一、价格形成机制如何改革？
党的十八大以来，政府决策部门按照“管住中间、放开两头”的总体思路，通过先易后难的推进方式，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤，推进天然气价格市场化改革。同时，加强自然垄断环节的输配价格监管，着力构建起从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等天然气产业链各环节较为完善的价格监管制度框架，取得了不错的成绩。但也要看到，与改革目标相比，当前我国天然气价格形成机制仍存在不少问题。例如，定价体系中存在两种“双轨制”；居民与非居民用气价格之间存在交叉补贴；产业链环节过多，抬高用气成本；天然气上下游价格缺乏畅通的疏导机制；难以及时有效反映可替代能源价格变化；缺乏峰谷气价和调峰气价，尚未实现以热值计价；天然气交易中心的价格尚未真正成为市场基准价。
对此，提出以下改革建议：
（一）继续推进非居民用气价格市场化改革。建议在放开直供用户等用气门站价格的基础上，择机全面放开非居民用气价格，推动形成非居民用气价格的市场基准价格。可以尝试在有多个气源竞争的地区试点完全放开销售价格。例如，在上海和广东等进口气源多元化、大用户众多的消费地，以及像四川、重庆等资源丰富产区，初步具备市场化定价的条件。
（二）采取措施消除交叉补贴，尽快实现居民和非居民价格并轨。天然气交叉补贴长期以来都被天然气上游供气企业、下游城市燃气企业当作承担保供责任的一项重要理由，甚至被形容为进行天然气市场化改革的前提条件，说明政府决策部门应重视交叉补贴并采取措施消除之。更何况，现在不解决交叉补贴问题，未来随着天然气利用领域的不断拓展、规模的逐渐扩大，交叉补贴规模会越来越多，解决难度会更加增大。5月25日国家发出通知，宣布自6月10日起，居民和非居民用气基准门站价格水平将相衔接。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体的门站价格。居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。门站价格理顺后，门站环节不再区分居民和非居民用气价格。这是一个很重要的改革，通过提高提高居民气价、对困难群体采取精准补贴的方式，解决了门站价之前交叉补贴问题。而终端销售价格的交叉补贴必须由地方政府按照文件改革精神，采取措施解决。
（三）进一步放松管制，建立上下游价格疏导机制。“放开两边”指的是气源价格与终端销售价格要放开，而且两者要及时联动起来。因此，应鼓励各地尝试建立上下游价格联动机制，实现居民用气价格随气源价格变动而正常调整，如果不调整居民配气价格，可直接根据联动机制疏导天然气终端销售价格。
（四）逐步推行峰谷气价、季节性差价和以热值定价等。我国应积极研究天然气峰谷价格，通过制订不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的天然气“调峰”能力建设，利用价格杠杆引导天然气用户合理避峰。此外，我国现行的天然气按体积计量与计价的方式扭曲天然气价值，损害市场公平，制约天然气国际合作，严重阻碍我国天然气行业高质量发展，因此亟需加快改革实施天然气按热值计量与计价。应制定具体实施方案和时间表，按以点带面、以大带小、先易后难的原则分用户、分阶段、分层次推行。对气质优、基础实的油气田企业以及用气量稳定的大用户、新开发市场先行试点；对于居民用户，可在保留体积计量的基础上，按简便、实用和平稳过渡的原则，通过折算方式实现转换。待取得经验后逐渐扩大试点范围，最终通过强制转换达到全面推行的目标。
（五）继续引导价格放开的天然气进入交易中心交易，加快推动天然气市场建设。应加快引导非居民用气进入天然气交易中心，力争用2—3年时间全面实现非居民用气的公开透明交易。同时，推进天然气交易的公开透明，鼓励交易中心规范管理、专业运作、透明交易，不断探索发现价格的新模式、新方法、新手段，尽早发现并确立公允的天然气价格，定期向社会发布，为推进价格全面市场化奠定坚实基础。
