(一) 发展现状

天然气产业中游主要是基础设施建设的发展，包括管网运输、储气库以及LNG接收站等。

1. 管网建设有序发展

2004年左右，中国天然气管道网络总里程约3万千米。“十二五”期间，累计建成干线管道2.14万千米，截至2017年，中国天然气管道网络已达到7万千米。经过十余年的发展，天然气管道运输网络体系不断完善，基本形成了东北、西北、西南以及海上四大天然气运输通道。东北方向的管道主要包括哈沈管道、大沈管道、秦沈管道等，西北方向的管道主要包括西一线、西二线、西三线、陕京线、涩宁兰管道等，西南方向的管道主要包括中缅管道、忠武线、川气东送线等，海上主要是通过沿海分布的LNG接收站接收天然气，基本上形成了西气东输、北气南下、南气北运、海气登陆的天然气管道网络运输格局。“十三五”期间，新建天然气主干及配套管道4万千米，2020年总里程达到10.4万千米。此外，根据国家发布的《中长期油气管网规划》，中国天然气管网建设将会进一步推进，到2020年，中国油气管网总里程将达到17万千米，到2025年，中国油气管网总里程将达到24万千米。在这一期间，将会推进中亚天然气管道二期、中俄天然气管道建设，进一步完善西气东输三线、四线以及陕京线、川气东送等天然气主要管道网络架构的建设。

2. LNG接收站建设初具规模

LNG接收站是储存液化天然气的装置，包括LNG码头和LNG储罐区。当前，由于国际天然气贸易中，LNG贸易占三成，具有相当大的市场空间。同时，中国陆上管道天然气生产与进口仍不能满足天然气的消费需求，需要从其他国家进口LNG，中国LNG进口占全部天然气进口的一半左右。中国已经建设了一批LNG接收站，主要分布在上海、深圳、大连、宁波、唐山、天津等东部沿海城市。“十二五”期间累计建成LNG接收站9座，新增LNG接收能力2 770万吨/年。目前，中国LNG接收站罐容占全国天然气消费总量的2.2%，占全国LNG周转量的9%左右。

3. 储气库建设逐渐推进

中国天然气供需总体上处于“宽”平衡的状态，但是仍然有局部地区出现“气荒”的现象，主要原因是天然气储气库建设不完善，天然气调峰能力不足。目前，中石油依托陕京线、西气东输管道完成了首批储气库群的建设，明显增强了天然气的调峰能力。“十二五”期间，累计建成地下储气库7座，新增工作气量37亿立方米。预计“十三五”期间，到2020年，地下储气库累计形成工作气量148亿立方米。地下储气库重点项目包括中石油大港、华北储气库群、中石油文23、中石化文23、江汉盐穴以及中俄东线天然气管道配套储气库等。

(二) 面临的问题

总体来看，天然气产业中游发展速度较快，初步形成了全国一体化的管道网络运输体系，建成了一批LNG接收站以及地下储气库，并且在“十三五”期间，天然气产业中游的基础设施建设还将继续推进。但是天然气产业中游仍然存在一些问题，表现在以下几个方面：(www.daowen.com)

1. 基础设施建设不足

中国天然气产业在2000年以后发展迅速，在2007年以后天然气进口开始高速增长，天然气市场规模不断扩大。到2018年，中国天然气消费量为2 830亿立方米(不包括香港、台湾等地)，而同年美国天然气消费量为 8 171 亿立方米，中国天然气消费量为美国的1/3。从基础设施来看，中国与美国国土面积类似，中国天然气管网总里程为7万千米，美国天然气管网总里程则为36万千米，中国天然气管道总里程仅为美国的1/5。以美国作为标准，中国管网总里程与市场规模不相匹配。我国天然气主干管网还不完善，没有实现全国覆盖，区域性输配管网建设不足，部分中小城市依然未能通气。此外，我国储气库工作气量较低，只占全国天然气消费量的3%，远低于世界12%—15%的平均水平，并且我国储气库建设以气源地储气为主，以消费市场为基础的储气库建设不足，储气能力以及储气结构均有较大的提升空间，调峰能力有待提高；LNG接收站罐容占全国消费量的2.2%(占全国LNG周转量的9%左右)，较之于日韩国家15%左右的水平还存在很大距离。

2. 未实行第三方公平准入

天然气产业中游的基础设施建设具有比较强的自然垄断特征，投资规模大、沉淀成本高、回收周期长。在天然气市场发展的起步阶段，往往采取将管网业务与上游开采业务捆绑经营的方式，利用不同业务之间的交叉补贴，促进管网设施的建设。欧美发达国家的发展经验表明，当天然气市场发展进入较为成熟的阶段后，就要逐步对天然气产业进行改革，公开市场准入，促进天然气市场的竞争，提高天然气产业的生产效率。我国天然气市场初具规模，已经成为仅次于美国、俄罗斯的第三大天然气消费国。而我国天然气产业的纵向一体化特征明显，中石油、中石化、中海油不仅垄断了天然气产业的上游业务以及中游业务，甚至还存在部分下游业务。为了维护其垄断地位，三大油气企业不仅缺乏公开准入的动力而且会极力维持现有市场规则，给国家实行第三方公开准入制造了障碍。2014年，国家发改委、国家能源局分别出台《天然气基础设施建设运营管理办法》《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》，明确提出了天然气基础设施公开准入的改革方向，但是并没有对国有油气企业输、售业务进行分离。由此导致的后果是，其他天然气生产供应商要进入天然气管道业务仍然存在较大困难。2019年12月，国家管网公司正式成立，国家对油气企业输、售业务进行了分离，为第三方公平准入提供了有利条件。

3. 监管体制机制不健全

天然气产业中游基础设施自然垄断特征明显，是国家监管的重点。国家对天然气产业改革的最终目标是要放开天然气的出厂价格，由市场竞争形成，仅针对具有自然垄断性质的管网运输业进行严格监管。发达国家的经验也表明了对管道运输业监管的必要性。但是，从目前管网运输业的实际运行情况来看，监管还存在不完善、不健全的情况。一方面，天然气产业监管机构与政府主管部门未能分离，均为国家能源局，既是规则的制定者又是监管者；另一方面，中石油、中石化、中海油均为国有企业，其领导层均具有行政级别，如中石油集团公司董事长、党组书记，为正部级，而国家能源局局长也为正部级，监管存在困难。

4. 定价机制有待完善

由于天然气管道的强自然垄断特征，对其进行严格管制是世界各国的普遍共识。我国天然气定价已经从“成本加成法”向市场净回值法过渡，只管制天然气的门站价格。天然气门站价格减去管输费，即是天然气的出厂价格。因此，合理确定天然气的管输费，对于保障天然气产业上游的利益至关重要。然而我国对管道运输费的定价缺乏合理的定价方法，随意性较大。2016年，国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法(试行)》，对天然气管道运输价格进行了规范，提高了管道运输定价的规范性，但是在管道运输费用价格调整时间、储气库以及LNG接收站价格规范方面还需进一步完善。