天然气能源管理制度范文
时间：2023-12-20 17:09:23
天然气能源管理制度篇1
2011年12月27日，国家发改委，宣布已自12月26日起，在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制的改革试点。
此次改革试点的总体思路，正是大家期待多年的市场化改革取向：一、将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整机制。二、以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。三、对天然气门站价格实行动态调整，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四、放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。
业界普遍认可国家发改委的重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成；政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。
在专家们看来，这次在两广率先试点的天然气模拟市场定价，是市场化改革多年僵局后的重要突破。在中国能源对外依存度越来越高、节能减排压力越来越大的背景下，政府终于下决心抓住CPI连续回落的时机，重启早在2005年就已达成共识的资源价格改革。
另一个为业界关注的原因是，相比于煤炭、石油等更重要的传统化石能源，天然气在中国一次能源消费总量中比例极低，影响相应也最小，因而成为资源价改的“头炮”。
对于两广的天然气价改试点，接受《财经》记者采访的业内人士多表示认可，但他们也同时指出：竞争性的市场结构，仍然是市场化定价的前提。在模拟市场定价的试点方案推出后，政府应加快推进天然气供应结构的积极变化，即由垄断供应向多元竞争性供应转变。
价格不单由供应决定
“从成本加成到市场净回值法，这无疑是天然气价格机制的破冰之举。” 中石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红向《财经》记者表示。
中国此前的天然气定价机制实行以国家定价为主、市场调整为辅的管理形式，即由中央政府和地方政府依据天然气供应的自然流程实行分段管制。
在定价模式上，无论是出厂价、管输价还是天然气终端价格，均采取成本加成的定价模式，即根据天然气的补偿成本加合理利润并兼顾用户承受能力来确定天然气价格。这主要适用于天然气开发初期单一气源（主要是自产气）的供应格局。
国务院发展研究中心市场研究所综合研究室主任邓郁松曾向记者表示，伴随中国多气源(国产气、进口管道气、进口LNG )、多管线相互调剂、联合供气格局的形成，尤其是进口气比例逐渐增加的情况下，国家有关决策部门应该考虑如何解决气源多元化带来的天然气成本变化以及国内外价格倒挂问题，有必要对现有价格机制进行改革。
进口天然气中，LNG（液化天然气）和中亚管道输气成为最重要的两种进口气源。此前基于单气源的定价方式已无法反映天然气的真实市场价值，高买低卖之下，国内油气巨头正面临着越来越大的进口气源亏损。
中石油董事长蒋洁敏近日表示，目前中石油进口天然气亏损在每立方米1元以上，预计今年中石油进口天然气业务的亏损额超过200亿元。
多位中石油人士曾向《财经》记者表示，国内低廉的天然气价格刺激了用户需求，为满足这些需求又不得不增加进口气的比例，造成恶性循环。他们认为，天然气价改不存在窗口期之说，早在进口气引入之初就应该进行天然气价改。
接受《财经》记者采访的中石油、中石化人士均表示，按照现在的市场净回值法市场定价，有利于加大天然气勘探、生产与管道铺设的力度，加快三四线城市天然气的普及，有效减少进口气亏损，增加中国企业进口天然气的动力。
他们同时认为，本次天然气价改之后，中国天然气市场的定价模式将由供应决定价格的单一模式向供需双方共同决定价格的模式转变。
杨建红指出，“十二五”后期，天然气消费可能转向由需求拉动，这为今后天然气价格实现完全市场化奠定了基础。
在厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，这次价改试点的时机很不错，在进口气源增加的初期开始进行价改试点，要好过进口大量增加的时候出台。“目前天然气在一次能源消费结构中占比不到4％，对国内物价指数的影响也不太大。”他告诉《财经》记者。
能否转向竞争性市场结构
继石油的对外依存度超过50％之后，中国的天然气消费也正在走上高对外依存度之路。
国家发改委的数据显示，2011年1月至11月，中国累计生产天然气914亿立方米，同比增长6％；而同时，中国进口天然气281亿立方米，同比增长91.5％；进口气占国内消费总量的比重达到24.2％，同比增加2个百分点。
中国石油大学国际石油政治研究中心主任庞昌伟预计，到2020年，国内天然气消费量将达到4500亿立方米，对外依存度将达到50％。
国产气供应有限，进口气源的获取无疑更为紧迫。国家一度放开了天然气进口管制。
2007年2月，商务部对天然气等商品实施了自动进口许可管理。自动进口许可管理是指，对进口申请一律予以批准的进口管理制度。没有限制条件，任何企业都可办理，商务部主要统计进出口业务量。此举出台后，业内一致认为，这有助于加快和扩大天然气进口，有利于满足国内日益增长的天然气需求。
然而很快出现了地方政府与三大石油公司在国际市场上无序竞争、拉高价格的现象，决策层于是决定对天然气进口重新从严监管。2007年6月，商务部和海关总署联合宣布，对2007年《自动进口许可管理货物目录》再次进行调整，取消天然气等商品的自动进口许可管理。
目前参与到天然气进口业务中的除了三大石油公司，只有新奥燃气和中国燃气等几家公司。
并非这些公司不愿多进口天然气。由于天然气只能通过陆地管道或海上LNG船运输，LNG在出港前和到港后仍需要借助管道运输，这意味着从事天然气进口的企业必须拥有LNG接收站和输气管道等配套设置，而建设管道和LNG接收站仍需国家相关部门批准。现有的接收站和管道，一般都由三大石油公司独立运营或与地方政府合作建设。
新奥能源控股首席执行官张叶生曾对《财经》记者直言，虽然国家给了他们进口权，但实际运作时到处是壁垒。“我们可以自行进口LNG，但不让你建接收码头，三大石油公司又不给你用，那你的气怎么进得来？”
中石油经济技术研究院市场研究所所长单卫国向《财经》记者指出，最大的原因还是因为民企在资金和风险承担方面不如中石油、中石化。
此外，长期以来国内天然气价格低于国际市场价格的现实也让民企对上游市场不甚积极。中石化经济技术研究院人士曾告诉《财经》记者，进口天然气并不赚钱，目前国内天然气进口市场主要由三大石油公司占据，是央企的社会责任所在。
业内专家指出，随着市场净回值法的推广，国内天然气价格日趋合理，利润预期逐渐稳定，会有越来越多的企业参与到天然气进口业务中。但前提是政府需要出台配套政策，在上游消除天然气进口的壁垒，在下游尽快实现用气企业在气源和用量上的自。只有这样，竞争性的市场结构才能形成。
突破口在打破管输垄断
早在2006年1月，国家发改委负责人就曾表示，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。然而此后六年，竞争性市场结构迟迟无法形成，天然气价格也难以从政府定价向市场定价移步。
此次宣布天然气价改试点，国家发改委重申：天然气价格形成机制改革的最终目标，是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成；政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。
接受《财经》记者采访的专家们均指出，“市场净回值法”只是一种模拟市场的办法，以已经通过市场竞争形成的可替代能源价格为基础，折算出相应的天然气价格，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制。
“建立竞争性的天然气产业链结构，重点在通过市场竞争形成天然气出厂价格，其中核心在于管道业务独立。但目前天然气管理和经营体制没有根本改革，市场体系尚不健全，没有建立对等的天然气供需市场，在此背景下，定价机制无法实现真正意义上的市场化。” 中国石油大学(北京)中国油气产业发展研究中心副主任刘毅军教授向《财经》记者表示。
中国天然气资源尚不丰富，上游气源、中游长输管网高度集中，两大巨头甚至开始大举进入本已较开放的下游城市燃气运营网络。
多位城市燃气运营商都曾向《财经》记者表示，在上下游一体化垄断渐强的背景下，供应端出现竞争性的市场格局，可能性越来越小。
刘毅军指出，在天然气资源尚不充足的现状下，开放勘探开采环节的竞争并不现实，建立竞争性市场结构的突破口，应在打破管输环节的垄断。
目前，主要干线长输管道建设和运营均由三大石油公司把持，企业根据所发现的气田和运气目的地进行规划，报国家发改委批准后开工建设管道。
由此带来的问题是，倘若中石化在中石油所建管道沿线区域新发现了气田，后者往往不同意前者使用其管道输气，或有限制条件地允许使用，若双方协商不好，中石化就需要另修一条管道以保证送气。同时，若某城市只由一条长输管道送气，下游企业就只能从该管道营运主体处购气，完全没有选择自由。
“连中石化都难使用中石油管道，更遑论其他生产商或用户了。”刘毅军说。
2011年7月，《天然气基础设施建设和运营管理条例》征求意见稿完成，此条例被认为是打破天然气长输管道垄断、建立第三方准入制度和相关监管规范的重要文件。
