推进天然气市场化改革与管理创新

大唐电力燃料有限公司党委委员、副总经理 杜作敏

　　我国天然气消费量逐年增长，城市燃气、工业和发电用气是天然气消费增长的主要驱动力。尤其是煤改气工程推进、天然气发电装机量的逐年增加，对天然气供应能力提出了更高的要求，必须深化市场化改革，推进管理创新，解决好供需缺口和“冬季保供”这个难题。

　　推动石油天然气管网运营机制改革。2019年3月，中央全面深化改革委员会召开会议，大力推动石油天然气管网运营机制改革,明确组建独立的管网运营公司。天然气管网运营机制改革，要坚持突出市场化，扩大高水平开放，通过组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系，提高油气资源配置效率，保障油气安全稳定供应。

　　放开进口液化天然气接收站窗口。目前，国内液化天然气接收站基本掌握在少数的供气商手中，下游用户很难拿到进口液化天然气的接收窗口期，用户即使拿到价廉的进口液化天然气，也不能通过液化天然气接收站实现进口，进口液化天然气还没有形成市场化的畅通通道。要加大对液化天然气接收站的市场化改革力度，将现有的液化天然气接收站全部拿出来重组，成立独立的液化天然气接收站集团。全部放开液化天然气接收站窗口期，实现市场化经营。对新建液化天然气接收站全部实施社会公开招标，放开液化天然气接收站的投资、建设与运营。

　　深化天然气价格改革发挥市场调节作用。还原天然气商品属性，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。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。待非居民与居民用气价格实现并轨后，有序放开液化天然气等气源价格，发挥石油天然气交易中心的市场定价作用。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。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。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。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。

　　加快推进配套体制改革形成与价格改革协同配合。天然气行业改革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、液化天然气接收站、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。

　　加大国外资源开发构筑天然气安全供应体系。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。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液化天然气进口，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，确保我国天然气进口依存度升高的同时实现安全可靠保障供应。

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