进行填谷的功能也将显现。

另外，地下储气库可以实现套利。随着国家管网的成立，各环节费用的理顺，峰谷差价的形成，以及在国际天然气供应宽松的局面下，在LNG 现货价格较低时进行采购向地下储气库进行注气，在冬季用气高峰时向市场进行释放。地下储气库作为一种套利的工具，作用也将突显出来。

综合考虑地下储气库的功能以及其他调峰设施的合理能力，地下储气库作为季节调峰的主要设施，根据我国历史用气规律，季节调峰量占全年消费量的6%，建议未来地下储气库有效工作气量占天然气年消费量的6% 为宜。预计2030 年天然气需求量6 000×108m3，那么地下储气库有效工作气量应该达到360×108m3。

2.6　LNG 接收站是最为现实也是最为活跃的投资项目

截至2019 年10 月，中国已投产的LNG 接收站共计21 座，总设计接收能力达6 975×104 t/a，实际接收能力为8 955×104t/a。2018 年中国LNG 接收站设计接收负荷率74%，实际接收负荷率64%。

随着东莞九丰LNG 接收站、广汇启东LNG 接收站、新奥舟山LNG 接收站的投产运行，国内各种社会资本投资LNG 接收站成为现实，充分说明投资LNG 接收站的政策是开放的。2019 年6 月30 日国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）发布的鼓励外商投资产业的《外商投资准入特别管理措施（负面清单）》《鼓励外商投资产业目录》等重要文件，可以说对油气等行业释放着前所未有的开放信号。民营企业的示范项目效应必将带动外商对LNG 接收站的投资兴趣和热情。在没有政策壁垒后，由于LNG接收站具有独立运行、与贸易结合紧密等特点，同时管网独立消除输送限制，LNG 接收站是社会各类资本最为现实的投资项目。

从项目实施和前期立项、研究情况看，种种迹象表明，LNG 接收站项目已成为最为活跃的天然气基础设施投资项目。2019 年国家发改委已核准及正在核准的LNG 接收站项目有4 个，开展可研拟上报的有10 个，开展前期研究的超过10 个，还有一批接收站项目正在谋划。

3　天然气市场格局

从天然气整个产业链看，下游市场是竞争最为充分的环节，市场化程度相对较高。发展至今，天然气市场已形成一定的规模，发展趋势也不断显现。管网独立后，对下游市场短期内不会产生颠覆性的影响，但是对燃气企业的格局、燃气企业的经营将产生较大的影响[6-7]。

3.1　天然气作为主体能源未来一段时期内仍将处于发展期

2004 年12 月30 日，西气东输正式商业运作，标志着中国天然气市场由启动期进入发展期，当前阶段正处于天然气发展期[8]。2017 年，国家发改委和国家能源局等十三个部委联合印发了《关于加快推进天然气利用的意见》（发改能源〔2017〕1217 号）[9]，明确了逐步把天然气培育成为中国主体能源之一的战略定位。根据目前我国天然气市场的发展现状，未来一段时期内将持续处于发展期，天然气市场进入成熟期的主要标志为：①全国城镇化率和城镇居民气化率均超过70% ；②天然气在工业领域的用能占比提高到20% 以上；③天然气在发电领域占比由4% 提高到10%。根据天然气市场的发展态势，预判2035年我国天然气市场发展基本进入成熟期。

3.2　天然气市场消费模式发生转变

2004 年我国天然气进入发展期后的近10 年，属于天然气市场培育阶段和引导阶段，天然气消费模式为供应驱动消费。由于天然气市场对基础设施的依赖性比较强，在落实资源的前提下，需要积极主动甚至超前建设天然气基础设施，尽快提高管网的覆盖率和居民气化的普及性，天然气供应商应主动地开拓市场，通过一系列示范工程引导市场的发展，因而此期间以资源供应为主导[10]。

随着资源供应多元化、管网的不断完善，驱动市场的动能发生了变化。2014 年以来，中国经济发展进入新常态、大气污染防治力度加大、世界油气供应宽松并处于价格低位等影响天然气市场的因素在不断变化和转化，中国天然气市场的消费模式也发生了转变，即由供应驱动消费向需求拉动消费转变。2017 年以来，煤改气、北方清洁取暖就是需求拉动消费的典型模式。需要说明的是，当前需要二者同时发力来助推天然气的发展。

