周淑慧，王雅菲，李广，黄䶮

( 中国石油规划总院）

加快建设国内统一大市场是完善社会主义市场经济体制的重要内容，是构建“以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局”的基础支撑和内在要求。进入中国特色社会主义建设新时代，加快构建全国统一大市场的重要性日益凸显。2022年政府工作报告指出：“加强高标准市场体系建设，抓好要素市场化配置综合改革试点，加快建设全国统一大市场。”2022年4月10日，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》（以下简称《意见》）[1]，从全局和战略高度部署加快建设全国统一的能源市场，发挥市场在资源配置中的决定作用，增强市场活力和竞争力。基于能源具有一般商品属性和生产要素属性的双重特性，能源大市场建设更具系统性、综合性和复杂性。相较于煤炭、电力和石油，天然气产业市场化、开放化、标准化程度仍然较低，因此加快建设全国统一的天然气市场既是使命和责任，又富有强烈的现实感和紧迫感。

1 全国天然气统一大市场的核心特征

《意见》提出，在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰、碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在当前俄乌冲突、疫情冲击、逆全球化等国内外百年未有之大变局的背景下，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略下，天然气作为中国重要的战略资源和民生能源，全国统一天然气大市场应是供应安全、有序竞争、公平开放的现代化市场，具有“安全、统一、开放”三大核心特征。安全性是基于自身特性和底线保障的特征，统一性是指市场的非分割、整体性特征，开放性是指市场公开准入、公平交易、信息公开特征。

1.1 安全性

安全性是构建全国统一天然气市场的根本要求，要努力保障天然气供需总体平衡，产业链协调稳定发展。习近平总书记指出：“构建新发展格局，关键在于经济循环的畅通无阻，最本质的特征是实现高水平的自立自强。”《意见》提出，“在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。”安全性不是局部区域的低水平安全，是基于全国大市场高水平的安全；不是故步自封的安全，是基于国内国外双循环、“两种资源、两个市场”的安全。建设全国统一天然气大市场，可有效化解充足供应与控制成本的结构性难题，形成需求牵引供给、供给创造需求、价格反映供需、进口与国产协调的更高水平动态平衡，全面推动中国天然气市场由大到强转变，保障经济平稳发展、用能需求和行业自身可持续稳定发展。

1.2 统一性

统一性是构建全国统一天然气市场的核心特征，包括设施和平台的统一、价格形成机制的统一、制度与标准的统一。设施和平台的统一应立足“全国一张网”，实现天然气在各区域间低成本无障碍地流通和流动，更好地发挥市场经济和价值规律的作用，充分形成“X+1+X”的市场体系及多元竞争的市场格局。价格形成机制的统一就是能够灵敏反映供求变化和供需状况的市场化价格体系，市场化的价格在资源配置中起决定性作用。制度与标准的统一主要体现在公平开放的市场准入制度，权责统一的保供制度，以及与国际贸易充分接轨、更适应“全国一张网”的能量计量计价体系，保障天然气贸易流通环节公平交割。

1.3 开放性

开放性是构建全国统一天然气市场的必要条件。开放性市场意味着全国是一个统一的大市场，并且是与世界市场紧密联系在一起的高水平开放性市场。开放性市场意味着对市场活动的所有合规参与者，无论来自本国或外国、本区域或其他区域，都应实施无歧视的平等政策。开放性是市场发展的生命活力所在。与之相对应的是封闭性，例如针对某类主体进入施行特殊规定，存在“旋转门、玻璃门”等现象，造成竞争机会的不均等和资源配置的低效率。天然气市场的开放性主要体现在管网基础设施的公平开放，以及液化天然气（LNG）接收站、储气库的投资建设及天然气生产和供应的主体多元和多渠道，通过充分开放激发“X+1+X”产业链上中下游活力，提高资源供应的稳定性和经济性，推动资源配置的优化、产业链效率的提升和各环节成本的下降。

2 全国天然气统一大市场建设的痛点与应对举措

高质量高标准的全国统一天然气市场既包括硬件设施环境（例如基础设施普及、区域间管网互联互通），又包括体制机制软环境（例如价格市场化、设施公开准入、保供制度的完善、能量计量计价、资源高效自由流通、数据信息透明等）。从现阶段情况看，全国天然气统一市场建设还存在一些堵点和痛点问题，需要着力加以消除。

