一，管网改革是天然气价格机制改革的基础
天然气是相对清洁低碳的化石能源，是我国实施能源革命战略的着力点之一，在我国建设清洁低碳、安全高效现代能源体系过程中还将扮演越来越重要的角色，而构建现代能源体系的核心就是建立市场决定价格机制。按照《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（以下简称《意见》）的部署，到2017年竞争性领域和环节价格基本放开。到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。在能源领域，《意见》指出按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，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。其中，针对天然气价格机制改革，《意见》要求尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，建立主要由市场决定天然气价格的机制。
根据《意见》中价格机制改革的时间表及能源价格改革的总体思路，天然气市场改革到了必须拿出魄力和决心尽快推进的时刻。当前需要结合行业实际情况，尽快推动天然气网运分开和运销分离改革，规范对自然垄断环节的管理，为“放开两头”做好准备。这里网运分开是指现有国家级天然气输气管网和主要LNG接收站设施的运营权和所有权分开；运销分离是指上述天然气基础设施以及省级和城市配气管网的运营和天然气销售分离。
二，管网环节是制约天然气生产和消费的主要障碍
天然气市场经过过去十多年的快速扩张，全国性骨干网络已经基本形成，城市燃气普及率达到95%，但我国人均天然气消费水平低，天然气在能源消费结构中占比仍然偏低。考虑到全球和国内资源情况以及我国能源革命战略的要求，未来天然气还将有广阔的发展空间，但目前天然气上游开放不力、下游改革缓慢、终端价格偏高和管理体制僵化等因素已经影响天然气市场的进一步发展，尤其是作为中间环节的天然气管网，因其建设及运营过于集中，加之近两年管网投资严重不足，使得管网环节成为制约天然气生产和消费的一大障碍。
从国家级天然气管网、储气库、LNG接收站看，这些天然气基础设施的建设运营只依赖少数企业，虽然过去一段时间建设成绩突出，但和实际需求比起来仍然严重不足。我国2014年天然气干支线约6.3万公里，储气库工作气量占消费量的比例为2.3%。作为对比，国土面积和我国比较接近的美国仅跨州的大口径高压天然气管道就有约30万公里，全球储气库工作气量占消费量的比例平均约11%，这一比例在主要发达国家大都超过15%。
中石油作为国内最大的天然气生产商和供应商，拥有国内约80%的天然气管道和超过90%的储气能力，过去十多年在管道和储气库建设方面做了大量卓有成效的工作，但该公司近几年在天然气与管道板块效益相对较好的情况下持续下调该板块的资本性支出，而且最近加快对天然气板块进行重组，表明其对油气管网改革存在担心。而在天然气进口环节，LNG接收站及天然气入境管道则长期被三家大石油公司垄断经营，其他市场主体难以有效进入，使国内天然气市场陷入了低价气进不来高价气销不掉的怪圈。
从地方天然气管网看，目前我国省级管网和城市燃气管网归属地方政府管理。由于部分地方增设供气环节，统购统销，限制竞争，导致天然气下游环节加价严重，再加上监管乏力，使得中央出台的天然气门站价格下调措施不能按时足额传递到位，终端消费者面临的气价始终较高，拖累了天然气市场的进一步开拓。在国家油气体制改革方案未台的情况下，地方燃气环节改革更是鲜有动静。
作为连接天然气上下游市场的中间环节，管网和LNG接收站等存在一定的自然垄断特性，如何实现该环节的公平开放和有效监管将影响上游和下游两个市场的放开。将天然气管网和接收站设施独立出来，是我国上游市场有效开放和下游市场发展壮大的必要条件。同时，中国天然气市场规模庞大，供应品种、来源和需求都呈现多元格局。从供应端看，常规气、页岩气、煤层气和生物质气产地广，陆上海上进口气通道多；从需求端看，消费也不局限在单一地区市场，这都为气与气竞争形成了良好的客观条件，也使得储输环节适度竞争有一定基础，这种市场条件在亚洲地区绝无仅有，是打造亚洲天然气标杆价格得天独厚的硬件优势，只有通过改革才能顺利发挥出来。