随着国家管网公司的成立，资源供应主体和供应方式更为多元，管网设施更为畅通，天然气普及率进入高位，市场化程度越来越高，供应越来越宽松。在此背景下，天然气的消费是否能扩大基本取决于需求侧。政策驱动、产业转移、经济发展水平以及天然气价格竞争力等决定着天然气的发展规模，需求拉动消费的模式显现，未来市场的地位越来越高，无论是资本市场还是资源，均将流向市场负荷中心[11]。

3.3　中部地区将成为天然气增量市场潜力最大的区域

目前我国的天然气市场负荷中心主要是环渤海、长三角和珠三角等经济发达区域。随着我国产业转移、能源结构调整、大气环境污染防治、经济区域扩展，天然气的消费重心也将发生变化。

2010 年9 月国务院发布了《国务院关于中西部地区承接产业转移的指导意见》（国发〔2010〕28 号）[12]，指出：中西部承接发展劳动密集型产业（纺织、服装、玩具、家电等）、能源矿产开发和加工业、农产品加工业、装备制造业、现代服务业、高技术产业、加工贸易。2016 年12 月17 日，国务院批复同意《促进中部地区崛起“十三五”规划》，中部地区将建设成为全国重要的先进制造业中心、全国新型城镇化重点区、全国现代农业发展核心区、全国生态文明建设示范区、全方位开放重要支撑区。

经过近10 年的发展，中部地区不断承接东部发达地区的产业，到目前已初具规模。中部地区特别是中南地区（河南、湖北、湖南、江西、安徽），该区域的省份既包括我国的人口大省、经济大省，也包括我国的能源消费大省、环境压力大省，在承接东部重化工、劳动密集型等产业，环境压力越来越大，对清洁能源的需求潜力巨大。天然气作为最现实的清洁能源，为中部地区崛起提供可持续发展的能源保障，可以预计中部地区将成为我国天然气增量市场潜力最大的区域。

3.4　区域性燃气公司是市场的主力军

据不完全统计，目前全国有3 000 多个燃气公司，形成了“五区、四市、N 中、众小”的燃气企业格局。五区指“华润、港华、新奥、中燃、昆仑”五大跨区燃气公司；四市指“北京燃气、上海燃气、天津燃气、重庆燃气”四个直辖市大型燃气公司；N 中指“深圳、广州、新疆、中裕、天伦、百川等”销售量超过或者接近于10×108m3/a 的多个中型燃气公司；众小则指其他众多的小型燃气公司。

从天然气销售看，“五区”和“四市”燃气公司的销售量占全国天然气消费量的50% 左右，已是下游市场的主力。随着燃气市场高利润化向低成本的转变，势必促进行业的整合和重组，“大吃小”和“化散为整”是趋势之一。随着管网的独立，这些公司以及一部分中型企业，也有强烈意愿向天然气产业链中的其他环节延伸和拓展，不断做大和做强。特别是“十四五”中期后，随着天然气供应条件的不断好转，这些公司的话语权将越来越大。

4　天然气价格改革方向

在“管住中间、放开两头”的原则下，价格作为市场化的要素之一，天然气价格机制不断改革和调整，其改革方向一直成为业内关注的焦点。国家管网公司的成立将促进天然气价格市场化的发展。

4.1　天然气价格市场化是必然之路

价格市场化的核心思路是价格由供需关系决定，价格形成由市场形成，价格确定由供需双方协商而定。

中国的天然气价格市场化改革始于2011 年。2011 年12 月，国家发改委发布《国家发展改革委关于在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》[13]，开始在广东、广西试点天然气价格改革，尽管仍然实行政府指导价，但是明确提出“供需双方可在不超过最高门站价格的范围内协商确定具体门站价格”，这个文件的实施开创了我国天然气价格改革之路。随后几年（2013 年、2014 年、2015 年、2018 年）国家发改委陆续发布价格调整的文件，门站价格逐步放开。

2019 年11 月，国家发改委发布《中央定价目录》（修订征求意见稿）。对比2015 年国家发改委发布的《中央定价目录》（国家发展改革委令第29 号），征求意见中的《中央定价目录》将天然气定价从目录中移除，保留了油气管道运输定价，并将“跨省长输管道价格”独立成一大项目类别。尽管此次《中央定价目录》中有关天然气价格但仍保留在《中央定价目录》的注释中，但是本次计划修订的《中央定价目录》进一步释放了天然气价格将放开的信号。