2.1 持续加快推进基础设施建设

目前中国天然气管道总里程超过11万千米，一次管输能力近4000亿立方米，单位陆地面积天然气管网里程仅为美国的1/5、欧洲的1/4，并且不同省份资源供应条件存在较大差异，部分经济不发达、供气条件差的市县管网覆盖程度低，尚有约1/3的县级行政单位没有接通管道气，管网设施对经济民生的支撑作用尚需加强。截至2021年底，中国地下储气库和LNG储罐总储气能力约245亿立方米，占天然气消费量的6.5%，与国家要求的供气企业、管网企业、城市燃气企业及地方政府超过15%储气能力要求存在较大差距，与欧洲国家普遍在20%以上的储消比也有较大差距，储气调峰能力仍不能满足平稳供气的需要。

中国天然气供应对外依存度已接近45%，未来进口规模仍将稳步上升，大国博弈、俄乌冲突等大变局下天然气安全稳定供应面临全新挑战。全球天然气流向正在发生重大变革，欧洲市场加快与俄罗斯脱钩，吸引大量的美国、非洲、中东、西亚等资源流入欧洲市场。中国市场虽然有俄罗斯资源加快战略东移的利好形势，但也面临可供LNG资源收紧、采购渠道减少乃至中亚资源被抽走的风险。因此，我们还需要加强境外资源获取，多元增加进口通道能力，加大储备能力建设，加强管网设施的互联互通。

在《意见》指引下，我们需要着力疏通管网和储气调峰设施的堵点，推动不同省区、不同主体间设施互联互通，立足“全国一张网”，实现天然气在各市场间无障碍地流通和流动，提高资源跨区流动的配置效率。“十四五”工作重点是：推进中俄东线南段、川气东送二线、西气东输三线中段、西气东输四线、俄远东进口气管道等重大管道工程，确保沿海河北、天津、山东、江苏、浙江、广东等地一批LNG接收站重点项目按预定计划投产，提高天然气跨区域输送和进口资源接卸能力；发挥供气企业、管网企业、城市燃气企业等各方能动性，充分挖掘储气库建设潜能，建设形成华北、东北、西南、西北等数个百亿立方米级地下储气库群，完成《“十四五”现代能源体系规划》提出的2025年全国储气能力达到550亿～600亿立方米的目标要求[2]。远期，根据国内资源上产及引进情况、国际地缘政治格局变化，选择性地建设新的跨国管道，扩大LNG和储气库储备能力，适当建立战略储备，有效应对国际地缘政治动荡和价格大幅波动风险，保障能源系统安全。

2.2 继续深化天然气价格市场化改革

目前中国天然气价格领域主要存在3个方面的痛点：一是天然气批发销售定价方式存在“管制”和“非管制”两种资源类型，国产常规气、2014年底前投产的进口管道气仍属于政府管制定价[3]，占比在55%左右，且门站基准指导价格没有建立起动态调整和有效传导机制。国家虽然给予门站价格浮动政策，但执行难度较大，致使资源进口企业缺乏经营预期，容易产生供需失衡问题。二是居民、公服、采暖“煤改气”用户与工业、发电等非民生用气交叉补贴严重，供气价格没有体现成本。目前城乡居民生活用气、学校医院养老院等公服类用气、采暖“煤改气”均属于大民生用气，须在国家基准门站价及允许浮动范围内定价，冬季最高允许上浮20%。居民生活和采暖用气供配气成本最高，但销售价格最低，不得不通过其他类型用户来交叉补贴，从而在较大程度上拉高了工业、发电企业的燃气动力原料成本，不利于中国企业在国际市场的竞争力提升，也影响天然气行业的良性发展。三是调峰气定价不能完全市场化。国家发改委相关政策虽然已明确调峰气市场化定价方向[4]，但在实际运行中尚未真正形成由市场供需定价，执行中存在价格上浮难的问题，特别是民生采暖用气远不能覆盖实际供气成本，既影响企业建设储气调峰设施的积极性，也影响高峰季节资源引进的积极性。