该《条例》征求意见稿规定，管道建设可由不同背景的市场主体竞标参与，并通过租赁形式签订长期运输合同。当气源充足时，下游企业可自由选择供气商，租用管道送气即可。三大石油企业下属管道公司若要参与竞标，则该公司必须独立核算，并公示运力信息、服务主体，以求公开、公平、公正。
在刘毅军看来，政府不能让个别利益集团控制管道。原则而言，管道建设应实现投资主体多元化，并通过政府规制，避免市场主体利用管道垄断市场。由于天然气产业链发展阶段等的约束，很难期望《条例》在打破管道垄断上能有重大突破。因此，政府在管道规划、建设核准上应注意加强产业链的竞争性。
在管道问题上，中海油研究院首席研究员陈卫东的观点类似，他认为应该把长距离输气管道完全独立于中石油或者中石化，变成一家受国资委管理的独立企业，由政府实行管输价格监管。
“管道只有完全独立，才能保障不同气源自由接入。”陈卫东说。
资料
中国天然气定价机制变迁
第一阶段：单一的政府定价阶段（1957年－1993 年）
1958年－1981年，鼓励用气时期。1958年，原石油部为了鼓励就地用气，将气价下降为每千方30元，之后三次调整气价。1981年－1991年，为鼓励勘探开发，政府对计划外天然气实行高价。1992年，四川天然气实行价格并轨，并根据用户性质实行分类气价。
第二阶段：政府定价、政府计划指导价并存阶段（1993年－2005年）
放松企业气价管制，实行企业自销天然气价格政策。其定价机制为：政府制定计划内天然气井口价格和计划外井口销售指导价格，自销气价格可以由供应商在中准价上下10％范围内浮动制定；天然气管输费的制定原则为成本加利润，允许供需双方协商定价；净化费由天然气生产商制定，国家发改委批准。天然气销售以油气企业为主，直供大用户。城市用气则实行油气企业城市门站交气，再由城市燃气公司分销。
第三阶段：实行政府指导价（2006年至今）
2006年1月，国家发改委将天然气出厂价格归并为两档。一档天然气出厂价在政府规定的出厂基准价基础上，可在上下10％的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10％，下浮幅度不限。
国家发改委负责人同时表示，从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。
出厂价加上管输价格后，形成城市门站价，再加上城市输配费后，形成终端用户价格。天然气的跨省输送费用由国家发改委制定，省内输送价格由各省发改委制定，终端价格由地方发改委制定。
2010年6月，国家发改委合并两档出厂价，同时扩大价格浮动幅度。国产陆上天然气一档、二档气价并轨后，出厂基准价格浮动范围统一改为上浮10％，下浮不限。
第四阶段：试点模拟市场定价（2011年12月26日起在两广试点）
2011年12月26日起，国家发改委在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。将现行以“成本加成”为主的定价方法，改为按“市场净回值”方法定价，即将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后回推确定天然气各环节价格。
具体操作方法如下：首先，选取上海市场作为计价基准点。其次，计算上海市场的门站价格。以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源品种，并按照60％和40％权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按照0.9的折价系数计价，即把上海市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90％。第三，以上海市场门站价格为基础，根据天然气主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西的经济社会发展水平，确定两省（区）的门站价格。门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况，每年调整一次，并逐步过渡到每半年或每季度调整。
天然气能源管理制度篇2
关键词：天然气 工程 运行管理 有效性
1、天然气工程运行管理有效性的具体表现
天然气工程运行管理的有效性,来源于过程结果后的增值。它主要表现在以下五个方面:(1)天然气质量的稳定,符合消费者的要求和相关法律的规定;(2)消费者满意度高,员工的顾客意识逐渐增强,天然气产品的信誉和竞争力不断提高;(3)天然气工程运行管理的机制健全,预防和纠正的措施有力度,能够有效预防已经出现问题的再次发生或者隐含的问题发生;(4)天然气生产的成本不断下降,开发天然气周期缩短,效益增加;(5)员工产品质量意识提高,为实现质量目标积极的奋斗。
2、影响天然气工程运行管理有效性的因素
2.1 外部因素
(1)消费者的需求;随着市场经济的蓬勃发展,消费者是主导的思想越来越重要,企业若想在市场竞争中永远立于不败之地,就应该使消费者的需求不断的得到满足。消费者的需求是随着社会、经济以及科学技术的前进而不断提高的。(2)天然气质量的内涵;随着天然气科技和生产的日益发展,天然气质量的内涵也不断地拓展,近年来,社会上又出现了一种概念――广义质量。广义质量的重点就是产品的适用性,也就是产品需要顺应市场的需求。
2.2 内部因素
(1)人力资源;人力资源是天然气工程运行管理的第一资源,员工的素质以及他们的态度,直接决定了企业天然气工程运行管理体系的运行。人力资源是影响天然气工程运行管理有效性的关键因素。(2)设施资源;基础设施是天然气工程运行管理的组成部分,在天然气质量形成的过程中起着非常重要的作用。如果缺少必需的基础设施,那么,保证天然气工程平稳运行就成了一句空话,天然气工程运行管理的有效进行也就无从谈起。设施资源是影响天然气工程运行管理的基本因素。(3)组织结构;组织结构为组织各个部分间的空间位置、排列顺序、联系方式、聚集状态以及各要素间的关系设立了规定,它在整个天然气工程运行体系中起到“框架”的作用。有了组织结构,系统中物流、信息流、人流才能保证正常的流通。组织是否能够顺利达到目标,很大一部分都取决于组织结构完善与否以及完善程度。天然气工程运行的组织结构在天然气工程运行管理中同样起到框架的作用,它是天然气工程管理有效运行的保证,是影响天然气工程管理有效运的重要因素。(4)产品信息;组织要搜罗各种渠道的与产品、体系和过程有联系的数据,通过整合和分析,形成企业所需要的信息。这些信息对确定问题及原因有非常大的帮助,进而可以使企业进行预防和纠正,而且,依靠这些信息还能够对目标是否实现进行判断,评价、确定和证实工程运行的有效性。所以,产品信息也是影响天然气工程运行管理有效性的重要因素。
3、提高天然气工程运行管理有效性的途径
3.1 管理的者推动
第一,管理者尤其是高层管理者的强有力领导和高度重视是提高天然气工程运行管理有效性的关键。管理者应该树立管理的意识,做履行职责的带头人、明白人。
第二,天然气工程的运行与组织中每一位员工对工程运行管理有效性的态度有关,所以,管理者要对员工进行培训,使组织中的各个员工都能够树立管理有效性的意识,积极参与到工程运行管理有效性的相关活动中。管理者应该建立工程运行管理责任制,将组织的管理职能层层的分解,落实到个人,实现工程运行管理,严格奖惩和考核制度。
第三,各层级的管理者应该相关部门、过程的管理活动,提供能够履行工程管理要求的评价准则和指导性文件,例如验证和评价规范、作业指导书等,还要配备必要的设备和资源。
3.2 消费者的需求
天然气工程运行管理有效性的衡量标尺是天然气是否存在市场,虽然这一点已经毋庸置疑。大量的实践已经证明只有企业真正的掌握并理解了消费者的期望和需求,才能有针对性的完善和改进产品的服务质量,才能使顾客真正的满意,进而为自己的发展和生存开拓更大的空间。
3.3 自我完善的机制
当今时代,我国正处在转向市场经济的时期,企业在经营机制和管理体制的改革中,特别是要增强天然气工程运行管理体系应变的能力,建立天然气工程运行管理的完善机制。
3.4 过程控制作为重点
天然气工程运行管理是经由过程进而实施的。组织要提高天然气工程运行管理的有效性,就一定要对过程加强控制。
3.5 做好资源的配置
技术装备和工艺水平是保证天然气工程运行、提高效益的最根本手段,也是天然气工程运行管理有效运行的前提条件和物质基础。提高技术装备和工艺水平就必须重视资源的配置。
3.6 文化的建设是保证
企业文化（包括价值观念、职业道德、行为规范、传统习惯以及思维方式等）是企业极其重要的隐含资产。良好的企业文化首先应该是一种管理的文化。塑造企业的管理文化,需要不断地开展多形式、多层次、全方位的培训和教育,从行为和心理上提高、规范职工的管理意识、法制意识和文化素质。使所有员工牢固的树立竞争意识、用户意识和参与意识,企业管理文化的简历是一项极其复杂的系统性的工程,其成功的中心就在于企业高层管理者的参与和支持。
4、结语
为适应全球性的竞争市场,充分的满足社会各方面用户的需求,企业应该通过构建完善的机制、建设管理文化、加强对过程的控制等途径,不断提高天然气工程运行管理的有效性,走可持续发展的发展道路,全面的提高天然气行业的经济效益和提升天然气行业的竞争力。
参考文献
[1]尉建中,刘新奇,王湘宁.天然气工程建设和运行的安全管理[J].煤气与热力,2002,(05).
[2]李虎.天然气工程建设和运行安全管理的策略分析[J].中国市场,2010,(45).
