《 國際石油經(jīng)濟 》2023年1月新刊發(fā)行

中國科技核心期刊（社會科學卷）

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《國際石油經(jīng)濟》郵發(fā)代號： 82-307

溫海峰 ¹         鄭文雅 ¹

杜偉婧 ¹         車曉波 ²

1.中國石化天然氣分公司華北天然氣銷售中心

2.北京世創(chuàng)能源咨詢有限公司

近年來，隨著國內(nèi)石油和天然氣行業(yè)下游競爭性環(huán)節(jié)改革的深化，中國城鎮(zhèn)燃氣（以下簡稱城燃）行業(yè)內(nèi)部持續(xù)重組整合。截至2020年底，國內(nèi)城燃企業(yè)數(shù)量超過6000家，基本形成“5大、N區(qū)、眾小”的局面。根據(jù)各城燃企業(yè)年度報告，5大跨區(qū)域性城燃企業(yè)（新奧集團、中國燃氣、昆侖能源、港華燃氣、華潤燃氣）全資或控股城燃企業(yè)數(shù)量為1856家，2020年天然氣銷售量為1545億立方米，占城燃銷售總量的65.3%，占全國天然氣消費總量的48.7%；省級區(qū)域性城燃企業(yè)（例如北京燃氣、上海燃氣、重慶燃氣、河北天然氣、山西華新、陜西燃氣、浙江能源等）全資或控股城燃企業(yè)數(shù)量為172家，2020年天然氣銷售量為419億立方米，占城燃企業(yè)銷售總量的17.7%，占全國天然氣消費總量的13.2%；2020年地方國企和民營城燃企業(yè)天然氣銷售量為403億立方米，占城燃企業(yè)銷售總量的17.0%，占全國天然氣消費總量的12.7%。

1.1　區(qū)域市場飽和，競爭激烈

根據(jù)《中國統(tǒng)計年鑒2021》，截至2020年底，全國共有2800余個縣級行政單位。相比之下，全國共有城燃企業(yè)6000余家，部分區(qū)域由一個以上的城燃企業(yè)經(jīng)營?？h級及以上行政區(qū)天然氣市場基本定型，城燃企業(yè)區(qū)域擴展的空間較小，市場競爭激烈。

1.2　主營業(yè)務盈利空間被壓縮

根據(jù)5大跨區(qū)域燃氣企業(yè)年報，“十三五”期間，天然氣輸配銷售的營業(yè)收入在企業(yè)總收入中的占比逐漸下降，但均在50%以上（見表1～表5）。天然氣的輸配銷售仍是城燃企業(yè)的穩(wěn)定收入來源。

從2015年和2020年新奧集團和港華燃氣的業(yè)務收入占比來看，新奧集團天然氣零售業(yè)務（2015年年報為管道燃氣銷售）收入占比有所降低，仍占主導地位；綜合能源和增值業(yè)務（2015年占比較低，歸總為其他能源銷售）收入占比提升。新奧集團和港華燃氣均呈現(xiàn)出燃氣接駁收入占比大幅下降的態(tài)勢。新奧集團的燃氣接駁收入（2020年燃氣接駁改為工程安裝）由2015年的17.18%下降至2020年的9%，港華燃氣由2015年的22.12%下降至2020 年17.23%。

1.3 　 企業(yè)整合重組動作大

“十三五”期間，燃氣市場高利潤化向低成本化轉(zhuǎn)變，城燃企業(yè)自身拓展區(qū)域空間和利潤空間逐步減少，促進了行業(yè)的整合重組，城燃企業(yè)“大吃小”和“化散為整”是行業(yè)發(fā)展趨勢之一，整合后區(qū)域性公司成為市場的主力軍。在此背景下，5大跨區(qū)域型城燃企業(yè)不斷整合地方城燃企業(yè)，通過整合的城燃企業(yè)數(shù)量占“十三五”期間新增燃氣企業(yè)的比例在80%以上。

地方集團化城燃企業(yè)也在進行內(nèi)部重組，例如山西華新集團對下屬的煤層氣集輸公司、山西天然氣公司、燃氣集團等企業(yè)的城燃業(yè)務資產(chǎn)進行整合重組，成立山西華新城市燃氣集團有限公司。

