摘要：天然气管网设施公平开放和依法监管是绝大多数市场化比较成熟国家的一致选择。中国的天然气管网改革才刚刚起步，特别是在省级管网设施的监管方面，面临诸多现实问题。为此，以陕西省为例，剖析了我国当前省级天然气管网公平开放面临的主要问题：①省管网公司采取统购统销模式，不适应公平开放制度管输业务独立的客观要求；②省内管输价格管理办法和成本监审办法待建立，管输价格合理性亟待监审；③储气调峰和两部制管输定价缺位，不适应公平开放定价规则；④居民和非居民用气实行“双轨”制，不利于市场健康快速发展；⑤储气调峰设施建设滞后，影响供气稳定性和开放准入；⑥管网开放更具操作性的规章制度准则有待于完善。由此建议近期的监管工作重点应从以下5个方面入手：①督促省内管输企业扎实履行信息公开义务；②监管管网设施信息和运营信息公开的及时全面真实有效；③推动省内管输价格管理办法和成本监审办法尽早出台；④推动省内管网公司管输与销售、管输与下游业务分离；⑤推动大用户直供，改变省网公司统购统销模式。
2014 年2 月，中华人民共和国国家能源局（以下简称国家能源局）印发《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，拉开了我国天然气管网设施进入公平开放时代的序幕。同期，中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）还印发了《天然气基础设施建设与运营管理办法》，从天然气基础设施规划和建设、运营和服务、运行调节和应急保障、法律责任等4个方面，明确了政府主管部门、基础设施运营企业和天然气销售企业的责任、义务和权利。这可以被视为我国在天然气基础设施公平开放方面立法的第一步。2016 年下半年以来，国家发改委、国家能源局从深化管网公平开放入手，在管网信息公开、管输定价、成本监审、储气调峰价格机制等方面发布了多个重要通知或办法，天然气市场化改革步入了快车道。从近两年开放的实践看，我国天然气管网改革取得了一些成绩，但也暴露出不少问题。较之于国家干线管网的改革，省级管网设施公平开放则面临更多的现实问题。为此，笔者以管网设施建设比较发达的陕西省为例，对现阶段我国省级天然气管网设施公平开放存在的主要问题进行了深入剖析，以期对下一步的监管工作提供参考。
1 省级天然气管网设施公平开放面临的主要问题
1.1 统购统销模式不适应管输业务独立的客观要求
当前，我国仍有部分省份的天然气供应采取统购统销模式，其中陕西省是最早设立省级天然气管网公司的省份，也是统购统销模式的典型代表。陕西省天然气股份有限公司（以下简称省天然气公司）独家负责全省天然气长输管网的规划、建设和运营管理，从上游供气商处采购天然气，加上省网管输费后，向下游城市燃气企业分销。城市燃气企业或大用户一般不允许与上游供气商直接签订购气合同，也不允许在输气干线上直接开口接气，只能从省管网下载、与省天然气公司签订购售气合同协议。
随着国家管网公平开放政策的颁布，下游城市燃气企业和大用户非常期待能够就近从干线管道或从上游气田直接接气，由省管网公司代输，具备条件的甚至提出自己修建支线管道。例如拥有西安市六城区特许经营权的西安秦华天然气有限公司提出，希望相关部门允许其自行投资修建西气东输二线至西安市约40 km的接气支线管道，这样既可以节约支付给省管网公司的高额管输费，又可以更好地保障供气压力和高峰期用气需求（省级管网天然气从长庆气田经约500 km管道输送到西安市，在高峰用气时段，供气压力无法保障，造成城市配气管网调峰能力不能有效发挥作用）。
作为上游资源供应企业，延长石油也希望尽早实现直供直销。例如，其下属企业陕西延长中煤榆林能源化工有限公司（以下简称榆能化）为了保障用气，自行投资建设了长庆气田采气厂靖边末站— 榆能化专供管道，但因陕西省实行统购统销政策而长期闲置，工厂用气必须通过省天然气公司建设的33 km靖边化工园专线供应。事实上，榆能化用气来自延长石油自己生产的天然气，只是在统购统销模式下需注入省天然气公司的管网进行统一配置，然后再供给榆能化。在这一过程中，榆能化需另外支付0.116 元/m3 的管输费。此外，正常情况下延长石油外供气量为330×104 m3/d，冬季保供期间可提高到385×104 ～ 420×104 m3/d，而榆能化对天然气的需求量为275×104 m3/d，但冬季保供时省天然气公司管网仅能提供172×104 m3/d，导致榆能化产品转化率大幅下降，影响了企业的正常生产和效益。因此延长石油迫切希望能改变这一局面。