天然气能源管理制度篇3
天然气，作为新疆最具有优势的一个资源，据统计分析，新疆的天然气总量在10.85万亿m3，而探明储量则有9813亿m3，自2005年开始，该区产量就连续三年蝉联冠军。到了2007年，该区共产出天然气212亿m3，同比增加了48亿m3，夺得了当前天然气产量、输气量等4个第一，成为了我国名副其实的天然气行业“金牌储集库”。但是，需要看到的是，面对如此多产的天然气资源，新疆地区的天然气利用情况并不是很好，就其原因，同该地区天然气企业发展有着较大关系。笔者从新疆天然气企业入手，提出一种管理创新同技术创新协同发展的模式，以逐步提升该区天然气企业的发展水平，提升新疆天然气的利用率。
二、企业管理创新和技术创新
就天然气企业而言，其属于一个以盈利为经营目的，综合多种发展要素而为社会生产出更多天然气产品，并提供相关服务的经济型组织，且经济增长更是受到多种因素的影响。其中，天然气开采作业，作为一类具有高风险性与高分散性的工作类型，就要求其各环节工作的开展迫切需要企业实现管理与技术的创新与协同发展。所谓“管理创新”，指的就是于特定技术环境下，通过优化配置企业内部各种发展要素而逐步提升推动企业的创新发展的一类活动的总称，而“技术创新”，则指的是涵盖了天然气生产、建设所有过程的所有技术创新活动的一个总称。
同时，从本质上来说，两者存在着一定的互动关系。一方面，企业技术创新的实现，为其管理创新提供了内在的驱动力与支撑条件。因为，技术创新，不仅可谓企业管理带来思想、方法与体制等方面的革新发展，还能改变企业工作人员的思维方式、行为方式等，进而为企业管理创新的实现提供一定依据，而且技术的创新，还在折射出企业管理制度是否完善，进而将需要完善的相关信息反馈在管理制度体系内，引导企业管理制度不断走向完善，并对企业管理模式与工作人员的综合素质提出更新更高要求，而以上种种，均要求企业技术革新与管理革新的协同发展，只有这样，才能使企业始终立于不败之地；另一方面，管理创新又反过来强化了企业技术创新的能力。先进管理理念与制度的落实，大大提升了企业经营效率，提升了企业各方面资源的利用率，促进了企业的稳步发展，而这些都企业技术创新提供了有利条件。为此，不论是新疆天然气企业，还是其它企业，在日常发展过程中，均需准确把握管理创新同技术创新间的互动关系，选取适宜的创新战略组合，以此来实现两者的协同发展，使企业创新系统功能实现最大化。
三、管理创新和技术创新的协同发展对策――以新疆天然气企业为例
1.规范运作，整合资源
思想影响行动，观念决定走向，为此，企业在发展实践中，必须逐步革新自身管理理念与思路，准确认识管理同技术革新间的良好互动关系，积极引导先进管理思想与理念，积极应用各种先进管理办法，并制定相应制度对其加以规范，实现企业内部各方面资源的优化配置。同时，企业还需紧紧围绕技术创新，逐步革新企业的管理机制。就天然气企业而言，它属于一种高技术且高科技的产业，因此，在企业内部必须创设出一种学术氛围，用高效率管理来促进技术的革新，实现企业管理与技术创新的双赢。此外，企业管理员还需不断提升企业文化凝聚力，构建现代化学习型企业，进一步强化企业的现代信息化建设，并配以现代化的软硬件设备，以此来从整体上企业的信息化管理水平。
2.强化人才开发，健全绩效考评机制
首先，若说管理创新能力为企业开展各项管理创新活动的动力所在，那么，人才的开发则是其核心所在，为此，企业管理创新主体必须具备较好的创新能力、学习能力与组织协调能力，以此来确保管理与技术创新的同步发展。其次，新疆天然气企业结合自身企业经济增长方式转变目标，逐步健全内部绩效考评机制，并通过制度创新，来构建迎合企业技术创新的科学的激励与约束机制。
3.强化技术创新，实现科研成果产业化
天然气产业属于一种技术密集型的产业类型，企业的发展，不仅需要管理创新，更需要技术创新，特别是对新疆天然气而言，因其虽有着极高的资源勘探潜力，但资源探明率却比较低，这就要求新疆的天然气企业在管理中要合理配置资源，对民用气和商用气要进行自主技术开发与创新，通过学习并引进国内外先进管理技术来提高自身天然气利用率，达到企业实现民生工程和企业盈利的双盈目的。
四、结束语
天然气能源管理制度篇4
关键词：城市管道天然气；价格；管理
天然气在我国进入了蓬勃发展的时期，伴随着国民经济的发展，对天然气的需求也在不断增加，同时加快了我国天然气的开采步伐。天然气将解决我国目前能源消费结构不合理的问题，逐渐成为调整我国能源结构和促进能源可持续发展的清洁能源之一。
一、城市管道天然气价格管理中存在的问题
（一）价格水平的不合理性
天然气在我国被认为是福利性产品，我国政府实行的是低价格政策。但是现阶段城市管道天然气用户价格中还存在很多价格倒挂情况。也就是说在不考虑输配气费用的情况系，很多城市的天然气价格已经存在倒挂现象，天然气的价格关系没有理清。这一现状无法充分发挥价格机制在资源配置中的基本作用，严重影响天然气企业市场拓展的积极性，在天然气经营方面存在亏损的情况下还会加大政府的财政补贴的负担。
（二）定价方法的不合理性
我国天然气价格已经初步实现和国际市场的接轨，但是仍然受到政府的严格价格管制，从而造成天然气产业链不能有效发挥其市场机制的作用。目前很多城市管道天然气的定价都是按照成本加成的定价方法，也就是天然气企业在向政府价格主管部门上报成本和提成价格申请时，在经过政府价格主管等有关部门进行详细审核和批准后，传达给天然气企业执行。这种定价方法中，政府价格主管部门并没有其他资料作为定价依据，只是单纯依靠管道天然气企业上交的资料最为依据，两者之间的信息存在严重的不对称性。与此同时，天然气企业还会为了维护自身利益，向政府价格主管部门虚报财务报告，政府的价格管制没有对企业经营成本进行有效约束。
（三）配套机制不健全
城市管道天然气价格管理中并没有建立完善的法律法规体系，在相关燃气管理条例中，只是对燃气器具、燃气经营、燃气安全等进行相关规定，但是并没有涉及管道天然气的价格机制问题。并且到目前为止，我国很多城市中还没有设立专门的管道天然气价格管制机构，一部分城市的燃气价格管理工作主要是由当地物价局、发改委或工商局等，分别对管道天然气企业的日常事务、改革规划以及新项目进行管理。这样一来由于管制者之间的业务性质存在明显差异，并且存在一定的局部利益，所以对城市管道天然气价格进行管理时不能全面照顾到燃气企业利益和社会福利之间的关系。
二、提升城市管道天然气价格管理的建议
（一）降低管道接驳费
管道接驳费是在我国特殊的国情下产生的，其目的是为了弥补城市燃气服务中的固定成本。我国城市在管道天然气发展的最初阶段中，管道接驳费是为筹集巨额的燃气工程建设资金而设立，这样促使现阶段的公益性气价制度得到保留，依靠其便宜的气价和节能环保这两大优势，给城市管道天然气的发展带来的积极影响。但是接驳费的本质是属于固定成本，其本身并不能成为取消的根本原因，与之相悖的是城市管道天然气现已经走进千家万户，虽然城市管道天然气的发展还未完全成熟，直接取消的话会影响正在建设的城市天然气工程的顺利开展，会加大天然气公司的经营风险。所以应采取循序渐进的方法，最终取消接驳费，在提高管道天然气销售价格的基础上逐渐降低接驳费用，再逐渐过渡到收取管道天然气安装材料费和安装费，这样在保证城市管道天然气顺利施工的同时，还能降低初装费，让更多的城市居民用上城市管道天然气。
（二）实现合理定价
在降低接驳费，对价格关系进行重新调整后，还应让市场机制中的价格机制在天然气市场中发挥配置作用。城市管道天然气是具有较强垄断性和规模性的行业，加上政府对价格管制实行了放松政策，但是管道天然气的垄断性并没有给企业带来很大的竞争压力，所以生产效率较低，通过和政府进行讨价还价来实现符合本企业利益的定价。政府在城市某一区域中进行管道天然气建设时，可采用招标的形式，政府在实行特许经营权制度时，应确保投标者的竞争是否有效，投标信息是否充分，竞标者之间的信息是否存在严重的不对称性，以及是否存在竞标同谋等现象，对城市管道天然气进行合理定价。
（三）完善配套措施
应建立健全天然气定价的法律法规，尽快修订针对城市管道天然气价格的管理条例，并且根据相关法律中的规定，在制定城市管道天然气价格的管理条例时应注意明确城市管道天然气的定价原则、目标、内容、价格构成以及价格的形成机制等。还应设立专门的天然气价格管制机构，根据城市管道天然气行业具有较强专业性的特点，应聘请具有较高专业知识水平、懂得管理的人才，并且定期邀请管道天然气产业的专家、经济学家等进行工作指导，能够提高管道天然气价格定制的科学合理性。
价格听证会是企业、政府以及消费者之间的协商平台，应确保听证会信息充分公开，从而减少听证会三方的信息不对称性。在举行听证会时，还要提高听证会代表的专业性以及代表性，这里着重强调的是消费者代表，不具备一定的专业知识，听证会质量会大大降低。还应建立价格听证会的反馈机制，也就是及时将听证会的价格结果向社会公布，还能起到向广大城市居民普及价格知识的作用，并且能够提高价格决策的执行效力。
三、结束语
我国城市管道天然气价格管理工作应和激励性价格管制制度进行有效结合，在明确城市管道天然气价格管理中存在的问题后，通过相应措施实现合理定价，并通过完善价格管理机制的配套机制，来提高城市管道天然气价格管理工作效率，促进我国城市管道天然气行业的蓬勃发展。
参考文献：
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天然气能源管理制度篇5
