上世纪90年代末以来，欧盟历经三次能源改革，通过统一的改革方案和监管机构，打破垄断、促进竞争，实施网运分离，形成“X+1+X”产业链结构，实现了天然气管网公平开放，以及上游供应和下游销售环节充分竞争。在此基础上，对天然气管网进行统一价格监管，建立了“管住中间、放开两头”的定价机制，有力保障了欧盟燃气供应，欧盟经验值得借鉴。
全世界几乎所有工业化国家都曾面临过以煤为主的燃料结构导致严重空气污染问题，国际经验表明，提高天然气消费比重是优化能源结构、摆脱大气污染的有效途径。西气东输全线通气十年来，我国城市燃气迈入天然气时代，从单纯居民生活用气向居民、工商业、发电、交通运输、分布式能源等多领域发展，对优化能源结构、改善环境质量、提高城镇居民生活水平发挥了重要作用。但近几年国际天然气价格不断走高，我国天然气对外依存度与日俱增，加上定价机制不够顺畅，价格问题已成为产业链上下游协调发展、天然气普及利用的重要瓶颈。
与我国资源条件和产业体制类似的欧盟，在借鉴英美天然气改革模式基础上，历时十多年，通过三次能源改革，打破垄断，促进竞争，形成了一套较为成熟的天然气定价机制，在天然气90%依赖进口的条件下，较好地满足了欧盟经济发展对于天然气的需求，也使得终端用户享受到价格合理的天然气能源，其经验和做法值得借鉴。
欧盟燃气改革核心是打破垄断
欧盟天然气消费90%依赖进口，是全球最大的天然气进口方。改革前，大型燃气企业纵向一体化垄断经营，效率低下，各国之间市场分割严重，天然气供应经常处于紧张状态。上世纪90年代以后，欧盟学习英美经验，推行能源改革，其主要措施有：
颁布统一法案推进改革，促进欧盟统一大市场的形成。在改革准备期，以1988年通过的“内部能源市场法案”和1994年要求开放勘探和开发领域的指令为标志，欧盟已经明确了“X+1+X”的产业链改革目标，即：上游气源市场和下游终端销售市场实行多家主体自由竞争，中游输配管网保持自然垄断，实施第三方气源的无歧视公平接入。
第一次能源改革以欧盟1998年发布指令要求建立欧洲天然气市场共同规则为标志，核心是推进天然气管网过境时的第三方准入，促进价格透明化。要求基础设施在能力有剩余的条件下，允许第三方协商使用，但当时的法、德两国对此表示强烈反对。
第二次能源改革以欧盟2003年发布第二个天然气指令和2005年发布1775/2005法令为标志，要求所有成员国都建立能源监管机构，对纵向一体化的垄断能源企业实行强制拆分，要求基础设施实行监管准入计费，计费标准根据投资/运行成本和适当收益率确定。
第三次能源改革以欧盟2009年发布的第三个天然气指令为标志，要求各国立法增强监管机构的独立性和监管权力，确定价格改革目标和时间表；建立独立系统运营商(ISO)和独立输送运营商(ITO)，使天然气产业链实现网运分离；推行无歧视的第三方准入，开放管网投资和运营权。由此，欧盟终端燃气市场初步形成。例如，原来垂直一体化经营的法国燃气集团(GDF)经过改革后，现已形成以法国燃气苏伊士集团(GDF Suez)为母公司，以GRTgaz(输气公司)、GrDF(配气公司)、Storagy(储气公司)、elengy(LNG接收站)等独立法人的子公司。欧盟通过三次改革，实现了天然气管网的互联互通和欧盟统一大市场的形成，供应能力和安全水平显著提高，气价保持稳定，市场有序竞争，改革取得成功。
改革的核心是打破垄断，促进竞争。改革前，欧洲燃气产业链结构高度纵向一体化，为打破垄断，欧盟各国采用了全面结构分拆或建立ISO的做法。前者要求自然垄断特征的管网运输公司和竞争性的燃气生产和销售公司在组织和会计上分立，后者允许垄断企业保留管网系统所有权，但管网系统交由独立运营商管理。燃气产业链分拆遵循“财务独立-业务独立-组织独立”路径，最终形成各环节相互独立、彼此竞争合作的格局。结构分拆增加了用户选择权，提高了管道服务质量，推动了燃气定价机制市场化，改革后多个供应商、销售商与用户谈判博弈，燃气价格由市场决定，价格更趋合理。管网独立后，欧盟对管网设施的建设实施了各类资本的开放投资。例如，法国的天然气管网投资中，法国政府占比36.7%，银行等金融机构占比39.5%，私人投资占比10.7%，员工持股、保险公司等其他投资占比约14%。欧盟近几年能源基础设施互联互通进展很快，与其投资开放有很大关系。