省级天然气公司统购统销模式意味着天然气供应多了一个中间环节，销售价格也会随之增高。2016年8 月，中石油供陕西省非居民用气门站指导价为1.34 元/m3，长庆油田实际供气价格为1.206 元/m3， 用气最为集中的关中地区非居民用气终端价格为2.46 元/m3，终端价格与省门站价格之间有1.254 元/m3 的价差。对比与陕西省相邻的宁夏回族自治区，其没有设立省级管网公司，由各燃气企业或大用户自行建支线从干线管道直接接气，全区大部分市县已用上管道天然气。2016 年8 月，中石油供宁夏非居民用气门站价格为1.51 元/m3，大部分地市非居民终端用气价格为2.06 元/m3，终端价与门站价的差仅为0.55 元/m3。尽管陕西和宁夏区域特点、供气条件存在差异，但不能否认增加一个垄断环节是造成终端价格较高的重要因素。在当前国家大力推动天然气管网改革的形势下，各级能源监管机构需要克服阻力，促进省网统购统销模式改革，尽快适应管网设施公平开放的客观要求，允许有条件的大用户从干线管道直接开口接气，自行投资建设支线管道。
1.2 管输价格管理办法和成本监审办法有待出台
天然气管道运输包括干线管道、省级管网、市级管网及城市配气管网等多个环节。长期以来，各环节管输价格的合理性备受社会关注和质疑，也是国家天然气行业改革和监管的重点。对于跨省干线管道管输价格的制定和监管，经过多方多轮征求意见，国家发改委于2016 年10 月12 日正式发布了《天然气管输价格管理办法（试行》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》（以下简称两个试行《办法》），自2017 年1 月1 号起正式实施。两个试行《办法》在价格制定与调整、定调价程序、成本与价格信息公开、定价成本构成与归集、定价成本核定等方面都提出了统一性要求，大大提高了定价的科学性、合理性和透明度，使得未来干线管道管输价格更加公平透明，监审更加有章可循，为第三方准入和市场化改革奠定了良好的基础。以中石油、中石化、中海油为主的干线管道运营企业，正在按照两个试行办法的要求制订新的管输价格方案，报送国务院主管部门批准后实施。但是两个试行《办法》并未对省级管网的管输费定价提出强制性要求， 仅仅建议省级价格主管部门参照干线管网的定价办法对省内管道运输价格进行管理，而各省的情况也不尽相同。因此，如何制定出能有效平衡各方利益、得到供输用各方均认可的省内管网管输费定价与监管办法需要进一步研究，更需要监管部门的大量细致工作。
2016 年8 月31 日，国家发改委发布《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》（以下简称《通知》），指出了地方天然气输配费用价格过高导致用户需求不振的顽疾。《通知》下发后，大部分省市自治区出台了针对各自行政辖区的管输费价格调整办法，小幅或微幅下调了省内管输费或配气价格。具体到陕西省，其门站价格、省网管输价格和终端销售价格目前均执行政府定价。以2016 年8 月的价格为例，居民用气省天然气公司从上游中石油和延长石油采购价为1.0 元/m3，非居民用气长庆油田供应价为1.206 元/m3、延长石油为1.34 元/m3。省天然气公司统一买断后，加上省级管网的管输费再向下游燃气企业销售，管输费价格根据省价格主管部核定的按运距递增原则收取。其中，延安以北靠近气源地的地区不分居民与非居民用气，统一价格为0.29 元/m3 ；关中地区居民用气管输费为0.49 元/m3，非居民用气为0.441 元/m3 ；陕南的商洛、汉中、安康等地居民用气管输费分别为0.71 元/m3、0.79 元/m3、0.99 元/m3，非居民用气统一为0.67 元/m3。省天然气公司较高的管输费，引发下游城市燃气企业和用户的强烈不满。为落实《通知》的精神，2016 年10 月陕西省发展和改革委员会印发了《关于做好我省天然气管网设施公平开放有关事项的通知》，规定自2016 年10 月20 日起，省天然气公司供全省城市燃气和直供工业的非居民用气管输价格统一下调0.121 元/m3，城市燃气企业供非居民用户配气价格降低幅度不低于5%（相当于下调约0.04 元/m3）。