为保证能源安全和石油天然气的可持续供应，下一步必须在阻碍石油天然气改革的难点领域有所突破。应该在完善法律法规的基础上加大市场化改革的力度，实现政企分开，转变政府职能，打破行政垄断，引入市场竞争，营造真正的市场竞争主体，加快投融资体制和价格体制改革，为我国石油天然气行业改革创造一个良好的内外部环境。
（一）完善政府管理体制
石油天然气是关系国家经济命脉的行业，政府无疑必须在其中发挥重要作用。要集中分散在各政府部门的职能，将仍保留在企业中的行政职能分离出来，建立综合的能源政府管理部门，并根据行业发展的要求建立相应的监管机构，将政府的政策制定职能与监管职能逐步分开，按照依法监管的原则建立现代监管制度，逐渐淡化行政审批等行政管理职能，在进行经济监管的同时，增强技术、安全、环保等社会监管手段。根据我国石油天然气行业所处发展阶段、资源状况和市场特征，政府的职能应主要体现在：制定宏观发展政策；在建立国家能源管理体制的基础上，实行石油战略管理；针对石油天然气行业制定有关促进竞争和反垄断的政策和法规，保证市场的公平有序竞争，使企业成为真正的市场竞争主体；根据上下游各环节的技术经济特点，采取不同的监管机制，在竞争性环节放开竞争，进行市场准入和价格管制等，在自然垄断环节实行政府管制；发挥规范、协调企业行为和督促企业自律的作用；进行市场预测和提供信息服务等。
（二）打破行政垄断和市场分割，培育有效市场竞争
石油天然气行业应深化市场化改革，引入竞争机制，建立与健全市场机制。 主要包括放松市场准入，逐步放开终端销售市场；打破地域垄断，积极培养市场主体；从开放、完善和规范市场入手，制定市场规则，形成合理的、有序的竞争格局；鼓励其它社会资金进入流通领域，营造健康有序的市场环境；充分运用市场经济手段，如建立国内石油现货和期货交易市场，以达到发现价格、规避风险、跟踪供求、调控市场的目的，合理引导石油天然气的生产、经营和消费。
应根据行业发展阶段和上下游各环节的技术经济特点，在我国石油天然气行业有序引入竞争。具体来说，上游石油天然气资源开采环节在实行许可证制度的基础上，引入竞争，这样有利于打破资源的区域性垄断，促进企业增加勘探投入，增加石油天然气资源储量，提高开采效率；下游销售环节，特别是加油站是竞争性市场，应加大放开竞争的步伐，并通过安全、技术和环保标准等手段维护市场竞争秩序；从管道运输环节来看，天然气管道运输环节具有一定的自然垄断性，特别是我国的天然气产业还处在发展初期，管网非常薄弱，大部分生产者和用户之间都是单线联系，而且需求规模有限，还不具备欧美国家那样广泛引入竞争的条件，应该逐步引入竞争，可首先实行管道运输特许经营权的公开招标制度，引入市场竞争；同时，实行运输与销售分离，加强对管道运输定价的监管。石油管道运输与天然气管道运输有所不同，石油管道可与其他运输工具平行竞争，其垄断性要比天然气管道弱，但由于我国所处发展阶段及石油战略的重要地位，且管道建设仍非常不足，国家仍有必要加强对管道建设的投入和监管。
（三）划分自然垄断业务与竞争性业务
石油天然气行业是由开发勘探、管道运输和终端销售等多个环节组成，各环节的性质不尽相同。总的来说，除管道运输因其网络特征而具有自然垄断性质外，其它各环节从经济学角度来说应该是竞争性的。而我国的现状是这两种业务混合在一起参与市场竞争，这对于形成公平的市场竞争秩序极其不利。一方面，企业会凭借优势地位将垄断延伸到竞争性环节；另一方面，会导致“交叉补贴”的长期存在。
从国际经验看，为在具有自然垄断业务的行业改革时创造公平竞争的环境，各国都在改革之初严格界定石油天然气行业的非自然垄断环节和自然垄断性环节，并将这两种业务根据改革的进程逐步分离。如美国的天然气行业改革就是从分离销售与管道开始的。首先，联邦能源规制委员会要求管道公司把天然气运输与其他各种服务（主要是销售）分离，规定消费者可以从任一生产者处购买天然气，生产者也可以直接向最终用户和批发商卖气，生产者之间展开争夺用户的竞争。其次，要求管道公司公平地提供管道服务。尽管天然气产业上下游已经形成了竞争市场，但是，由于管道运输具有一定的自然垄断特性，联邦能源规制委员会要求管道公司对所有的市场参与者提供非歧视性的管道运输服务。
应借鉴国外改革的经验，根据我国行业特征和发展阶段，逐步将自然垄断性业务从竞争性业务中分离出去，竞争性业务放开市场准入，建立公平有序的竞争秩序，形成多元化发展的格局；而在自然垄断性环节加强监管，防止滥用垄断优势，确保管道运输的安全和稳定，保证对第三方提供非歧视性管道接入，保证整个市场的公平竞争；在有条件的情况下可引入一定程度的竞争，如可由两家国有企业竞争经营，以最大程度地降低垄断造成的效益损失。在严格区分自然垄断业务与竞争业务的基础上，应该对不能获得正常经营利润，具有普遍服务性质的环节形成合理的财政补贴机制，避免因行业内的交叉补贴而扩大垄断的范围。
（四）投融资体制改革
我国石油天然气还处在发展阶段，需要大量资金投入，而石油天然气行业又具有投入周期长，见效慢，风险大等特点。我国在计划经济体制下形成的投融资体制已经远远不能满足石油天然气改革和发展的需要。因此，完善投融资体制，建立投资风险机制，形成包括外资和民间资本积极参与的多元化发展格局，对于我国能源安全保障和可持续供应具有重要意义。
要改变过去由政府决定和主导投资的方式，政府在投资领域的角色应是制定行业发展规划，公布投资信息，协调部级的投资项目；对关系到国计民生重大项目适当进行
投资，但这些项目的投资决策应充分科学化和民主化，且不一定由国有企业独资经营；同时，抓紧制定和规范我国天然气企业境外投资监管制度。至于具体的投资活动应由企业自主决策，鼓励多渠道，包括在国内外资本市场上筹集资金的方式，加大石油天然气勘探、开发、管道运输的投资；鼓励各种资本通过参股、控股、合资、合作等形式参加我国石油天然气建设，逐步推行投资主体多元化；鼓励能够发挥我国比较优势的石油天然气企业对外投资，支持具有竞争力的天然气企业跨国经营，并在信贷、保险等方面予以帮助。
（五）价格体制改革
价格的市场化改革往往是各行业改革的攻坚环节，它要求市场竞争的局面初步形成，有相应的体制环境和配套条件，如在自然垄断领域就要求有发达的管网作保证，而这些在我国现阶段基本不具备，因此不能操之过急，应根据我国石油天然气行业的发展阶段和行业特点制定相应的价格市场化道路。
1.完善与国际价格接轨的办法，促进石油价格机制的形成
从长远看，国内石油价格改革的最终目标是放开价格，由市场竞争形成。但在竞争性市场结构尚未建立，市场竞争还不充分的条件下，完全放开价格不现实。近期改革的重点应是进一步完善石油价格接轨，接轨的原则是：一是有利于充分发挥市场配置资源的基础性作用，价格的确定要反映市场供求变化；二是适应加入WTO后市场逐步开放的要求，坚持与国际市场接轨；三是以企业为主体，国家适度管理；四是多种机制减少价格波动。石油价格的市场化改革可先在成品油环节突破，并带动其它环节的价格市场化进程。
2.以供求关系为基础，兼顾能源比价，形成合理的天然气价格机制
天然气定价机制改革应按照发展阶段和行业特点，循序推进市场化进程，保障投资者的合理回报。改革初期，政府应确定管输价格，可以采取社会平均回报率或略高的投资回报率，以吸引多种资金进入，扩大管网规模；逐步放松对天然气行业其它环节的价格的管制，鼓励供求双方制定包括“照付不议”条款在内的长期供气合同；还应与可替代能源(如燃料油、柴油、LNG等)价格和物价指数挂钩，以鼓励天然气消费。改革后期，应逐渐在上游引入竞争，允许第三方进入天然气管输网络，创造竞争的市场环境，在条件成熟时政府不再监管天然气井口价，但对管输价格仍然严格监管。
（六）现代企业制度建设
石油天然气行业国有企业改革与重组应以建立现代企业制度为目标，建立合理的公司治理结构，实现责权利相统一和所有权与经营权彻底分离，完善经营机制，提高核心竞争力。同时，建立有效的激励和惩罚机制，特别是在投融资领域，实行法人负责制，研究出台一系列优惠政策，支持并推动企业减员增效，处理不良资产。
由于国有经济在石油天然气行业中占主导地位，为推动改革的顺利进行，必须探索国有资本的多种实现形式，实现产权多元化。其中，股份制是优化国有经济的有效方式之一。国有资本通过股份制可以吸引和组织更多的社会资本，从而放大国有资本的功能，提高国有经济的控制力、影响力和带动力，并促进产权多元化的形成和市场化改革进程。
二、政策建议
（一）健全法律法规体系
应从法律保障我国能源安全角度出发，制定国家层面涵盖整个国民经济的《能源法》；抓紧制定和修订《反垄断法》、《反倾销反补贴条例》、《保障措施条例》等维护公平竞争、整顿和规范市场经济秩序的法律法规；加快制定《石油法》和《天然气法》；为促进节能，应根据需要完善《节能法》，并加快制定《节能法》配套法规和实施细则，引导和规范全社会用能行为，其重点是制定《节约石油管理办法》、《能源效率标识管理办法》等。为保证法律法规的落实，应加强执法，完善法律法规的基础上，健全执法体系，加强监督检查，依法实施管理。
（二）制定综合发展战略
石油天然气不仅与国民经济各部门的发展休戚相关，而且内在联系也非常强的行业，因此，在对国内外资源和需求变化进行科学预测的基础上，制定长期的系统的行业发展战略和政策措施，不仅对行业发展非常必要，而且还将促进整个能源产业的发展，对国家能源安全保障和能源可持续供应都有着重要的意义。石油天然气行业的发展变化非常快，行业内外的经济关系非常复杂，制定发展战略应周全考虑，充分征求社会各界的意见，以保证政策的连续性、稳定性和协调性。
