文|王震1, 2 薛庆2
1. 中国石油天然气集团公司政策研究室；2. 中国石油大学（北京）能源战略研究院
充分发挥天然气在我国现代能源体系构建中的主力作用
—— 对《天然气发展“十三五”规划》的解读
摘要：随着各级政府的天然气“十三五”规划相继出台，以及相关部门对治理灰霾的愈加重视，天然气迎来了成为我国主力能源的战略机遇期。为此，结合中华人民共和国国家发展和改革委员会制定的《天然气发展“十三五”规划》，从供给侧、需求侧、价格体系和基础设施建设等环节入手，预测了我国天然气产业在“十三五”期间的发展态势，从全产业链的角度提出了切实可行的改革建议。研究认为：①在供给侧方面，我国天然气产业需要达到可获得（Availability）、运得到（Accessibility）、用得稳（Assurance）、买得起（Affordability）、有责任（Accountability）等5 个标准，打造5A 级天然气产业链；②在需求侧方面，空气污染治理间接推动天然气消费量的增加，燃气发电有望成为消费量增长的主力，天然气交通的发展会为产业带来新机遇。基于上述研究成果，认为当前价格体系和基础设施建设两大短板制约了我国天然气产业的发展，需要通过进一步的改革破除体制机制的障碍，在天然气市场面临诸多不确定性的前提下，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，从而确保天然气在我国现代能源体系的构建中发挥主力作用。
2016 年 12 月，中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）在《能源发展“十三五”规划》的基础上，制订并印发了《天然气发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》针对当前我国天然气产业存在的消费量增速放缓、国内勘探投入不足、体制机制结构性矛盾突出、基础设施建设和维护任务艰巨等问题，从指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和组织实施等方面，对“十三五”期间天然气产业的发展进行了整体规划。2017 年以来，全国部分省份和直辖市也陆续以天然气专项规划或能源规划的形式，对“十三五”期间的区域性天然气产业发展做出了部署。
各级规划的相继出台以及政府对治理雾霾的高度重视，为天然气上升为我国的主力能源提供了一个难得的战略机遇期，但天然气市场仍然存在诸多不确定性，是未来发展的潜在隐患。为此，笔者从供给侧、需求侧、价格体系和基础设施建设等各个环节入手，从全产业链的角度提出了切实可行的改革建议，以期促进我国天然气产业有序、健康、可持续发展。
1 供给侧打造5A 级天然气产业链
完善的供应体系是天然气产业可持续发展的基础和保障，具体到产业链各关键环节，应分别达到“可获得（Availability）、运得到（Accessibility）、用得稳（Assurance）、买得起（Affordability）、有责任（Accountability）”等 5个标准，简称为“5A”。笔者分别从上述 5个方面，基于供给侧结构性改革的理论，对“十三五”期间我国保障天然气供应安全的行动路径进行解析。
1)“可获得”，是指天然气供应能力必须得到保障。立足国内资源、加强勘探开发是“十三五”期间天然气供给侧着力发展的方向。《规划》指出，到 2020 年，我国预计实现天然气新增探明储量4.42×1012m3，国内生产天然气 2070×108m3，形成3600×108m3以上的天然气综合保供能力（图1）。其中，常规天然气产量达到 1670×108m3，页岩气产量达到300×108m3，煤层气产量达到 100×108m3，进口气能力达到 1530×108m3。
