2025年9月以来，国家发展改革委等部门陆续发布《油气管网设施公平开放监管办法》（以下简称《办法一》）《石油天然气基础设施建设与运营管理办法》（以下简称《办法二》）。上述政策分别于2025年11月1日、2026年1月1日起实施，这为做好机制与规则重构这一更为复杂也更为决定性的“后半篇文章”提供了重要支撑。
2025年12月31日，山东滨州，中国石化山东实华兴福门站工作人员在检查天然气装置。
（来源：能源评论•首席能源观 文| 丛威）
新规则适应油气行业新阶段
截至2025年底，我国长输油气管道里程已经突破20万千米。如果说国家管网公司的成立奠定了硬设施的基础，那么上述政策的出台则是为公平开放运营推出的实操规则，涵盖了监管罚则、规划体系、投资建设机制、运营机制、公平开放、应急储备机制等多项内容，体现了适应我国油气行业发展阶段，统筹做好自然垄断环节发展、改革、安全、开放的要求。
过去五年间，管网独立运营的框架虽已搭建，但运营规则始终是悬而未决的痛点。上游生产商、中游管网运营商、下游城市燃气企业之间的权责边界模糊，第三方准入在实践中面临标准不透明、审批程序繁琐、容量信息披露不充分等障碍，公平开放更多停留在原则宣示层面。相关政策的主要意图，正是要将“公平开放”从政策愿景转化为可操作、可执行、可监督的制度安排。
其一，弥补运营规则缺位。公平开放的前提是运销分离。《办法二》明确规定，承担干线管道建设运营主体责任的企业不得参与勘探开发、进出口、生产销售等竞争性业务；从事竞争性业务的企业亦不得从事干线管道投资与运营。各省应推进管输和销售分开，管输业务实行财务独立核算，条件成熟时实现产权独立。在此基础上，政策要求运营企业向符合条件的用户公平、无歧视开放并提供输送服务，完善服务用户准入条件和程序，公开设施情况、服务能力、运行情况等信息。这意味着，无论是大型国有油气企业，还是新进入市场的民营贸易商，在申请管网接入时应当适用同一套标准、同一个流程。
其二，协调解决投资效率与互联互通的矛盾。《办法二》对投资建设机制作出系统规定，明确国家管网公司承担干线管网建设的主体责任，同时支持各类社会资本特别是民间资本按照市场化原则参股管道项目，鼓励符合条件的民间资本参与储气库、液化天然气（LNG）接收站等设施的投资建设。投资主体的多元化必然带来一个现实问题：不同主体建设的管网如何实现有效衔接。政策明确要求推进石油天然气基础设施互联互通，提高管道网络化水平；在规划编制与项目审批环节，互联互通方案被列为必要考量因素。更为关键的是，该政策强调油气基础设施规划应与国土空间规划、全国综合能源规划、全国石油天然气规划有效衔接，新建跨境、跨省管道应纳入全国规划布局后组织实施，各级地方政府能源主管部门不得自行分段规划及审批。这一安排试图从源头上解决重复建设与条块分割问题，在鼓励多元投资的同时避免管网割裂与资源配置低效。
其三，明确市场化定价、第三方准入等关键环节的规则。相关政策的落地离不开清晰的准入程序与透明的价格规则。《办法二》要求建立完善的基础设施接入和使用机制，运营企业应制定实施细则，明确公平接入的申请条件、工作程序和商务条款，使第三方准入有章可循。在定价机制上，确立了“管住中间、放开两头”的基本思路：管输环节由政府核定价格，以确保设施第三方准入并支持上下游用户间直购直销；储气服务价格则由市场竞争形成，合理传导成本。这一制度安排既坚持了自然垄断环节的公共服务属性，又为竞争性环节的市场化运营奠定了价格信号基础。
从决策到实践：三重挑战待解
制度层面的完善并不自动等同于改革目标的实现。政策的执行效果如何，取决于其能否在复杂的利益博弈与现实约束中取得突破。从当前油气行业的实际情况来看，至少有三重挑战值得行业高度关注。
其一，规划的权威性如何落地？长期以来，油气基础设施建设存在“央地博弈”与“条块分割”的痼疾。部分地方出于招商引资或能源自给的考量，热衷于上马本地LNG接收站或储气设施，导致局部产能过剩与资源错配。相关办法虽然明确了规划衔接的原则，但如何在实践中遏制地方保护主义冲动、确保规划的刚性约束力，仍需配套的监督机制与问责手段。省级政府审批或核准的油气基础设施项目需抄报国家发展改革委、国家能源局，这一程序性要求能否转化为实质性审查，将是检验规划权威性的试金石。