（三）管理机构改革
1.建立集中统一的能源管理部门
能源产业是关系到国计民生的国民经济重要产业，涉及石油等国家短缺战略物资、以及电网和天然气网的建设和运行等国家经济命脉，同时，能源内部各行业间的关联性和互动性很强，这些决定了能源产业是一个综合性很强的产业部门，其发展除了应遵循市场经济规律外，还应有政府管理和协调。而我国目前的能源管理呈多部门分散态势，综合性和长远性较差，为此，应借鉴北美经验建立国家层面的集中的宏观能源管理模式。这种模式比较符合我国能源大国的特点。应将分散在多家综合部门的能源部门分离出来重新整合，将管理权集中，这能有效避免政府职能的重复及交叉；按照煤炭、石油、天然气、电力、新能源和可再生能源分别设立专业性的司局，以加强对这些行业的发展战略、政策目标、管理体制框架、法律法规的研究和制定。
2.建立独立的监管机构
由于能源产业改革的特殊性及其广泛存在自然垄断性环节，发挥政府管理的作用是勿庸置疑的。但政府应该逐步从竞争性领域退出，进一步转变职能，从“指令性管理”向“禁令性管理”转变，这就要求将政策的制定与监管职能完全分开，建立独立的部级综合监管机构和行业监管机构。
根据监管机构设置的原则及职能确定，设计了三个能源领域监管设置的方案。
第一种方案：建立独立于能源主管部门的部级综合能源监管机构；部级综合能源监管机构下对网络性质较强的行业（如电力、石油、天然气）设单独的行业监管机构。
第二种方案：国家能源主管部门内设立能源监管机构，并通过立法规定其独立监管的权力，在监管机构下对自然垄断性较强的电力、天然气、石油单独设立行业监管机构，这些行业监管机构是相对独立的。
第三种方案：充分考虑现有能源管理机构的现状和正在进行的改革，可考虑在现有能源管理格局下尽快建立自然垄断性强的电力、天然气、石油行业单独的监管机构，按照权责对等的原则赋予这些机构真正行使监管的权力，并将能源局仍保留的相关行业监管职能尽快分离出来，归入成立的行业监管机构，没有建立独立的行业监管机构的行业监管职能仍暂由能源局行使。
上述三种方案是根据不同的背景和目标而设计的，从真正实现政监分开，提高监管效率方面考虑，第一种方案是理想方案，也是最符合建立现代监管体制要求的模式；从现
实性和可操作性角度考虑，第二种方案是现在应该采取的模式，但鉴于我国现有的能源管理格局，可先由第一方案起步，但过渡时间不能太长。需要强调的是，这三种方案都是在国家和地方设立相应的监管机构，即都在省一级也建立相应的政府主管部门、综合监管部门或行业监管机构（个别行业可根据情况需要在区域一级设立相应机构，如区域的电力监管机构）。其中地方成立的监管机构，职能相对独立，权限也较大，且随着改革的深入，具体监管的实施应主要放在地方监管机构，但地方级的机构都接受国家相应机构的管理或监督；不管采取何种方案，都应在明确各自隶属关系和职能划分的基础上，处理好国家能源主管部门、部级能源监管机构、行业协会及各地方相应机构的关系；在发挥能源主管部门和能源监管机构作用的同时，逐渐加强行业协会在能源协调发展和社会监管中的独特作用，以促进监管的公开透明，提高监管效率。
（四）建立石油安全保障体系，确保可持续供应
我国石油供应的不安全性体现在多个方面，对外依存的增大、企业石油库存量过低、国家石油战略储备尚未建立、石油进口外汇支出逐年增加、进口通道安全性变差、国内石油价格过分依赖国际油价、国际石油地缘政治的重大变化等等都对中国获得稳定、可靠、安全的石油供应产生影响。我国石油供应既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的隐患，因此，完善石油安全保障体系应成为我国能源发展战略中的重要内容。
1.多种方式保障石油安全
为确保经济的稳定发展和能源的安全供应，必须采取多种途径利用国际能源资源和市场。现在尽管世界区域性纷争不断，但经济手段仍是解决能源领域的主要途径，我国还是应充分发挥经济杠杆的作用，遵循市场规律，主动出击，在全球性的石油资源争夺中逐步占据有利位置，不再受制于人。但世界的复杂形势也要求我们有应对策略，未雨绸缪，在主要运用经济手段时，必要时结合使用多种办法保障我国的能源安全。随着我国实力的增强及国际地位的提高，保障石油安全应该日益与国家的政治、经济甚至是军事紧密联系起来，国家应增强外交活动中对能源领域的关注度及目的性，在国家层面对开放性能源政策实施统一指导和协调，建议与俄罗斯等能源大国建立稳定的能源合作双边机制。
2.立足国内，利用国际市场
总体而言，应该立足国内、面向世界，解决我国石油供应不足的问题。首先，应立足国内，一方面要在提高经济效率的前提下，充分挖掘国内能源生产能力，加大对国内油气资源勘探的投入，增加海洋油气资源勘探的投入，大力发展油气生产。另一方面，应改善我国能源结构，形成我国多元化能源结构，特别是充分利用可再生能源，发展石油替代能源；大力实行节油，发展石油高效利用技术，提高石油利用效率。同时，应加强西部能源的开发，提高开发和利用西部能源在保障我国能源安全中的战略地位。
在加强我国油气资源勘探和开发的同时，要充分利用国际市场，多方位开拓油气供应渠道。随着经济实力的进一步增强，中国已有能力在国际市场上调整石油供应安全战略。应尽快确定成本较低和较为可行的能源供应方案，尽可能经济、合理地利用国外能源资源。可通过对海外石油勘探开发给予积极的扶持政策，如对运往国内加工利用的海外份额油取消或优先获得进口配额和许可证，建立海外石油勘探开发基金和信贷支持等，并对份额油的进口免征进口税等办法推动有实力的企业走出去，建立海外油气生产基地，以减少对国外的直接依赖，降低能源供应风险。
3.加强能源安全评估和预警体系建设
我国石油不安全性主要集中在石油行业，既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的风险。应该建立一套保障能源安全的全面、系统和完善的机制，包括密切关注国际能源发展态势，全面评估我国的能源状况，监控我国能源发展变动情况，并对可能出现的能源危机做出预警反应，相应采取应急措施等。应全面分析在哪些情况下我国可能发生能源危机，根据国内外能源形势适时判断可能发生危机的严重程度，进行能源安全评级（可有不同的评级方法，如可按程度不同采取“蓝”、“绿”、“黄”、“橙黄”、“红”的警示），并针对不同级别的能源危机设计系统的应急方案。这样既可以保证我国在突发事件发生时从容应对，又不至于在出现一般性的国际市场价格波动或暂时性的国内供求矛盾时采取过急措施而导致国民经济遭受重大损失。
4.完善油气储备体系
建立油气储备是世界各国通行的解决能源安全的重要举措，其中石油是最主要的战略储备物资。20世纪70年代两次世界石油危机使一些石油消费大国纷纷响应由经合组织(OECD)1974年设立的国际能源机构(1EA)所制定的石油储备标准，建立起由政府控制的国家战略石油储备。与此同时，西方国家的石油生产销售商也扩大了各自企业的石油储备能力，这使得这些国家在能源安全方面应变能力大大加强，并藉此给其他国家施加更大压力。而我国对进口石油的依赖度不断上升，进口石油又主要来自局势动荡的中东地区并且要通过漫长的海上运输线，石油的持续供给存在一定的不确定性。为防止突发事件导致我国能源供应的中断，建立我国的石油战略储备势在必行。应结合我国国情，借鉴国际成熟经验，组成部级的专门机构，并由国家作专项资金安排，确保石油储备的战略性、统一性、安全性；科学确立战略石油储备的水平，合理安排储备基地的布局，建立有效机制促使企业积极参与石油储备工作，逐步形成“实物储备与产地储备相结合”，“国家为主、分级储备、官民结合”的储备体系；随着科学技术在石油天然气中的作用日益显现，技术储备也应逐渐成为油气储备体系中的重要内容，以使我国能在发生石油安全危机时能启动技术储备从容应对；应完善石油市场体系，尽早使国内油价与国际油价真正接轨，采取国际通行的市场手段，如石油期货交易等缓冲石油危机的压力。
（五）提升石油天然气在能源结构中的地位
随着我国经济和社会的发展，现代经济工业部门的不断崛起，我国对石油天然气的需求将进一步上升，并将占能源进口的绝大部分。今后我国能源安全的焦点将集中在石油天然气行业，它的发展将影响我国的能源安全和可持续性供应。多年来，我国的能源发展战略都是将煤放在主导地位，这和我国的能源资源状况及当时所处的发展阶段有关，而且这种能源发展战略也确实在我国制造业竞争力的形成过程中发挥了重要作用。但随着国际能源形势的变化，我国经济实力的提升，经济结构的战略性调整的推进，以及环保对经济和能源发展的制约日益显现的背景下，调整我国的能源结构势在必行。煤炭将继续在我国经济和能源发展中占据重要地位，但这并不是我们的最佳选择，甚至是一种无奈的接受。随着我国煤炭开发成本的提高以及煤质的下降，结合环境压力综合考虑，煤炭在能源发展中已没有以往的优势，石油天然气在现代经济中的地位将日益重要。一个处于现代社会的国家，没有煤炭可以维持一段时间，但如果没有石油，整个社会将立即瘫痪。因此，在强调煤炭的重要性的同时，应该提升石油天然气在能源发展战略中的重要性，虽然目前还不能取代煤炭在我国能源结构中的重要地位，但至少应该将石油天然气提升到与煤炭同等重要的地位。其中石油与天然气的重要性在性质上略有不同，石油的重要性是从国家能源安全的角度考虑的，而天然气的重要性是作为一种上升势头非常好的清洁能源，将有可能成为我国调整以煤为主的能源结构的突破口。