习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上强调，应坚定不移推进能源体制改革，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。《意见》的出台将有力推进中国天然气价格改革，可从以下3个方面着手：一是发挥上海、重庆等交易中心的作用，加快建立与国际接轨的门站价格形成机制，充分反映国际油价、气价和外汇汇率变化因素，可以借鉴成品油定价中的“价格帽”做法，设置价格上调的上限。二是推动居民与非居民用气价格充分并轨，依据气量大小、负荷特点、供气成本等分类分级定价，逐步消除交叉补贴。降低工业和发电用气价格，释放工业用气需求。民生用气价格调整较为敏感，对低收入群体可采取精准补贴方式。三是根据建设和运行成本及合理投资回报率，核定储气设施、LNG接收站的服务费并严格监管，放松对调峰气销售价格的管制，实现调峰气真正市场化定价，激发更多主体参与建设储气调峰设施的积极性。

2.3 加快建立天然气能量计价体系

在现阶段中国天然气贸易交接中，体积计价和能量计价并存，以体积计价为主。采用能量计价是天然气国际贸易中的普遍做法，目前中国LNG进口环节大都按能量计价，但管道气贸易交接多采用体积计量计价模式。随着管网互联互通和开放进程加速，不同气区的常规气、煤层气、页岩气及进口管道气、进口LNG等不同类型、不同渠道的资源同网输送，气质组分、热值有较大差异，实施能量计量交接是有效解决不同来源和不同品质天然气公平交易问题的重要保障，长期沿袭体积计价模式对供气商、用户和管网来说都存在公正性问题[5]。

2019年国家发改委等部委联合发布《油气管网设施公平开放监管办法》[6]，明确提出了推行天然气能量计量计价，并要求自办法施行之日起24个月之内建立天然气能量计量计价体系。经过3年的筹备，目前中国已基本建立起与能量计量计价配套的技术、标准和溯源体系，长输管道按规范要求在进气点、大型分输站、有直供用户的计量站等基本都配备了气相色谱仪和在线核查系统，基本具备实施能量计量交接的技术条件。由于能量计价需要基于一个统一的单位发热量标准将体积价格转换为能量价格，涉及天然气的门站价格、管输价格乃至终端用户价格，因此发热量标准的选取关系到上中下游各方利益。本质上看，目前影响推行天然气能量计量计价的关键还是各方的利益纠结。例如，若以进入长输管道的一类气质标准34兆焦/立方米计，目前没有达到这个标准的天然气在计价方式转变时须在现行门站价基础上下调销售价格，反之亦然。《意见》出台后，需要相关部门及产供运销各方尽快统一认识，加快建立能量计量计价体系的步伐，保障天然气贸易流通环节更加公平，更好地融入全球大市场。

2.4 完善市场准入和保供制度

在天然气上游领域，2019年12月自然资源部发布的《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》已全面放开民企和外资的准入限制。鉴于油气勘探开发具有技术门槛高、资金投入密集、周期长见效慢、风险大等内在特点，目前除三大石油公司之外尚未形成有效供给。在国际能源安全供应不确定性加大的背景下，中国还需要进一步加大探矿权竞争性出让力度，建立健全矿业权流转市场，引导和鼓励更多企业参与油气勘探开发，激发勘探开发市场活力，尽快形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘探开发体系，提升资源接续保障能力。

在中游基础设施领域，《油气管网设施公平开放监管办法》等相关制度已经出台，国家油气管网集团独立运营后，按照规定及时发布了受理申请、服务情况、剩余能力、服务价格，制定了年度和中长期窗口期分配原则，采取量化评分办法确定服务的优先级，公平开放服务得到市场的充分认可[7]。但是，全国统一大市场建设还需要在国家层面加快出台管网运行调度规则，完善设施公平准入实施细则。例如《天然气基础设施建设与运营管理办法》第十七条规定，“天然气基础设施运营企业不得利用对基础设施的控制排挤其他天然气经营企业”，但对管道开口规则和标准缺乏明确规定，相应的监管工作缺乏抓手和裁量标准。如果在同一区域有多个用户提出开口需求，应该开给谁？应该怎么开？多方应该遵循什么规则去竞争？需要相关主管部门组织编制管网开口规则，考虑区域特点、用户类型、用气数量等形成相对统一的开口条件、技术标准、申请批复时限等。