1.4 　 業(yè)務多元化，產(chǎn)業(yè)鏈延伸

城燃企業(yè)在發(fā)展增值業(yè)務、綜合能源業(yè)務的同時，向天然氣中上游產(chǎn)業(yè)鏈延伸。

例如，港華燃氣立足城燃業(yè)務，大力發(fā)展天然氣分布式能源和集中供熱業(yè)務，截至2020年底已建設21個分布式能源項目；同時參與天然氣中上游投資，2018年10月由港華投資的江蘇金壇鹽穴儲氣庫建成投產(chǎn)，港華燃氣參與河北新天曹妃甸LNG接收站項目儲罐投資處于在建狀態(tài)。華潤燃氣打造多能互補的智慧能源系統(tǒng)，采用靈活的市場化手段，深度挖掘客戶價值，推進增值業(yè)務，發(fā)展燃氣保險業(yè)務。截至2021年上半年，華潤燃氣累計簽約分布式能源項目數(shù)量達到71個，累計投運充電站117座，累計批準建設加氫站9座。新奧集團大力發(fā)展天然氣貿(mào)易，打造綜合能源服務商，截至2021年6月新奧已累計投運綜合能源項目達135個，2018年8月建成投產(chǎn)了新奧舟山LNG接收站。

1.5 　 城燃企業(yè)尋求“走出去”

北京燃氣是典型的“走出去”案例，在“立足北京，內(nèi)外并舉，專注燃氣，上下延伸”的發(fā)展戰(zhàn)略指引下，努力實現(xiàn)在天然氣上游資源、中游長輸管線建設以及下游燃氣應用領(lǐng)域的全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。

通過購買俄羅斯石油公司上喬納斯科石油天然氣公司20%股權(quán)，北京燃氣獲得了西伯利亞東部未來有望每年向中國供應100億立方米天然氣的優(yōu)先購買權(quán)。位于天津南港工業(yè)區(qū)的北京燃氣LNG應急儲備項目，項目總體規(guī)劃建設1座LNG船泊位、10座20萬立方米LNG儲罐以及300千米進京管線，接收能力為500萬噸/年，可實現(xiàn)10億立方米天然氣應急儲備能力，5000萬立方米/日氣化外輸能力。北京燃氣還參股持有唐山市燃氣集團49%的股份。

1.6 　 區(qū)域性城燃企業(yè)也在尋求直接對接上游

為延伸產(chǎn)業(yè)鏈，提高綜合競爭力，區(qū)域性城燃企業(yè)也在尋求直接對接上游。除北京燃氣外，百川能源規(guī)劃投資建設綏中LNG接收站項目，將向遼寧及華北地區(qū)提供清潔能源補充，滿足自有用戶的用氣需求增長，目前該項目正在開展前期工作。

為增加資源供應渠道，中裕燃氣直接從延長石油采購天然氣，通過國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（以下簡稱國家管網(wǎng)集團）代輸，向河南地區(qū)輸送。

目前，中國油氣體制改革的主要內(nèi)容是產(chǎn)業(yè)鏈改革和價格市場化改革。產(chǎn)業(yè)鏈改革措施主要包括成立國家管網(wǎng)集團、改變管輸定價方式、促進行業(yè)監(jiān)管規(guī)范化透明化等；天然氣價格市場化改革措施主要包括，逐步放開省門站價格、放開儲氣服務價格、調(diào)峰價格市場化、放開大用戶價格等。

2.1 　 產(chǎn)業(yè)鏈改革及影響

2.1.1 　 國家管網(wǎng)集團成立打破了天然氣輸送的壁壘

按照構(gòu)建油氣市場“X+1+X”體系的總體安排，為有序推進上游資源多主體多渠道供應，著力建立全國統(tǒng)一高效集輸?shù)挠蜌夤芫W(wǎng)，加快促進下游銷售市場形成充分競爭格局，國家管網(wǎng)集團組建成立。國家管網(wǎng)集團成立以后，天然氣長輸管道實現(xiàn)獨立運行，向上下游企業(yè)公平開放，上游領(lǐng)域的“X”與下游領(lǐng)域的“X”更加活躍，“X+1+X”的市場體系逐步形成。

天然氣管網(wǎng)實行輸銷分離的情況下，上下游企業(yè)進行天然氣購銷交易時，需要委托管道公司提供代輸服務。管道不再是銷售手段，而是服務平臺，石油公司的天然氣銷售由“管道+銷售”的一體化模式變成“資源+銷售”的模式，上游供應商的直供用戶變成直銷用戶，為下游城燃企業(yè)自主選擇氣源供應商創(chuàng)造了條件。