（六）加快推进其它天然气配套体制改革，与价格改革协同配合。还原能源商品属性，建立由市场决定的价格机制，前提是要构建有效竞争的市场结构和市场体系。天然气行业改革也是如此，如果上游没有更多的竞争者，中游基础设施不对外开放，光放开价格，就会导致价格改革单兵突进，用户可能会面临更高的价格，无法实现价格改革红利。只有推进其它天然气配套体制改革，把竞争性的环节放给市场，鼓励更多的社会主体参与天然气开采、进口，加快管道、LNG接收站、储气等基础设施建设和公平开放，广开气源，气敞其流。通过在天然气上、下游产业链中形成各市场主体平等参与、公平竞争、共促发展、联手保供、发展受益的多元化竞争格局，降低天然气利用成本，才是推进天然气全产业链改革，促进天然气普及利用的根本之道。
二、基础设施如何改革？
天然气产业发展高度依赖输配管网、储气库等基础设施，基础设施是连接天然气供需的中枢环节，管网建设直接决定着天然气市场的范围,储存和利用等配套基础设施的建设和运营决定着市场的发展。所以，天然气行业持续、良好的发展离不开相应的强大基础设施建设的支撑。去冬今春全国较大范围内出现的天然气供应紧张局面，从一个侧面反映了天然气基础设施对保障天然气供应的重要性。
当前我国天然气基础设施主要存在以下几个问题：基础设施建设滞后，不能满足快速增长的市场需求；天然气基础设施高度一体化，制约下游市场的发展；投资准入尚未完全放开，项目审批周期长，新建基础设施难。基础设施互联互通程度不够，第三方公平开放落实困难。不同基础设施因其自身特性存在一些特殊的问题。对此，提出以下建议：
（一）增大投资力度，促进天然气基础设施建设。由于我国基础设施建设滞后，所以当前要务之急就是增大基础设施建设投资力度，加快建设步伐。应进一步深化基础设施投资项目审批制度改革，下放审批权限，简化审批程序。为保障天然气供应，避免“气荒”的再次发生，大幅扩大 LNG 进口是其中一个很重要的选择。因此，目前有必要为天然气基础设施项目的投资建设开辟快速审批通道。进一步简化审批流程，优先办理用地预审，接受和批准 LNG 接收设施用海申请；优先调整土地规划、城镇规划；取消施工许可证审批，项目开工后再逐步办理其他审批事项。
（二）促进第三方公平准入，逐步推动管道运营商独立运营。管道运营商的独立、管输价格的透明化和无差别的第三方公平准入是天然气市场化发展的重要环节，而管道运营商实行独立运营又是其中的核心和关键。考虑到我国现行天然气管道基础设施管理体制和运行机制十分复杂，因此建议采取循序渐近，分步推进的办法。当前的重点应放在促进全国跨省输气管道互联互通，实现“应联尽联、应通尽通”，以管道运输企业法人单位对联网管道实行分区域或分段管理和运营，通过不同市场主体间的管网实现互联互通，为市场稳定供气提供多重保障；抓紧落实天然气管道等基础设施第三方公平准入办法，相关企业应制定第三方进入实施细则并向社会公开，接受监督；将输配管道定位为公用事业，在新核定的天然气运输价格的基础上向第三方提供服务，使更多的市场主体公平的开展竞争展，逐步实现财务独立。最终推动天然气管道运营业务与其他业务分离，实现法律独立，成为独立的天然气管道公司。
（三）继续推动混合所有制改革，促进投资主体多元化。早在2010年，《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》（国发〔2010〕13号）就明确指出：“鼓励民间资本参与石油天然气建设。支持民间资本参股建设原油、天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络。”事实上，包括管道、LNG接收站、储罐和地下储气库在内的天然气等基础设施一直以来也是不同经济主体积极探索投资机会的热点领域。但由于天然气基础设施投资大，建设周期长、风险较高，且没有有效的投资回收途径，成本回收和效益体现困难，发自企业自主意愿的投资仍是少数。为解决投资回收途径，激发社会资本投资天然气基础设施的热情，国家相继出台了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，前者主要对管道投资设置了具体回报率，后者主要是建立了一个储气调峰服务市场机制，提出“自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任；坚持储气服务和调峰气量市场化定价；坚持储气调峰成本合理疏导”。强调成本合理疏导，坚持市场化的定价，这些政策给观望的投资者吃了一颗定心丸。政策出台后，应及时总结前期天然气管输业混合所有制改革的经验，继续推动以国家财政、中石油和中石化为投资主体建设基础设施，同时鼓励社会资本通过资本投资与中石油、中石化合作，各级政府通过项目优先核准、财政税费补贴、政策保障等方式进行地企合作，共同参与基础设施建设、管理运营，加快推进基础设施建设。