在国家天然气行业改革大潮和监管日趋严格的趋势下，省级管网的管输价格调整已经迈出了第一步。但是，由于省级管网建设运营主体均系地方政府主导的企业，管输价格制定和监管如果没有具体的办法和细则，价格监管往往会流于形式。目前，省级管网和城市燃气配送管网的管输定价办法、成本监审办法仍处于缺位状态。结合各省实际，出台省内天然气管道运输价格管理办法和成本监审办法迫在眉睫。
1.3 储气调峰和两部制管输定价缺位
目前，国家对天然气价格管制采取省门站基准价模式，门站价包含了出厂价（进口气采购价）、管输费和储气费。储气库被视作管道的辅助设施，其投资、运营成本都是与管道捆绑计算，相应的储转费也纳入到管输费中统一测算，在天然气价格体系中还没有单独设立“储气费”这个科目。储气库存储的天然气在高峰季节被视做普通天然气进入管网供给用户，储气成本由全体用户共同负担，这对用气平稳均衡的用户很不公平，费用分摊很不合理。随着天然气利用规模的扩大，储气调峰设施在天然气产业链中发挥日益重要的作用，储气环节没有单独定价已成为管网设施公开准入的重大阻力，第三方公开准入客观上要求天然气商品费、管输费和储气费分开定价。具体到陕西省，陕西燃气集团有限公司牵头投资建设了杨凌LNG 工厂，具备液化、储备和气化功能，其定位是解决陕西省高峰用气和事故状态的应急供给。2015—2016年采暖季，其原料气购进价格执行非居民气价2.04 元/m3，加上储气成本后约为2.8 元/m3，而在调峰销售时执行城市居民用气价格1.98 元/m3，形成严重的价格倒挂，大大影响了企业的积极性和主动性。2016 年10 月，国家发改委印发了《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，储气设施单独定价的信号已发出，接下来就是研究并尽快出台储气调峰费用实施细则。储气费既要价格合理，又要在各类用户之间合理分摊成本，这并不是简单的数学公式，尤其是涉及用气极不均衡的居民采暖问题。
其次，在管网设施公开准入的制度下，管输费收费模式国际通行的做法是采取两部制。具体为回收管道固定成本的“管道容量费”按用户的高峰期需求量来收取，用户预定了管输容量后，无论实际使用与否都应按预定的容量支付这笔费用；管道公司如不能按合同规定的时间和气量向用户输气，也应承担相应的赔偿。回收管道变动成本的“管道使用费”则按用户实际输送气量收取，其费率水平与天然气管输过程中的变动成本和相关变动费用有关。这种“两部制”收费模式是管网公平开放的客观要求， 也是当前所有用户均一定价模式急需改革的方向。
此外，从我国历年实际供用气情况来看，尽管资源供应企业与下游用气企业签订了供气和管输合同，但很少有用户按合同约定气量执行，落实到月、日用气量上差距更大，这也是多年来持续出现高峰期“气荒”问题的重要原因之一。合同的严肃性如果得不到落实，相关输气、储气价格政策就不易落到实处，这需要各级政府主管部门、监管部门和上中下游企业联合，完善相关办法细则，构建起政府、上游供气企业、中游管输企业、省级管网公司、城市燃气运营企业和用户共同承担的储气调峰应急供气责任共同体，明确各自的职责和应尽的责任。
1.4 居民和非居民用气价格“双轨”不利于市场发展
由于历史沿袭等各方面的原因，目前全国范围内仍旧执行居民用气和非居民用气“结构气价”。供气成本最高的城市居民类用气成为价格洼地，而供气成本较低、具有一定调峰能力的大型工业、电厂用户供气价格则偏高。以陕西省为例，居民用气的上游供气基准门站价为1.0 元/m3，非居民用气为1.34 元/m3，两者相差34%；传递到终端，居民用气为1.98 元/m3，非居民用气为2.46 元/m3。从国外经验来看，供气成本较高的民用气价格都是最高的，一般是工业用户的1.5倍到2倍，甚至更高，体现谁受益谁买单的市场经济原则。非居民用户如工业、发电用户对气价较为敏感，如果过多背负民用气的成本，在煤炭和石油价格较低的情况下，可能会转向其他替代性能源，也会出现一些企业被淘汰或关停的局面。
