近日发改委连发两部重要文件，一是《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》，二是《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》。前者核定了全国 13 家（其中 8 家隶属于中石油、2 家隶属中石化）天然气跨省企业的管道运输成本和价格、核定后管道运输单位平均价格较之前下降约 15%，同时后者宣布全国天然气非居民用门站价格下调 0.1 元/立方米。新价格从 9 月 1 日起执行，预计四季度各地分销企业将陆续顺价下调天然气终端零售价、利于刺激下游消费，油气改革迎来重大利好。
顶层设计出炉、油气改革推进加速首先我们先回顾下油气改革内容和政策推进情况。油气改革整体分为两部分，一是“管住中间，放开两头”的体制改革，从中游管网分离、放开民用 LNG 进口入手，上游开采引入民资，下游分销实现充分竞争；二是价格改革，实现居民、非居民“双价并轨”，门站价环节“坑”口行成竞争、核定管输价、压缩配气费中间环节，实现价税、价费分离，最终实现终端售价走低引导消费量提升。
核减管输、调降门站价的具体情况
今次的《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》属于价改部分，是在先前价格管理办法、成本监审办法两文件制定的“准许成本加合理收益”原则的基础上，对 13 家跨省管道运输企业年度准许收益的核定，进而确定不同企业具体的管道运输价格。目前 13 家企业拥有长输管道 4.5 万公里，2016 年输气规模约 1950 亿立方米。经过成本监审，发改委共剔除 13 家企业无效资产 185 亿元，核减比例 7%；核减不应计入定价成本总额 46 亿元，核减比例 16%，核定准许成本 242 亿元。
参考中国报告网发布《2017-2022年中国油气工程市场发展现状与投资方法研究报告》
油气改革现状及推进方向前瞻
油改两条主线，价改方面一直推进较快。目前占消费总量 80%以上的非居民用气门站价格已经实现市场化，终端工商业用气价格也完全由供需主导。同时居民端阶梯气价逐步实行，最终改变“交叉补贴”实现以量定价。
体改牵涉利益较多，阻力也较大，整体进度落后于价改。目前从全产业链来看，中游的 LNG 进口对第三方开放较为顺利，也主要因为只需放行民企建立新的接收站、阻力较小。另外分销领域进展也较快，但监管层在引入竞争的同时，也充分维护了现有企业的投资积极性，现阶段下游的政策重点是依托现有企业扩大天然气用户规模和基础。配气费率政策终稿相比征求意见稿将有效资产核算范围扩大、7%的全投资税后收益率（接驳费不在核算口径内），配气管道负荷率限制的取消都是其充分体现。
此次全国范围内长输管道领域的所有管输价格都将明码标价，这是中游改革中价改的一步（非居门站价由坑口和管输成本组成，同时根据替代能源价格调节，调降门站价其实就是管输价下调的向下传导），接下来是长输管道的独立、引入第三方，这又是中游体改。2016 年年末中石油成立北方、东部、西部、西南、南方 5 大区域天然气销售分公司，负责不同区域内管道资产的经营就是走的体改这条路。但若要中石油等真正剥离这些资产、恐怕难度不小，但这步又很关键。因为如果没有中游管网资产的相对独立，上游油气区块的民资招标就无从谈起，今年新疆区块的民资招标试点流产就是明证。终端售价偏高是长期制约中国天然气普及程度不及规划的主要原因，这其中除了资源禀赋、开采技术限制等因素外，中石油等巨头的中上游绑定垄断(包揽坑口生产、所有长途管输、管道及 LNG 进口)也为价格套上了无形枷锁，定价机制的不透明、又包含其他隐性费用，从坑口、跨省管输、省内管输到下游配气销售，层层加价，终端售价始终居高不下。
无论价改、体制改革怎么进行，最终的落脚点都是降低终端用户的用气成本，刺激消费需求。剖析油改，我们认为这是一个逐步进入深水区、长期的过程，很难一蹴而就。但若没有油改的持续推进和配合，要实现年均消费量的远景规划（2020 年 3500 亿 m3、2030 年 6000 亿 m3）就无从谈起，降价拉动用气需求是大势所趋。预计今后一两年，改革仍是在现阶段中下游和 LNG 进口方面铺开较快:民用 LNG 接收站的投产、一定量的便宜现货气的涌入，会对“三桶油”LNG 销售形成压力。监管层尊重特许经营权，但也承认、鼓励“点供”，增加供给主体，相互竞争压低终端售价。同时政策强制整改和加强补贴的形式，催生部分新增用气需求，这在以京津冀为核心的北方地域体现的最明显，2017-2019 年北方地区将有一大批民用、工商业用户接受天然气改造，其中最直接受益的就是下游分销商。
同时从钢铁、煤炭等领域供给侧改革屡超预期，环保督查的严厉程度来看，不能低估政府改革的决心，不排除体改的进度超预期。总体来看此次管输价格的核定，是天然气体制改革承前启后的一步。明码标价长输管道管输价格，必然相应的促进第三方的公平准入。若管网下一步实现相对独立，继而凸显上游供给的竞争性。
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