在资源保供方面，现阶段中国天然气保供以行政性手段为主，通过多部门联席例会、专题会，以及督查、约谈、通报等方式协调以三大石油公司为主的供气企业和国家油气管网集团，这种方式虽然在天然气保供方面发挥了重要作用，顺利完成了冬季保供工作，但也存在不少问题。主要表现在：产业链保供主体责任不明确、保供边界不清晰、保供用户范围不明确等问题，缺乏必要的规范性文件制度，使得责任边界难以追溯，资源稀缺时市场化价格传导作用没有体现。2021年7月，国家发改委就《天然气管网设施运行调度与应急保供管理办法（试行）》向社会征求意见，但尚未见正式发布[8]。市场化改革是把“双刃剑”，带来发展机遇的同时伴随风险。2020年在新冠肺炎疫情影响下，国际LNG现货价格处于低位，国内涌现出一大批贸易商参与国际现货资源采购，一度引发长期合同资源消纳困难，被迫压减国内产量。但2021年下半年以来国际LNG现货价格持续高企，部分进口商快速消退，宁愿接受处罚也要放弃使用预订的LNG窗口期，这在一定程度上造成市场供应紧张。设施公平开放、市场准入必须是权责对等，供气商在享受准入开放权利的同时，必须承担应尽的保供义务。因此，需要国家相关主管部门加强制度建设和市场监管，明确相关各方的保供责任，划定清晰的保供边界，建立责任可追溯的奖惩机制，以采暖季保供优先、淡旺季均衡优先、长期合同资源优先为原则，有序开放窗口期和使用管容，加强对履约的监管，构建公平竞争、优胜劣汰的市场环境。

2.5 破除地方行业及大企业的保护壁垒

自2019年《油气管网设施公平开放监管办法》印发以来，特别是2020年10月国家油气管网集团独立运营以来，中国天然气设施公平开放取得了明显成效，推动了天然气资源供应及销售多元化，但仍然存在不同程度的保护性壁垒，主要表现为以下三个方面。一是部分省市在输配管网、LNG接收站建设、资源供应等方面倾向于本地企业，对融入国家统一管网系统、设施公平开放、多元主体供应存在抵触情绪，公平准入仍以国家管网为主；二是基础设施运营企业在管道开口、支线建设、设施开放方面存在“玻璃门”现象，管网开口难、开口慢仍然被行业诟病；三是部分城市燃气特许经营企业运营管理水平和服务水平落后，或滥用自然垄断地位阻碍竞争者进入，使得供配气成本居高不下，而且存在不少市场判断能力、资源获取能力弱的企业，其资源保供“躺平”式依赖政府的现象。上述种种“自我封闭”，一定程度上阻滞了天然气管网设施的普及、区域互联互通及高效利用，不利于天然气资源高效自由流动和多元化市场竞争，阻碍市场优胜劣汰功能的发挥，最终增加了下游用户的负担。

全国统一大市场建设要求不能搞小循环，不能搞地区封锁，不能对区外和境外企业设置隐性门槛，相关政府和企业应认真贯彻落实《意见》精神，进一步提高政治站位，增强市场意识，避免滥用行政权力限制或排除公平竞争，避免利用市场优势地位强制设置门槛或不合理交易条件，打破“小我”利益藩篱，多种模式加快“一张网”融合运行，进一步提升资源配置效率，降低市场竞争成本。

