基本情况
①气源供应情况：
陕西省的天然气供应来源于中国石油天然气股份有限公司(下称中石油)和陕西延长石油(集团)有限责任公司(下称延长石油)。2015年全省天然气供应量72亿立方米，中石油供应55亿立方米，占比76.1%，延长石油供应17亿立方米，占比23.9%。其中中石油系统内长庆油田供应50.6亿立方米，西气东输系统供应0.73亿立方米，陕京系统供应1.56亿立方米，长宁线供应0.17亿立方米，韩城煤层气供应1.69亿立方米。
②天然气管网设施情况：
天然气管网设施包括依据国家及地方有关规定经审批、核准或备案的天然气管道支、干线，以及与管道配套的相关设施(包括：码头、装卸设施、LNG接收站、天然气液化设施和压缩设施、储气设施等)。
陕西天然气供应链为上游气源企业的天然气经靖西一、二、三线等长输干线管网管输至关中环线，再由关中环线通过西渭线、咸宝线、宝汉线、西商线等长输干线管网管输至西安、咸阳、宝鸡、汉中、商洛等省内城市，再经支线进入城市配网供用户使用。
目前陕西省的天然气长输管网由陕西燃气集团有限公司(以下简称：陕燃)独家建设运营，共有靖西一、二、三线、咸宝、西渭、宝汉、汉安线等11条干线管道，总里程约2700公里;
陕燃及其它城市燃气企业均建设运营天然气支线管道，其中陕燃有支、专、联络线17条，总里程约310公里;
城市配网由城市燃气企业建设运营。
目前，陕西天然气长输管网具备的年输气能力为135亿立方米，日输气能力3715万立方米。2014年、2015年长输管网输气量分别为约39亿、48亿立方米，2016年1-9月份输气量约为37亿立方米。
天然气管道配套设施方面：
目前，陕西延长石油拥有1座压缩天然气(CNG)加气母站、3座液化天然气(LNG)液化厂;
陕燃拥有全长298公里的关中环线储气调峰管道，储气能力543万立方米，另拥有杨凌液化天然气(LNG)应急储备调峰项目，储罐储存能力6万立方米，折合天然气3996万立方米，以及9座CNG加气母站;
部分城市燃气企业也投运了少量的配套设施。
③价格情况
陕西天然气门站价格、管输价格、销售价格均执行政府定价。
中石油、延长石油供陕燃的居民门站气价为1.00元/立方米，中石油(除长庆油田)、延长石油供陕燃的非居民门站气价为1.34元/立方米，中石油长庆油田供陕燃的非居民门站气价为1.206元/立方米;
陕燃执行价格主管部门按接地运距递增原则核定的管输费，延安以北靠近气源地的管输费不分居民、非居民类别均为0.29元/立方米，关中地区居民用气管输费0.49元/立方米，非居民用气管输费0.441元/立方米，陕南商洛、汉中、安康的居民用气管输费分别为0.71元/立方米、0.79元/立方米、0.99元/立方米,非居民用气管输费均为0.67元/立方米;
各城市燃气企业的天然气销售价格由陕西省物价局分别核定，以西安市为例，西安秦华天然气公司购陕燃的居民气价为1.49元/立方米，非居民气价为1.781元/立方米，居民销售气价为1.98元/立方米，非居民销售气价为2.46元/立方米，购销差价分别为0.98元/立方米、1.254元/立方米。
④管网设施向第三方开放情况：
目前，陕西境内仅有陕燃向长庆石化分公司、陕西延长榆林炼油厂、陕西延长中煤榆林能源化工有限公司、陕西延长油煤新技术开发公司1001项目等四家用户开放管道，提供天然气代输服务，收取长庆石化0.49元/立方米、其他三家用户0.116元/立方米的代输费。其他企业的管网设施主要用于内部输送和储存，未向第三方开放。
总体来看，近年来随着“气化陕西”工程的实施，陕西加快了天然气管网设施建设，全省已经形成纵贯南北，横跨关中东西两翼，覆盖所有市级区域，日输气能力达3715万方的燃气输配网络;同时全省天然气综合利用水平及城镇气化率显著提升，全省10市2区107个县(区)314个镇(乡)实现气化，总气化人口达到1400万人，市级气化率85%，县级气化率50%，乡镇气化率33%，为燃气公共服务均等化目标的实现及全省治污降霾工作提供了有利支持。
存在问题
虽然陕西天然气的生产供应取得了长足发展，但随着天然气消费量的快速增长，在管网设施建设与开放方面凸显出了供气缺口大、价格偏高等矛盾，已经影响到了行业健康有序发展，主要体现在以下几点：
①统购统销经营模式阻碍天然气管网设施公平开放
2014年，国家发展改革委《天然气基础设施建设与运行管理办法》、国家能源局《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》相继颁布，明确规定天然气管网等基础设施应向第三方公平开放。
但目前陕西的天然气长输管网仍由取得特许经营权的陕燃独家建设与运营，由于天然气资源的特许经营造成垄断，下游的城市燃气企业及大用户必须也只能从陕燃购气，无法与气源企业直接交易购进天然气，更无法由陕燃代输、代储天然气，虽然陕燃与延长石油也开展了天然气置换代输业务，但其管网设施并未实质向第三方开放。