三，管网改革的措施建议
（一）加快实施网运分开和运销分离
我国现有国家级天然气储输基础设施集中在三大石油公司手上，但三大公司储输设施互联互通性不足，导致全国性的统一协调和调度困难。而且很多天然气资产已经被注入上市公司，或与其他企业组成了新的股份制企业，股权结构日益复杂化，分割困难。考虑到上述情况，同时又为了实现对中间环节的有效监管，可以考虑采取以下措施：
1. 国家主干管网和LNG接收站业务独立
三大石油公司下属管网和LNG接收站业务可以分别成为一家或多家独立法人公司，公司实行运营权和所有权分开。政府核定每家法人公司的准许收益率水平。三大石油公司可以继续在财务上控股这些公司，股权也可以多元化，股东可以出任董事监事代表，监督检查公司管理，但不具备经营管理权限。股东主要表现为财务投资者，只享有分红权。由于三大石油公司原有投资继续享有股东分红权，因此股权无需进行实质性变更，不会影响他们作为上市公司资产的属性。这些法人公司不涉足天然气销售及上游勘探开发，股东聘任的管理团队负责日常运行管理和维护。
2. 成立国家天然气运行中心
该中心负责应对供求形势出现剧烈变化时管网、储气库及一定规模以上LNG接收站等基础设施的运行协调和统筹工作。国家天然气运行中心协助政府相关部门制定国家级互联互通设施以及新管网储气设施的总体规划。企业有意新建天然气储输基础设施，可以向国家天然气运行中心和政府相关部门报送可行性研究方案和计划，申请企业不局限于现有管道储气库经营企业。对于国家天然气运行中心按规划确定的新建设项目，需要通过公开招投标来选择投资者或投资者联合体。国家天然气运行中心信息对所有用户公开，法人公司的管网储气库容量信息、技术标准、容量拍卖、接入条件、检修安排等相关信息都要在国家天然气运行中心信息平台公布。国家天然气运行中心和政府相关部门有责任监督管网设施的公平开放。在需要鼓励管网设施大发展的地区或时期，国家可以核定较为有利的准许收益率水平，鼓励多元化投资参与建设新的国家级管网设施项目。未来在管网设施存在适度竞争性的地方，国家要逐步放松乃至取消准许收益率管制。根据能源市场发展趋势和需要，结合多能互补和能源互联网技术发展，未来条件成熟时可以考虑将国家天然气运行中心和国家电力调度中心合并运行。
3. 改革地方管网，厘清城市燃气界限
对于地方管网改革，国家不要求统一成立省一级天然气管网公司，现有省级管网的改革参照国家级管网改革办法，实现运销分离，也不得参与上下游业务。在符合国家综合管网规划的前提下，鼓励多元化投资建设国家骨干管网的省级联络线和相应存储设施，省级政府参照国家相关规定核定投资企业的合理收益率水平。为减少输送层级，在国家管网可方便直达城市门站的地区，不得增设省级管网；规模以上用气大户可以选择连接国家骨干管网或省级管网。
对于城市燃气（包括天然气、煤制气和液化石油气等）管网，可由市级政府授权一家或数家法人企业（或企业联合体）分区域投资建设和运行维护。管道燃气配送实行区域内独家经营，但不得限制其他企业以非管网输送形式进行的供应（如液化天然气点供）。现有城市燃气管网经营企业在特许经营期内可同时维持独家管道供应和管道气销售，但要逐步实施配销分离改革，把燃气配送业务和燃气销售业务分开经营；燃气管网运行信息要对用户公开，剩余容量向第三方公平开放；燃气配送业务由当地政府参照国家标准制定合理准许收益率水平，在有适度竞争的条件下天然气销售价格可放松管制。城市燃气特许经营权期限届满后不得授权企业同时从事管网独家特许经营和管道气独家销售，只允许独家管网特许经营。对新的城市燃气市场，政府只授权管网独家特许经营，不授权管道气独家销售。根据供气成本变化调整居民燃气价格，逐步取消对天然气用户的交叉补贴。
国家、省级或城市管网公司由于收益率相对稳定，收入多少主要取决于业务量，将更有积极性努力扩大输送量，充分利用已有储输能力，并在有需求的地方建设新储运设施。
（二）妥善处理天然气进口长约亏损