2.6 先行先试，加快建立统一开放的区域市场

目前中国天然气批发销售价格以省为单位，一省一个基准门站价，东部、西部省份最高相差1.01元/立方米，同一区域不同省份也存在价格差，这种价格差客观上带来了区域市场的分割，影响全国统一市场的形成。当然全国统一大市场并不意味着各省市价格的一致，即使是在市场高度成熟的美国，其东西部、南北市场也存在价格升贴水，特殊时间管输流通存在瓶颈的话也会出现较大的价格差。鉴于中国东、中、西部各省资源条件、管输成本和经济发达程度不同，全国统一大市场的形成将是一个长期过程，非一朝一夕可以完成。因此，全国统一大市场建设也不是整齐划一，可以在条件较为成熟的区域开展一体化市场建设试点。《意见》提出结合区域重大战略、区域协调发展战略实施，鼓励京津冀、长三角、粤港澳大湾区以及成渝地区双城经济圈等区域，在维护全国统一大市场的前提下，优先开展区域市场一体化建设工作，这一提法非常契合天然气区域市场一体化建设需求。

从欧、美成熟市场建设经验看，天然气统一大市场建设的核心要素包括交易中心（电子交易平台）、交易枢纽（物理交割点）以及多元参与的上下游市场主体。其中，交易枢纽建立在互联互通、公平准入统一管网系统之上，可以依托管网建设实体交易枢纽，例如西气东输汇集的中卫枢纽站、陕京线与中俄东线汇集的永清枢纽站。也可以采用虚拟交易枢纽模式，例如长三角、东南沿海等资源多元、管网发达省份。虚拟交易枢纽一般拥有多个进入点和出口点，交易商只需关注从哪个口注入、从哪个口提取，无需关注在区域内的实际流向，天然气在该区域的流通费用按入口、出口预定的容量和实际流量收取，类似“邮票制”。国内外资源供应商、中间贸易商、城市燃气企业、电厂等大用户都可以在交易中心参与交易，通过大量的交易形成真实可靠和透明的枢纽价格，从而打破现行一省一价、小范围定价模式。目前广东、江苏、浙江作为中国最主要的消费负荷中心，已建成多座LNG接收站，供气主体多元，初步形成了多气源、网络化多元竞争的供气格局，建设区域性统一天然气市场的条件基本具备。建议国家和地方相关主管部门及天然气供应商、管网运营商、配气商等积极筹划，梳理负面清单，破除体制机制障碍，制定市场运营规则，尽快启动试点，打造样板。

2.7 强化天然气交易平台功能

中国已成为世界第三大天然气消费国、第一大天然气进口国，到“十四五”末（2025年）天然气消费规模有望超过俄罗斯，成为全球第二大消费国，年进口规模超过2000亿立方米。中国虽然拥有超大的规模市场，但是在国际上缺乏应有的话语权，资源采购价格属于被动跟随。对此，需要更好地依托上海、重庆等交易中心，扩大交易规模，尽快形成有国际影响力的区域价格指数，真正发挥市场“风向标”及资源配置作用，进而提高中国在国际天然气市场的价格话语权和市场影响力。

从上海石油天然气交易中心近两年成交的数据看，2019年双边（买和卖）交易量突破800亿立方米，2020年和2021年分别实现了811亿立方米、818亿立方米，而近两年全国天然气消费量增加了659亿立方米，交易中心的交易规模没有随着市场消费同步增加，应该说交易中心的作用没有得到很好发挥，需要进行反思。交易中心作为多方合作共建平台，可以通过降低服务佣金、向会员免费提供交易数据、提供信息咨询服务等，推出年度、季度、月度、日前交易及容量、窗口期、平衡等多种产品，推动和吸引国内外资源供应商、城市燃气企业、大用户、独立交易商等更多主体和更多资源参与到市场交易中来。此外，还需要相关管理部门、交易中心、天然气企业、科研院所等发挥各自优势，借鉴国际及国内原油期货市场经验，积极谋划天然气期货市场，建立相关规则体系，设计多种标准化期货产品，通过期货和现货的结合更好地满足各方资源优化组合、风险管理、管网平衡等需求。