（六）制订经济激励政策
建立国家能源安全战略固然要靠政府支持，但更为重要的是必须鼓励其它资金参与，实现国家的能源发展战略目标。为此，各国政府通过各种政策鼓励和支持民间企业对有利于国家能源安全的投资、开发和储备。主要通过增加低息贷款、贴息贷款、调节税费、财政担保和补贴、建立专用基金，以及加速折旧等多种方式对行业发展给予必要的支持。我国也可借鉴国际经验制订相应的经济激励政策，加快石油天然气行业的改革和发展步伐。
为保证石油天然气行业的可持续发展，建议制定税收优惠政策，妥善处理石油天然气生产、运输，上游、中游与下游间，以及资源性地区与非资源性地区的分配关系。应研究建立石油天然气行业税收在相关地区的合理分配制度，兼顾资源省区、过境省份的利益，体现向西部倾斜的政策。为保证石油天然气安全，鼓励天然气形成使用，建议逐步将生产型税种调整为消费型税，并提高汽油的消费税率，减轻天然气勘探开发、城市配气、LNG进口税赋，实行差别税率，对发电用气给予税收优惠。建立海外石油勘探开发投资保险机制，放宽审批权限，份额油返销国内实行零关税；节油代油设备投资税收减免。
（七）设定改革的过渡
期
天然气能源管理制度篇6
关键词：天然气;市场运营;市场预测
以山东某地区一燃气公司为例，该燃气公司成立于2011年，现拥有燃气管网260公里，11座配气站，是该地区最大的燃气供应商，但公司成立时间较短，管理基础较弱，气源相对单一，管网建设合理性较差，信息化程度较低，应急调峰能力较弱;终端市场销售价格定价机制有待健全、价格尚未推行到位，市场经营环境相对较差。针对以上问题，通过对该地区天然气市场现状及存在的不足进行深度分析，对其问题形成原因进行查找，探索理顺天然气市场运营机制，提出该地区天然气市场运营策略，为将来该地区天然气市场的科学、健康、和谐发展提供决策支撑。
一、山东某地区天然气市场概况
该地区天然气市场的形成是伴随着油田勘探开发和城市的发展进程由小到大逐步发展起来的，由最初的自产自用逐步扩展到为所在区域生活供气，乃至区域内车用、工业供气，天然气市场所担负的社会责任和对区域经济发展的贡献作用日益凸显。随着市场对清洁能源的需求增长较快，天然气作为高效、清洁能源中的佼佼者，在该地区拥有较大市场发展潜力。
1、该地区天然气市场经营配置
该地区天然气供应处于多家公司分地划片经营的局面，统一管理相对困难。各区域、各燃气公司各成体系，易造成互相制约发展、重复建设、管理不便的局面，区域内燃气特许经营权分配上尚需改善，市场资源分配不尽合理。目前，区域内燃气特许经营权分配上存在有待改善的地方。一些供气能力较差、对区域经济发展贡献弱的小燃气公司，获取了部分具有潜在优质用户群的区域特许燃气经营权;呈现出社会责任贡献大的收益较小，收益大的承担社会责任较小的趋势，市场资源分配仍不尽合理。
2、该地区天然气运营现状及存在问题
该地区燃气管网多网并存、管网互通互联较少，缺乏天然气的统一调度和灵活调配，距离实现管网优化运行和稳定可靠供气仍有不足。目前，该地区的运营系统存在诸多制约天然气市场发展的结构性问题，既有用户资源分配方面的问题，又有终端用户销售价格的问题。其中市场结构不尽合理，定价机制不够健全，管网规划有待升级，管线老化程度相对较高，应急调峰设施薄弱，安全供气保障能力有待提升都是需要解决的问题。
二、山东某地区天然气市场预测
该地区油气资源相对丰富，随着开采量逐年下降，尤其是冬季天然气供应量供不应求，加之当地的各类用户用气量的迅速增长，使该地区的供需矛盾日渐突出。为此，需要对该地区市场情况进行深入研究，对天然气需求和供给进行科学预测，分析市场竞争格局状况，保障城市供气安全运行，做好近期与远期的有效衔接。
1、天然气市场需求预测
天然气作为21世纪的能源的代表，从热能含量上看，1m3的天然气相当于1.13L汽油的当量。就其经济性而言，燃气比燃油的燃料成本要低。经济效益、节能效益、环境效益明显。尤其是在十二五规划提出的“低碳、节能”两个目标的前提下，使用天然气得到了更多的推广，为了更准确地把握天然气未来的需求，以便更好地解决生活、生产的需要，对天然气市场未来用户的把握显得尤为必要。从优化用户结构、优化用气方式的角度出发，确定该地区天然气合理应用顺序如下：优先发展城区居民、商业用户、天然气汽车（尤其是双燃料汽车）等用气;适当发展工业领域中以天然气代油、液化石油气项目;适当发展工业领域中可获得巨大减排效益和经济效益较好的天然气利用项目;适当发展中央空调用气，限制发展燃气采暖用气;限制工业领域中以天然气为原料的生产用气。
随着管网基础设施的全面建设，城市气化率的提高，天然气需求量越来越大。据统计，该地区天然气需求量从2005年的10864.8×104m3到2011年的23337×104m3，呈现快速增长的态势，主要以居民用气为主，平均约占总需求量的42.4%。同时，随着人民生活水平的提高，汽车用气量增长较快，也占据了总消费量的很大比重。2011―2020年该地区的用气需求量如表所示（见表1）。
2、天然气市场供给分析
结合该地区天然气门站、主管网铺设状况，该地区可利用气源供应主要来自中石油、中石化、中海油三家公司。
（1）地区资源自主供气。该地区自产天然气实现自主供气。
（2）中石油供气。主要通过沧淄线和泰青威主管线两条线路供气。沧淄线长度213.5公里，管径508毫米，设计压力为4兆帕，最大年输气能力10.5亿立方米。泰青威管线，设计压力10.0MPa，管径为?1016mm，供气能力应为70～80亿m3/年。可通过引支线进入该地区，实现区域供气。
（3）中石化供气。中石化返输管线为原中石化“东营―齐鲁二化”供气管线，后期为中石化山东济青管线应急调峰补气，接受中石化返输天然气，实现向该地区供气。中石化与山东省政府合作的青岛液化天然气（LNG）项目气化气源亦可作为该地区的气源。
（4）中海油供气。可在该地区中海油LNG 卸气码头附近设置门站，接受来自海上的中石油液化天然气，气化调压以后并入我市大管网。该气源气量充足，供应能力较强，但价格偏高，可在供应紧张时考虑此气源。
三、山东某地区天然气市场运营模式设计方向
天然气行业具有高度一体化的上下游同步发展特性，故该地区天然气市场运营模式设计以天然气市场产业链为研究方向（见图1）。
1、上游市场──统筹规划
之所以要做到上游资源统一平衡，并对下游进行统一管理，是为了有利于地区天然气资源的配置，有利于形成上游资源的竞争机制。随着长输管道天然气的引入，从整体出发，全面规划，协调发展，建设地区输配网络，形成天然气供应上的三大优势：一是可做到统一接收中石油、中石化等不同方向的管输天然气;二是有利于稳定供气和统一管理;三是整合地区天然气市场资源，形成规模优势，增强市场竞争实力。因此，建设地区天然气输配网络将极大地提升综合保障能力和核心竞争能力。
2、下游市场──合作共赢
（1）发挥潜在的资源优势，依托竞争合作实现双赢。传统竞争思维是你死我活，而竞争合作的出发点是基于优势互补基础上的竞争，在提高顾客价值基础上实现双赢。要实现双赢，合作竞争必须建立在合作者双方共同获利的基础上。即通过联合，使双方的能力或资源得以互补，这是合作竞争成功的基本前提。只有建立在互利互惠、共生共荣的基础上，才能进一步发挥潜在的资源优势，提高企业的整体竞争力。
（2）实现信息资源共享，强化自身优势特性。在合作过程中，企业必须把通过向合作方学习作为一项战略任务，最大限度地尽快将合作成果转化为自身的竞争优势，在相互学习过程中，必然需要双方进行双向信息交流，每个参加合作的企业都应该贡献出必要的信息供对方分享。当然，企业要合理控制信息流动，保护自身的竞争优势，防止对方得到企业自身必须予以保护的核心关键信息，因为当前的合作伙伴很有可能成为将来的主要竞争对手，“合则聚，不合则散”是基于竞争目的的合作行动原则。
（3）遵循“Win―Win”原则，秉依互利共赢实现良性发展。企业需要遵循“Win―Win”原则，把自己的利益和他方利益较好地结合起来，以营造良好的营销环境。如企业与竞争者、供应者和分销商建立合作关系，形成企业优势资源互补，快速响应市场，增强企业竞争力和抗击市场风险的能力，提升价值链，实现双赢。企业还应当协调好政府及相关部门的关系，争取得到他们的大力支持，如对天然气发电产业在投融资方面的优惠政策，对CNG汽车推广的支持政策，对工业锅炉改造的优惠政策等等。
3、地区政府──保障运营
（1）建立完善监管机制。在天然气生产和消费高速增长的同时，该地区天然气行业的现代化市场监管体系有待完善，适用于该行业的法律、法规仍需健全，这种状况与天然气市场的迅速开拓和发展仍不相适应。例如在城市燃气输配领域，存在上游供气企业抢先在已规划城市燃气管网建设的区域内重复建设燃气配供管道，发展向当地客户供气的竞争现象。由于管道天然气配送具有公共服务的特性，这种无序的市场竞争现象一方面将会造成缺乏统筹盲目竞争建设，从而导致重复投资和社会资源的浪费;另一方面反映出城市燃气行业缺乏清晰、合理的监管框架。
在这种大的背景下，构建天然气行业的现代监管框架及加速天然气立法进程十分必要。走立法先行、监管到位的路子，可以在天然气市场形成的初期就营造一个合理有效的监管环境，对于具有自然垄断特性的城市燃气配送业务而言，意义格外重大。