在当前定价模式下，各省还普遍出现了上游—中游、中游—下游结算的用气结构比例不一致的问题。即省天然气公司与气源供应商按一定的居民用气、非居民用气比例从上游购入天然气，然后按另一比例销售给一级城市燃气经销商，一级城市燃气经销商又以第三个比例销售给二级燃气经销商，每一级都试图提高居民用气比例以降低采购成本。如西安秦华天然气有限公司从省天然气公司接气居民用气价格为1.49 元/m3、非居民用气为1.781 元/m3（2016年8 月价格），供给下游2个经销企业则不区分用户结构，一律加收0.18 元/m3。此外，尽管《国家发改委关于理顺非居民用天然气价格的通知》明确界定了居民用气仅包括居民生活、学校教学和学生生活、养老福利机构用气，不包括集中供热，但不少下游城市燃气企业仍将部分采暖供热用气列入居民用气范围考虑，借此向上游争取较低的购气成本，从而出现居民用气比例明显偏高现象，进一步加剧气源、管输、配气各方利益纠葛，矛盾重重。
1.5 储气调峰设施建设滞后
根据《天然气基础设施建设与运营管理办法》，天然气销售企业承担季节性调峰责任，城市燃气运营企业承担小时调峰供气责任，日调峰供气责任由销售企业和城市燃气经营企业协商解决。而GB 50028—2006《城市燃气设计规范》规定，采用天然气作为气源时，城镇燃气逐月、逐日用气不均匀性的平衡，应由气源方统筹调度解决。由此可见，上述文件和规定对上中下游调峰责任划分还不够明晰，尤其是对作为总买总卖方的省级管网公司应承担的责任没有界定。这在一定程度上导致上中下游企业互相推诿，储气调峰设施建设远跟不上消费量的增长，用气高峰期长期性出现“气荒”。当然，目前国内还没有推行峰谷气价，高峰低谷时段天然气价格一致，而储气调峰设施投资大、冬季LNG 等资源采购价格高等因素的存在，也使得上下游企业建设储气调峰设施的积极性和动力不足。
陕西省在国家加大环境治理力度、大规模推行燃煤锅炉改天然气的大背景下，大中城市采暖用气快速攀升，大比例峰谷差带来了非常大的季节性调峰压力。例如2015 年，陕西省夏季平均用气量为600×104 m3/d，冬季高峰期则达到1106×104 m3/d（未含工业用户中断供气部分），峰谷比达到1.8；2016年1 月，陕西省平均用气量为2750×104 m3/d，而7月份平均用气量为830×104m3/d，峰谷比高达3.3。长期以来，陕西省的季节和日调峰问题全部由干线管道和上游长庆气田解决，省管网公司缺乏调峰设施。而气田冬夏季产量波动过大可能会造成地层能量的非正常消耗，缩短稳产期，造成储量损失、降低采收率，从而影响气田整体开发效果。通过干线管道调峰更是直接加大了管道的投资、降低了生产负荷，从而直接影响管道企业的效益。“陕发改油气[2016]1126 号文”明确提出各市县要尽快建立燃气应急储备制度，健全储气应急保障设施，并提出天然气销售企业到2020 年拥有不低于其年合同销售量 10% 的储气量。
1.6 管网开放更具操作性的规章制度准则有待于建立和完善
《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》从国家层面给出了管网设施公开准入的大方向、大思路，明确了国家和地方政府是监管责任方，对管网公开准入的程序与实施办法、企业责任和公开准入条件、合同框架和执行标准提出了原则性的要求。但《办法》大多是原则性要求，可操作性不强，执行起来弹性和随意性较大，近两年公开准入的实践也并不理想。2016 年10 月国家能源局印发《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》，要求管网设施运营企业进行信息公开，随后三大石油公司、陕西省天然气股份有限公司及其他一些省级管网公司相继公布了管网的相关信息。再加上国家发改委同期颁布的《天然气管道运输价格管理办法》和《天然气管道运输定价成本监审办法》，为我国油气管网公开准入制度奠定了基础。