2.8 建立统一开放共享的数据体系

《意见》提出打造统一的要素和资源市场，加快培育统一的技术和数据市场。目前中国天然气供应、输送和消费等各环节缺乏统一高效的数据统计体系，能源、发展改革、住建等部门各自有数据报送渠道，但存在系统性不强、统计口径不一、数据不一致等问题，行业主管部门难以及时全面掌握各省市和各细分领域天然气消费的底数，不利于及时研判市场形势、精准高效制定天然气应急保供方案等。对此，国家能源或发展改革部门可牵头组织建立国家天然气信息报送和运行监测平台，通过平台运行数据，相关主管部门可以实时了解基础设施运营信息、资源供应信息、市场消费信息、交易价格信息等，全面及时掌握全国及区域市场天然气运行情况，从而有针对性地进行生产运行调节，或出台相关政策措施。还可以基于平台进行数据资源的开发利用，在一定范围内共享发布，引导天然气产运消、上中下游参与者自主适时地调整生产或消费，保持行业运行的动态平衡。

3 全国统一大市场建设对天然气行业的影响

“十三五”初的2016年以来，中国天然气市场化改革稳步推进，已取得非常明显的成效。油气勘查开采全面放开，天然气产量增长连续5年超过100亿立方米，进口资源形成多主体参与、多国多通道引进的多元稳定供应体系；管网基础设施独立运营，LNG接收站、储气库和管网建设加快推进，互联互通和公平开放取得历史性突破；市场化定价机制逐步完善，非民生用气价格、储气调峰价格、进口资源价格（中亚、中缅管道气除外）均已放开管制。《意见》的实施预期将在以下5个方面加速中国天然气行业市场化进程。

3.1 市场定价进入质变期

现阶段中国天然气产业链价格确定方式是管制与市场并存，具有自然垄断特性的管输和配气环节服务价格客观上要求实行管制，全国统一天然气市场建设将促进天然气产业链上各环节定价更加合理，相关成本信息更加透明。天然气批发环节门站指导价虽然仍是“管制”和“非管制”并存，但增长潜力较大的国产页岩气、煤层气、煤制气、海上气、进口LNG以及2015年以后投产的进口管道气定价方式均已市场化，由供需双方协商确定。2020年全国天然气市场化资源占比约为45%，2025年有望达到55%。2020年《中央定价目录》明确，具备竞争条件的省市，天然气门站价格可由市场化定价，目前中国广东、福建、浙江、上海、江苏、山东等沿海省市均形成多主体竞争性供气格局。《意见》出台将加快推动这些省市天然气价格的市场化，从而带动国产陆上管道气和早期进口管道气定价放开管制，以市场化方式竞争销售，预计2025年天然气市场化资源占比可超过60%，市场对资源的配置作用得以充分体现。

3.2 市场竞争进入加剧期

管网分离和公平开放重塑市场格局，中国天然气上中下游产业链正在由“高集中、低效能、强监管”向“全开放、高透明、自由化”发展。资源型企业向下游延伸、下游企业积极布局上游的趋势加快。至2022年7月，三大石油公司之外的城市燃气、电力、贸易等企业已建成7座LNG接收站，合计接收能力约为1880万吨/年，还有一大批在建项目和核准项目，总规模近7000万吨/年，新增规模占全国LNG新增规模的50%以上，涉及20家左右投资运营主体。2020年在国际天然气现货市场价格处于低位、资源充足的背景下，包括城市燃气企业、发电企业、贸易商等在内的约20家市场主体在国内开展天然气贸易业务，包括bp、壳牌、道达尔等在内的国际大石油公司竞相瞄准中国市场。另外，从近两年中国购买国际LNG资源情况看，新签约LNG合同量约50%来自三大石油公司之外，涉及12家能源企业，买家队伍不断壮大。预计“十四五”末的2025年，中国长年开展天然气供应业务的企业将从目前的15家增加到25家左右，市场竞争进入加剧期。