（四）有序推进不同类型基础设施建设经营管理模式改革。近年来的经验表明，之前有关天然气管网等基础设施经营模式改革的揣测（例如成立国家管网公司的揣测），已经对基础设施建设步伐和后续投资产生了非常大的影响，因此，对于基础设施建设经营管理模式改革必须要慎重处理和对待，应选择一条能够有利于促进基础设施投资建设、操作难度和实施成本均较低的方案。另外，天然气基础设施的建设与经营应遵循不同类型设施的特点、主要问题及市场发展的客观规律，有针对性的推进改革。例如，同时属于基础设施范畴，但天然气管网与地下储气库发展阶段和自身问题又不一样。天然气管网发展相对完善点，骨干网络的建设和运营由国家石油公司建设和经营，支线管道和区域性管网多为地方政府主导的燃气公司掌控，都有一定程度的垄断特点。且不同性质公司间的管网在实现互联互通方面有一定的困难，管网规划建设也较为无序。而国内地下储气库建设处于早期发展阶段，存在的问题包括现有大型石油公司内部地下储气库投资主体、建设主体和运营主体交错复杂，地下储气库业务多头管理，环节复杂，职责分散等。对于天然气管网，如果像电网一样成立国家统一的油气管网公司的话，将有利于统一合理调配全国天然气资源，实现天然气管网的互联互通，操作相对简单，但难点也不少，例如，如何处理境内外投资者关系？如何监管并有效防止因“巨无霸”规模带来的垄断效应？如何处理国家管网公司与省网公司的关系等。对于地下储气库的建设与经营模式改革，可以实施“两步走”的策略。现阶段以满足调峰需求为目标，国家层面完善相关政策法规，由国有石油公司为主组织实施与运营管理，适当引进资本，逐步开放市场，按照“谁投资、谁受益”的原则进行管理。中远期来看，随着我国天然气价格越来越市场化及相关法规政策的完善，地下储气库业务采取“公司化运作、专业化建设、效益化”独立运行方式，建设主体将趋向多元化，天然气供销商、燃气公司等都可以参与地下储气库建设。从经营模式来看，应按照“谁建库，谁受益，谁用库，谁出钱”的原则进行收费，完全由市场决定，采取“仓储式”经营模式为宜。
三、天然气供给侧如何改革？
进入21世纪以来，天然气在我国能源消费中的战略地位日渐突出，天然气消费日益增大，2007年我国由天然气净出口国转变为净进口国后，对外依存度就逐步升高，2017年逼近40%大关。预计未来我国天然气对外依存度还将大幅增加，这将使我国承受较大的供应风险：一是天然气进口来源高度集中。LNG进口主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚，4个国家总占比基本保持在 80%左右。而管道气源更加集中。管道气进口几乎全部来自土库曼斯坦，其它国家进口管道气占比始终较小。二是管道气进口存在不确定性。2017年土库曼斯坦突然削减对华天然气出口，表面上看，是由于中亚遭遇寒冷天气导致其国内用气增加以及输气设备故障需要维修，但实际上其更多的意图是想借此提高天然气出口价格，并声称可以把供应我国的天然气转输到欧洲，卖出高价。
因此，新阶段我国天然气产业发展的主要矛盾，已从过去简单的供需不平衡转化为迅猛增长的天然气消费需求与天然气产业链各环节发展不平衡、不充分之间的矛盾，必须主动破解资源约束与短板效应难题，有效预防今后可能出现的供不应求局面。天然气行业所有改革包括供给侧改革的最终目的是要保障我国天然气的供应安全。对此，提出以下价格建议：