但是，从欧美国家比较成功的经验看，天然气管输业务的监管都是在国家大法、行业性法律框架和规范下执行的。我国目前既没有能源法，也没有油气法或天然气法，管网公开准入相关政策均是以“通知”“办法”的形式由部委下发，法律法规层级不高。结合目前已经出台的“办法”和“通知”， 笔者认为除了立法外，还需配套制定更加具有指导性和操作性的技术管理细则，如管输服务模式、管网剩余能力计算规则、管网容量分配机制、管网拥塞管理程序、管网平衡准则、剩余容量信息公开、准入豁免等。这些细则既涉及管道企业运营的“管网行为规范”，又包括约束管网用户行为、协调服务提供者与消费者关系的“管输通用条款”，以及与之配套的标准管输服务合同范本。这些问题都是今后深入推行管网开放进程所必须解决的，需要在政府的主导下，政府和企业协力开展大量的研究和准备工作。当然，上述工作主要是国家层面有关部门和干线管网运营企业的任务，具体到省级管网层面，在管网设施信息公开方面按除国家统一要求执行外，也需结合本省管网情况进一步制定公平开放实施办法，公开管网设施的剩余容量、历年交易记录等方面的信息，并且做到信息公开不流于形式，真正打开大门让第三方公平准入。
2 对省级天然气管网设施公平开放监管工作的建议
国家天然气行业改革方案尚未落地，但管网设施的公平开放已是既定目标并在逐步推进。笔者结合当前实际，从监管原则、监管目标、近期工作重点等3个方面提出省级管网设施公平开放监管建议。
2.1 监管原则
1）非歧视性原则，即公平公正原则。天然气基础设施运营企业应当充分利用设施能力，为符合条件的用户平等提供管输、天然气储存、液化天然气接收转运等服务。基础设施运营企业可按合同签订的先后次序，优先保障现有用户已预订服务，按合同签订的先后次序或按比例向新增用户提供服务。
2）透明性原则，即信息公开原则。天然气基础设施运营企业应当建立信息公开平台，向所有用户平等、及时、准确地提供准入所有必要的信息。
2.2 监管目标
天然气管网具有自然垄断特点，在国家天然气行业“管住中间、放开两头”“第三方准入”市场化改革大方向下，天然气管网设施监管的终极目标主要体现在4个方面：①确保管网的公开公平准入，一切有管输服务需求的企业都有进入管网的权利；②确保管输价格的合理性，维护管网用户和消费者的权益；③确保管道经营者的财务生存能力，能够获得合理收益，保障天然气稳定供应；④促进市场公平竞争，督促管道运营企业和地区配气公司不断完善服务质量，降低企业运营成本、提高输配效率，从而降低天然气终端价格，增强天然气与其他替代能源的竞争力。
2.3 近期监管工作重点
2.3.1 督促省内管输企业扎实履行信息公开义务
2016 年9 月，国家能源局《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》对油气管网设施信息公开的内容做了统一要求，两个试行《办法》对成本和价格信息的公开也提出了具体要求。2016 年四季度，三大石油公司及陕西、山西、福建、安徽、江西等地的省网公司相继公开了其管网设施信息。总体来看各家内容涵盖面基本满足《通知》要求，但也有个别企业有应付交差之嫌，将信息放在门户网站很不显眼的位置，甚至一段时间后从网站撤出。
信息公开是管网设施公平开放的基础和前提， 也是管输企业的义务。管网运营企业必须按规定及时、全面、无歧视地向所有市场参与者提供必要的信息。在目前相关法律缺位、管网运营企业开放没有动力的情况下，只有在相关部门严格监管下才能实现信息的公开。公开准入相关信息公开要求，除了《通知》中要求的基本信息外，随着第三方准入制度的推进，还应该将容量分配信息、管网设施的剩余能力、可提供服务的时间窗口、时间跨度、服务管段、区域的费率标准或价目表、历史交易报告等等列入主动公开内容。为了便于市场参与者了解信息，能源监管部门应指导、督促管网运营企业在门户网站开辟信息公开专栏，或建立专门的信息公开平台， 实现信息公开的常态化、规范化。
2.3.2 监管管网设施信息和运营信息报送与公开的及时全面真实有效