國家管網(wǎng)集團的成立打破了天然氣的輸送壁壘，上游領(lǐng)域的“X”與下游領(lǐng)域的“X”之間可以實現(xiàn)無縫銜接，促進了城燃企業(yè)向天然氣中上游延伸產(chǎn)業(yè)鏈。

2.1.2 　 管輸定價機制轉(zhuǎn)變將影響中國天然氣供應格局

2021年6月，國家發(fā)改委印發(fā)《天然氣管道運輸價格管理辦法（暫行）》和《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（暫行）》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕818號），辦法適用于國家管網(wǎng)集團經(jīng)營的跨?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）天然氣管道運輸價格，其他市場主體經(jīng)營的跨省（自治區(qū)、直轄市）天然氣管道原則上按照國家管網(wǎng)集團價格執(zhí)行。管道運輸價格實行政府定價，按照“準許成本加合理收益”的方法制定，天然氣管輸計價方式由“一企一率”變?yōu)椤耙粎^(qū)一率”。國家管網(wǎng)集團經(jīng)營管道劃入西北、西南、東北及中東部4個定價區(qū)域（這4個價區(qū)的市場份額分別為8.4%、0.9%、5.4%和83.3%）。單條管道周轉(zhuǎn)量＝管道運輸合同約定路徑的距離×結(jié)算氣量。國家管網(wǎng)集團管輸費的收益主要受到管輸距離的影響。區(qū)域內(nèi)管輸費定價方式較為合理，但偏遠地區(qū)仍不可避免需要承擔更高的管輸費。

管輸分區(qū)定價的管理辦法中，對折舊費年限等核算參數(shù)進行調(diào)整后，天然氣管輸費用將會在“一企一率”的基礎(chǔ)上有所下降。因此，在同等條件下，城燃企業(yè)采購上游氣源的輸送成本將會下降，這將在一定程度上促進終端市場發(fā)展。

管輸費定價方式的轉(zhuǎn)變將影響天然氣供應格局。一是天然氣價格高地有可能由沿海地區(qū)調(diào)整到中部地區(qū)，進口LNG與國產(chǎn)氣在中部地區(qū)將會形成價格平衡點，西部的進口中亞氣和國產(chǎn)氣、北部的進口俄氣、東部和南部的進口LNG等氣源向中部地區(qū)供應的“四氣集中”供應格局有可能形成。二是為降低管輸費用，“就近供應”可能是未來主要的供應方式，因此城燃企業(yè)將更傾向于就近采購氣源。

2.1.3 　 城燃企業(yè)運行更加規(guī)范，行業(yè)監(jiān)管更加嚴格

近些年，中國出臺了一系列規(guī)范油氣行業(yè)運行的監(jiān)管措施或指導意見。

《關(guān)于規(guī)范城鎮(zhèn)燃氣工程安裝收費的指導意見》（發(fā)改價格〔2019〕1131號）明確了城鎮(zhèn)燃氣工程安裝費定義及內(nèi)涵，加快構(gòu)建燃氣工程安裝競爭性市場體系，合理確定了城鎮(zhèn)燃氣工程安裝收費標準，取消了城鎮(zhèn)燃氣工程安裝不合理收費等相關(guān)內(nèi)容。該《意見》加強了對城燃企業(yè)收費項目的監(jiān)管，城燃企業(yè)安裝收費更加規(guī)范。

《關(guān)于加強配氣價格監(jiān)管的指導意見》（發(fā)改價格〔2017〕1171號）提出，配氣價格是指城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)配送環(huán)節(jié)的價格，應由政府嚴格監(jiān)管。燃氣企業(yè)向用戶提供燃氣配送服務，通過配氣價格彌補成本并獲得合理收益。地方價格主管部門要厘清供氣環(huán)節(jié)，核定獨立的配氣價格，在合理分攤成本的基礎(chǔ)上，制定不同用戶類別的配氣價格。按照“準許成本+合理收益”的原則核定獨立的配氣價格，及時開展成本監(jiān)審和配氣價格核定工作，嚴格監(jiān)管。因此，城燃企業(yè)配氣環(huán)節(jié)的收費將會更加透明，部分省份還對配氣費實行了最高限價。