（一）加大国内天然气资源勘探开发力度，增强自主供应保障能力。我国丰富的天然气资源储量是保障国内天然气长期供应的重要基础。截止2017年底，我国常规天然气资源探明率不足16%，处于勘探早期。而非常规资源开发处于起步阶段，潜力大。同时，探明未动用储量超过5.0万亿m3，主要是低品位储量，开发难度大。要想在 2020—2030 年期间实现 6%左右的年均产量增长，就必须深化供给侧结构性改革，持续加大对天然气勘探开发的投入，加快体制创新、管理创新、科技创新和政策支持，包括混合所有制、工程服务招标、差异化的财税政等，研究制定更加周密的增储上产、技术攻关计划，努力增加国内产量。
（二）“走出去”与“引进来”相结合，构筑境外天然气安全供应体系。首先，大力支持国内企业“走出去”，广泛开展国际合作，采取投资开发气田、长约进口、现货贸易等方式获取海外天然气资源。尤其是要充分利用“一带一路”平台加大海外天然气资源开发的投资力度，创新合作模式，和资源国建立“利益共同体”，建立稳定的、长期的合作关系。其次，充分利用我国作为国际天然气市场战略买家的市场优势，积极拓展国际新市场，进一步做好资源引进工作。鉴于我国天然气进口来源高度集中的现状，单独依靠一两个国家的天然气是远远不够的，国内企业应积极开拓新的进口市场，要向北美、西亚、东非延伸，既要增加管道气进口的选择，又要在沿海地区扩大LNG进口，以实现天然气进口资源供应多元、多点、多渠道、多类型，提高供给侧抗风险能力。
（三）积极推动油气体制改革，调动上游的积极性。应按照《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》所提出的“实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制”，探索强制性的区块退出政策，完善区块退出机制，推进油气区块（矿业权）流转，构建现代油气勘探开发市场，推进天然气不断增储上产：首先鼓励石油企业内部进行油气区块矿权流转，发挥东部老油田的优势和积极性；然后推进在国有主要油气企业之间进行油气矿权流转，鼓励釆用不同思路和方法勘查开采油气；在确权登记基础上，基于第三方经济价值评估，探索在国有主要油气企业与其他各类所有制企业之间进行油气矿权（储量）流转，构建油气矿权二级市场，通过市场竞争，最大限度激活资源潜力，同时推动科技创新和管理创新，降低开发成本。
（四）加快完善天然气储备体系，提高天然气供应调峰能力。世界多数天然气生产和消费大国如美国、俄罗斯及英国，在天然气产业发展初期就开始建设储气库，形成了完善的地下储气库设施。而主要依靠天然气进口的国家如法国、日本等，都更加重视天然气储备问题，除企业储备以外还建立天然气战略储备。随着我国天然气供需缺口不断扩大，对外依存度不断增加，也有必要建立储备体系。建议国家尽快建成一定规模的国家天然气战略储备，形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体，以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系。在此基础上，建立适合我国实际的天然气战略储备管理模式，出台相应支持政策，逐步放开储备调峰设施的建设和投资主体，鼓励有能力的民营企业参与建设和投资。同时，利用金融工具提升战略储备体系商业化运营管理水平。
在提高天然气供应调峰能力方面，建议研究探索在我国塔里木、四川、长庆等大气区优选规模整装高产气田作为调峰气田问题，以提高冬季保供应急能力。
（五）进一步深化天然气价格改革，更多发挥市场调节作用。价格是平衡天然气供需关系最有效的杠杆之一，天然气产业的大发展必须跨越价格这道坎。因此，要进一步完善天然气市场化定价机制，促进价格改革与体制机制改革协同发展。一是待非居民与居民用气价格实现并轨后，有序放开 LNG 等气源价格，发挥石油天然气交易中心的市场定价作用。二是严格监管天然气管输和气配价格，可考虑建立阶梯价格、季节差价、峰谷价格、可中断价格和气量差价等差别价格体系，让市场和政府回归本位，发挥好各自的作用。三是探索建立调峰气价机制，试行峰谷、季节、气量差价，创新储气经营方式，允许开展“储气交易”，提高储气库建设的投资吸引力。四是在价格改革中改变过去市场化与民生结合的做法，将定价机制与民生优惠政策分开，分别制定。对困难户、供热企业等终端用户发放补贴，实行精准帮困。五是强化天然气市场价格的监管，严厉查处恶意炒作和哄抬气价的行为，维护市场正常秩序。