例如：由于冬季供气缺口大，西安秦华天然气公司自寻气源，并已与中石油达成意向，从西气东输二线干线管道自建支线直接接入本企业的西安配网，增加供气量，但因特许经营权限制，目前无实质性进展。
②一些地方政策限制天然气管网设施公平开放
陕西省个别地市政府出于地方税收等因素考虑，限制本地生产天然气出境。
如：延长石油向所属的榆能化供应生产用天然气，因特许经营权限制和地方保护影响，
一方面延长石油自建的由延安天然气产区到榆林榆能化12km的输气管道闲置，延长石油只能与陕燃进行天然气置换，延长石油将榆能化生产用天然气注入陕燃的管网，陕燃通过其建设的33km靖边化工园专线向榆能化供气，收取0.116元/立方米的管输费;
另一方面，延长石油外供气量330万立方米/天，冬季保供可提高至385万立方米/天，榆能化天然气需求量275万立方米/天，冬季保供期间因陕燃承担保供压力巨大，仅能向榆能化提供置换气172万立方米/天，导致榆能化产品转化率由90.25%降至78%，影响了正常生产经营。
③天然气供应管输费占比高，推高用户用气成本
由于天然气主干管网特许经营权限制，造成天然气使用过程中管输环节多，各环节均收取相应的管输费。
例如：延长石油供榆能化用气过程中，自建管网闲置，使用陕燃靖边化工园33km专线代输需缴纳管输费0.116元/立方米，而中石油陕京线1000km管输费为0.5元/立方米，陕燃靖西线488km管输费也仅为0.49元/立方米，虽然有输送管径和输送气量等客观因素影响，但三条线路每公里单位运输价格仍差异较大。
又如：中石油长庆油田供西安市非居民门站气价为1.206元/立方米，陕燃长输管网管输费0.441元/立方米，西安秦华天然气公司配气费0.813元/立方米，中间环节管输费共计1.254元/立方米，西安市非居民最终销售气价2.46元/立方米，在最终销售气价中门站价格和管输价格各占50%左右。
上述事例表明，在现行的天然气管输价格定价机制下，实行了单条管线个别定价的方法，并且管输定价成本不透明，造成各管输线路管输价格差异较大，更由于管输环节多，层层收取管输费，推高了最终用户的用气成本，天然气替代常规能源的经济效益和社会效益未能完全体现，市场发展受到一定影响。
④管网配套储气设施不足，影响冬季供气稳定
据了解，陕西省2016年1月的平均日用气约2750万立方米/天，2016年7月平均日用气约830万立方米/天，峰谷差高达3.3比1，2016年冬季用气高峰期间，最高日用气量将超过3300万立方米，目前已落实的资源点合计最高日供气量仅为2460万立方米，缺口较大，供给形势严峻，目前可以采取的措施是增加气源点供气量和建设更多储气调峰设施。
由于气源企业的天然气是平稳、有序生产，要求气源企业夏季少供给甚至不供给，冬季加大供给，气源企业也需建设更多储气调峰设施，因此，为保障冬季供气稳定，无论是气源企业，还是管输企业、城市燃气企业都需要建设大量的配套储气设施，同时国家发展改革委《天然气基础设施建设与运营管理办法》(发展改革委令第8号)、陕西省发展改革委《关于做好我省天然气管网设施公平开放有关事项的通知》(陕发改油气[2016]1126号)明确建立健全天然气储备制度，并提出天然气储备具体指标，而目前陕西天然气储备设施、储备量远未达到标准，造成了陕西年年都要面对冬季天然气供应紧张的局面。
⑤天然气价格机制不完善，影响企业积极性
目前的天然气价格形成机制，未对储气设施存储的天然气实行单独定价，存储的天然气在使用时被当做普通天然气，进入天然气管网供给用户，因此建设储气设施保障天然气供应成为了一种社会责任，企业动力不足。
例如：杨凌LNG项目其功能是解决陕西省冬季高峰用气和事故状态的应急供给，其购进的原料气执行非居民气价2.04元/立方米，加储气成本后为2.8元/立方米左右，调峰销售时执行的城市居民用气价格1.98元/立方米，形成严重的价格倒挂。
由于缺乏相应的经济补偿机制，天然气生产、管输、销售企业均缺乏建设储气设施积极性和主动性。
⑥管网设施公平开放政策缺乏配套措施
2014年，国家发展改革委《天然气基础设施建设与运行管理办法》、国家能源局《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》等一系列涉及天然气管网公平开放的规范性文件相继颁布，但目前仍面临着相关法律法规不完善，以及在原来的天然气管理体制下，实施管网公平开放缺乏相关配套的实施细则等问题，地方政府和相关企业没有可依据的、具有操作性的具体程序和办法，造成现阶段天然气管网设施公平开放进度缓慢，观望气氛浓厚。
意见建议