2.1.4 　 大用戶直供將壓縮城燃企業(yè)的盈利空間

《關(guān)于加強天然氣輸配價格監(jiān)管的通知》（發(fā)改價格〔2020〕1044號）、《加快推進天然氣利用的意見》（發(fā)改能源〔2017〕1217號）提出減少供氣中間環(huán)節(jié)，天然氣主干管網(wǎng)可以實現(xiàn)供氣的區(qū)域和用戶，不得以統(tǒng)購統(tǒng)銷等名義，增設供氣輸配環(huán)節(jié)，提高供氣成本。用戶可自主選擇資源方和供氣路徑，減少供氣層級，降低用氣成本。廣東、浙江、江蘇等省份先后發(fā)布了天然氣大用戶直供的相關(guān)政策，對用戶的用氣規(guī)模、用戶的位置等條件進行明確規(guī)定（見表6）。

資源方在城燃企業(yè)特許經(jīng)營區(qū)域內(nèi)發(fā)展直供用戶將會減少城燃企業(yè)的業(yè)務規(guī)模和銷售收入。由于民生用氣的價格受到地方政府主管部門限制，大用戶（非居民）是城燃企業(yè)平衡銷售價格倒掛的主要調(diào)節(jié)空間。資源方大用戶直供將減少城燃企業(yè)的盈利空間或增加城燃企業(yè)的虧損，尤其是對于那些民生用氣規(guī)模占比較大、商業(yè)用戶較少的城燃企業(yè)。大用戶直供問題在城燃企業(yè)管網(wǎng)尚未覆蓋地區(qū)可以通過三方協(xié)調(diào)解決，但在城燃企業(yè)管網(wǎng)已經(jīng)覆蓋的地區(qū)發(fā)展大用戶直供，仍存在較大爭議。

2.2 　 價格市場化改革及影響

天然氣價格市場化涉及省門站價格、儲氣設施服務費、終端用氣價格等，管輸費和LNG接收站汽化加工費受到政府物價部門指導定價，本文重點對省門站價格和LNG接收站、儲氣庫的儲氣服務費進行分析。

2.2.1 　 省門站價格逐步市場化，城燃企業(yè)對氣源采購成本把握越來越難

2020年，國家發(fā)改委發(fā)布《中央定價目錄》（國家發(fā)展改革委令第29號），提出海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣，2015 年以后投產(chǎn)的進口管道天然氣，以及具備競爭條件省份天然氣的門站價格由市場形成；其他管道氣暫按現(xiàn)行價格機制管理。根據(jù)門站價格管制和非管制氣源供應狀況來看，2020年國產(chǎn)常規(guī)氣和2014年底之前投產(chǎn)的進口管道氣量合計為2037億立方米，其中損耗、儲氣庫凈注氣及直供大用戶的氣量為280億立方米，受門站價格管制的供應量為1757億立方米。2020年管制氣和非管制氣的比例為55.4%∶44.6%，2021年二者的供應比例為53%∶47%。

實行市場化價格的氣源種類越來越多，城燃企業(yè)采購氣源的價格將更多由供需雙方協(xié)商確定。當城燃企業(yè)能擁有多氣源供應渠道，用氣規(guī)模較大，且天然氣供應較為寬松時，城燃企業(yè)采購市場化定價氣源具有一定的議價能力，反之則沒有議價能力。隨著實行市場化價格氣源的增多，城燃企業(yè)在沒有議價能力的情況下，氣源定價權(quán)將掌握在上游供應企業(yè)手中。

非管制氣市場份額的增加意味著城燃企業(yè)對氣源采購成本的把握越來越難，與此同時，對終端用戶的銷售價格受到了地方物價部門的監(jiān)管限制，在上游氣源采購價格和終端銷售價格都難以把控的前提下，城燃企業(yè)購銷環(huán)節(jié)存在虧損的可能較大。