我国过去在高油价时期签署了不少天然气进口长约，这些合约或多或少都受到政府隐性或显性的影响。进口天然气的定价主要参照石油价格，在近两年石油价格大跌的情况下，进口天然气价格也在下降，但下降的幅度和节奏取决于合同约定的条款。总的来看，进口管道气长约价格低于进口LNG长约价格，而进口LNG的长约价格高于LNG现货价格。如果实施网运分开和运销分离，进口长约会留在三大石油公司手上，因此需要处理好现有长约进口气销售亏损问题。有关企业需向国家相关部门如实公布所有天然气长约合同条款、价格公式、履约情况等详细信息，经国家核定后，可采取多种方式平衡长约进口气的亏损，具体可从以下三方面措施：
1.划清界限。
政府部门将负责平衡协调已有天然气合约亏损，对新签合约不再负责，企业对外签署的所有新合约由企业自主决定，政府部门不再做任何显性或隐性的担保背书，政府高官出访不得以企业签约作为陪衬条件。
2. 统筹考虑。
过去一些年我国企业签订了一些高价进口长约，其中也有一些成功的低价长约，政府要把企业内部不同长约的盈利和亏损情况进行统筹考虑；同时，对历史合约要进行全周期动态评价和统筹考虑，不以少数年份的亏损作为全部依据，以合约全周期盈亏作为评价和补偿的基础，多退少补。
3.多措并举。
要参照国际经验，政府部门协助推动历史长约的价格回顾，协助企业降低亏损，改善效益；除了已有税收减免和优惠政策外，可考虑适当采用未来新设的环境税或碳税收入进行差额补助，也可考虑对高污染高排放能源的使用收取特别附加费，用于弥补进口气亏损；压减天然气管输层级，厘清合理成本，降低中间环节费用。
为了尽快发挥天然气在我国未来能源转型中的重要作用和地位，以及兼顾改革措施的可操作性，建议重点推进天然气管网改革，同步推进原油成品油公用性管网的改革。
附观局文：
油气改革就这三个方向有机会
从2014年起，油气改革在市场上已经炒了一轮一轮。但都是雷声大、雨点小。年底就要真的来了，不过因为低油价的影响，除了直接的利益相关者，已再没有那么多人关心了。
但是，要说这个还是重要的。不要等那个拖拖拉拉的文件了，事情大家都很明白。一路走来，油气体制改革始终牵动业内和市场的关注。在油气体改改革的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》未出台的情况下，油气改革依然以国企改革、价格改革的形式在推进，从油气企业的动作也可窥见体制改革的趋势。
辅业分离专业重组
我国的石油天然气改革起步早，最近的一次发生在1998年国企改革大潮中。1998年的改革，重组中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司。2000年3月，新星石油公司整体并入中石化集团。同时，因为当时油价处于低位，伴随当时启动的国企改革，大批从业者被分流、买断工龄等，主辅分离已经进行过一轮。
此轮油价下跌从100美元/桶最低跌至30美元以下，国内石油行业多年积淀的问题开始显现。主辅分离再次进入企业视野。中国石油集团以“三供一业”分离移交试点单位的形式进行，从年初就开始在下属单位推动。
中国石化集团公司在12月初的改革管理工作会议上，也提出2018年完成供水、供电、供热、供气及物业管理（“四供一业”）的移交，2020年完成所有其它办社会职能的分离移交。
由于石油勘探通常位于偏僻地区，所处地区的社会服务水平不高，一般都有基地的概念，基地提供员工生活方方面面的保障，吸引新人加入。久而久之，形成一批教育、医疗、运输、生活服务等资产，此次将移交出去。
但这一改革在不同油区影响不同。改革难度目前还没有明晰的评估，有些地处偏僻，地方服务水平差的油田基地，员工倾向于公司继续提供价格低的好服务，而不愿意付高价造成变相收入下降。
对于员工而言，由俭入奢易，由奢入俭难，98年的大改革是解决问题的良好时机，当时没解决，现在再来会很艰难。
艰难归艰难，该做的还是要做，正好低油价倒逼，企业也有动力推进。此外，低油价还显示出油田工程和技术服务能力的过剩。中石油已经在公司内部执行专业化重组，打包后实现证券化。
国研中心资源与环境研究所郭焦锋研究员分析，国企改革要实现管资产到管资本的转变，未来专业化重组后可以对外引资，总部主要负责资本运营。
动作就是机会。
管网独立酝酿机遇
虽然成立国家管网公司的建议据称已经不在油气体制改革方案中，但管网分离、网运分开确实是大趋势。大方向是管网分离，成立国家管网公司，但具体实现是渐进的，完成后管网将更有效被监管，真正实现第三方公平准入。