2）“运得到”，是指供需两端的联通、市场的拓展，必须依靠广泛高效的天然气管网来实现。“十三五”期间，我国要进一步完善西北、东北、西南和海上四大进口通道建设，提高干线管输能力，加强区域管网和互联互通管道的建设。为此，《规划》计划新建天然气主干及配套管道 4×104km，到 2020 年全国管网总里程达到 10.4×104km，干线输气能力超过4000×108m3/a，力保我国天然气产业的快速发展。
3）“用得稳”，是指为了保障天然气的安全、稳定供应，必须在天然气管网系统中形成强大的综合调峰能力。《规划》提出，要重点推动天然气储备调峰能力建设，推进 LNG 接收站及分销设施建设，到 2020 年，地下储气库累计形成工作气量 148×108m3。完善的综合调峰设施是天然气管网系统的重要组成部分，是保障天然气安全、稳定供应的重要手段。
4）“买得起”，是指为了促进天然气市场的发育，必须建立科学合理的价格体系。2020 年前，天然气市场化改革的具体路径是：①推动天然气管网运输和销售分离，大力推进天然气基础设施向第三方市场主体开放；②放开非居民用气价格，进一步完善居民用气定价机制，加强天然气管输价格和成本监审，有效降低输配气成本，扩大天然气利用规模；③建立完善上、中、下游天然气价格联动机制，加大天然气下游市场的开发培育力度，供气企业合理承担普遍服务义务，形成终端市场的竞争环境；④依据市场化原则，允许更多符合条件的企业参与天然气进口。
5）“有责任”，是指天然气从开采、储运到利用的全产业链各环节，必须做到环境友好，实现真正的清洁低碳化利用。尽管与煤炭和石油相比，天然气更加清洁低碳，但其终归属于化石能源范畴。无论是作为工业燃料、发电燃料，还是化工原料，天然气的利用都要做到低排放甚至零排放，满足最严、最高的环保标准。同时，《规划》也提出，“十三五”期间要健全天然气产业法律法规体系，完善产业政策体系，建立覆盖全行业的天然气监管机制。
2 需求侧发挥天然气清洁利用优势
随着我国天然气市场的发展，天然气利用范围不断拓展。《规划》预计“十三五”期间，天然气需求增量主要来自大气污染治理重点地区的气化工程、天然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程和节约替代工程。到 2020 年，天然气占一次能源消费量的比重力争提高到 8.3%～10.0%，比《能源发展“十三五”规划》中 10% 的目标多了弹性空间。
2.1 治霾有望推动天然气消费量增加
在环保政策的重压下，雾霾治理已成为各级政府最为关注的重大民生问题之一。京津冀、长三角、珠三角、东北等地区“煤改气”项目的大规模实施，将推动天然气需求量高速增长。煤改气主要针对民用散煤和工业燃煤锅炉。2015 年，我国城镇居民气化率达到 40%，仍远低于发达国家水平（美国为 90%、英国为 85%）；人均用气量为23 m3，分别仅为美国和英国人均用气量的 1/19 和 1/33（美国人均用气量为 428m3、英国人均用气量为 752 m3）[4-5]。随着城镇化步伐的加快和相关部门环境污染治理力度的加强，我国城镇燃气需求量增长潜力巨大。此外，“煤改气”工程将在全国地级及以上城市建成区基本淘汰 10 t/h（1t/h=2.5 GJ/h）以下的燃煤锅炉，完成 35 t/h 及以上燃煤锅炉脱硫脱硝除尘改造、钢铁行业烧结机脱硫改造、水泥行业脱硝改造，替代锅炉用燃煤 18.9×104t，相关政策落实后，预计将新增用气量 450×108m3。
2017 年初，各省市自治区陆续制定了地方“十三五”天然气发展目标，充分体现出加大天然气利用量、“保卫蓝天”的行动决心。截至目前，图2中的 10个省市 2020 年天然气消费目标总量累计已超过1 900×108m3。如果各省市区的目标均成功实现，则2020 年全国天然气消费总量将有望超过《规划》要求的保供目标（3600×108m3）。
2.2 燃气发电有望成为天然气消费量增长的主力
