一直以来，我国城镇燃气配送环节价格监管都处于相对滞后的状态。多数地方都没有单独核定配气价格，城市燃气企业的配气成本捆绑在天然气终端销售价格中，由地方价格主管部门统一管理，配气价格表现为城市燃气企业的购销差价。
按照天然气价格改革“管住中间，放开两头”的要求，城镇燃气配送环节作为网络型自然垄断环节，核定独立的配气价格势在必行。《意见》要求地方价格主管部门按照“准许成本加合理收益”的原则核定独立的配气价格，并在2018年6月底前，出台配气价格管理和定价成本监审规则。
投资收益率作为影响配气价格水平的关键指标之一，是各方关注的焦点，《意见》将税后全投资收益率上限确定为7%。国家发改委相关负责人表示，从国际经验看，通常认为天然气配送环节经营风险低于长输管道，相应地收益率应低于长输管道；从国内情况看，一方面我国配气管网设施尚不完善，收益率的选取应有利于鼓励投资，另一方面，由于配气价格直接关系中小企业发展和居民生活，也不宜定得过高。
上述负责人同时也强调，7%只是指导性的收益率上限，并不是强制要求各地必须按7%来定，各地在具体核定配气价格时，应根据当地市场的发育程度、价格承受能力等，在0－7%这一范围内确定最终的投资收益率。
思亚能源执行总裁李遥表示，《意见》明确配气业务不包含接驳和售气，而目前接驳的利润占部分燃气企业毛利率的40%－60%，如果考虑到接驳和售气的收益，燃气企业的回报率仍然相当可观。
《意见》明确年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税费之和扣减其他业务收支净额确定。其他业务收支净额为企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。
李遥表示，《意见》要求城市燃气企业提高其财务透明度，将配气业务同接驳、售气业务进行财务分离，为成本监审奠定基础，而这对燃气企业将是一项挑战。
除了明晰配气业务的范围外，《意见》还对折旧年限、供销差率等直接影响配气价格的部分核心指标参数规定了上限标准，以促进城市燃气企业降本增效。其中要求管网折旧年限不低于30年，供销差率原则上不超过5%，并且在三年内降至不超过4%。中国石油大学教授刘毅军表示，供销差率主要反映的是配气环节的损耗，明确供销差率的上限，下一步企业将会在计量等系统管理方面有所加强。
另外，考虑到各地天然气市场发育程度存在较大差异，《意见》并没有像跨省长输管道运输价格管理办法那样，将收益率与管道负荷率挂钩。但是为了避免城市燃气企业过度超前投资，《意见》要求配送气量较大幅度低于可行性研究报告或者供气规划的，应对最低配送气量作出限制性规定。
为激励企业提高经营效率，主动降低配气成本，《意见》还鼓励各地科学确定标杆成本，对燃气企业实际成本低于标杆成本的部分，建立燃气企业与用户利益共享机制。
中国人民大学经济学院副院长郑新业表示，成本加成定价最大的问题在于当资金成本低于准许收益时，企业会有很强的投资冲动，通过设定标杆成本能够很大程度上遏制企业的投资冲动，这一机制的设计体现了我国政府监管理念的提升。
郑新业同时也表示，《意见》对地方价格主管部门的监管能力提出了较高的要求，受监管力量不足等因素制约，《意见》在具体落实过程中将给地方带来一定挑战。
除了依靠政府监管外，《意见》还要求燃气企业主动公开价格、成本等相关信息，通过信息公开，强化社会监督。而就在本月初，中国石油、中国石化、大唐集团等跨省天然气管道运输企业在其官方网站上公开了管道运输成本等相关信息，这也为下一步城市燃气企业公开相关信息做出了良好的示范。
发改委上述负责人表示，随着各地落实《意见》，出台相关监管规则，加强成本监审，目前少数城市过高的配气价格将会有所降低。长期来看，随着天然气输配价格监管实现全环节覆盖，天然气产业链各环节收益将逐步趋于合理，有利于我国天然气行业的持续健康有序发展。
