深化能源价格改革：规律、目标与路径选择，本文主要内容关键词为：路径论文,能源价格论文,规律论文,目标论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
雾霾天气在我国许多大中型城市的频繁出现，使能源转型问题成为我们必须破解的现实问题。能源结构转型面临巨大挑战。其中，既有我国能源资源禀赋特征因素，也有能源体制和能源价格机制因素。要实现我国能源结构优化，必须深化煤电、油、气能源领域的价格改革，激发市场的活力，发挥市场配置资源的基础作用。党的十八届三中全会《决定》明确了深化能源价格改革的总目标：推进石油、天然气、电力等领域价格改革，放开竞争性环节价格，提高透明度，接受社会监督；完善主要由市场决定价格的机制，凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预。 一、我国能源价格改革进展与特点 经过多年的改革，特别是在最近两年能源价格形势比较宽松的条件下，我国电、煤、天然气、成品油等能源价格改革有序进行，并取得重大突破：煤炭价格由市场决定，原油、成品油价格与国际市场挂钩，天然气和电力价格改革正在进行。 (一)我国能源价改的总体情况 我国能源价格改革始于1985年。总体上看，通过能源价格改革，有力地促进了我国能源工业的发展，能源工业规模和产能大大提高，有利于调动能源企业利用国内外两种资源、两个市场，提高了我国能源供给能力。能源价格改革对国民经济发展和保障能源安全发挥了重要的作用。 1.保障能源安全供应、调动能源生产企业积极性、化解由能源价格体制僵硬引发的主要矛盾，是我国能源价格改革的出发点。长期以来，我国实行较严格的能源价格管制政策，有效地保障了我国能源安全与能源供给，但也引发了许多矛盾和问题。僵化的能源价格机制不能有效地反映能源供给与需求的变化状况，挫伤了企业生产积极性。因此，放松能源价格管制成为必然的选择。在不引起较大的社会影响的前提下适当提高能源价格，放松价格管制，可以解决因管制引致的价格过低问题，从而调动能源生产企业的积极性。如1984年煤炭价格改革的主要目的是通过调动煤炭企业生产积极性保障我国能源供应，1998年石油、成品油价格改革的主要目的是扭转因国际油价波动引致的石油行业亏损。通过放松价格管制，使能源价格能够灵敏地反映市场供求关系和资源稀缺程度，充分发挥市场机制在能源价格形成中的基础性作用。 2.通过放松能源价格管制适当提高能源价格，达到实现生态补偿和优化能源结构，一定程度上遏制能源消费与节约能源的目的。受我国能源资源禀赋、能源发展战略和能源价格机制的影响，我国能源消费结构较为不合理。在全球能源转型基本完成的大背景下，我国能源消费结构还基本处于上世纪60年代以前的消费结构水平。世界三大化石能源的消费结构大致是各占1/3，而我国则是一煤独大，煤炭消费占能源消费总量接近70％。不合理的能源消费结构，不仅是我国很多地区雾霾和酸雨的主要因素之一，也是我国
排放的主要来源，已成为制约我国经济健康发展的约束性因素。 3.能源价格改革采取的是“增量”先行、逐步并轨的温和式渐近改革。无论是煤价改革中的“双轨制”，还是气价格改革中的“一、二级气价”、“增量气价与存量气价”、“老线老价、新线新价”，以及电价改革中的“新投产机组上网电价”、“阶梯电价”，其基本指导思想都是“增量”改革。如在天然气管输环节，实施严格管制，实行的就是增量改革的思路。 (二)煤炭价格市场化进程基本完成 2013年，历时30年的煤炭市场化改革基本完成。2012年12月，国务院办公厅发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中指出，自2013年起取消重点合同，取消电煤价格双轨制。这标志着我国煤炭价格市场化改革目标基本实现。国家不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架，煤企和电企自主衔接签订合同，自主协商确定价格，电煤价格完全放开由市场形成。 我国的煤炭价格改革开始于1985年。