2.2.2 　 LNG接收站、儲氣庫的儲氣服務價格市場化，促進了城燃企業(yè)向儲氣設施投資

中國LNG接收站尚未開展獨立的儲氣服務業(yè)務，政府相關(guān)部門沒有核定具體的儲氣服務費用，主要是核定汽化加工費?！蛾P(guān)于明確儲氣設施相關(guān)價格政策的通知》（發(fā)改價格規(guī)〔2016〕2176號）等政策中提出，儲氣服務價格由儲氣設施經(jīng)營企業(yè)根據(jù)儲氣服務成本、市場供求情況等與委托企業(yè)協(xié)商確定。根據(jù)重慶天然氣儲運有限公司銅鑼峽儲氣庫、國家管網(wǎng)集團文23儲氣庫在交易中心成交的儲氣服務情況看，儲氣設施服務費采用“兩部制”定價，包括“容量費”和“使用費”，容量費為0.45～0.6元/（立方米·年），使用費為0.15～0.2元/立方米。

LNG接收站和儲氣庫作為天然氣市場的主要調(diào)峰方式，除了為上游氣源提供調(diào)峰外，部分儲氣能力可以為城燃企業(yè)提供調(diào)峰服務。上游氣源調(diào)峰和儲氣設施服務均為市場化定價，城燃企業(yè)獲得調(diào)峰服務也由市場化決定。但城燃企業(yè)向終端用戶銷售時，民生用氣價格受到地方物價部門監(jiān)管，非居民用氣價格受到了最高限價或可承受能力制約。為提高氣源供應量和價的穩(wěn)定性，城燃企業(yè)參與儲氣設施建設投資，大型城燃企業(yè)直接投資LNG接收站儲罐和儲氣庫。

3.1 　 缺乏穩(wěn)定的氣源供應

穩(wěn)定的氣源包括供應氣量的穩(wěn)定和價格的穩(wěn)定。氣量方面，近兩年城燃企業(yè)與上游供應商簽署的購銷合同，主要保證存量市場，2022年存量市場保證率達不到90%；在價格方面，將天然氣分為基礎(chǔ)量、額外量、調(diào)峰量等不同屬性，供應價格存在較大差距。因此，城燃企業(yè)要獲取更多的天然氣供應，需要支付更高的價格。

3.2 　 缺乏儲氣調(diào)峰能力

城鎮(zhèn)燃氣具有季節(jié)性用氣不均衡的特點，為有效解決季節(jié)性供需緊張的問題，需要具備一定的儲備調(diào)峰和應急能力。但部分城燃企業(yè)經(jīng)營規(guī)模小、資金短缺，無法獨立承擔儲備調(diào)峰和應急設施的建設成本，調(diào)峰儲氣能力建設滯后，難以保障天然氣的安全平穩(wěn)供應，應對突發(fā)事件的應急保障手段尚不完善。

3.3 　 主營業(yè)務利潤被壓縮

目前，城鎮(zhèn)燃氣接駁費（開口費）、配氣費被嚴格監(jiān)管和校核，城燃企業(yè)的利潤空間被進一步壓縮。城燃企業(yè)尋求新的業(yè)務增長點，一是拓展區(qū)域以外市場，二是拓展上下游產(chǎn)業(yè)鏈，三是拓展新業(yè)務。拓展其他市場將面臨激烈的競爭，拓展產(chǎn)業(yè)鏈需要具備經(jīng)濟實力，拓展業(yè)務鏈需要結(jié)合目標市場特點找準切入點。

3.4 　 儲氣調(diào)峰成本難以順導

采暖季天然氣市場需求增加，上游供應商將儲氣調(diào)峰費用攤到調(diào)峰氣價。城燃企業(yè)順導高價氣存在較大困難，終端銷售價格受到地方物價部門監(jiān)管，民生用氣價格不能上漲，非居民用氣價格受到最高限價或承受能力限制。為確保經(jīng)濟效益，在供應緊張時，城燃企業(yè)只能多采用限供方式，以減少虧損。

3.5 　 區(qū)域市場飽和，競爭激烈

由于區(qū)域供氣市場飽和，為了生存發(fā)展，在不考慮新增業(yè)務的基礎(chǔ)上，需要發(fā)展區(qū)域以外的市場，主要的方式為收購、參股等。城燃行業(yè)面臨“大吃小”的局勢，競爭較為激烈。

3.6 　 氣源單一，議價能力弱

除大中型城燃企業(yè)具有多氣源供應外，中小型城燃企業(yè)主要以單氣源供應為主，沒有形成競爭充分的市場體系，天然氣定價權(quán)主要由上游供應商操控，城燃企業(yè)議價能力較弱。

