改革进入深水区。所谓深水区，很重要的一点是矛盾错综复杂，结构性问题突出。也就是说，有些病灶是由多个条线的问题纠结在一起形成的。比如公众关心的油气改革问题，就不是那么简单。它既有上下游问题又有横向的矛盾。只有抓到关键点，才能解开这个结。
天然气管网独立是厘清天然气价格机制和落实第三方准入制度的前提，是促进社会资本多元投资和推进油气行业国企改革的关键环节和破解诸多矛盾和问题的突破口，此轮油气改革应推动天然气管网独立。
管网独立需要厘清几个片面性认识，在操作上要妥善处理管网独立目标、管网公司组织形式、管网公司功能和盈利模式、天然气定价机制、网运分开、互联互通和加强监管等七个关键环节，积极谋划、稳妥推进。
目前，油气改革方案正在制定中，管网独立是多方争论焦点。油气改革的关键是要改变油气产业一体化经营现状，推动全产业链系统改革，以上游为龙头，带动中游和下游开放。管网是多重矛盾和利益冲突的交汇点，管网独立关乎此轮改革成败。
就油气而言，原油和成品油管道都是点对点，且管道运输能力与油田和炼厂生产能力相匹配，管网独立尚不必要。而天然气主要依靠管道运输，其管网由多个层级组成，主、支管线相互联通，泛在分布于各区域及各省市之间，管网从业务上既与上游紧密联系，又相对独立。
虽然上游天然气进口已放开，但中游管网高度集中，致使第三方开放难以落实。随着天然气产业的快速增长，管网独立的必要性日益凸显。不仅要推进管输环节与上下游业务相分离，还要实现液化天然气（LNG）接收站、储气库等基础设施的独立与开放。
管网不独立是制约油气改革的瓶颈
多年来，我国油气产业采取上下游一体化经营，管网不独立带来诸多弊端，制约油气产业发展。
1．管网不独立抑制社会资本进入
我国油气产业链高度集中于少数大型国企，社会资本参与程度较低。在勘探开发环节，少数国有油企拥有天然气勘探开发专营权和对外合作专营权，社会资本难以进入。在天然气进口，特别是LNG进口方面，国家没有明令禁止，一些民营油企或城市燃气企业虽能拿到气源，但由于LNG接收站等进口基础设施掌握在个别大型油企手中，开放程度不够，进口LNG难以登陆。
在管输环节，天然气管网、LNG接收站、储气库等基础设施的建设和运营也高度集中于三大油企。这种一体化经营体制将很多有意愿、有实力进入的社会资本挡在门外，不利于管网等基础设施建设和规模化发展。
2．管网不独立架空第三方准入制度
实施第三方准入制度是发达国家推进天然气市场化进程的重要内容。第三方准入要求只要输配系统有闲置运输能力，就必须向任何有需要的天然气供应商或用户提供在运输费率等方面无歧视的运输服务。
2014年，国家能源局颁布《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，提出油气管网设施向上下游用户开放使用。但囿于体制原因，政策无法真正落地。三大油企掌握着天然气管网资源、天然气进口专营权和进口基础设施，厂网不分、网销不分，必然优先确保自家天然气的运输，对第三方天然气的代输意愿不强，管网第三方公平开放难以落实。
3．管网不独立制约天然气价格改革
油气改革的重点是要“管住中间、放开两头”，建立市场化的价格形成机制。但在一体化经营下，国内天然气现行采用“市场净回值法”形成的门站价格是上游气源价格和管输费的捆绑定价，气价和管输费的界限不明，导致上下游气价相脱节，不能及时、真实地反映国际价格变动情况和市场供求，无法有效引导投资和消费。
4．管网不独立阻碍国企改革进程
国有企业在我国工业化进程中发挥了重要作用。当前，国企改革进入攻坚期，油气行业是国企改革的重点领域。特别是部分大型油企由于历史上承担着“企业办社会”的职能，主营业务与“三产多经”混合经营，造成关联交易和内部交叉补贴比较普遍，生产效率不高。
根据国务院发展研究中心的数据，2013年，国内大型油企生产100万桶油气当量需要200-300人，而BP公司、壳牌需要人数不足30人。从炼油的综合能耗来看，国际先进水平一般小于40千克标油/吨原油，而国内主要大型油企的综合能耗接近60千克标油/吨原油，地方炼油企业综合能耗则接近90千克标油/吨原油。2014年，国内大型油企财务报表所显示的资产利润率不到国际主要油企的一半。随着改革的推进，油气改革与国企改革必须条块结合，同步进行。
管网独立是推动油气改革的必行之举
从国外实践和我国油气产业发展看，管网独立是油气行业发展的必然趋势，也是此轮油气改革的必行之举。
1．管网独立是发达国家油气改革的重要内容
