气改困惑
本刊记者 周慧之
电力和油气改革是能源革命的重要内容。其中，在国际上，天然气市场化改革又往往与电力市场建设并行推进。自全面深化改革启动至今，两大领域又面临截然不同的局面。电改拥有一批坚定的推动者，从事理论研究或参与实践、探索商业模式，碰撞多年后形成了“放开两头、管住中间”的改革框架。中发9号文印发至今，28项重任务已有多项落地完成。然而，天然气行业对于气改，却常常感到困惑甚至质疑，无论是改革的必要性、改革国标以及路径选择，至今难以获得共识。
电力与天然气有许多共通之处，产业链均分为发(产)、输、配、售四大环节，不易储存而格外注重消费端的匹配，也都属于规制经典理论中的能源产业，同样会存在出来已久的央、地博弈。不少国家对手电力和天然气两大产业自匀监管，甚至绑定在一起。
历经上一轮改革，以及本轮市场化浪潮的初期探索后，电改的研究力量和理论体系显然更为充分。电改在得失之间的经验和教训，尤其是改革理念和方法论的探索，或许可以为即将启动的中国天然气市场化改革带来一些启示。
但是两大行业在国内市场的培育路径和行业特征并不相同。在电力市场中，电源点分散且产业链矛盾集中;而在天然气市场中，气源点集中而产业键矛盾分散，这都导致天然气改革在实际操作过程中的路径选择与权衡要素比电改更为复杂。
本质上，电力是二次能源，天然气是一次能源。电改可以幸运地在相对封闭的市场环境中运行、试错，且应用场景丰富。气改却不只是单纯的国内市场建设，产业本身还承担地缘政治与大国外交功能。伴随不断提升的对外依存度，中国夭然气产业又势不可挡地，将越来越多参与到全球市场当中。这都加大了天然气改革的复杂程度和不确定性。
以电改为镜，认清关键共性与差异，有助于真正理解气改，及之予中国天然气市场不同发展阶段的功能。
未有明确的顶层设计
顶层设计是否明确，影响着市场主体对于改革的信心指数。毫无疑问，电改获得了业界以及跨界玩家的关注和信心，气改却数度陷入僵局。
电改一路走来，尽管存在反复争论，但最终方案步骤清晰、可期，基本规律有迹可循。最早可以追溯到国家电力公司提出的“四步走”计划。尽管由于国家电力公司的夭折而未能执行，但依旧为接下来的分步改革思路打下了基础。
2002年第一一轮电改， 从优先解决供应矛盾入手，然后以强有力的电网为主体， 保障执行普遍服务的功能。这个阶段，分离出来的五大发电公司彼此竞争且专注于生产业务，发电投资得到刺激，逐步缓解了电力供应不足的形势。与此同时，电网建设与终端销售合一的方式，使电网拥有强大的执行力和加速建设意愿。
以“厂网分开”为主线的这一步电改，满足了中国经济发展高速增长期对于电力工业加快建设的需求。近几年，中国经济增速出现下滑并逐渐进入新常态，降成本、提质增效成为宏观经济的工作重点。如何通过进步深化电力服务水平的提升，就成为第一轮电改的主基调。
相比之下，天然气改革从一开始就面临许多质疑。即使在顶层设计的节选版通稿发布后，也未能有所改观。
2017年5月，业内期待已久的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》发布。在此前，这份文件的发布数度推迟。由于完整版仍未公布，外界依旧难以从这份通稿当中，准确读取天然气改革的目标和具体路径。由于当时包括管道如何独立的重点议题仍在研究当中，这份文件的推出，“就略 显被动”
尽管同为各自领域体制改革的“重磅文件”，相比市场对电改的热烈反响，市场对气改的反映要平淡得多。又于改革的疑问，也未有缓解。天然气的安全属性与商品性孰重?天然气改革目的到底是什么?改革的红利又是什?这些基本问题依旧是记者在采访过程中时常被反问的管理层表示。
