一、引言
中国天然气行业长期以来处于"三桶油"（中石油、中石化、中海油）纵向一体化的垄断格局之下——上游勘探开发、中游管道运输、下游销售三个环节高度集中于少数几家国有企业。这种体制在产业发展初期有利于集中力量建设大型基础设施，但随着时间的推移，其弊端日益显现：管网建设投资不足、第三方准入困难、管输费用不透明、市场竞争不充分。2019年国家石油天然气管网集团有限公司的成立，被视为中国油气体制改革中"牵一发而动全身"的关键一招，标志着天然气市场化改革进入新纪元。
二、管网改革的背景与动因
（一）纵向一体化的结构困境
在改革之前，中国天然气管道资产的约80%归中石油所有，中石化和中海油分别掌握约10%和5%的管道资产。三大石油公司各自拥有从气源到终端用户的完整产业链，形成了事实上的"分割垄断"。这种格局导致了一系列结构性问题。
首先，管网建设投资严重滞后于消费增长。2010—2019年，中国天然气消费量年均增长超过12%，但管网里程年均增速仅为6%左右，管道基础设施成为制约行业发展的瓶颈。其次，第三方准入形同虚设。虽然国家早在2014年就出台了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，但由于管道运营权掌握在上游生产商手中，公平开放难以真正落实，第三方用户申请使用管网的获批率极低。第三，管输费用不透明，交叉补贴严重。管道运营成本与上游业务缺乏独立核算，管输费往往被用作调控市场竞争的工具。
（二）"气荒"暴露的体制弊端
2017年冬季，中国华北地区出现严重的天然气供应短缺，多地被迫限气停气，居民供暖受到严重影响。这场"气荒"的深层原因不仅仅是气候异常和需求激增，更暴露出管网的体制性缺陷——管道互联互通不足、储气调峰设施建设滞后、应急响应机制不健全。国务院常务会议明确提出"加快天然气产供储销体系建设"的要求，管网体制改革被提上议事日程。
（三）高层推动与顶层设计
2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确了油气体制改革的总体思路，提出"完善并有序放开油气勘查开采体制、完善油气进出口管理体制、改革油气管网运营机制、深化下游竞争性环节改革"等八大任务。其中，"改革油气管网运营机制"被列为改革的核心环节，要求实现管网独立和公平开放。
2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，确定了组建国家管网集团的具体方案。这次改革从动议到落地历时不到两年，体现了中央推进改革的坚定决心。
三、国家管网集团的组建与运营
（一）资产注入与股权结构
2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司在北京正式挂牌成立，注册资本5000亿元，列入国务院国资委监管的中央企业序列。
在资产注入方面，按照"公平、公正、公开"的原则，中石油、中石化、中海油分别将各自旗下的主要管道资产、部分LNG接收站和储气库划转至国家管网集团。其中，中石油注入的资产包括西气东输系统、陕京线系统等核心管道资产，中石化注入川气东送等管道资产，中海油注入部分管网和LNG接收站资产。
在股权结构方面，国务院国资委持股40%，中石油持股30%，中石化持股20%，中海油持股10%。这一股权设计既保证了国家对管网基础设施的控制力，又兼顾了三大石油公司作为原始股东的利益，为改革的平稳推进奠定了基础。
（二）资产规模与管网布局
截至2023年底，国家管网集团负责运营的油气管道总里程超过10万公里，约占全国主干油气管网的85%以上。其中天然气管道里程约9万公里，覆盖全国30个省（区、市），形成了"西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应"的管网格局。
国家管网集团还运营着LNG接收站、地下储气库等配套基础设施。LNG接收站年接收能力超过5000万吨，地下储气库工作气量约150亿立方米，基本形成了"全国一张网"的运营架构。
四、"X+1+X"模式解析
国家管网集团成立后，中国天然气行业形成了"X+1+X"的竞争格局——上游多气源（X）、中间一张网（1）、下游多用户（X）。这一模式旨在实现"管住中间、放开两头"的改革目标。
（一）上游多元化（第一个X）
在"X+1+X"模式下，上游气源环节由"三桶油"的寡头垄断逐步向多元竞争转变。国内勘探开发领域，自然资源部2019年后陆续推出多轮油气探矿权竞争性出让，引入社会资本参与油气勘探。进口领域，国家放宽进口LNG接收站的第三方准入，越来越多的城市燃气企业、发电企业直接与国际LNG供应商签订长期购销协议。
2023年，中国进口LNG来源已超过20个国家和地区，前十大LNG进口企业的市场份额从2019年的95%下降到85%左右，市场集中度持续降低。
（二）中间一张网（1）
