近日，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》)，提出了“十三五”中国天然气发展的战略。根据《行动计划》提出的目标，到2020年，天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上。

《“十三五”大幅提高天然气比重的途径及对策措施研究》课题组对2020年中国天然气的供应格局有何预测?

根据我们的预测，2020年中国天然气总供应量约为4410亿～4960亿立方米，比2015年增长约2130亿～2530亿立方米。其中：国产常规气、页岩气、煤层气、煤制甲烷以及进口LNG、进口管道气分别占比为43.8%～46.6%、6.0%～6.8%、4.4%～4.5%、11.5%～12.9%、14.6%～15.6%和16.4%～16.9%，进口量为1410亿～1560亿立方米，对外依存度约为33.0%～36.6%。

考虑到以1.1倍市场需求的供应量作为保证供给安全的下限，因此2020年中国4410亿～4960亿立方米的天然气供应量可满足4000亿～4500亿立方米的市场需求，将为2020年中国实施天然气“消费双倍增”目标提供比较充足的资源保障。

所谓2020年天然气“消费双倍增”包含两层意思：其一，2020年天然气消费量要比2015年翻一番，2015年天然气消费量在2000亿立方米左右，到2020年大概4100亿立方米;其二，2020年天然气在一次能源消费中的比重比2015年翻一番，2015年天然气在一次能源消费中的比重大概在6%～6.5%，到2020年能够达到12%左右。

为了实现2020年天然气“消费双倍增”的目标，有哪些实现路径?

首先，充分利用两种资源，提前布局，全面挖掘资源供给潜力。2020年，天然气供应能力达到4500亿立方米左右，其中国产气产量达3100亿立方米左右(常规天然气产量2100亿立方米左右，页岩气产量300亿立方米左右，煤层气产量200亿立方米左右，煤制甲烷产量500亿立方米左右)，进口气量达1400亿立方米左右(进口管道气700亿立方米左右，进口LNG700亿立方米左右)，对外依存度约为34%。

其次，充分发挥市场对资源配置的决定性作用，基本形成有序竞争的市场格局。2020年，全国天然气消费量达4100亿立方米左右，其中城市燃气1050亿立方米左右(居民生活用气480亿立方米左右，商业用气60亿立方米左右，交通用气440亿立方米左右)，工业用气1620亿立方米左右，发电及热力用气930亿立方米左右，化工用气500亿立方米左右。

再者，精心组织，有序推进管道等基础设施建设。2020年，长输管网总规模达15万公里(含支线)左右，输气能力达4800亿立方米/年左右;储气设施有效调峰能力为620亿立方米左右，其中地下储气库调峰440亿立方米、LNG调峰180亿立方米;LNG接收站投产18座，接收能力达7440万吨/年左右;城市配气系统应急能力的天数达到7天左右。

如何解读《行动计划》中提出的价格改革思路?

天然气价格改革的根本原则是“放开两端、监管中间”，即放开出厂价(也即“井口价”)和销售价，由市场去定价;管输价格由政府单独定价并加以监管。天然气的价格包括出厂价、管输价、门站价、城市配气服务费、终端用户价，其中门站价是最核心的环节，因为我们往往是依据它来倒推出厂价，来正推终端用户价。

在2011年，为了探索反映供求关系和资源稀缺程度的价格形成机制，国家开始在广东和广西两地启动由净回值法形成价格的试点。因此，我们认为，天然气价格改革的核心是以完善“净回值法”为突破口稳步推进天然气价格改革，并建议可以分三步走：

第一阶段，2015年至2017年，重点理顺价格体系，为天然气价格改革做好铺垫。尽快完善净回值法(将折价系数K由0.85调整为0.75-0.70)，进一步理顺天然气价格水平、天然气与可再生能源比价关系;在管输价格中，科学合理确定长输管道、分支管道、省内管道、市内管道、配气管道的运输成本和价格;按照基本经济规律，理顺居民生活用气价格与工业用气价格倒挂的问题;完善季节性差价、峰谷差价、可中断气价及储气价实施办法;放开天然气(含LNG)进出口权;改进天然气行业市场准入办法，鼓励多主体参与非常规天然气的勘探开发;加快清理地方政府乱收费问题(如目前存在的天然气价格调节基金)。