输配管网公平开放普遍服务。管网开放对于公平接入和燃气市场化改革至关重要。欧盟第三次改革的重点就是输送管网拆分、建立监管框架、提高管网准入。输配气公司必须对任何第三方实行公开义务接入(TPA)，不能拒绝任何客户，也不能与母公司发生关联交易。
建立统一、独立的监管机构。欧盟实行两级监管体制：各国监管机构和欧盟统一监管机构(ACER)。前者的责任是制定调整管输税率，批准投资计划和审计周期；对违反监管规则的企业进行处罚。ACER的职责为制定欧盟燃气价格改革的框架和指导原则，推动跨国天然气市场体系建设，推进各国合作。
形成系统科学的输配气定价规则
通过改革后，欧盟逐渐形成系统科学的输配气定价规则。
首先，市场格局清晰，终端价格构成合理。改革后，欧盟上游气源市场和下游消费市场均实现了自由竞争，中游输气、配气、储气和LNG接收站等基础设施市场则受到严格监管，形成了“X+1+X”型市场结构和“放开两头，管住中间”的定价模式。在终端价格构成中，因欧盟天然气绝大部分来自于进口，故气源成本占去了近五成，配气成本高于输气成本。例如，在法国居民消费气价中，供应成本占45%，输气成本占6%，存储成本占5%，配气成本占19%，市场营销成本占9%；其他(含税收等)占16%。从价格水平看，大工业用户通常低于商业用户，民用气价格最高。法国、希腊、意大利居民燃气售价较工业都高出50%以上。
其次，根据“合理利润”原则制定燃气管输价格。在计算燃气输配成本时，除了规定运营支出和投资成本的具体细目，为鼓励管网建设，还设定了管输企业的合理资本回报率。根据各燃气企业报送的输配气量，就可以核算出骨干网和支线网的配气费用。
再次，灵活调整燃气输配价格。欧盟要求输配气价格每四年制定一次，根据运营支出、资本成本和输配气量核算。每两年微调一次，根据物价水平、燃气管网输配的技术经济效率、全社会收入均等原则进行调整。
最后，建立了科学系统的价格监管体系。欧盟和各国能源监管机构具体负责燃气价格改革，一是制定了明确的成本和价格核算方法；二是建立了统一的输配量计量规则，要求统一使用“输入/输出”方法；三是形成了科学的价格调整机制，综合通货膨胀、企业技术进步、鼓励管网投资等因素对价格进行定期调整；四是建立了全面透明的信息披露制度。
欧盟燃气改革基本实现了市场化、促进产业发展与保障消费者利益的三重目标，其成功经验具有积极的启示意义。
一是打破垄断、促进竞争是理顺天然气价格机制的前提条件。欧盟天然气产业链的结构拆分，促进了燃气供应和服务的竞争。目前，我国天然气行业大型企业纵向一体化严重，覆盖了勘探、开采、净化、运输、批发、乃至城市配气等环节，竞争性业务和垄断性业务捆绑经营，其他企业进入的空间很小，供应不足，价格扭曲，成本高企，效率偏低。对产业链进行市场化改革，打破垄断，促进竞争，应作为我国天然气产业改革的方向。
二是建立统一的市场体系是理顺价格机制的基础条件。欧盟的关键经验，是打破各成员国之间的市场分割和跨区域资源配置障碍，鼓励各国天然气基础设施的互联互通和自由贸易。我国可借鉴相关做法，打破行业垄断和市场分割，加强省际、城际管网的互联互通和统一市场体系建设，促进公平竞争，为天然气资源的优化配置和普及应用创造条件。
三是实施网运分开、管网开放是产业协调发展的必要条件。欧盟以管网的第三方准入作为改革突破口，实行“厂网分离”“网销分离”“输配分离”“储运分离”，在竞争和监管中实现了产业协调发展。我国“三桶油”垄断经营体制是燃气供需矛盾和价格扭曲的症结所在。将管道运输与燃气销售业务相分离，实现管网独立并公平开放，是协调上下游利益关系，推动天然气行业健康发展的必行之举。
四是输、配气定价和调价机制是燃气定价制度的核心。欧盟监管机构主要对天然气输气和配送价格进行监管，并制定了输、配气定价的公式、规则和调价机制。我国目前尚未对输、配环节形成有效监管，相关价格政策处于空白。价格主管部门应加强对油气企业的成本监管，尽快核定输、配气价，并建立相应的价格调整机制。