另一点是配套文件的发布时间。 本轮电改的一系列配套文件是在中发9号文印发后半年发布的,紧接着是试点的公布,节奏紧密。 油气体制改革总体意见出台至今已有8个月,配套文件依旧未印发,这加重了市场主体的疑惑。对于有意愿试点的地方,也难以获得准确的改革信号预期。
或许是由于主要供应主体的一致性,石油和天然气两大产业体制改革的提法总是并行提出。事实上,石油与天然气是两大属性完全不同的行业,尤其是天然气的季节性调峰价值是石油所不具备的,需要格外受到政策上的重视。石油储存容易,天然气则不易储存,与电力类似,强调接收端的提前落实,这同样会影响到主管部门的决策。如此,石油和天然气相关改革政策混合在一起,理解天然气改革的路径就更令人困惑。
改革无法一步到位,如电改制定明确(最好是单独的气改方案),分步骤,可预期的路径,正是天然气市场主体所期待的。
把所有利益相关者放在改革对立面不是明智的路径产业链结构复杂程度的不同,为理顺行业、设计改革思路带来的挑战也不同。电改矛盾集中,得以路径清晰。气改则由于矛盾足够分散,常常陷入把所有主体都放在改革对立面的困境中。
在气改领域,由于各环节的主体呈现多样化,更多的提法是“产业链改革”。某种程度上,“产业链改革”强调改革的“同时性”,而无须分阶段、把握主次矛盾。当所有环节都需要挤进同一页改革文件时,反而加大了改革难度。
更为糟糕的是,这就把所有环节的市场主体都放在了改革的对立面,改革者容易陷入孤立无援的处境, 也难以调动市场主体参与改革的积极性。
相比之下,本轮电改通过在配售端推动增量试点,创造了一个更大的蛋糕,成功吸引众多玩家的加入。更为关键的是,本轮电改选择与省级政府站在一起,充分授予地方制定规则的权利，共同推动改革的进程。
同时发力意味着力量的分散。物理学上的说法是，相同的能量，接触面越大，产生的作用力越小。找准主要矛盾，找到协同方，再集中发力，一次解决主要问题。这是改革的自我解压，也取决于改革者能否使出巧劲。
上一轮电改前，电力工业的资产结构相对单一。这与电力工业作为宏观经济的基础部门不无关系，从水利部到电力工业部，再到后来的国家电力公司，都是高度集中的一体化主体。
天然气的产业结构复杂得多。基本面中，三大供应巨头控制着绝大部分的油气田、进口贸易以及干线。跨省干线以下的管线资产颇为复杂，分支管线各省发展模式各异、资产组合多元，配送部分则由大大小小不同属性的燃气公司掌握着配售一体的资源。
如今被定义为主体能源的天然气，很长一段时间在中国被视作过渡能源，消费量占比并不高，监管层面也并未给予足够重视。而且由于天然气在全国起步应用时，主要来自油田的伴生气、价格低廉，加之主体气源商正好处在高油价时代，对于天然气在终端销售的重视程度不够，反过来也给了不同资本进入市场的机会。因而未能形成如电力工业直面终端的一体化结构。
正是得益于资产构成的简洁，电改主线清晰，走的几乎是～条“自上而下”放权的路子：从打破高度集中的政企合一，到厂网分离，再到配售环节的有序放松。其中，既包括产业链上从放开发电(生产)侧开始，逐步走向靠近终端的配售电侧;也包括权力从政府交给企业，再从央企逐渐下放到地方。通过一次改革解决一个主要矛盾，逐步形成多买多卖的市场格局。
在电力人眼中，天然气行业在配、售环节拥有更丰富的主体，市场化程度更高，而且从技术层面讲，改革难度更小。然而，在许多天然气人士看来，所谓的主体多元实际上是“大垄断与小垄断并存”，存量矛盾庞大，为梳理矛盾、明确改革路径添加了不少麻烦，也对增量改革的探索提出了更高的要求。
而且，规则与监管严重滞后于天然气市场“主体多元化”的速度，甚至存在产业链监管不协调的情况，都为灰色地带留出了更多空间。