第二阶段，在天然气出厂和进口环节的竞争格局初步形成之后的2018年至2020年，初步实现市场化。取消对包括各省门站价在内的各种气源价格的管制，由市场决定价格，这意味着产业链两端的天然气价格已经放开;组建资产财务相对独立的油气管网公司，由政府对天然气管输价格进行单独定价，并完善对输气管道、储气等设施收费的管制，实现公开准入及有效监管。

第三阶段，2021年至2023年，基本完成市场化。将油气管网公司组建成独立的油气管网公司，考虑到配气管网直接影响到居民的用气安全乃至生命财产安全，因此配气管网仍需政府确定配气成本、费用并严加监管，但其他包括长输管道、分支管道、省内管道等输气管道和储气等设施收费完全市场化;健全管网等基础设施监督管理体系，基本实现公开、公平、竞争有序的天然气价格改革目标。

《行动计划》对油气管网建设运营体制改革有何建议?

我们建议，应加快建立完善管网运营和服务环节的市场准入政策，对运营资格实行准入制度，确保运营主体承担责任的能力，将具有独立法人资格、实行独立核算作为运营主体的基本条件。

油气管网业务的分离主要有三种方式：

财务分离，即要求企业必须将其提供基础设施服务业务与其他业务分开管理，财务上单独进行会计核算，不允许进行交叉补贴，但法律上仍属于同一家企业;

法律分离，即将提供基础设施服务业务在资产、财务、人员等方面均实现法律上的分离，但产权仍属于同一家控股企业;

产权分离，即将提供基础设施服务业务从一体化集团公司中剥离出来，完全成为独立的仅经营管输业务的企业法人。我们建议，在分离方式上可先由财务分离，然后法律分离，逐步过渡到产权分离，最终形成多家独立的油气管网公司。

鉴于中国天然气行业的实际情况，提供基础设施服务业务的分离可考虑先由较易改革的长输管网和LNG接收站开始。在推进范围上，可先在气源多元化和市场竞争格局已基本形成，且输气管网密度较高的东部地区试点，然后在全国范围内推广。同时，探索将储气服务与输配气管网的财务和法律分离，并鼓励各类资本参与储气库建设，允许独立的储气商参与天然气市场并通过市场的峰谷价格赚取利润。

具体来说，首先是输气和LNG接收站环节。逐步推行长输管网和LNG接收站的“第三方准入”以及许可证管理制度，即允许任何有资质经营天然气业务的企业与管网和LNG接收站经营者签订运输或代储合同。即只要输配系统有闲置的运输能力，运输管网和LNG接收站经营者就必须向任何有要求的天然气供应商或用户提供服务，在公平费率基础上提供无歧视准入。

在主干管网内，所有气源接入点及终端市场连接点之间都应互联互通，不存在阻碍天然气商品流通的障碍。在操作顺序上，可以视基础设施的发展状况以及服务和销售业务的分离程度，逐步采取协商和强制的第三方准入。同时，逐步分级别(以年度天然气消费量为依据)放开大用户直接选择自己的天然气供应商，大用户主要包括：城市燃气企业、20万kw级电站和冷热电联供能源站、大型工业企业(包括作为原料和燃料)、LNG/CNG燃料供应商。

其次是储气和城市配气环节。逐步引入对不同消费规模用户的第三方准入机制，先从年消费量较大的非居民用户做起，列出时间表并设定年消费规模，按照时间表和执行情况，规定不同年消费规模的非居民用户可自主选择供气商，或者完全绕开城市配气管网，或者城市配气管网仅承担政府监管价格下的配气服务。(原载《21世纪经济报道》)