其二，公平开放如何从规则走向现实？《办法一》在全力推动油气管网设施开放的同时，更加强化了对开放服务的公平性监管，统筹规定了现场监管、协调调解、投诉举报、监管通报、责任追究等监管措施，形成了较为完整的监管体系和框架，还特别突出了合同管理机制下公平开放服务的重要性，更好引领、更快培育油气管网设施服务市场的形成。《办法二》在健全自然垄断环节监管机制方面将发挥多方面作用，要求管网运营企业严格落实运销分离，加快推进省级管网财务独立核算并以市场化方式融入国家管网体系。然而，运销分离的实质是切断管网运营企业与上下游关联企业之间的利益纽带，这必然会触动既有利益格局。在信息披露、容量分配、接入审批等环节，运营企业是否会以技术性理由设置隐蔽壁垒，是监管部门需要持续关注的问题。这要求在执行层面进一步细化开放标准、强化对垄断环节的监管约束，而监管能力的建设并非一日之功，需要专业人才、技术手段与制度经验的长期积累。
其三，安全保障与市场化运营如何兼顾？《办法二》明确了供气企业、承担国家石油天然气干线管道建设主体责任的企业、城镇燃气企业各承担不低于其年合同销售量5%的储气能力，地方政府落实不低于保障本行政区域5天日均消费量的应急储气能力。这一量化指标的设定体现了对能源安全底线的重视，但储气设施的投资回报周期长、经济性不足，如何通过容量交易、备用服务等市场化工具激励各方履行储气责任，提升资源配置效率，仍需进一步探索。在落实“双碳”目标的大背景下，油气基础设施的建设运营还需兼顾低碳转型要求，相关政策提出保障供应安全和绿色低碳转型、促进新技术新产业新业态发展，但具体的技术路径与激励机制尚待明确。
推进“全国一张网”需持续进阶
近期政策的颁布实施，标志着油气管网改革从“物理分离”阶段正式迈入“机制重构”阶段。但这一阶段的复杂程度远超前者，因为它触及的不仅是资产归属的调整，更是利益格局的重塑、监管能力的升级与市场文化的培育。
从监管能力建设来看，传统的行政监管模式难以适应油气基础设施运营的专业性与复杂性。管网接入、容量分配、价格核定等环节涉及大量技术参数与商业判断，监管部门需要建立专业化的技术支撑体系，同时完善信息披露与社会监督机制，防止运营企业利用信息不对称设置隐蔽壁垒。相关政策赋予国家发展改革委、国家能源局协调争议事项、处罚处置违规行为的职责，但这一职责的有效履行，需要配套的执法资源与程序规范。
从投资激励和建设运营逻辑来看，油气基础设施具有显著的公共事业属性，其建设运营不能完全交由市场逻辑主导。在偏远地区、农村地区的管网延伸，在调峰保供时期的应急响应，在低碳转型过程中的技术改造，都可能面临市场失灵的困境。政策层支持民间资本参与投资建设，但如何在市场化运营中保障民生供应、平衡商业利益与公共责任，仍需在实践中探索普遍服务义务、交叉补贴机制等制度安排。
从法律体系配套来看，相关政策作为部门规章，其法律地位与约束力存在天然局限。2025年1月1日施行的《中华人民共和国能源法》，为油气基础设施管理提供了上位法依据。但油气行业改革的深水区，涉及产权制度、市场准入、价格机制、安全监管等多个维度，仅靠部门规章难以实现系统性制度供给。推动石油天然气法等专门立法，将改革成果上升为法律规范，是巩固改革成效、稳定市场预期的必要之举。
新颁布的政策是改革的新起点，而非终点。政策的出台，为“全国一张网”的愿景提供了制度框架，但这一框架能否真正支撑起公平、高效、安全的油气市场，取决于监管层面、执行层以及各方主体的协同配合。从更长远的视角来看，油气管网改革不仅关乎行业自身的效率提升，更是我国能源体系现代化治理能力的一块试金石。唯有持续深化运营机制改革、强化政企协同、完善法律保障，方能将“物理分离”的改革成果转化为“机制重构”的制度红利，实现“全国一张网”的愿景。
（作者系中国海油集团能源经济研究院研究员、教授级高级经济师、博士）
