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二、中央重大决定为天然气市场化发展指明方向
1.《关于全面深化改革若干重大问题的决定》提出“混合所有制”，深化天然气产业改革
2013年11月12日，党的十八届三中全会通过《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，提出坚持和完善公有制为主体、多种所有制经济共同发展的基本经济制度，积极发展混合所有制经济。允许更多国有经济和其他所有制经济发展成为混合所有制经济。国有资本投资项目允许非国有资本参股。鼓励非公有制企业参与国有企业改革，鼓励发展非公有资本控股的混合所有制企业。
2.《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》指明油气改革方向，推动油气体制机制改革
2017年5月，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确指出深化石油天然气体制改革就是针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，并提出以下要点：
1）油气管网“输销分离”，建设公平开放的发展环境
改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。分步推进国有大型油气企业干线管道实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。
2）天然气价格“市场化”，推动市场化体系的建设
推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。依法合规加快油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格。加强管道运输成本和价格监管，按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格。
3）油气资源“勘探开采准入”，实现上游开采的多元化
完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力。实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，加强安全、环保等资质管理，在保护性开发的前提下，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。
三、天然气产业布局不断完善，市场化建设继续提速
1.石油公司公开基础设施信息，监审后的管输价格明显下降
2017年6月，石油公司公布管道干线、支线约4万千米，同时公布了接收站的接收能力，其他区域性燃气公司也逐步公布了相关管道情况，这也是在国家出台相关文件之后，基础设施信息对外首次公布，也是在为逐步推动基础设施第三方准入提供条件。9月中旬，石油公司不同程度地公开了管道输送的详细站点及单位里程输送费，这是天然气跨省管道管输价格由“一线一价”向“一企一率”转变后，国家对运输企业的成本监审工作后的一次系统性公开，其中核定后部分天然气长输管道企业的平均运输价格下降幅度达15%，也是在为逐步降低管道输送成本、增加第三方准入积极性创造条件，为油气设施向第三方放开迈出基础性一步。
2.供需双方进行协商定价，化肥及福建门站价格首次全面放开
2015年11月20日，国家发展改革委公布新的天然气价格调整方案，明确提出试点放开直供用户（除化肥企业）用气门站价格，由供需双方协商定价。2016年11月5日，国家发展改革委发布《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》，指出全面放开化肥用气价格，由供需双方协商确定；2016年11月11日，国家发展改革委发布《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，指出决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。
我国天然气价格经历了“成本加成—市场净回值—部分直供用户协商定价—全面放开化肥用气价格—在福建省实施天然气门站价格市场化试点”的重大变革，我国天然气价格正逐步全面放开。这充分说明了我国天然气价格正在紧锣密鼓地向市场化迈进，西气东输供应福建省的门站价格实施市场化试点开创了全国的先河，门站价格市场化在全国范围内的推广将为期不远。
3.上海交易中心成立并挂牌交易，区域性市场线上交易活跃
2015年7月1日，上海石油天然气交易中心宣告投入试运行。其交易产品为石油产品、天然气以及天然气管输容量，其中投入试运行的主要有管道气和LNG两个现货品种，未来还将推出LNG接收站接转能力的交易。交易中心的运营架构为“一个中心、二种模式、三个产品”，运用挂牌（协商）和竞价两种交易模式，对管道气、LNG以及LNG接收站窗口期三个品种进行交易。