4.1 　 城燃企業(yè)未來發(fā)展方向

在油氣體制改革大背景下，中國城燃企業(yè)尋求新的發(fā)展方向（見圖1）。

圖1　油氣體制改革對城燃企業(yè)的影響

一是延伸天然氣產(chǎn)業(yè)鏈，提高綜合競爭力。 城燃企業(yè)在發(fā)展輸配傳統(tǒng)業(yè)務的基礎(chǔ)上，可以向天然氣上游產(chǎn)業(yè)鏈延伸，包括參與天然氣貿(mào)易、對上游油氣區(qū)塊進行投資等。例如，新奧獨立采購海外LNG，北京燃氣參股俄羅斯石油上喬納斯科項目。城燃企業(yè)也開始投資建設LNG接收站等基礎(chǔ)設施，例如新奧集團、廣匯能源、北京燃氣等企業(yè)建設接收站，港華燃氣投資LNG儲罐等。

二是開拓非氣業(yè)務，增加業(yè)務范圍。 發(fā)展非氣業(yè)務包括增值業(yè)務和綜合能源業(yè)務。其中增值業(yè)務主要包括燃氣灶具生產(chǎn)銷售、燃氣保險、電商平臺、維搶修等；綜合能源業(yè)務主要為供熱供暖業(yè)務，包括集中供熱、工業(yè)供熱、配售電等業(yè)務。

三是探索新能源業(yè)務，適應能源轉(zhuǎn)型發(fā)展。 城燃企業(yè)發(fā)展新能源業(yè)務尚處于探索階段，主要為加氫、充電樁、儲能等業(yè)務，天然氣和光伏分布式項目等。

4.2 　 發(fā)展建議

“雙碳”目標下，中國天然氣市場具備較強的發(fā)展?jié)摿?，城燃企業(yè)需要在保障主營業(yè)務的基礎(chǔ)上，開展增值業(yè)務和新能源業(yè)務。

4.2.1 　 多元化方式增加儲氣能力，提高天然氣量價的穩(wěn)定性

城燃企業(yè)主營業(yè)務發(fā)展面臨的主要問題是儲氣調(diào)峰和氣價不穩(wěn)定，對上游供氣企業(yè)最直接的訴求是提供穩(wěn)定的天然氣氣源和穩(wěn)定的價格，對政府直接的訴求是提供價格補貼或理順價格機制。由于前期投資大、回收周期長、盈利模式不明確，城燃企業(yè)建設儲氣設施積極性不高，但國家要求其承擔儲氣責任。為提高城燃企業(yè)儲氣設施能力建設，建議與上中游企業(yè)開展多種儲氣設施和儲氣能力的合作。

4.2.2 　 不同類型城燃企業(yè)應結(jié)合自身特點尋求發(fā)展

城燃企業(yè)的類型不同，對中上游的需求也存在差異。5大跨區(qū)域城燃企業(yè)擁有先進的管理和運營經(jīng)驗，增值業(yè)務、綜合能源業(yè)務相對成熟，對上游企業(yè)的需求更側(cè)重于天然氣的供應量和價格；區(qū)域性城燃企業(yè)一般擁有多氣源，例如北京燃氣、上海燃氣等積極布局儲氣設施，津燃華潤缺乏儲氣設施，區(qū)域性城燃企業(yè)應主動尋求與上中游企業(yè)進行合作，在確保儲氣設施建設的同時，可以綁定上游氣源；地方性城燃企業(yè)由于業(yè)務拓展有限、經(jīng)營受限，更需要上游企業(yè)的資金投入。

4.2.3 　 推動省級管網(wǎng)獨立運行，打通上下游輸送壁壘

由于國家管網(wǎng)集團分輸站到城市門站的中間環(huán)節(jié)由省級公司或省內(nèi)管道公司把控，沒有實施對外開放，部分下游城燃企業(yè)在上游氣源采購時沒有選擇余地。國家及省級能源主管部門應盡快落實油氣體制改革要求，放開省內(nèi)管道設施，打通上下游輸送的壁壘，同時主管部門應提高監(jiān)管力度，承擔起監(jiān)管責任。

注：本文呈現(xiàn)內(nèi)容略有調(diào)整，具體以正式刊發(fā)為準。歡迎赴知網(wǎng)《國際石油經(jīng)濟》下載引用原文。

審核：明　雙

初審：戚永穎

責編：王文第

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