我国天然气基础设施存在的问题及建议
按照2014年发布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》（国家发展改革委8号令）的定义，天然气基础设施主要包括三大类：天然气输送管道（长输管网、省管网和配气管网）、储气设施和LNG接收站。由于天然气产业发展高度依赖输配管网、储气库等基础设施，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。
存在的问题
1. 基础设施建设滞后不能满足快速增长的市场需求
虽然我国天然气基础设施在近年来有了较快发展，但与国家经济整体发展水平相比依然落后。例如，管网方面，目前我国管网总里程接近70万公里、人均管线长度0.5米/人，低于全球人均1.11米/人的水平。美国国土面积与我国相当，但美国总里程360万公里，人均11.2米/人，是我国的22倍。同时，我国长输干线管网未能覆盖全国，海南、西藏等省区尚未被接入全国长输管道系统，另有超过20%的地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道气。储气方面，截至目前我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均水平为12%~15%；LNG接收站罐容占全国消费量的2.2%（占全国LNG周转量的9%左右），日韩为15%左右。
2. 天然气基础设施高度一体化制约下游市场发展
我国天然气行业尚未实现输配、输售分离，仍是上中下游高度一体化的垄断经营模式。例如，在上游天然气供应方面，中国石油、中国石化和中国海油三大油气企业约占98%；在油气管道主干线中，三大油气企业约占95%左右，在目前全国17个已投运LNG接收站中，三大油气企业接收能力占总能力的90%。可以说，三大油气企业既是管网和LNG接收站的所有者、运营者，也是产气、购气和售气的主体。由于管网建设投资审批必须落实气源和市场，上游垄断在管网投资方面形成了难以逾越的门槛，制约其他主体进行管网投资。此外，上游垄断还间接限制了大用户的直购交易，制约了国外进口气的增长，影响了天然气下游市场的发展。
3. 投资准入尚未完全放开，项目审批周期长，新建基础设施难
天然气基础设施本身具有投资规模大、建设周期长、专用性和自然垄断性强的特点。虽然国家鼓励民间资本参与基础设施建设，但仅限定于参股或参与，而不是作为单独的市场主体进入。全国已经制定的区域发展规划和天然气发展专项规划中，基本由三大油气企业和省属国企承担。除此之外的市场主体即使有意愿，仍被排除在外，投资准入事实上存在“玻璃门”“弹簧门”。
此外，天然气基础设施建设涉及安全和环保等因素，在选址、用地（用海）以及环评上需要经过多层审批，耗时冗长。例如，我国沿海地区尤其是渤海湾地区，具备大规模建设LNG接收站设施的条件，但从保护海洋生态环境考虑，海洋主管部门已暂停受理、审核渤海内围填海项目、区域用海规划。
4. 基础设施互联互通程度不够，第三方公平开放落实困难
在我国天然气管网主干线中，三大油气企业占据绝大部分，但彼此间互联互通较差。而省级管网大多由省属国有企业和三大油气企业合资建设，一般由省属国企控股，与国家主干管网互不隶属，互联互通程度也不够。此外，尽管国家出台了《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》，油气管网设施运营者向其他市场主体开放的前提是油气管网设施有剩余能力，但由于缺少有关“剩余能力”的客观判断标准及具体监管措施，管网设施是否对外公平开放往往受到管道拥有者主观意志控制。现实中，天然气管网经营者通常也经营天然气业务，基于竞争考虑，往往会排挤竞争者，不会轻易让第三方天然气进网，导致公平开放落实困难，三大油气企业所属的基础设施利用率不太高。
5. 不同基础设施因其自身特性存在一些特殊问题
例如，在省管网经营模式中，部分省份采取了“统一建设”“统一规划”“统购统销”的经营模式，直接影响大用户直供，抑制消费增长。另外，由于省管网、城市燃气管网定价机制不合理，层层加价，使得输配费用在整个天然气价格中占比过高，抬高终端用气成本，不利于天然气的消费利用。对于LNG接收站来说，面临着天然气计量单位不统一的问题。而地下储气库投资成本高，缺乏调峰气价，投资经济性差，主要依赖国家财政补贴和石油公司通过管输费与销售利润来消化；建设资源条件较差，选址资源少；储气调峰基础设施运营层面市场交易机制缺失，缺乏企业投入激励；储气库供气由于缺失市场交易机制，供需间也无法实现商业化运营等诸多问题。
相关建议
1. 增大投资力度，促进天然气基础设施建设
我国基础设施建设滞后，当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”再次发生，大幅扩大LNG进口是其中一个重要选择。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。
2. 促进公平准入，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，使更多的市场主体开展公平的竞争，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。
3. 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》就明确指出，鼓励民间资本参与石油天然气建设。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。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、中国石油和中国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国石油、中国石化合作，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。
4. 分类、有序推进基础设施建设经营管理模式改革
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，有针对性地推进改革。
天然气管网发展相对完善，骨干网络的建设和运营由国家石油公司承担，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，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，职责分散等问题。对于天然气管网，据媒体报道，国家正与相关各方商讨成立国家石油公司与地方管网公司、燃气公司共同持股的新型管网公司。此方案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，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市场化改革的推进及相关法规政策的完善，地下储气库业务可采取“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”原则进行收费，完全由市场决定，采取“仓储式”经营模式为宜。