（2）建立管网公开准入机制。通过监管条例或管网专营许可证制度规定，允许任何有资质经营天然气业务的企业与管网经营者签订运输合同。只要输配系统有闲置的运输能力，就应允许公平地进入管网，并在合同规定的任何收（交）货点提交（提取）天然气商品。在主干管线或管网内，所有气源接入点及终端市场连接点之间都应互连互通，不存在阻碍天然气商品流通的障碍。
四、山东某地区天然气市场运营模式构建
1、气源选择
（1）维持当前气源供应现状。目前，该地区的供气气源由地区自产气源、中石油、中石化返输气三部分组成，某大型燃气公司对该地区自产天然气实行买断经营，并通过输气主干线引进中石油、中石化两大上游气源公司返输气，是该地区唯一的气源公司。
（2）未来外部气源逐步占据主导地位。该地区燃气的发展紧扣黄蓝经济区发展的主题，随着地方产业结构优化和重大燃气项目的上马，地区燃气缺口越来越大，单一依靠自产气的燃气发展结构已经改变。自产气源不断递减，各方用气需求不断加大，未来外部气源将逐步占据主导地位。
（3）可引入气源。除了继续使用自产气源，以及利用原中石化返输天然气管线实现供气之外，围绕该地区的另外两条管线分别为“沧淄线”和“泰青威”，该地区天然气气源保障性供给可以依托这两条管线。除此之外，也应该大量引入LNG项目来确保天然气的有效供应，建设当地储存基地，经城区高压管网减压后送入城区管网，这些LNG储配站可以作为远期管道天然气的应急储配和调峰气源。
2、管网输配设施建设
该地区燃气已经形成了由多家、多元化经营的局面，这给城市燃气用户提供更多的选择，在一定程度上方便了部分用户。多家经营并非是最好的出路，这种经营方式的出现，在管理上也带来了不可回避的问题。这些弊端主要表现如下：燃气管道重复建设，无序竞争的加剧，管道敷设有可能交叉混乱。各经营者管道相对独立，一旦出现事故无法相互转输，互通性较差，安全风险较高。为了维持该地区天然气稳定供应，基于该地区天然气运行现状，可以成立由某大型燃气公司为主体的股份有限公司。城市管道燃气系统联网并形成统一的供气系统，对经营管理有利，用户发展及燃气输配系统发展可在统一规划下进行，可避免盲目抢地盘、遍地开花、难于管理、重复建设的局面。
3、市场价格制定
天然气定价应该在政府统一指导下确定一个适当浮动的比例，由下游销售企业或者天然气大用户直接与上游开发企业进行谈判，签订定价的合同，实现风险共担。天然气定价必须遵循区域化原则，以管网整体收益水平为基础，分区域确定供气价格。同时，应坚持市场化原则，在协商的基础上引导和鼓励天然气消费的定价机制即按照用气量灵活调节价格，按照季节变化调节价格，按照用气高峰调整价格。此外，应建立天然气与替代能源挂钩的定价方式，实现与其他能源的价格联动。
参考文献
[1] 李安琪：SPE天然气开发新进展[M].北京：石油工业出版社，2004.
天然气能源管理制度篇7
由于国际油价长期居高不下，全球对更清洁的能源——天然气的需求增长强劲。21世纪是天然气世纪。中国经济的持续发展和能源政策的进一步调整，极大地促进了我国天然气产业的发展。目前，在世界能源消费结构中，石油占39.7%，天然气占23.2%，但是，天然气在中国能源消费结构中所占比例仅为2.5%左右，远低于世界平均水平和亚洲平均水平10.1%。所以，我国已将天然气开发和利用作为21世纪初能源结构优化和石油工业产业升级的重点，在2010年左右，使天然气的能源消费比重提高到5.3%左右。2020年达到12%左右。届时，天然气的应用在中国将有可能接近或超过石油，中国能源结构将实现向“高效、经济、洁净、安全”合理转变的目标。
“十一五”期间将是中国天然气产业，也是中国石化天然气产业发展的关键时期。在“十一五”期间我国天然气的市场建设和价格体制将进一步完善，逐步实现与国际接轨。另外，随着天然气输配管网的建设完善，天然气进一步由产地向经济发达地区转移，并向民用、燃气发电、工业等领域倾斜，天然气消费结构将发生变化，从而实现消费结构合理化和资源配置最优化。
但是，我国天然气市场的发展仍然面临一些制约因素。由于天然气发展上、中、下游高度一体化的特点，管网建设还没有形成相应的规模，缺乏连接产气区与用气区之间的管网和保障用气安全和调峰的地下气库群。就目前的情况看，天然气难以储存的物理特性决定了产量一般就是销售量和消费量。因此天然气产业的健康发展，必然要求上游的开发、中游的管线、下游的工业和民用用户建设基本同步地进行。世界天然气工业的发展历史证明，天然气工业是一个系统工程，其中天然气的销售和利用又是天然气工业中的一个十分重要的环节，其在很大程度上左右着天然气的勘探、开发、运输等环节。实践表明，气田开发在编制开发方案的同时，还必须同步规划管道建设和天然气市场的开发。没有准备好市场，气田不能投入开发，长输气管道也不能开工建设。
二、“川气东送”长输管道项目现状及存在的问题
（一）项目现状
“川气东送”管道主干线起自四川省宣汉县境内的普光气田首站，自西向东途经重庆市、湖北省、安徽省，浙江省、江苏省，止于上海末站，主干线路全长约1702公里，管径为1016mm，设计输量120亿方/年，设计压力10MPa。
按国家发改委对“川气东送”项目的要求，普光气田的天然气除了将一部分天然气留用川渝地区外，主供苏、浙、沪三省（市），兼供湖北、安徽、江西三省。随着工业化、城市化、现代化进程的加快，沿线目标市场特别是江、浙、沪地区的经济增长速度多年来高于全国平均水平，发展势头比较强劲。但经济增长依靠投资拉动的因素偏高，高投入、高消耗、高排放现象突出，能源供需缺口逐年拉大，经济发展中能源制约和环境压力亦趋凸现。天然气的利用，将促进能源结构的优化，产业结构的调整，改善日益恶化的大气环境。
由于川气东送项目各目标市场的经济发展不同，天然气管网及其它基础设施建设不同，天然气使用的实际情况不同，导致各目标市场的天然气消费结构也各不相同。随着各省市主干管线的建设投产，管网的形成，各目标市场将形成多气源格局，且分别由不同的公司向其供应管道天然气或其它燃气。
（二）“川气东送”项目存在问题
1.长输管道存在的问题
长输管道建设项目投资规模大、结构复杂、建设期和经营期长，面临着多种因素的影响，因而必须满足许多特定的条件。对于一条经济可行的管道而言，一端有天然气资源，另一端有市场只是一个必要条件，但不是充分条件。最重要的衡量标准是管道项目的经济价值，也就是说，是否能够保证项目具有合理投资回报的经济可行性，而这种投资回报应足以补偿其承担的风险。长输管道特有的风险源于两种因素的结合：a.前期投资数额巨大，而且一旦管道铺设完成，这笔投资就不可改变地与特定项目捆在一起；b.输气成本在天然气市场价值中占很大比例。除了像成本超支或工期拖延这些能源行业或其他大规模投资项目的常见风险外，长输管道存在一些特有的风险，这些风险若得不到正确处理，将危及项目的可行性。长输管道投资存在的问题：
（1）储量问题：充足的天然气储量是投资新管道项目的必要条件。管道固定资产的摊销期可以长达20年或更长，为了保证大型管道经济可行，在做出投资决策之前，必须落实可靠的供气基地，其探明天然气储量至少应相当于20年的合同消费量。
（2）需求问题：建设长输管道的最重要的先决条件是管道沿线或终端有足够大的市场需求，可以吸纳管道输送的大量天然气，而且所支付的气价可以保证对输气管道和天然气生产的投资能够获得合理回报。如果市场规模不够大，如果用户无法承受天然气的市场价格，或者天然气需求量不够高或天然气不具备价格优势，那么输气管道都将无法生存下去。长输管道输气量巨大，输送能力的设计要满足一定时期的预期需求。因此存在实际需求低于预期需求或者需求增长速度低于预期值的风险，它们可能对管道的经济性造成消极影响。天然气作为一种一次性能源，主要用作燃料和原料，可替代品包括煤炭、成品油、液化石油气和电力等。对其目标市场的研究必然要综合考虑各目标市场整体能源的供需情况。能源是可替代的，替代就有竞争。天然气进入竞争激烈的能源市场，必然要遇到煤炭、成品油、液化石油气和电力等替代能源的激烈竞争，因此，总是存在因天然气竞争力不足而无法落实预期需求的风险。另外，与包括石油行业在内的其他行业的投资不同，某一管道的天然气需求一般与特定的地区相关，而该地区需求的下降很难由其他地区的需求来弥补。
（3）价格问题：天然气属于《中华人民共和国价格法》所规定的13种规制商品之一，天然气的定价权在国家计委和各级地方政府的物价局(城市天然气配气)。国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度，具体由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。若天然气井口价格需要调整，则由企业申报，政府按照成本加合理利润，并且兼顾用户承受能力的原则进行核定。以政府定价为主的价格管理方式缺乏灵活性，供需双方没有协商的机制，价格不能及时地反映市场的实际供求状况，难以发挥鼓励企业生产和引导消费的作用。管道运输价格水平是根据国家计委、建设部的《建设项目经济评价方法与参数》进行测算的。由于项目评价期比较长，测算出的数据难以反映未来的实际情况，这使得以项目经济评价来确定管输价格不够客观。另外，在天然气市场上存在不同类型的用户，不同类型的用户在供气连续性与可靠性、对价格的承受能力、需求弹性以及自身用气的均衡性方面表现出较大差异。这要求管输定价方法能够适应这种差异，以扩大管输需求，提高管输利用率。只有管输利用率提高了，用户的平均管输价格水平才能降下来，我国目前的管输定价方法还不能适应这种要求。