此前，我国对煤炭曾长期实行管制价格，1984年以前煤炭实行单一计划价格，政府通过提高统配煤矿出厂价和对煤炭企业补贴来调动煤炭生产企业的积极性。这种政府管制的煤炭价格机制，使得煤炭价格只有国际煤炭市场价格的1/6左右，煤炭行业全面亏损，国家每年对煤炭行业的财政补贴高达数十亿元。1985-2012年，煤炭实行政府指导价格与市场价格的“双轨制”。所谓“双轨制”是指国家控制的煤炭由政府定价，国有增产煤及小煤矿由市场定价，两种煤炭定价方式并存，即增量煤随行就市、存量的重点合同煤实行政府指导价。煤炭价格的“双轨制”，其初始目的是保障煤炭供应，扶持弱小的煤炭企业，对我国煤炭市场的供应稳定以及煤炭企业的快速成长功不可没。但随着经济发展和煤炭价格大幅度上涨，“双轨制”价格政策导致了计划煤与市场煤的大幅差价，引发煤企、电企一系列新的矛盾，阻碍了煤炭价格的市场化进程。2013年的电煤价格并轨，煤炭价格市场化改革进程基本完成。 (三)原油价格基本国际化 2013年，我国原油价格基本国际化，成品油指导价挂钩国际油价。成品油价格跟踪国际原油价格，每10个工作日调整一次的定价方法，标志着我国原油与成本油价格更加国际化。原油价格由原油基准价加升贴水构成，其中，原油基准价由国际市场相近品质原油离岸价加关税来确定，升贴水由购销双方根据原油运杂费负担和国内外油种的质量差价以及市场供求等情况协商确定。 我国原油、成品油价格改革始于1998年。之前，原油、成品油价格实行严格的政府管制价格，从出厂价到零售价均由政府定价。随着国际油价的大幅波动及我国石油对外依存度的不断提高，这种定价机制使得国内原油价格不能反映市场供求变化。1992年以前，我国原油价格大约只有国际原油市场价格的一半左右，1997年高于国际油价10％左右，1998年国内油价又高于国际价格25％。正是这种定价机制，导致了当时石油加工行业政策性亏损、成品油走私猖獗。1998年以后，原油和成品油价格由单一的政府定价改为政府指导价，并与国际油价接轨。 (四)天然气价格改革不断深入 2013年，国家发展改革委《关于调整天然气价格的通知》标志着我国天然气价格改革向市场化迈出关键一步。价格管理由出厂环节调整为门站环节，天然气价格实行与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，政府对门站价格实行最高上限价格管理。政策主要对非居民用天然气价格进行调整，增量气门站价格一步到位，按净回值法形成门站气价；存量气逐步调整，争取在“十二五”末调整到位。这次天然气价格调整在一定程度上解决了进口管道气、LNG价格倒挂问题，对保障国内市场供应、优化能源结构起着积极作用。可以说，建立新的天然气价格机制，是天然气价格市场化改革过程中的关键一步。 我国气价改革起步于1987年。之前，国内天然气价格完全由政府制定。1987年以后，天然气实行“双轨制”，1987年10月27日国务院批准的由国家计划委员会等四个部门发布的《天然气商品量管理暂行办法》明确天然气价分为计划气价、政府指导价和协议价三种，计划气由政府直接定价，计划外和新增气实行政府指导价，极少量的气通过协议定价。2005年12月23日国家发改委发布的《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》，将天然气价格分为国产陆上天然气一、二档气价，一档气实行政府指导价，二档气实行与可替代能源(原油、LPG、煤)价格挂钩定价机制。2010年取消“双轨制”，天然气统一实行政府指导价。 (五)电力价格市场化稳步推进 2013年，我国规范了销售电价分类结构，扩大了电力大用户直购电试点范围，水电价改迈出市场化一步： 1.2013年5月，国家发展改革委《关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》(发改价格[2013]973号)把现行居民生活、非居民照明、商业、非工业、普通工业、大工业、农业生产用电价格等8大类销售电价，逐步归并为居民生活、农业生产、工商业及其他用电等3类用电价格，此举为推进销售电价改革提供了有利条件。 