3月19日召开的中央全面深化改革委员会第七次会议敲定，石油天然气管网运营机制市场化改革，组建国资控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。全面深化油气体制改革终于进入总攻时刻。

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》，确定了“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独立，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”的改革任务。

经过近两年的不断努力，国务院各有关部门权衡利弊，最终制订了实施这一改革的具体方案，抓关键环节，“独立中间，盘活两头”，将中石油、中石化和中海油管网资产剥离，并由国家注入资金，组建国资控股、投资主体多元化，独立运营的国家油气管网公司。

为何要组建国家油气管网公司

新中国成立以来，特别是改革开放40年，我国的基础设施建设走到了世界的前列，为国家经济社会持续发展奠定了坚实基础。无论是高铁、高速公路，还是机场、码头；无论是水利工程、输水工程，还是高压电网、通信网络，全部处于世界领先水平。城市天然气配气管网建设也居前。唯独油气长输管道，特别是天然气干线管道建设，存在典型的“不平衡不充分”问题。坚持问题导向，组建国家油气管网公司已不能再拖。

第一，管道建设不足带来输气能力不足等矛盾。据媒体测算，2016年，美国原油管道8.4万公里，俄罗斯7万公里，加拿大3.6万公里，中国1.9万公里，利比亚1万公里；美国成品油管道10万公里，俄罗斯2万公里，中国2万公里，印度1.7万公里，加拿大1.5万公里；美国天然气干线管道42万公里，俄罗斯19万公里，加拿大6万公里，中国4.8万公里，乌克兰4万公里。截至2017年底，我国建成运行的长输天然气管线总里程7.4万公里，但国土干线管道密度只有7.3米/平方公里，仅达到美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10。美国页岩气的快速发展，就是得益于全美密布的天然气管网。可见，中国的差距还是比较明显的。

管道建设不足，一方面使下游供气配套难以满足能源结构转型、治理环境污染和人民提高生活质量的要求；另一方面使上游油气开发利用受制，尤其各种非常规天然气，例如，煤层气、煤制气、高炉焦炉气甲烷化等产业发展和资源利用都受到制约。

按照《天然气发展“十三五”规划》，2020年我国天然气消费占一次能源消费的10%，综合保供能力应达到3600亿～4167亿立方米。自2016年以来，全国管网投资持续下降，2017年和2018年天然气销量实现较快发展，完全依托于前些年的投入。2018年全国天然气消费2803亿立方米，今明两年，每年都要至少增加400亿立方米，而新增的天然气必须有管道输送才能落实。

第二，输气管道的利用效率有待提升。三大公司建设的管道主要服务于自身企业需求，常常不能长远规划，也不能兼顾别的企业利益，三方基本难以实现互联互通，浪费了大量管道路由资源，降低了输气管网、LNG接受站等设施的使用效率，造成重复建设和发展空间不足等问题，资源配置无法优化。

例如，“川气出川”工程也称“川气东送”，中石化投资626.76亿元，工程西起四川达州普光气田，跨越四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海6省2市，管道总长2170公里，年输送天然气120亿立方米。中石化当初只考虑了普光气田8916亿立方米资源量的外送，没想到在重庆涪陵又发现了2.1万亿立方米页岩气资源，而且该项目2017年产100亿立方米，未来还有进一步扩大产能的条件。今年3月，中石化在威远、荣县探明储量1247亿立方米的页岩气田，今年将建成10亿立方米产能；在丁山-东溪区块，中石化4270米页岩气层试获日产31万立方米高产气流，具有千亿方级气田开发潜力。中石油也在四川盆地发现了大量常规和非常规天然气资源。由于输气能力的限制，四川盆地天然气的开发进度受到制约。

不仅是中石化，中石油在西气东输上也面临同样矛盾。西气东输建设了一线、二线、三线，现在要建设四线，每条线都是根据上游当时的气源资源供应能力建设，在一些地方形成了多线并行的情景，在一些节点上形成了过于集中的枢纽。现在来自西部的中亚D线、新疆和青海天然气开发都需要再建新的输气能力，有些节点的路由也成为制约因素。

现有的油气体制生产效率低。中国油气行业以全球50%的油气从业人员，使用了全球30%的油气勘探开发装备，仅实现了1.5%的原油探明可采储量和4.4%的原油产量；2.8%的天然气探明可采储量和4.1%的天然气产量，生产效率低。造成这个困局的根本原因就是行业过于封闭，高度垄断一体化的体制导致外部的资金和创新能力弱。美国打一口页岩油气井只需要100多万美元，我国需要超过5000万人民币，比美国高了近7倍。