国家管网集团作为唯一的全国性管网运营企业，承担着管网统一规划、统一调度、统一运营的职能。在规划层面，国家管网集团负责编制全国管网发展规划，统筹协调新建管道与现有管网的联通。在调度层面，实行统一调度管理，优化管输路径，提高管网利用效率。在运营层面，统一制定管输服务合同范本、管输费标准和信息公开规则。
（三）下游竞争（第二个X）
下游销售环节是市场化程度最高的部分。国家管网成立后，下游用户不再受制于特定上游供应商的管道垄断，可以直接与多个气源方进行交易，提高了议价能力并降低采购成本。城市燃气领域，到2023年已有超过30家燃气运营商获得跨省管道接入资格，下游市场竞争更加充分。
五、管输费定价机制
管输费定价是管网改革的核心技术问题。国家发展改革委于2021年发布《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，建立了"准许成本+合理收益"的管输费定价机制。
（一）监管周期
管输费实行三年为一个监管周期的管理模式。每个监管周期内，国家发展改革委对管道运输企业的成本和收益进行核定，确定下一监管周期的管输费率水平。这种安排既保障了企业的合理收益，又为费率调整提供了制度化的通道。
（二）准许收益率
根据《天然气管道运输价格管理办法》，新建管道准许收益率为8%，允许上浮不超过20%、下浮不限。按此计算，新建管道的最高准许收益率可达9.6%。这一收益率水平综合考虑了管道行业的资本密集特性、风险水平和合理回报，在全球范围内属于中等偏高水平，有利于吸引社会资本参与管网建设。
（三）负荷率因素
管输费定价中引入了负荷率调整因子。按照设计输气能力计算，当管道实际负荷率低于60%时，准许收益率按比例下调；高于75%时，准许收益率按比例上调。这一机制旨在激励管网企业提高管道利用效率，减少"晒太阳管道"现象。
六、管网公平开放的制度体系
（一）托运商制度
管网公平开放的核心是建立托运商制度。托运商是指向管网企业申请使用管道运输服务的市场主体，可以是上游气源方、下游用户或中间贸易商。国家管网集团建立了托运商准入注册制度，符合条件的市场主体均可申请成为托运商，享受管网运输服务。
截至2023年底，在国家管网集团注册的托运商超过1000家，涵盖国有油气企业、民营燃气公司、发电企业、工业用户等各类市场主体，托运商年运输量超过500亿立方米。
（二）剩余能力公开
国家管网集团按照监管要求，定期在官方网站和指定信息平台公开管网的剩余运输能力、LNG接收站窗口期、储气库注采能力等信息。信息公开内容包括月度剩余能力、季度剩余能力及年度剩余能力预测，为托运商合理安排运输计划提供了数据支撑。
（三）窗口期分配
LNG接收站窗口期分配是公平开放的重要环节。国家管网集团建立了LNG接收站窗口期集中公开分配制度，托运商可以通过线上平台提交窗口期申请，按照"先到先得"和"公平分配"相结合的原则进行分配。2023年，通过公开平台分配的LNG接收站窗口期覆盖了全国80%以上的LNG接收站，非股东方托运商的窗口期获得率较改革前提升了300%。
七、改革成效与展望
（一）已取得的积极成效
国家管网改革运行四年多来，成效显著。首先，管输成本明显降低。改革后，主干管道管输费平均下降约20%，每年为用户节约管输费超过100亿元。其次，天然气市场活跃度大幅提升。2023年上海石油天然气交易中心管道气交易量超过800亿立方米，较改革前增长近5倍。第三，管网建设提速。2020—2023年，全国新增天然气主干管道里程超过1.5万公里，是改革前同期水平的两倍以上。
在LNG接收站开放方面，2023年非股东方使用LNG接收站的比例从改革前的不足10%提升到约35%，第三方托运商进口的LNG占全国LNG进口总量的约15%。
（二）面临的挑战
尽管改革取得了阶段性成果，但管网改革仍面临诸多挑战。一是省级管网与国家管网的衔接问题——部分省份拥有省网公司，省网与国家管网之间的互联互通和价格衔接有待进一步理顺。二是储气库市场化运营机制尚未健全，储气库容量分配和注采费用定价的市场化程度不高。三是管网建设的投融资机制仍需完善，特别是社会资本参与管网建设的积极性不高。
（三）未来方向
展望未来，管网改革将继续深化。在立法层面，加快推进《石油天然气管道保护法》修订和《石油天然气法》立法工作，为管网改革提供更完善的法律保障。在运营层面，进一步完善管输费定价机制，推动形成更加灵活的管输费结构。在市场层面，加快建设全国统一的天然气交易市场，推动天然气期货品种上市，提升中国在全球天然气市场的定价影响力。
八、结语
国家管网改革是中国油气体制改革的标志性成果，也是天然气市场化进程的重要里程碑。"X+1+X"模式的建立从根本上重塑了天然气行业的结构和运行逻辑，"管住中间、放开两头"的改革方向为行业注入了新的活力。从更长远来看，管网改革不仅是一项行业改革，更是国家治理体系和治理能力现代化在能源领域的生动实践。随着改革的不断深化，一个更加开放、竞争、有序的天然气市场格局正在加速形成。
————————————————————————————————————————
相关数据图表
图：相关数据可视化