2.2013年，国务院取消国家能源局对大用户直购电试点的审批，国家能源局、工信部下文明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易。用户购电价格由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。在国家未核批输配电价前，电力用户和发电企业自主协商价格，将交易协商的上网电价与政府批复上网电价间的价差，等额传导至用户对应类别目录电价中的电度电价，用户基本电价维持不变。 3.新增水电跨省区交易由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格减输电价格协商确定。新的水电价格形成机制，使得水电定价进一步迈进价格市场化；对保留的政府定价部分实行标杆价格管理，进一步减少了政府定价过程中的自由裁量权，有利于引导水电合理投资，激励水电企业降低成本，将对水电产业健康发展产生积极影响。 我国电力价格改革始于1997年。1984年以前，我国对上网电价实行严格管制，电力行业实行国家垄断的垂直一体化经营，电厂与电网实行统一核算，严格意义上说没有单独的上网电价，发电厂主要从目录电价中获得回报。1985-1997年这一阶段，上网电价实行还本付息电价。1997年以后，“政企分开”国家电力公司成立，电力部撤销。《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)被视为电力体制改革开端的标志。5号文核心是实施厂网分开，竞价上网；重组发电和电网企业；从纵横双向彻底拆分国家电力公司。在电价方面，将原来的还本付息电价改为经营期电价，并先后出台了《电力厂网价格分离办法》和《电价改革方案》，对厂网分开后电厂的上网电价进行规定，按成本补偿原则计算；2004年出台标杆上网电价政策，统一制定并颁布各省新投产机组上网电价，以及出台煤电价格联动机制措施。 二、我国能源价格改革存在的问题和困难 (一)煤炭价格机制的稳定性还不确定，煤炭价格中成本还不完备 我国煤炭价格市场化改革取得了实质性进展，但是还存在不少问题需要深化改革。 1.政策稳定性还有待于时间的检验。在经济增长速度放缓、能源供给较为宽松的环境下，现行煤炭价格市场定价机制仅运行了一年。从改革历程中可以看出，决定煤炭价格形成机制的主要障碍在于煤电双轨制。由于具有垄断地位的5大电厂与众多煤炭生产企业难以协调一致，因此从某种意义上来说，只要电力价格市场化不完成，煤炭价格市场化的稳定性就会受到挑战。 2.煤炭价格机制成本不完备，不能合理反映资源成本、环境成本和生态补偿成本。煤炭资源价格扭曲，价格中资源成本过低，导致煤炭资源税从价计征的改革推进困难。我国是在开采后按煤炭销售量确定资源税，相比之下，美国煤炭资源价格是在充分考虑煤炭资源量、禀赋条件、煤质、开采条件、地理位置、交通运输条件和勘探程度，以及煤炭资源最大回收率等因素的基础上，按照明文规定的资源价格计算方法确定招标价格，然后进行招标，通过市场形成的。另外，煤炭企业成本核算中，不包含生态成本与环境成本。 3.矿产权取得的价格机制不透明、不合理，煤矿产权交易市场缺失。相比之下，美国的煤矿资源定价机制透明、公开，值得借鉴。在美国要获得煤炭开采权，要按竞争性定价一次付清资源价格。获得的方式应通过招标竞价。 (二)石油价格形成机制尚待完善 虽然目前国内成品油价格与国际原油价格走势高度相关，但并不是由国内供求关系决定，不是真实的市场化价格。以上海燃料油期货价格为例，由于受到国家政策和国内供求的影响，价格会出现与国际油价相背离的走势，其市场化程度还有所欠缺。 自然垄断环节缺乏有效的市场监管，成本不透明。如成品油价格构成中，包括原油、物流、炼化的税赋和生产成本等，价格机制并不清晰。在原油资源开采、进口、批发等方面存在着严重的行政性垄断和市场准入障碍，没有放开可竞争环节，石油市场竞争主体发育不完善。 与国际主要石油消费国相比，石油价格改革进程明显落后。美国早在1981年就基本实现成品油价格市场化，日本和韩国的成品油价格市场化也在2001年前后完成，见表1。美国成品油价格由市场形成，价格包括原油成本、加工成本、运输费用和联邦税州税四部分。其中，前两项的比重较大，各部分的比重随着石油价格的变动而变动。