五是统一的监管体系是公平竞争、合理定价的重要手段。独立的监管机构和统一的监管规则是欧盟燃气改革成功的关键。我国天然气价格实行中央与地方分段管理，天然气市场尚未形成统一的监管体系和监管法规，政出多门，无法可依，监管缺位与越位并存，效率不高，产业链条价格传导不顺，导致价格扭曲和发展不协调。
六是加快天然气交易市场和储气设施建设对于理顺价格机制必不可少。欧盟既建立了上游多元化的供气市场，也促进了储气设施建设，对调解供需平衡、防止金融冲击起到了重要作用。我国应放开上游气源进口和开采，鼓励天然气自由贸易，鼓励社会资本投资建设储气设施和LNG接收站，促进管网基础设施的公平开放，这有利于稳定国内市场价格，降低燃气成本，大大提高我国天然气供应和保障能力。(作者单位：中国国际经济交流中心、发改委能源研究所、发改委价格监测中心）
专家：我国天然气产业改革方向是产业链市场化
从历次能源价格改革的效果看，如果不对天然气产业链进行改革，就只能演变为屡改屡涨的调价运动，这是与改革初衷相悖之举。因此，对产业链进行市场化改革，打破垄断，促进竞争，应作为我国天然气产业改革的方向，也应成为理顺天然气价格机制的前提。建议借鉴欧洲经验，深入推进天然气市场化改革，形成“X+1+X”的市场结构，建立“管住中间，放开两头”的定价模式。
首先，区分天然气产业自然垄断性业务和竞争性业务，实施网运分开，实现管网基础设施投资、建设和运营向第三方公平开放。
区分自然垄断性业务和竞争性业务确定改革思路。天然气输气、城市配气等业务具有自然垄断性，政府应该加强监管；天然气进口、批发和零售环节以及燃气设备生产业务等属于竞争性业务，政府应放松准入管制。尤其要逐步消除特别许可证制度，规范注册制度和申报制度，允许非国有资本进入，由多家、多种所有制企业共同参与竞争，充分发挥市场配置资源的决定性作用。
对天然气生产企业进行结构性分拆，实施网运分开。将天然气产业的生产环节、销售环节与管输环节进行纵向分离，开放市场。打破天然气生产、输送、销售垂直一体化垄断格局，将管道公司独立，允许多家企业和金融机构等参股，多种所有制混合经营，加大对输气管线的投资建设；逐步放开天然气的生产、进口和销售业务，由多家企业经营，形成上游和下游市场自由竞争的局面。
实施储气、LNG接收站、管网等基础设施投资、建设、运营向第三方准入公平开放。出台优惠政策，鼓励社会资本、城市燃气企业投资建设城市天然气储气设施和LNG接收站建设，引入市场机制，在用气高峰期允许储备气源参照市场化价格销售。开放城市管网投资、建设市场，鼓励多方投资者介入，逐步建立起以市场化融资为主，政策性金融机构融资、财政拨款和国际融资共存的多元化融资渠道。实现管网“第三方准入”，要求天然气管网运输企业向包括它自己在内的所有托运人开放管道运输业务，依据一定的条件代表第三方运输天然气，所有的燃气供应商都有权平等使用高压燃气管道和低压燃气管网。
其次，协同推进上下游市场开放，增加气源，保障供应，完善天然气市场体系。
打破上游勘探、生产领域高度垄断。开放上游市场，在严格市场准入的条件下，对于未登记区块，通过公开招标发放许可证等方式鼓励民间资本和外资进入上游市场。还可通过减免关税等措施鼓励LNG和管道天然气的进口，扩大供应渠道，刺激上游市场竞争。必要时可对中石油等公司进行拆分，让其一部分分公司成为独立的投资主体多元化公司。
允许下游城市燃气企业进口LNG，直接向煤制气、煤层气及页岩气生产企业购买气源。允许城市燃气企业投资建设LNG接收站，或要求上游LNG储气装置所有者将部分容量租给城市燃气企业，让城市燃气企业与LNG储气企业自主签订合约，加快储气装施容量的有效利用，保障燃气的供应安全。
改革后，我国城市燃气行业将形成“X+1+X”的市场竞争结构。第一个“X”是指上游市场主体多样化和气源多元化。“1”是指中游输配系统的唯一性，出于管网的自然垄断特性考虑，原则上一定区间只建一套管网系统，但可以由多家主体、多种资本进行投资，形成多元投资、混合经济模式进行经营，加快推进各省级、区域性天然气管网及配套基础设施的互联互通。第二个“X”是指天然气下游市场零售主体多样化。