中石油内部进行了天然气销售体制改革。中石油的天然气管道里程、供气量都占到国内市场超过70%，中石油在天然气领域的改革就相当于整个改革。
具体而言，中石油天然气销售体制改革对天然气销售业务实行“天然气销售分公司—区域天然气销售分公司”两级管理架构。天然气销售分公司负责公司天然气业务的管理和运营，按直属企业管理。
组建北方、东部、西部、西南、南方5大区域天然气销售分公司作为其所属机构，按分公司设置。区域天然气分公司下设省级代表处，作为其派出机构。原先在各区域管道公司的天然气销售业务从管道公司剥离，并入天然气销售公司。天然气销售体制改革是为了应对天然气改革网运分离，运输和销售分离的方向。
三桶油还先后公布了符合条件的管网基础设施公开信息。管网将向第三方开放，促进上下游的互动，非石油央企的油气都可以通过管网进行便利运输，激活市场。
管网独立和分离还得到价格改革的实质支持，国家发改委陆续发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》、《天然气管道运输价格管理办法（试行）》、《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》、《关于明确储气设施相关价格政策的通知》、《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》、《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》等政策。
管输环节定价成本监审，将摸清管输价格，消除不相关成本。也为未来独立的管网公司提供可操作的路径。目前省网公司的管输费普遍不够规范，高于主干管网，未来将拉平差距，逐渐过渡到平均费率。
普遍预期，经过成本监管和石油央企内部重组，管道独立、以何种形式运作的问题将水到渠成，即使到时成立独立的国家管网公司，也将更容易操作。所以，眼光要放长远，思考如何应对未来的管网独立。
对于那些现在收费偏高的省级管网公司和城市燃气公司，将面临很大的挑战。需要发掘新的商业模式，思考未来统一按照固定费率收费的情景下，公司的转型方向。尤其是省网公司，未来将面临更为严厉的监管和成本监审。
上游抄底机会开放
油气上游开放筹划许久，已经在非常规天然气的煤层气、页岩气领域进行尝试。煤层气和页岩气的价格放开，页岩气已经进行过两轮招标，第二次招标进入的企业都不是油气企业。
油气的上下游开放需要联动才有效果，单纯的上游开放受到管道和下游掣肘，无法真正实现市场定价。当然已经进行的试点聚焦在探矿权，中标企业需要承担的风险更高。且配套的管道和价格改革没有同期推进，也影响了上游开放的效果。
但是上游的机遇，懂行的都比较明白。2015年，新疆进行常规油气区块的公开招标。但其主要区块地处偏僻，品质较差，加之油价在底部区间，并没有引起大的反响，但争夺依然激烈，显示相关企业对在国内有区块的热情不减。
《全国矿产资源规划（2016-2020年）》提出，依据油气体制改革总体方案，按照“放开市场、盘活区块、激发活力、加强监管”的思路，加快新疆改革试点及其经验总结推广，稳步推进油气勘查开采体制机制改革，逐步放开上游勘探开发市场，引入社会资本，加快勘探开发进程。
此外，还提出要完善勘查区块退出机制，促进区块流转，建立进退有序的勘查开采市场，激活勘查潜力。健全油气地质资料公开和共享机制，建立油气资源动态监管信息平台，向社会公示矿业权信息、勘探进程和勘探开发方案。
新疆能源改革试点，还会在采矿权一块有动作，推动难动用储量进入市场，进一步激活社会资本投资。未来新疆的经验将会在全国推广，上游将有更多参与者。不过，上游风险高，开放的效果需要中长期评估。
新疆地方政府也有一些措施，曲线引民资进入一些成熟油田进行合作，配合地方园区的招商引资，做的比较坚决。石油央企在支援新疆的背景下，也需要积极配合。
国内资本和企业在美国、加拿大、澳大利亚、南美、中亚等地已经曲线进入上游，国内上市公司已经形成板块，但客观说除了赚市场的钱，在海外的区块更多是经验积累，交学费。
国内开放后，这些在国外积累上游经验的企业可以进入国内上游，活跃上游勘探开发。国内的油田工程和服务企业长期给油田提供服务，对区块情况了解，也有向上游发展的潜力和需求。