从终端供应主体来说，城市燃气商的主管部门是住建系统，LNG分销商却处于监管真空地带。与此同时，上游供应商和中游主干及分支管线的主管部门为能源系统。产业链监管的割裂，为行业标准的统一(例如热值计量)和监管的协同带来了不小的难度。电力市场则不存在这个问题。
价格结构对比是另一个可以观察产业结构的视角。由于电网从上网环节开始一统到底，几乎是面对终端用卢的唯一主体。发电端与电网之间的结算价格为“上网电价”，电网与用户双方执行“目录电价”，然后在目录电价环节分居民价格和工商业价格。
天然气的定价情况则是，批发环节执行发改委门站价格，零售环节由物价局制定销售价格，而两个定价环节均做了居民用气和非居民用气价格的划分。有业内人士对此提出质疑， “为什么在批发环节不直接采用打包价格?对于居民用气价格的优待，在零售端的销售价格做区分即可。”目前价格机制理顺的难点，恰恰包括气价的并轨。难以控制的供给侧导致双重矛盾
供应端是否可控，是电力和天然气市场最大的区别，也是理顺天然气改革主次矛盾的关键所在。气改能否直接套用电力领域的“管住中间、放开两头”路径，、这应是当前最值得探讨的问题，电力改革正好是一个镜头，借此看清改革路径。
这不仅带来市场培育方式的差异，导致完全不同的产业链结构，也是顶层设计在明确改革目标和主要矛盾时，最为关键的考虑因素。
电力市场中，由于电力产品可以通过多种一次能源转化而来，电源点相对分散，因而各省讲究就地平衡。供应宽松时期，省级单元对于接受外来电缺乏动力，省际间存在一定壁垒，跨区域调度成为难题。这种自主性还体现在，第一轮电改之前，中国电网休系由12块互不相连的电网构成，应急保障较弱。之后才形成由国家电网覆盖26个省市、南方电网覆盖5个省区(此外，内蒙古电网并行存在)的管理体系。
天然气市场的情况截然相反。国产陆上气源点匮乏，分布集中不均衡，多数省份并非气源地，于是省际间天然具有联网的诉求。事实上，是先有了跨区域干线的建设，后有了天然气市场的大发展。2004年，跨越10个省市、全长4200多公里的西气东输一线贯通后,才开始在中国大范围逐渐培育起用气习惯。此前,仅限于少数几个油气田周边。
无论是西气东输(一二三四线)还是川气东送(以及新粤浙、鄂安沧),主要管道气供应商建设的都是长距离输送的跨区域干线。2013年中贵联络线落成后,中石油实现了自身在全国范围内的联网。 而中石化今后在青宁线建成之后,也将串起分布在南北区域的管线。
因此,与电力市场以省为单元进行平衡不同,天然气市场的供应格局是:干线将各省串联起来,由拥有干线的资源供应商作为国家工具,面向沿线各省市进行气源的分配和补给。这相当于实现的是资源在跨区域市场内的平衡。从总体上看,中国的天然气市场无法依靠自有资源平衡,需要进口大量海外来气,外部气源的多元化与供应商的稳定性就至关重要。
从省级单元来说,由于常规气流入主干管网,多数省份难以拥有自己的气源点,因而主要通过干线补充资源,或修建省间联络线进行资源调剂和应急保障。 这就意味着全国物理联网的必要,当重要气源出现中断时,能够在更大范围内进行资源调配,尤其保障单一气源地区的运行。与此同时,省际间自发的资源调剂需要伴随二级市场的放开。
实际上需要解决三个问题、两大矛盾:一是进口气源的多元化;二是基础设施(包括接收站)的物理互联;三是天然气资源在各省的配置规则。 既需要应对国际市场的变数,又需要协调国内市场的博弈;既要寻求国家的安全保障,也要探索资源的高效配置。
安全性与商品性如何协调,恰恰是气改难以赢得共识的难点所在,也是比电改单纯建设内部市场更为纠结的地方。
双重矛盾同时存在,极为考验天然气改革的顶层设计。但,这并非没有平衡点。