目前，燃气发电在我国天然气消费量结构中的比重远低于世界平均水平，“十三五”期间有望成为天然气消费量增长的主要驱动力。2015 年，我国发电用气量为 294×108m3，气电装机容量为 0. 66×108kW，气电发电量为 1658×108kW·h，装机容量和发电量在电源结构中占比分别只有 4.3% 和 2.9%，远低于世界约 30% 的平均水平。从天然气消费量结构来看，2015 年我国发电用气量占天然气消费总量的 15%，与美国（35%）、英国（27%）、日本（69%）的比重相比也有很大差距[6]。在资源供应保障力度加大、燃机技术进步、环保要求提高等多重因素的推动下，天然气发电将成为我国未来天然气利用的主要方向和电源燃料结构的重要组成部分，气电的环保优势、在电网中的调峰安保作用将得到进一步的发挥。预计到 2020年，我国新建天然气调峰电厂、热电联产电厂、分布式能源项目装机规模总计将达 0.45×108kW，总装机容量规模将达到约 1.1×108kW，占发电总装机容量的比例超过 5%，天然气利用规模约 730×108m3。
2.3 天然气交通迎来发展新机遇
与成品油燃料相比，天然气在公共交通运输领域拥有污染物排放量小的明显优势，目前主要用于汽车和船舶的燃料消费。截至 2014 年底，我国 LNG船舶保有量为 64 艘，处于示范试点阶段；截至 2015年底，我国天然气汽车保有量约 500 万辆，占全部汽车保有量的 1.8% 。从全生命周期看，燃气公交车、出租车的经济性较好，能源利用效率高且环保优势明显，收回改装成本或抵消原装差价后，每年可节约较为可观的燃料、保养和运行费用，而船舶使用LNG替代油料的价格承受能力则更高。“十三五”期间，政府将继续研究制定天然气车船支持政策，积极支持天然气汽车的发展；推动划定船舶大气污染物排放控制区，并严格执行减排要求，鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气（LNG）为燃料的运输船舶。根据《规划》提出的目标，2020 年将气化各类车辆约 1000 万辆，配套建设加气站超过 1.2 万座，船用加注站超过 200 座。这意味着车船用天然气利用规模将介于 500×108～600×108m3。
3 价格体系和基础设施建设两大短板亟待补足
3.1 天然气与煤炭、成品油等替代能源相比尚不具备价格竞争力
在发电领域，燃煤发电成本计算参考国家能源局报告和燃煤电厂的可行性，假设：①煤电机组装机容量为 100×104kW、运营 20 年、折现率为 9%，燃煤机组的初始单位投资设为 4500 元/kW，年运行 5000h；②其他运营成本约为 0.045 元 /(kW·h)；③燃料成本平均供电标准煤耗 300 g、发电标煤价格为 700 元/t，则发电总成本为0.354 元/(kW·h)。而燃气发电成本的计算，假设：①燃气组装机容量40×104kW、初始单位投资设为 3500 元 / kW、年运行 3500h；②其他运营成本约为 0.065 元/(kW·h)；③供电气耗量为 0.18 m3/(kW·h)，发电气价为 2.8 元/m3，则发电总成本为0.679元/(kW·h)，高于燃煤发电。若要燃气发电成本与燃煤发电成本持平，按年运行5000 h 计算，则天然气价格要降至 1.17 元/m3；若运行 3500 h，则要降至 0.99 元/m3，趋近于美国的气价水平。因此根据目前的电价测算公式，燃气发电在价格竞争上处于绝对劣势。这也是我国 300 MW以下低效率、重排放燃煤机组依然占全国总装机容量约 25% 的原因。
低碳排放是气电相对煤电的主要竞争优势所在。天然气热效率比煤炭提高约 10%，冷、热、电三联供热效率较燃煤发电高近 1倍，而二氧化碳排放量却只有煤炭的 59%，大型燃气—蒸汽联合循环机组二氧化硫排放浓度几乎为 0，氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的 73% 且无粉尘排放。因此，合理的上网电价定价测算，应该将气电的灵活性、调峰、节能、环保等因素纳入价值考量，建立气电、气热价格联动机制，有效疏导燃料成本。