此外，也有印度成品油价改不成功的经验教训值得汲取。印度于2002年4月开始实行有管理的市场定价，成品油价格由企业成品油完税价格制定。但由于国家将巨额补贴负担转嫁到了企业，使企业经营状况恶化，到2006年随着国际油价的不断攀升、国内通货膨胀压力不断加大，在采取多项措施未能完全有效时，政府对成品油价格重新管制，成品油市场化改革失败。 (三)天然气价格市场化进程还需加快 尽管工业用天然气增量价格市场化改革取得了重大突破，但是非民用天然气存量价格改革和民用天然气改革还未涉及，天然气生产、管道运输和燃气销售等各环节都是政府定价或政府指导价格。现行天然气价格机制不能反映市场供求关系与成本，价格中不包括峰谷成本、不区别气源气质优劣、不能反映不同用途供气成本、不反映资源的稀缺性。 天然气价格改革需要电、油等体制改革配套进行，天然气的管理体制、市场结构的改革也需同步推进。可以推断，如果我国天然气价格改革难以落实到位，继续维持低价销售政策，那么即使国内天然气供应能力大幅提升，但天然气需求缺口很难由国际市场满足；如果天然气价格市场化改革顺利，但缺乏充分体现不同能源的成本、热值比价和环保比价的配套措施，那么用气需求可能受低价能源如煤炭的竞争的影响，这种结果将不利于我国能源结构优化。因此，明确天然气发展战略和配套改革政策，深化油、电体制配套改革十分重要，它是我国能源结构能否优化的关键。 (四)电力价格改革曲折前行 我国十年前就启动的电力市场化改革异常艰难，定价机制曲折前行。早在2002年国务院《关于印发电力体制改革方案的通知》(国发[2002]5号)就明确了电力改革方针“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，到目前对上网电价、输配电价和销售电价仍实行垂直化垄断，电力价格依然是“统一领导、分级管理”，市场化电价机制无法形成。一方面，电力改革一直被一些利益相关部门、企业和阶层所牵制和左右，致使电力体制的矛盾不断积累和激化。另一方面，电力价格波动牵一发而动全身，影响价格总水平。因此，国家对电力价格市场化一直持谨慎的态度。 三、深化能源改革的目标与路线图 能源改革中还有许多不确定性。第一，能源市场化改革、不同市场主体之间的公平竞争，是否有助于行业效率的提升和能源供应安全。第二，能源价格改革如何有序推进，如何更好发挥市场的作用又符合中国的国情，如何在保障民生和经济可持续发展的前提下促进能源结构优化、保障市场平稳发展。为此，需要明晰进一步深化能源价格改革的方向和路径，明确“十二五”最后两年能源价格改革的任务。 (一)煤炭价改目标与路线 煤炭价格改革的方向是建立反映煤炭资源成本、环境成本和生态补偿成本的市场化价格形成机制。 具体的煤价改革路线图是：清理煤炭行政性收费，推进煤炭资源税从价计征改革，建立煤矿产权交易市场；加快电煤运价市场化改革；完善煤炭成本构成，将煤炭矿业权获得成本、开采成本、生态环境成本等计入煤炭价格。 “十二五”最后两年的煤炭价格改革，重点是清费立税、推动资源税改革，清理整顿涉煤基金，加快推进煤炭资源税从价计征改革。 (二)石油价改目标与路线 石油价格改革的方向是政府不再直接指导成品油价格，油价以产品成品为主，受供需关系、国际形势、期货市场的影响，在市场竞争中形成。 具体的油价改革路线图是：逐步放开原油、成品油的进口权，适当放开成品油出口限制，允许加油站经营多种品牌油品；理顺成品油出厂价、批发价和零售价关系，规范成品油价格形成的市场机制；政府将现行价格公布交给第三方机构，政府不再直接规定成品油价格；建立国内与国际市场连通、具有重要定价影响力、以“中国原油”为标准产品的石油期现货交易市场。 “十二五”最后两年的油价改革重点，可能会集中在石油销售的混合所有制改革。除此之外，适当放开原油进口权、加大成品油市场化定价力度也应作为2014-2015年油价改革的重点。