解决上述问题的思路：更多地应该通过体制、机制等顶层政策设计方面的变化，改变天然气生产供应链条中各主体目前的利益格局，积极发挥市场在资源配置中的基础作用，促进天然气管网设施高效、经济、安全稳定运行，让广大天然气用户特别是人民群众用上气、用好气。具体有以下几点：
①综合施策，促进管网设施公平开放
一是破除陕西天然气长输管网独家经营的限制，积极发挥规划的引领作用，由省级投资主管部门统一制定全省天然气管网设施建设规划，在规划范围内允许其它具备相应资质的投资主体与陕燃开展竞争，参与陕西天然气长输管网设施的建设和运营，形成多家经营的局面，有利于管网设施信息公开和降低管输成本，同时增加下游企业和用户的选择性。
二是将长输管网经营企业的运销业务进行分离，只承担长输管网设施的经营业务，消除直接销售或与控股的城市配气企业间进行关联交易的利益驱动，收入来源限定在管网设施利用和LNG接收的服务收费，促使长输管网经营企业更关注市场的公平和效率，做好与气源企业、过境管网的互联互通，对所有下游企业和用户的管输服务需求一视同仁，且能采取措施吸引尽可能多第三方使用其基础设施，在某种程度上积极促进管网设施的公平开放。
三是加强信息公开力度，管网公平开放基础是信息公开，管网经营企业应依据国家能源局《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》的要求，抓紧制定信息公开制度，主动公开信息，以及依申请公开信息办法、流程等具体措施，并及时更新，保障上下游企业能及时知情做出选择。
②改革天然气管输价格形成机制，降低用户用气成本
天然气管输属于网络型自然垄断环节，随着近年来的管网设施不断发展，目前的天然气管输价格的管理方式和形成机制已经不能适应市场发展需要。
改变目前以单条管线的个别成本予以定价的模式，以社会平均成本核定基础管输价格，再根据技术、地质等客观因素设定调整系数，做到同线同价并向社会发布，提高价格决策的科学性、规范性和透明度，既吸引了管网设施建设的多元化投资，同时又约束了企业的投资造价和运行成本，避免投资浪费和不合理支出，也为减少天然气供气层级、降低气价创造有利条件;
鼓励天然气大用户与气源企业、过境管线进行直接交易，由管输企业代输、代储，提高天然气管网利用效率，利用市场和价格的调节作用调整供需，降低用气成本。
通过天然气管输价格形成机制和管理方式的变化，释放改革红利，让广大天然气用户满意用气。
③加大储气设施建设投入，建立灵活的储气设施气价政策
陕西储气设施少缘于缺乏相应经济补偿，为提高投资建设储气设施的积极性和主动性，亟需建立储气设施气价体系，对天然气管网设施运营企业的储气成本进行单独核算，并对共同成本在管网和储气设施间合理分摊，形成储气设施气价的定价成本，在储气设施气价具体制定时，可考虑在冬季保供期间，对于居民等重点保证用户，不加收储气设施气价，直接将储备气输入城市配网，供重点用户使用，对于保供时除供重点用户外仍有的余量及非保供期间的储备气量的气价，更多地发挥市场作用，由天然气大用户与储气设施运营企业就用气价格、质量、数量等予以商谈进行直接交易，以体现制度的灵活性和保障性，以市场手段调整天然气供需，满足用户用气需要，同时提高储气设施利用效率和经济效益。
④开展管网设施公平开放试点，发挥示范引领作用
实施天然气管网设施公平开放是国家能源领域改革的大势所趋，对于发挥管网设施剩余能力，提高利用效率具有重要意义。
以改革促发发展、以试点促改革，鼓励在市场化程度较高、具备开放条件的地区开展天然气管网设施公平开放试点，积极探索管网设施科学有效公平开放的实施途径，集思广益，形成整套规范的、具有操作性的管网设施公平开放实施办法和流程，并向进展缓慢地区进行推广，发挥试点的示范引领作用，促进管网设施的广泛开放，推进天然气行业健康有序发展。
⑤加快天然气体制改革
《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》明确指出，要“推动能源体制革命，打通能源发展快车道。还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，建立健全能源法治体系”。
据了解，目前深化石油天然气体制改革的若干意见已经过多次修改，最终改革的目标是“十三五”期间实现政府监管自然垄断的管网设施输配气价格，放开气源和销售价格。并且在近日，国家发展改革委正式发布《天然气管首运输价格管理办法(试行)》、《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》，标志着天然气价格改革将迈出“管住中间”的第一步，也为油气改革进行了铺路。
建议国家继续抓紧研究制定专项改革方案和相关配套文件，在天然气改革综合试点和专项试点的基础上，切实稳步推进天然气体制改革。来源：国家能源局
