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。同时，推进天然气价格改革，天然气井口价格及销售价格由市场形成，油气管输价格由政府定价。重点推进油气管网建设运营体制改革，明确油气管网功能定位，逐步建立公平接入、供需导向、可靠灵活的油气输送网络。
就如何理解《行动计划》提出的天然气战略，21世纪经济报道记者专访了国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋。郭焦锋及其团队承担了国家能源局委托的《“十三五”大幅提高天然气比重的途径及对策措施研究》课题。
2020年天然气占一次能源消费比重约为12%
《21世纪》：课题组对2020年中国天然气的供应格局有何预测？
郭焦锋：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。
《21世纪》：为了实现2020年天然气“消费双倍增”的目标，有哪些实现路径？
郭焦锋：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。
天然气价格改革三步走
《21世纪》：要实现天然气占一次能源消费比重达到12%左右的目标，天然气的价格改革是一个重要推动力。如何解读《行动计划》中提出的价格改革思路？
郭焦锋：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。
管网业务分离顺序：财务、法律、产权
《21世纪》：《行动计划》也提出要重点推进油气管网建设运营体制改革，明确油气管网功能定位，逐步建立公平接入、供需导向、可靠灵活的油气输送网络。对此，您有何建议？
郭焦锋：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。