加大成品油定价市场化力度，可以通过以下三种途径实现：一是缩短调价周期(从10天缩短到5天)，从滞后定价逐步过渡到实时定价，从而向更合理的市场规则迈进；二是适当扩大成品油零售企业在中准价基础上上下浮动的范围；三是设定最高与最低限价范围。政府根据我国成品油的供需关系，确定成品油价格的最高与最低界限，允许价格在相对较大的范围内波动。 (三)天然气价改目标与路线 天然气价格改革的方向是：气源价格完全放开由市场形成，管道运输和配气价格由政府监管。 具体的天然气价格改革路线图是：非居民用存量天然气价格逐渐调整到位；居民用天然气逐步推行阶梯气价，建立购气成本与城市管道燃气销售价格的联动机制；居民用气与非居民用气价格并轨。理顺煤、油、气价格关系，建立有利于优化我国能源结构的能源价格比价体系。从目前天然气价格改革的进展速度看，要实现天然气市场定价还需要较长一段时间，这一轮天然气价格改革任务很重。 “十二五”最后两年，天然气价格改革的主要任务是：适时调整非居民用存量天然气门站价格，实现存量气与增量气并轨；所有通气城市建立阶梯气价制度。阶梯气价分为三档，各档气量价格实行超额累进加价，第一、二、三档气价原则上按1∶1.2∶1.5左右的比价安排。 (四)电力价改目标与路线 电力市场改革方向是增加电力交易主体，建立多买多卖的交易市场，实现电价市场化。 具体的电价改革路线图是：构建全国电力市场，“放开两头、监管中间”，发电侧竞价上网，上网电价由发电市场竞争或发电企业与大用户双边合同确定；输配电价实行政府管制，形成直接反映电网企业效率的、独立的输配电价；用电侧竞价购电，居民继续实行政府指导的阶梯电价。 “十二五”最后两年，电力体制改革或将有所突破，改革的重点任务在售电侧市场化，即推进售电侧电力体制改革试点，引入民营资本进入售电侧，形成多元化售电市场；推进大用户直购电，推行居民用电峰谷价。 四、深化能源价格改革应遵循价改规律 深化能源价格改革，就是要突破能源价格改革难点，让市场发挥决定性作用。在此过程中，要注意遵循能源价格改革的一般规律，借鉴国际能源价格改革的经验和教训。 (一)防止市场价格机制导致过度竞争 能源价格改革本身并不是目的，价改的根本目的是建立保障国家能源安全和能源供给的公平市场体系。政府在进行能源价格改革提高市场竞争性的同时，力求达到国家预定的经济、环保和能源安全的目标。 能源改革对我国经济结构、经济增长、产业竞争力、物价和人民生活等都会产生影响。如果改革导致能源价格波动过大，则经济和社会在短期内将难以承受。因此，能源价格市场化改革，并不意味着放任不管。政府应通过间接地、宏观的手段对能源价格进行监管，并保留对国内能源可能产生紧急情况的管理权力。政府可以通过利率、能源储备、行业立法，以及设立资质与技术法规等手段，规范能源市场经营者的行为，对市场中不平等竞争和垄断行为进行法律约束，防止价格垄断、哄抬物价、恶性竞争等行为的发生，以保证市场的有效运行。 (二)能源价格机制要与能源自然禀赋相关联 能源价格市场化改革方向与一国的能源自然禀赋是相关联的。能源自然禀赋条件好，生产供应充足的国家，其能源价格由市场形成；而对于能源主要依靠进口的国家，其能源价格改革的市场方向则是与国际油价挂钩。能源价格市场化成熟的国家，主要是那些能源资源丰富的发达国家(如美国、加拿大)，由于这些国家的能源产量潜力大，能源价格维持在相对较低的水平，放松价格管制，不会给其带来能源价格的大幅波动。而对于能源进口国，能源价格改革市场化的方向通常是与国际油价挂钩，欧洲天然气价格改革就是如此。需要注意的是：对于天然气进口国，在天然气国际贸易中，与油价挂钩的长协定价机制影响力很大，气源价格被动地跟石油这种替代能源挂钩，明显高于生产成本，从而影响了整个价格体系。 (三)能源价格机制要与能源产业发展成熟度相协调 从各国的能源价格机制变迁中不难发现，能源价格机制是与该国的能源产业发展成熟度密切相关，我国的能源价格机制也应尊重这种规律。 在能源产业发展初期，能源价格实行严格的政府管制。一般采用成本加合理利润的方式进行定价，管制价格能够保障供求双方的利益，有利于能源消费市场的形成。如天然气行业，在产业发展之初实行严格价格管制。