此外，在全国天然气上游供应能力上，中石油、中石化和中海油约占全国天然气上游供应市场总量的98%，占全国17个投运LNG接收站的90%，占全国油气管道主干线的95%。天然气长输管线按里程计算，中石油占69%，中石化占8%，中海油占7%，其他企业占16%。三大油承受了大量管网、接收站建设的投资压力，在一定程度上也影响了在上游勘探开发的资金投入能力。

据自然资源部公布的我国油气资源储量显示，石油、天然气和煤层气勘查新增探明地质储量都呈现了下降趋势。其中，2017年石油勘查新增探明地质储量从2012年的15.22亿吨降至2017年的8.77亿吨，天然气从9610亿立方米降至5554亿立方米，煤层气从1274亿立方米降至105亿立方米。

如何组建国家油气管网公司

根据有关专家介绍，新管网公司的建立将分三阶段实施：一是中石油、中石化和中海油将旗下管道资产及员工剥离，并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；二是新管网公司获注入资产后，国家将进行注资，并拟引入社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网；三是新管网公司将进入资本市场上市，为寻求稳定收益的资金提供投融资渠道。

三大油气公司都是上市公司，将上市公司的资产剥离是需要做大量工作的。首先，需要对三大油气公司管网资产的界定和估值，是按照资产原值评估，还是按照收益评估？国家发展改革委2016年印发的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，改变了天然气管道运输价格“一线一价”的定价办法，确定了“准许成本加合理收益”的定价原则，确定天然气管道运输的准许收益率明确为税后全投资收益率8%。

2017年，国家发展改革委完成了对13家天然气跨省管道运输企业的定价成本监审。这些管道的准许成本基本确定，税后8%的全资收益也已确定。经过2018年一年的运营，相关的投资界线和收益水平都基本确定，以此作为估值不会影响投资人的利益。而从上市公司剥离的资产仍作为上市公司在新建管网公司的股份，收益也不会影响投资人的收益。

西方发达国家，天然气管网的投资收益一般只有6%。天然气管道的使用寿命非常长，如果管理得当，可以运行50年。北美有的管道运行超过70年仍完好无损，俄罗斯和欧洲也有很多管道运行至今超过50年。

新管道公司将是一个资本规模巨大的企业，《经济参考报》估算，若按照“三桶油”各自运营管道资产的评估，新公司估值预计在3000亿～5000亿元，加上超过50%的国家注资和社会融资，资本规模将超过万亿元。这种资本规模巨大，同时具有巨大发展前景和稳定收益率的企业是社保基金和各种保险基金、企业退休年金、组合投资基金、银行长期存款等非常理想的投资标的。新公司将具有良好融资能力，无论是贷款还是发债，不仅中国的投资机构会争相参与投资，国际基金也会蜂拥而至，对于扩大国际融资能力会起到积极作用，对扩大高水平对外开放将具有积极意义，为中国进一步融入世界提供了一个利益契合。

未来，新的管网公司还具备进入资本市场进行股权融资和上市融资的良好条件。一旦进入资本市场，其规模和稳定性，对于中国股市将起到举足轻重的地位，对于稳定经济，降低股市波动性会产生积极效果。

对新建国家管网公司还有哪些顾虑

能否实现“全国一张网”的高效运行调配

根据刚刚修订的国家能源局《石油天然气规划管理办法》，跨境、跨省干线原油、成品油、天然气管道纳入国家石油天然气规划，并提出按照“全国一张网”的理念优化布局，统筹协调沿线经济发展，突出近期、兼顾长远、整体规划、分步实施，提升管网输送能力，扩大管网覆盖范围，加强管网互联互通，及时消除管输瓶颈。

国家管网公司是产业链中游的专业化公司，还有省级管网公司、支线公司等，其他企业有上游资源和下游市场，资金能够保障，符合国家规划也可以获得跨省长输管网经营权。国家管网公司要加强与中游其他管网公司协调，实现“全国一张网”的高效运行调配。

油气管输与生产销售分离是否影响供应安全

英国的天然气以前也是由一家集天然气勘探开发、采购、输配及分销于上下游纵向一体化的国有企业独家经营，即英国天然气公司（British Gas，BG）。1982年，撒切尔政府曾试图对天然气市场进行改革，打破BG对市场的垄断，但决心不够效果不彰，至1985年BG的市场占有率依然是100%。1993年10月前实现了管网剥离；1993年，BG将输送和销售分开结算，BG被分成了BGE和BGT两家公司；1994年，BG根据政府要求，设立独立管道输配子公司Transco；1997年，将天然气零售业务剥离为新公司Centrica。在多次拆分剥离中，员工归属的公司虽然发生多次变化，但员工的岗位并没有变，经验证明如果管理得当是可以保证改革稳定过度的。

历史上五大发电公司和国家电网、南方电网的拆分也没有影响电力供应的安全。国家管网公司是成建制地划归新公司，还有基层党组织的堡垒作用，安全问题我们应该有充足的信心。

（作者为中国能源网首席研究员）