（4）政策和监管问题：世界各国的天然气战略都是国家能源战略的重要组成部分，是各国实现可持续发展的关键因素。实践证明，天然气产业的发展与天然气市场的培育、发展都依赖于政策的干预。由于管道投资属于固定资产投资，管道建成后就成了沉没成本，所以管道生存能力很容易因政府干预其技术和经济性能而受影响。
2.目标市场存在的问题
作为中石化规模最大的天然气投资项目，川气东送存在很多风险。在复杂的自然环境和社会环境中，如此大规模的项目势必会遇到许多严峻的挑战，其实施过程也必然充满了来自各个方面的风险干扰和威胁，需要解决的问题除了一般长输管道所具有的问题外，还必须根据“川气东送”目标市场的实际情况考虑其特有的现实问题。
（1）管道建成后，供气量未能达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。川气东送管道途径六省市，市场需求潜力大，尤其是华东地区无疑有巨大的天然气需求潜力。当供气量未能达到管道设计的输送能力时，供气量将会明显小于需求量，如何做好下游市场的培育，实现未来供气量达产后的天然气销售利润最大化将是这一时期的重要问题。
（2）供气量达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。虽然下游市场天然气需求潜力巨大，供气量可能不能满足市场的需求量，但随着目标市场管网建设不断完善，目标市场的多气源格局将逐渐形成。多家石油公司、燃气供应公司以及海外LNG向目标市场的进入，将对中石化在目标市场中未来所处的地位产生巨大的威胁。因此最终起决定作用的是如何将潜在的需求转变成实际的或具有法律约束力的终端用户购气量、如何减少购气风险和市场风险、如何尽快的占领目标市场、川气东送项目的结构及其在中国未来天然气产业中的定位、项目对可能发生的条件变化的应对能力以及未来竞争机制引入的应对能力等是最主要的问题。
（3）区域经济发展不平衡、经济发达程度不一直接导致下游市场需求量与价格不平衡的问题。由于川气东送管道途径多个省市，各省市经济发展不平衡导致各目标市场需求量与价格出现参差不齐的现象，如何在最大限度地控制目标市场的前提下，使天然气销售实现利润最大化是重要的问题之一。
（4）不同用户对天然气的承受价格不同影响天然气销售收益的问题。天然气利用的主要用户有城市燃气用户、工业燃料用户、天然气化工用户、天然气发电用户和CNG用户等。由于不同的用户对天然气的承受价格和需求弹性各不相同，所以根据各个用户的特点，采用何种营销策略也是重要的问题之一。
【摘要】长期以来，我国的天然气消费都以产地消费为主。进入21世纪后，随着我国天然气勘探开发取得巨大成功，西气东输管道、陕京管道、忠武输气管道等一大批管道的建设和投入使用，这种以产地消费为主的天然气消费形式已经被打破，我国天然气的消费中心逐渐向经济发达的华东地区和华南地区转移，天然气跨区域之间的调动和分配格局业已形成。作为中石化“十一五”期间主要的天然气投资项目，“川气东送”长输管道项目必然面临很多风险和挑战。为此，本文分别从长输管道和目标市场两个方面对“川气东送”项目存在的问题进行阐述和分析。
【关键词】川气东送长输管道风险问题
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天然气能源管理制度篇8
关键词：天然气； 分布式能源； 项目推进； 措施与建议
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.10.072
1 天然气分布式能源发展现状
天然气分布式能源是是天然气高效利用的重要方式。它利用燃气轮机、内燃机、或微燃机发电，经过能源的梯级利用，为一个片区供蒸汽、供暖（冷）、供电，解决区域能源需求。
中国能源产业已经发展成为重要产业，分布式能源是解决当前能源发展和高能耗间的相互矛盾的重要手段。据不完全统计，至2016年底，中国已建成和建设中天然气分布式能源项目（项目单机规模小于100兆瓦，且能源利用效率高于70%）达46个，装机容量大于400万千瓦。主要分布在上海、北京、长沙、广州等大中型城市。
2 发展中存在的问题
在国家及各省市政策的引导下，天然气分布式能源发展迅速，项目投资主体积极性高，然而因外部条件、政策措施等的配套问题，很多地方实际项目的实施情况并不理想，在项目推进过程中仍然存在一定的困难。
（1）行业协调有待加强。天然气分布式能源项目的实施必须依赖于燃气、电网等多个部门、多项技术标准的协调机制。而当前统筹机制下，相关主体利益协调有困难。
（2）电力直供、余电上网问题。天然气分布式能源靠近负荷，就近实现能源供应，因此，电力直供是天然气分布式能源电力就近消纳的重要实现方式。在实际项目推进中，电力直供阻力很大。
《关于印发分布式电源并网相关意见和规范的通知》里，虽然规定可以并网的分布式能源类型“35千伏电压等级接入，年自发自用电量大于50%的分布式电源；或10千伏电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6兆瓦，年自发自用电量大于50%的分布式电源”。但在项目核准和实施过程中，对“50%自发自用、发电就近消纳”的界定相关各方还存在一定分歧，余电上网较难实现。
（3）价格机制有待完善。天然气价格对系统运行成本的影响较大。我国传统能源以燃煤为主，国内天然气发电是煤炭发电成本的2-3倍。当前电价按脱硫标杆上网电价结算的方式，没有体现其削峰填谷、节能减排的特点，同时天然气分布式能源项目单位投资大，价与煤电相比不具备竞争力，不利于天然气分布式能源项目的可持续发展。
（4）社会认知度有待提高。在对项目进行经济性比较时，部分人的思维还未跳出燃煤锅炉和燃煤发电，忽略了由于天然气价格普遍高于煤炭价格，因此比较的结果往往就是天然气分布式能源的经济优势不明显。这直接导致当地天然气分布式能源项目的发展受到制约。
（5）项目融资困难。目前，光伏分布式能源有多家银行提供“光伏贷”来解决资金问题，天然气分布式能源项目还没有得到这种支持。部分投资者在市场融资过程中遇到很大困阻。
3 措施与建议
（1）创新管理体制和商业模式。结合电力体制和油气体制的改革，创新天然气分布式能源项目管理和运行模式，开展售电业务放开改革。积极支持采取政府和社会资本合作模式（PPP）建设天然气分布式能源项目。健全管理机制，依照法律法规对项目的前期工作及核准的条件和程序进行简化。
创新天然气分布式能源项目商业模式，可以采取电网公司、燃气公司控股或参股等多种方式组建能源服务公司从事市场化供气、售电等业务，积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。
（2）制定专项规划，鼓励各地建设，加大政策扶持力度。相关部门要从能源结构调整的高度出发，重视天然气分布式能源产业发展，切实加大统筹协调力度，明确工作思路，把天然气分布式能源规划纳入当地能源规划。参照重点产业支持政策，积极研究对天然气分布式能源项目建设在税收和金融方面的支持。
（3）保证电力直供，余电优先上网。推动电力市场改革，鼓励天然气分布式能源企业与用户直接交易，供电价格由企业与用户协商确定。电网企业要优先为天然气分布式能源机组提供余电上网的电网接入服务，确保机组与送出工程同步投产，机组所发电量按“以热定电”原则余电全额由电网企业优先收购。
（4）积极探索和实施新的价格机制。落实《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，推进天然气价格改革，促进市场主体多元化竞争，建立主要由市场决定天然气价格的机制。推广落实气、电价格联动机制。
（5）规划建设与燃煤锅炉治理同步推进。对于各地新建的工业园区，应在可行性研究报告中论证天然气分布式能源的可行性，并优先考虑使用天然气分布式能源供给方案。在大气污染防治重点区域，实施燃煤锅炉和落后的热电机组替代关停时应鼓励规划建设天然气分布式能源项目。同时积极探索相应的奖励模式，使天然气分布式能源企业从环保中受益。
（6）规划建设与多能互补、构建“互联网+”协调并进。面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用是多能互补集成优化工程的主要模式之一，因此，为推进多能互补集成优化工程的建设，在楼宇和工业园区规划建设的同时，应考虑预留建设天然气分布式能源设施的条件。
（7）加快装备的国产化进程。通过实施专项财政补贴，大力扶持燃气轮机及配套设备的引进、研发和制造，做大、做强天然气分布式能源装备制造产业链。鼓励政府资金支持的重大项目和示范工程优先使用国内制造的设备，加快装备的国产化进程。
4 结论
天然气分布式能源在项目推进过程中存在行业协调、电力直供、价格机制、项目融资等方面的困难。为加快发展天然气分布式能源，需要创新管理体制和商业模式，制定专项规划，鼓励各地建设，加大政策扶持力度，保证电力直供，余电优先上网，积极探索和实施新的价格机制，规划建设与燃煤锅炉治理同步推进，规划建设与多能互补、构建“互联网+”协调并进，加快装备的国产化进程。
参考文献：
[1]国家发改委，财政部，住房城乡建设部，国家能源局.关于发展天然气分布式能源的指导意见[S].2012.
[2]国家发展改革委，国家能源局.关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见[S].2016.