价格管制可以减轻垄断的影响，控制天然气价格，保障供求双方的利益，有利于天然气消费市场的形成，但长期的低价管制政策也遏制了天然气产业的发展。 随着产业的逐渐成熟，需要放松价格管制。长期管制价格，不能正确反映能源资源价值，不能反映市场变化，遏制能源生产供应的积极性，导致供不应求的局面。因此，需要放松价格管制，适当提高能源生产与供应的积极性。 到了产业发展的成熟阶段，价格由市场形成。如天然气行业，生产、输送、配送和销售环节逐步分开，天然气管道放开允许多种气源共同通过管道输送。除了天然气管网自然垄断性需要实行价格管制外，天然气进入市场定价，气价不再由替代能源价格决定，而主要由多种气源相互竞争决定，用户可以自由选择不同的气源。 反思我国天然气定价机制，存在价格机制与产业发展成熟度不够协调的情况。例如，1956-1986年的低价鼓励就地使用天然气政策，对天然气产业成长规律的考虑就不够充分。在1956-1986年长达30年，为鼓励就地使用天然气，天然气井口价格只有30元/千立方米到80元/千立方米。过低的管制价格，在产业发展之初的确起到了鼓励当地消费的积极作用。但是，随着天然气产业的发展，它抑制了天然气市场需求(就地利用和过低的价格不利于管网建设)，挫伤了天然气生产者的积极性，也不利于引进国外气源，反过来阻碍了天然气产业的发展，也影响了整个国家的能源转型升级。我们可以大胆猜测一下，如果放松天然气价格管制的改革能提前20年，如果我们在制定天然气价格政策时更多考虑天然气产业发展的规律、考虑能源工业的转型升级的话，那我国天然气消费量还会是不到1700亿立方米这样的规模吗?我们经济发展的环境压力会不会小一点?如果天然气价格改革跟不上产业发展的步伐，随着我国天然气消费市场的扩大及进口气的增加，将会引发许多问题，诸如由价格管制带来天然气短缺、进口气亏损等问题将很难得到根本解决①。 (四)能源价格机制改革要与市场结构改革协调进行 我国电力价格改革、天然气价格改革进展缓慢的原因之一，是这些领域的市场结构改革滞后于价格改革的需要。要通过市场结构改革为放开价格创造良好的市场基础。对比国外，如美国的成品油价格完全由市场形成，与美国的成品油市场结构是分不开的。在美国，成品油是垄断竞争市场，成品油供应商有埃克森美孚、壳牌等几十家公司，任何一个成品油供应商占有的市场份额均不足以完全操纵市场。再例如韩国的成品油价格市场化改革也在市场结构改革的基础上顺利完成的。韩国政府对加油站和炼油业的限制，随着价格改革的推进也逐步减少。到价格放开的时候，对加油站的限制已基本取消，同时也允许外商进入投资炼油、零售等多个业务领域。 天然气价格改革也是这样，正反两方面的例子都有。美国天然气市场化定价是建立在政府强制管道公开准入，气源、运输、销售等业务环节相对独立经营的基础之上，通过将洲际管道企业的销售职能剥离，使得天然气经营企业可以公平的争取客户，从而实现多种气源竞争。英国的管制放开也经历了类似的过程。相反，俄罗斯由于Gazprom公司掌握气源和管道，虽然政府试图放开管制，但仍未实现公开三方准入，天然气国内价格市场化改革进展并不顺利。 反观我国能源价格改革，市场结构改革是最难撬动的环节。以油气价格改革为例，我国油气市场结构是典型的寡头市场，三大石油公司原油产量占比80％、天然气产量占比90％、天然气管道占比超过75％、原油管道占比超过63％、炼油能力占比81％、加油站占比51％。要打破这种垄断，困难和阻力巨大。例如，国家能源局于2014年2月发布《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》，明确石油或天然气管线运营商须在任何拥有过剩运能时将管线和辅助设施向公众公平开放。尽管政策出发点是有利于公平竞争，但这一政策可以说是隔靴瘙痒，因为管道运营商总能以管道无富余运能为由拒绝第三方使用，即使真有富余运能可用，也很可能是断断续续地出现在淡季或非高峰时段。因此，强制剥离油气管线，才是油气价格改革得以顺利推进的关键所在。 注释： ①2012年，中石油因进口天然气形成的亏损是419亿元。
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