4.2　管输费由政府定价将长期存在

2019 年5 月24 日国家发改委、国家能源局、住房城乡建设部、市场监管总局等四部委联合发布了《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916 号）[14]，作为中间的管输环节，不仅要信息公开，而且也要无歧视地向第三方开放。为了完全实现公平，需要一个让所有参与者都接受的规则，即在《开放办法》的基础上，需要一个合理的管道运输价格管理办法。

目前天然气管道运输价格管理办法按照国家发改委2016 年10 月9 日发布的《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）》（以上2 个管道运输价格管理办法综合简称《价格办法》）（发改价格规〔2016〕2142 号）[15]。《价格办法》指出：管道运输价格实行政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整。管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，即通过核定管道运输企业的准许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，核定管道运输价格。

国家管网成立后，管网独立的初期基本可以维持目前点对点的输送模式；由于长输管道基本已达到满负荷和超负荷，没有多余的管容供其他方使用。管网独立的中后期，随着管道等设施的发达和成熟，市场及管网足够发育且形成一定的规模，将会逐步打破点对点输送的模式，那时必然会对物流、资源重新进行优化配置，以往的长距离点对点输送将受到直接冲击，管网容量开始出现富余。此时，需要出台更科学合理的天然气管道运输价格管理办法。

2019 年《中央定价目录》（修订征求意见稿）保留了油气管道运输定价，并将“跨省长输管道价格”独立成一大项目类别，可以看出作为中间环节的管道，执行的“管住中间”思路，管输费政府定价将长期存在。

无论在什么阶段，天然气管道运输价格制定的基本方法仍然是成本加成法。在制定过程中，要充分考虑以下几个方面：①整体上不增加用户的负担，体现用户之间在负担管输成本上的公平和合理性；②有利于提高管输利用率；③与天然气市场的需求特点相适应。

4.3　城市燃气终端价格可能选择性放开

在“管住中间、放开两头”的基本思路下，管网公司独立后，可以预判到上游的出厂价或者出站价将全面放开，管输费政府定价，下游部分终端价格放开。然而，最不确定的是下游燃气公司终端价格何去何从，这是改革的焦点和难点。

由于下游燃气公司终端价格很大程度涉及民生问题，在定价方面考虑的因素复杂，在改革方面难以突破。随着上游出厂价格或者出站价格的放开，那么下游价格是否放开，怎么放开需要深入探讨。

城市燃气终端价格包括居民气价、类民生气价（包括学校、医院等公共服务）、工商业价格、电厂等大工业价格。分析各类用户的特点，结合定价的方法和难易程度，笔者建议：

1）电厂等大工业用户对于燃气公司来说，用户数量少，对气价敏感，价格协商的空间大和必要性大，可以完全放开。

2）工商业用户对于燃气公司来说，用户数量多且有许多是同类型的用户，如果燃气公司的价格协商能力和力量够，价格可以放开；如果燃气公司为了减少工作量，可以采用政府指导定价，减少燃气公司与用户的协调工作量。

3）居民用户和类民生用户对于燃气公司来说，用户数量众多且均涉及民生，燃气公司社会压力大。为了避免产生社会问题，此部分价格可以实施政府定价。从技术经济性出发，由于居民的供气成本、居民的可承受气价均高于非居民用户。所以，建议政府进行居民定价时，按照“成本加成”的原则，制订一个合理的价格机制，并实施气气联动，同时考虑对低收入者进行精准补贴。

5　结束语

管网独立后，我国天然气的发展格局发生了深刻的变化。天然气作为化石能源向非化石能源转变的过渡能源，在调整能源结构、改善大气环境、支撑经济高质量发展方面起到很重要的作用。无论天然气格局怎么变，均不能影响天然气的健康有序发展，应千方百计扩大天然气的消费，提高天然气在能源消费结构中的比例，将天然气发展成为我国的主体能源之一，是未来天然气发展的主题。

为了更好地适应未来天然气发展新的格局，建议主要做好以下几个方面：①加大国内天然气资源勘探开发力度，保持进口多元化的定力；②制订好天然气基础设施开放的规则，坚持公开、公正、公平地开放；③坚持天然气价格市场化，合理地区分并制订好价与费的管理办法和定价机制。

编　辑　 罗冬梅

论文原载于《天然气工业》2020年第01期