目前，由于我国天然气发电产业存在政策不够健全、市场发育不够成熟、核心技术尚未掌握、发电与供气不协调等多种影响因素，导致天然气发电成本居高不下。到 2020 年，天然气发电装机规模的规划目标要超过 1.1×108kW，比 2015 年增长 67%。要实现《规划》中为气电设定的这一高增长目标，不仅需要重大科技的攻关和燃气发电核心设备的国产化，还需要将外部性成本纳入电价测算公式，以建立合理的气、电市场化定价机制。
在交通领域，天然气的利用主要集中在汽车和船舶。车船“气代油”主要替代的是汽油、柴油和燃料油。在制造技术方面，我国已有多款 LNG 单燃料客货车进入车型目录，LNG 重卡技术也日益成熟。在经济性方面，根据市场经验，当油气比价介于 1︰0.6～1︰0.7 时（合理的油气比价约为 1︰0.7），天然气汽车发展较为平稳；而当油气比价高于 1︰0.6时，天然气汽车将迅猛发展，此时尽管天然气汽车购置价格比柴油客车高 4 万～7 万元，但 LNG 单燃料客车相对柴油客车的保养费用约节省 200 元/a，燃料成本节约则在 2 万元/a 以上。因此购新车的差价和改装车成本都可以在 3 年内回收（表1、图3）。
2014 年下半年以来，天然气汽车经历了油价持续低位运行、气价与油价倒挂的艰难时期，经济优势逐渐减弱，但 2016 年 1 月起，国际油价探底回升、震荡上行，布伦特和 WTI 原油全年均价已分别反弹至 45.13 美元/桶（1 桶=159 L）和 43.47 美元/桶。如果 2017 年布伦特原油均价能够达到 53～58 美元/ 桶，油气价格倒挂的现象将得到显著改善，天然气汽车发展前景将明显好转。不过，天然气在交通领域的利用还面临着电动汽车的激烈竞争。国家对新能源汽车的补贴政策刺激了电动汽车产销量的爆发式增长，在缺乏同类补贴的前提下，天然气汽车市场可能会受到较大冲击。
到 2020 年，各类车辆的气化目标合计约 1000万辆，这意味着在 2015 年天然气汽车保有量的基础上，增长幅度需达到 100%，实现难度较大。天然气交通的大力发展有赖于交通领域天然气技术标准的完善，以及船舶大气污染物排放控制区的划定。此外，相关部门也需采取气价与油价联动、环保驱动、天然气汽车补贴等扶持措施，保障规划目标的如期实现。
3.2 基础设施建设能力不足，难以满足市场输配调峰的需要
地下储气库和管网等基础设施建设不足、输配调峰矛盾突出，已成为目前中国天然气发展的最大瓶颈。为保障用气高峰期供气充足，避免出现“气荒”现象，地下储气库的作用至关重要。我国的地下储气库研究和建设起步较晚，与发达国家相比存在着明显差距。据国际天然气联盟（IGU）的数据显示，截至 2015 年底，全球正在运营的地下储气库约 630 座，有效储气量 3588×108m3，储消比（是指天然气调峰量与天然气需求量的比值）约为 10. 3%，其中美国、英国和德国的储消比都介于 17%～25% 。根据 IGU 的经验，当一国天然气对外依存度达到或超过30% 时，地下储气库的工作气量应该超过天然气消费量的 12% 以保障供应安全。2015 年我国天然气表观消费量达到 1931×108m3，地下储气库调峰气量为55×108m3，调峰气量占天然气消费量的不到 3%，调峰能力严重不足。随着我国天然气需求量的快速增长，夏季低谷消费量和冬季高峰消费量之间相差数倍的现象更加明显。若 2020 年天然气消费量达到 3600×108m3，按照储消比为 12% 进行计算，2020 年我国天然气调峰需求量为 432×108m3，以目前调峰设施的能力远不能满足未来天然气市场的调峰需求。由此可见，“十三五”期间地下储气库建设任务依然艰巨。《规划》提出，到 2020 年，我国储气库工作气量将达到148×108m3，约占全国天然气消费总量的 4.1%，仍然远低于 IGU 划定的安全运营水平，构建适应中国市场供需形势的综合调峰机制迫在眉睫。