管网设施运营企业应按照《油气管网设施公平开放监管办法》《关于做好油气监管相关信息报送工作的通知》《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法》等文件的要求，在指定的时间内向相关监管机构报送管网设施的开放监管信息和成本监审信息。开放监管信息报送内容主要包括管网设施的基本情况和开放情况，如管网设计参数、设计输送能力、已预订能力和剩余能力、服务窗口期、分段或分区域的管输服务价格，以及开放用户名单、接入申请未同意用户名单及理由、开放合同执行情况等。成本监审信息报送内容包括管道运输企业的经营情况，如资产、负债、收入、成本、税费、利润等。跨区域的管网设施信息报送国家能源局市场监管司，并抄报国家发改委价格司；区域内跨省油气管网设施向区域能源监管局报送，省内管网设施向所在省能源监管办或区域能源监管局报送。
鉴于信息公开刚刚起步，尚处于摸索阶段，因此需要各级监管部门切实履行相应职责，确保信息报告的及时全面、真实有效，让社会公众对管输价格不再充满质疑和责问，为天然气行业市场化改革铺平道路。
2.3.3 推动省内管输价格管理办法和成本监审办法尽早出台
目前省级天然气管网的管输价格由各省物价部门核定，各省间成本构成与归集、收益率水平等有较大差异，也没有明确定调价程序，大多是一次定价后较长时间不动。而国家发改委公布的两个试行《办法》对省级管网管输价格的管理没有做强制性要求，省内管网的管输价格制定与监管依旧缺乏比较合理的规则。区域和省级能源监管机构，应在国务院行业和价格主管部门印发的相关管理办法指导下，督促地方尽快制定出本区域的价格管理和监审办法，确保定价机制公平公正、无歧视，使监管工作有章可循、有规可依。在新的运价规则出台之前，鉴于省内现行管网和城市配气价格的合理性多有争议，建议价格监管部门加强成本监审，并要求管输企业尽快报告收入和成本构成，接受社会监督。
2.3.4 推动省内管网公司管输与销售、管输与下游业务的分离
管网公开公平准入是大趋势，终极目标是所有托运商都能够获得一视同仁的服务，但改革是逐步推进的，需要时间的沉淀。在现行管网管理体制下，设立省管网公司的省份管输和销售服务大多捆绑在一起，同一企业既负责管输又负责购销，并且多数省管网公司还控股或参股下游城市燃气管网配售气业务，因此很难做到公平开放使用管输能力。在市场竞争比较激烈的情况下，管道运营企业出于自身利益考虑，不愿意向第三方开放提供输气服务。因此，结合各省市自治区的实际情况，推动管输与销售、管输与下游业务的有效分离也是监管部门近期重点工作之一。
2.3.5 推动大用户直供，改变省网公司统购统销模式
近年来，天然气产业链上下游企业对一些省份“统购统销、总买总卖”的供气模式改革呼声日渐强烈。而省网公司往往以气化全省、远期的县县通为由， 核定较高的管输价格，从而推高了所有终端用户的气价。实际上，绝大多数用户处于离主干管道不远、供气成本较低的区域，较高的价格直接影响各类用户用气的积极性。在当前改革浪潮下，笔者建议近期可借鉴国外的经验，对于用气量超过一定规模的大用户（如燃气电厂、化工厂、陶瓷建材等类型企业），允许其在有条件的情况下，自主建设与干线分输站场连接的直供管线，减少中间环节；远期则对除居民用户外的企业，依自主原则，全部实现市场化交易。
3 结束语
天然气管网设施具有自然垄断属性，公平开放和严格监管是绝大多数市场化发展比较成熟国家的选择。通过所有权的拆分，独立管输服务，实现企业间的良性竞争；通过设立独立的监管机构，明确监管职责；制定法律法规，做到准入与监管的规范化与法制化，促进管网设施公开准入稳步推进。天然气管网设施实现真正意义上的公平开放，一方面需要有较为完备的基础设施建设、充足的资源供应和上下游市场主体多元，另一方面更需要完善法律法规和制度作为保障。从欧美国家改革历程看，管网设施公平开放大都历时10年或更长时间，经历了鼓励公开到强制公开的渐进过程。现阶段，我国资源供应主体为数不多，基础设施建设也不够成熟，国家和省内管网设施的公平开放都需要在油气体制改革总体方案的指引下，在国家能源监管体制改进、相关法律法规及技术准则逐步完善中积极稳妥推进。