从国外实践看，大部分国家的天然气管输业务都与上、下游严格分开，由专门的监管机构确定合理的管输费，并强制实施第三方准入制度。
如美国在管网独立前提下采取市场化经营模式，全美拥有100多家管输公司，同时对管网建设、运营、安全、环保、运输价格和服务等实行全面监管，确保第三方准入。
英国在上世纪80、90年代就推行了天然气管网的运营管理与上游生产加工业务和下游配售业务完全分离，并由独立的监管机构履行监管职能和制定管输价格。
欧盟能源监管委员会自上世纪90年代以来三次颁布“天然气指令”，提出财务独立、法律独立和产权独立“三步走”，要求所有成员国将管输业务与上下游销售业务相分离，并强制实施第三方准入制度。目前已完成前两阶段，正积极推进产权独立。
2．此轮油气改革应推动天然气管网独立
自上世纪90年代以来，我国关于管网独立的讨论从未间断。随着天然气市场的快速发展，管网独立的必要性日益凸显。当前，油气改革面临瓶颈，基础设施和管网建设滞后与天然气快速发展的需要不相适应；产业链高度集中与管网建设多元投资需求相矛盾；一体化经营与第三方准入相冲突，多种矛盾和冲突集中指向管网环节。
只有管网独立，才能剪断气源和管输业务关联交易的“体制脐带”，疏通上下游价格传导机制，形成竞争性的市场化价格。只有管网独立，才能厘清管输成本，明晰管网投资回报，为价格监管和第三方准入奠定基础。同时，管网独立也是推动油气领域国企改革的突破口，是打破一体化经营、提高效率、做强做优国有企业的关键。
管网独立需妥善处理几个问题
管网是油气产业链的关键环节，涉及多方利益，应厘清片面性认识倾向，在操作中积极稳妥、分步推进。
1．厘清两个片面性认识
在关于管网是否独立的争论中，有两种似是而非的片面认识，需进行厘清和矫正。一种片面认识是管网独立会造成管网建设不足。事实上，管网建设不足的根本原因恰恰在于一体化经营。一体化经营模式下，天然气产业链不开放，社会资本“不能进”；同时，管输环节投资回报不明确，社会资本“不敢进”。若实施管网独立，并向社会资本开放管网投资和运营，使管网投资有明确预期，必然会释放社会资本活力，大大促进管网投资建设。
另一种片面认识是管网属自然垄断环节，应成立一家管网公司。我们认为，若仅成立一家管网公司，等同于赋予其对上下游的绝对话语权，无法形成有效竞争，也容易造成监管难题。自然垄断并非要求整个国家仅有一家管网公司，而是要保证两点之间只有一套管网，避免重复建设和规模不经济。
从国外天然气发展历程看，既有气和气的竞争，也有管道和管道的竞争，例如目前美国和德国都是由多家管网公司从事管输业务。成立多家管网公司，并不是鼓励在同一条路径上修建多条平行管道，而是鼓励多家公司经营不同线路。多家管网公司可在输送成本、管理效率上构成竞争，有助于管网公司降低成本、提高效率。
2．操作上要把握七个关键环节
一是以产权独立为管网独立的最终目标。管网独立涉及人、财、物的重组整合，涉及面广，可分步骤、分阶段推进。首先推进财务独立，实现管网财务单独核算，杜绝交叉补贴。其次推进法律独立，实现管输业务的人、财、物与上下游业务在法律上的分离，避免关联交易。最终推进产权独立，实现管输业务的完全独立。
二是鼓励管网公司采取混合所有制。对于跨区域的主干管网，可采取国有资本控股、社会资本参股的方式；对于支线管网可因地制宜，灵活处理国有和社会资本所占比例。
三是明确管网公司的功能和盈利模式。管网公司应专注于天然气管网的投资运行和天然气传输配送，不再从事天然气买卖业务。管网公司以收取管输费为主要收入来源，不再赚取天然气买卖差价。
四是落实“网运分开”。推动管网投资建设与运营相分离，上游生产商和下游用户均可参与管网投资，获得投资回报，但不得参与管网公司运营，避免关联交易，确保第三方准入落实到位。
五是实现管网互联互通。管网独立后形成的不同层级和多家公司之间要实现互联互通，保证“气畅其流”。对各种来源的入网天然气制定统一标准，保证管网中气体质量稳定、可用和安全。借鉴国外成熟管理经验，合理确定管网中新建管道的压力等级，制定统一的用气设施设计制造参数和气量计量标准，为管网互联互通做好技术准备，避免由于技术标准不一导致的市场分割、混乱。
六是优化天然气定价机制。管网独立后，管输费的确定由市场净回值法转变为成本加成法，天然气销售价格由上游气价加管输费来形成，真正建立上、下游“两头”价格由市场决定，“中间”管输费由政府核定的价格机制。
七是加强监管。政府要对管网投资、运营和维护费用等进行核算，厘清管输成本，明确管输投资回报率。同时，加强对管输行为的监管，确保气源质量、安全输气和履行普遍服务义务，严格实施第三方准入制度。