3.3 市场加速进入成熟期

碳达峰碳中和目标下，中国能源加速低碳转型，天然气凭借清洁高效、灵活易储等特点，将成为可再生能源的长期伙伴，在中国现代能源体系建设中持续发挥重要作用。天然气期货是市场成熟的产物和重要标志，美国亨利中心（Henry Hub）、英国国家平衡点（NBP）和荷兰TTF期货出台时，天然气消费量均占峰值消费量的80%左右。未来15～20年中国天然气市场需求仍将稳定增长，预计2035年基本达到峰值6200亿～6500亿立方米，2030年前需求量将达到峰值的80%[9]，从规模看中国已具备建设天然气期货市场的条件。随着消费规模的扩大，中国天然气进口规模还将继续增加，同时全球各国以可再生能源为主的新型能源体系建设深入推进，国际市场能源价格剧烈波动在所难免。期货市场具有发现价格、对冲风险两大功能，上海原油期货成功上市并稳定运行超过4年，可为天然气期货市场的建立提供经验借鉴和制度基础。中国庞大的市场规模、多样化的气源、不断畅通完善的基础设施以及公平开放的准入机制，为建立天然气期货提供了充分条件。《意见》的出台将加快推动中国天然气期货市场的建立，成为促进天然气行业高质量发展的重要手段。通过期货交易，可以形成中国的天然气价格体系，提升在国际天然气市场的影响力，帮助企业有效对冲经营风险。

3.4 市场动能进入转换期

天然气在发展历程中体现了经济、便捷、清洁等特点，成为近20年中国增长最快的化石能源。以西气东输天然气管道投产为标志，中国天然气行业进入快速发展期，资源、管网、经济等供给侧因素是天然气消费增长的主要驱动力。“十三五”期间，国家大力推进“打赢蓝天保卫战”“北方地区清洁取暖”，散煤替代等消费侧因素成为拉动天然气消费增长的主要动力，天然气表观消费量从2015年的1931亿立方米增加到2020年的3306亿立方米，实现了年均11.3%的高速发展。

进入“十四五”，环境治理效果最明显的散煤替代、北方清洁取暖“煤改气”仍将继续，但大规模运动式推进不会再现。碳达峰碳中和目标下能源消费加速进入低碳时期，终端用能加快向电力转移，工业、采暖、交通电气化成为新趋势，2060年电能占终端用能的比重将超过2/3，可再生能源成为满足电力消费增长的主体[10]。在以新能源为主体的新型电力系统构建中，季节性、日内峰谷问题更加显性化，需要配置更多的灵活调节性电源。天然气发电具有优越的调峰功能性、宽泛的建设适应性、较好的技术成熟性，既适用于季节调峰，也适用于日内调峰，势必成为新型电力体系的重要组成，天然气发电也将成为未来中国天然气发展的核心动能。另外，尽管天然气相对煤炭更为清洁高效低碳，但毕竟属于含碳化石能源，在碳中和目标下，天然气须顺应不同行业（领域）碳达峰、碳中和路径，有序调整利用方向，达峰前重点拓展气电和工业燃料两个领域，同时保障民生用能需要，之后结合碳中和技术发展，重点减少工业燃料、城市燃气等利用相对分散与二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术适配性弱的领域，天然气利用结构逐步转向发电领域“独领风骚”。

3.5 市场业态进入变革期

全球能源发展呈现出明显的低碳化、智能化、多元化、多极化趋势。中国“清洁低碳安全高效”的现代能源体系建设将具备3个方面的特点：一是可再生能源优先、因地制宜的多元能源结构；二是分散式为主、集中式为辅，二者相互协同的可靠供能模式；三是产消密切互动、节约高效的用能方式。随着能源系统的发展和体制机制深化改革，终端能源供应方式逐步从单一走向多能融合，呈现多元化、互联化、智能化新特征。满足多元化能源生产与消费的新型综合能源服务是未来发展方向，不同能源品种单独规划、单独设计、单独运行的传统模式将被打破，实现横向“油、气、电、热、冷”能源多品种之间，纵向“源、网、荷、储、用”能源多供应环节之间的协同以及生产侧和消费侧的互动，用户可以根据获取成本灵活选择能源品种和供应商。

全国统一能源市场的建设无疑将加快推动各能源品种开放、融合和共享，借助开放的能源流通网络实现油、气、电、热多品类能源互联互通和互助互保，实现能源高效梯级利用及各类能源企业间的合作共赢，在这个过程中天然气将成为支撑能源安全供应的重要桥梁，生产基地侧天然气与新能源打捆外送、终端侧天然气与新能源就地消纳将成为新能源体系的两大重点应用场景，天然气生产商、终端燃气供应商向综合能源服务商转型发展，新能源业务逐步超越油气实现战略接替。