自2017年7月起，上海石油天然气交易中心合作开展多场液化天然气专场竞价交易，在线上通过公开竞价确定销售价格，这在国内属于首次；9月中旬开始开展北方、西部、西南及南方地区管道气竞价交易，线上竞价的气量全部成交，侧面反应出市场化交易存在一定的诉求。上海石油天然气交易中心运行是我国天然气市场化改革迈出的关键一步，是落实国家能源生产和消费革命战略、还原能源商品属性、培育和发展能源要素市场的关键举措。
4.能源结构进一步优化，天然气市场潜力逐步释放
“十三五”期间迫于大气环境治理的压力，我国“煤改气”“油改气”工程将进一步得到落实，“降煤提气”将成为我国能源消费结构发展的主要方向之一。截至2017年上半年，我国天然气消费量1141.2亿立方米，同比增长150.7亿立方米，仅2017年半年天然气增量就超过2016年全年天然气增量，成为我国天然气历史最高增幅，全年有望实现超过300亿立方米的增量。按此态势发展，“十三五”期间我国天然气需求仍将保持高速增长。结合目前天然气市场整体态势及“煤改气”的推进规模及进度，预计2020年我国天然气需求量为3186亿立方米，约占全国能源消费总量（48亿吨标煤）的9%，2025年达到4063亿立方米。
四、天然气市场化的发展建议
1逐步放开上游加大资源的引进，多方参与促进资源多元化发展
市场化发展离不开充足的资源保障，大量生产商、进出口商的参与才是关键。根据我国天然气市场需求量，预计2017～2020年将增长约900亿立方米的供给，到2025年至少增长约1900亿立方米的供给。由于上游开发参与企业较少，资源的大规模开采受到了一定的制约，致使短期内国产气资源实现大规模开采仍存在一定难度。为进一步推动市场化的发展，并加大资源的开采规模，首先应以推广试点的方式逐步向社会资本开放上游领域，重点加快推动非常规资源开发，进一步加大页岩气、煤层气等非常规气激励的支持力度，实现规模化开采开发的局面。
目前新疆石油天然气勘查区块采用招标出让的方式逐步放开，这是首次允许民资和社会资本参与油气勘探开发，可以以此为试点逐步向鄂尔多斯盆地、四川盆地等全国区域内区块拓展，并严格执行油气矿权退出机制，加大混合所有制在上游资源方面的发展，推动油气资源勘探开发企业多元化发展。其次是进入国际市场，加大资源的引进力度，实现多方进入国际市场并加强谈判，获取经济性较为明显的进口资源，保障市场的稳定充足供应。
2在实施第三方准入的前提下，仍需进一步完善基础设施保障系统
如果基础设施能力不足，将导致市场无法健康有序发展，对实现市场化的发展影响较大。天然气市场化发展首先需具备发达的天然气管道系统，美国在1984年天然气价格市场化改革初期管道长度已达到32万千米，而我国目前的管道里程仅有10万千米，且我国天然气管网设计输送能力仅有3500亿立方米/年，2025年的市场需求将超过4000亿立方米，再考虑冬季调峰需求，管道输气能力保障能力将出现不足。并且目前国内调峰储气设施能力较弱，按市场需求量10%作为季节调峰气量，我国在2025年至少需要400亿立方米调峰能力，未来管网的输气能力和地下储气库的保障能力还需进一步增加。
因此，应尽快建设资源外输管道及相应的联络管道，如中俄管道、中亚管道；有序推动LNG接收站的建设，尤其是在华北地区负荷中心新建一定能力的接收站，在保障市场需求的基础上，能够实现一定的调峰能力；根据全国天然气管网布局，优先在管网枢纽中心宁夏、河北、河南湖北等地区推动地下储气库建设，保障季节调峰需求量。天然气基础设施最终实现国家长输基干管道通过枢纽站和联络线形成互联互通；地下储气库和LNG接收站连接国家长输基干管道互保互供；最后能够提供有能力、有保障的第三方准入平台。
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实现全面监管完善的体制建设，逐步参与国际市场的发展
要促进天然气“输销分离”并实现天然气价格放开需要一个对天然气产业全面监管的完善体制，特别要建立自然垄断环节第三方独立监管机构，对基础设施定价、市场监测、市场准入、管道容量储气库容量交易等进行严格管理。目前国内主要是要解决区域性管网的垄断，逐步放开用户的直供和协商供气价格，并实施重点监管。
我国作为亚太地区天然气主要贸易国家之一，目前参与国际市场贸易话语权仍较低，因此在面对国际油价大幅下跌的有利契机下，争取亚太地区天然气定价权、提升在国际能源市场的地位尤为重要。尤其是在完善国内天然气体制建设的基础上，还需建设具有国际影响力的能源市场交易中心，促使交易中心参与亚太地区天然气交易，形成亚太地区真正的天然气市场化价格。
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4天然气产业发展要有法可依、又要有规可循
天然气市场化发展一方面要规章制度的引导和推动，另一方面还需要法律的维护和约束。目前国内天然气监管的强制措施以及法律准则仍有缺失，第三方准入主要基于协商，因此，将第三方准入逐步立法显得尤为重要，需要将目前国家公布的关于“基础设施管理办法、价格监审、管道信息公开”等相关政策要求纳入法律范畴，对于未提供准入的企业实行法律制裁及相应的处罚；要求供气商、管道运营商以及下游用户参照政策提供的具体细则进行规范化操作，严格遵循“价格机制、运价管理办法、第三方准入”等要求，最终实现天然气产业的健康有序发展。