管道方面，根据美国天然气行业的发展经验，在消费量为 1300×108m3时，管道长度已达17.5×104km。截至 2015 年底，我国天然气消费量达到 1931×108m3时，全国干线管道总里程才只有 6.4×104km，与发达国家历史水平相比，我国天然气管道建设明显滞后。若 2020 天然气消费量达到3 600×108m3，按照需求量 1.10～1.15 倍的输送能力保障市场输配，到 2020 年，我国管网输气能力应该达到 3960×108～4140×108m3/a。当前我国一次输气能力约为 2 800×108m3/a，只能满足 2020 年输配气量需要的 67.6%～70.7%，需要继续推进管道基础设施建设，以满足市场输配需要。预计“十三五”期间，我国将新建天然气主干及配套管道 4×104km，2020年总里程达到 10.4×104km，干线输气能力超过 4000×108m3/a，输送能力基本能够得到保障。
LNG 接收站方面，配套电厂支撑LNG 前期发展，但后期市场分配不均衡。截至 2016 年底，全国共建成 LNG 接收站 12 座，总接卸周转能力达46804×104t/a，折合天然气 655×108m3[11]。由于目前 LNG 接收站主要满足建站半径市场需求，而各地区天然气发展具有阶段性，LNG接收站建成后达产较快。2016 年，国内 LNG 工厂开工率介于31%～43%，年平均开工率为 36%[12]。由于各地区优先发展城市燃气，并且增量有限，为解决 LNG 接收能力快速增长所带来的供给相对过剩，各地区配套建设燃气电厂，以消耗多余气量。随着天然气市场的不断发展，价格承受能力高于电厂的城市燃气将出现需求量的显著增长，在提高 LNG 工厂开工率的同时，可能挤占电厂用气，带来结构性供应失衡的隐患。由此可见，LNG接收能力的增长可以增强供应能力和调峰能力，有利于市场的安全平稳运行，但也容易引起天然气基础设施建设的局部失衡，因而必须进行科学的优化配置。
4 未来天然气市场所面临的不确定性
《规划》把“十三五”期间的天然气消费量占比目标设定为 8.3%～10% 的弹性区间，充分考虑了未来天然气市场面临的诸多不确定性。具体而言，国际环境、国内经济、资源供应、体制机制改革等不确定性因素，都可能会对我国的天然气消费量增长带来较大影响。
4.1 国际天然气市场供需格局变化增加了天然气进口的不确定性
2016 年，全球经济低迷、传统天然气出口国产量扩张、美国成为天然气净出口国、伊朗产能释放、LNG 供应量增长等一系列因素改变了世界天然气市场的供应格局。天然气贸易量大幅增长后，供需基本面呈宽松态势，全年天然气均价进一步下跌，其中美国亨利港天然气现货价格降至 2.49 美元 /mmBtu （1Btu=1054.350 J），为 1999 年以来新低。在亚太地区，日本、韩国受核电重启和煤电竞争替代的影响，LNG 需求量下降，供应过剩加剧，亚洲 LNG 进口价格步入低谷。目前，尽管中国经济增长放缓，但受多地煤改气工程陆续投运、用户基数扩大的带动，天然气消费量依然保持增长态势，加上冬季保供压力的存在和进入执行窗口期合同数量的增多，LNG 进口量增长步伐加快。然而，随着生效合约量的不断增加，中国将在未来数年内面临日益严重的长期协议气量过剩问题。如果国内市场开拓乏力，则可能面临合约“照付不议”或转售困难的问题。这种情况在非消费高峰季节将更加严重。
供需格局变化的同时，天然气贸易中的定价权争夺日渐升温。当前，日本、韩国、新加坡等国都在竞相建设天然气交易中心，努力掌握地区贸易定价权，消除天然气的“亚洲溢价”现象。我国也在努力推进天然气交易平台的建设，2016年11月26日，上海石油天然气交易中心正式投入运行；2017 年 1月 13 日，重庆石油天然气交易中心也正式签约挂牌成立，一系列举措表明我国正在加入天然气定价话语权的争夺。天然气市场供需格局和价格机制的变化会直接影响价格水平，进而直接影响到我国的天然气市场。
4.2 我国经济增长放缓带来国内天然气供应的不确定性
我国经济进入新常态，国民经济增长速度由高速转为中高速，天然气需求量增速显著下降，国内天然气行业由卖方市场转为买方市场，销售出现困境，进一步影响上游生产。这种形势对煤层气、致密气等非常规天然气项目上产十分不利。尽管我国页岩气等非常规天然气在短短几年时间内取得了突破性进展，但总体而言，非常规天然气开发仍处于起步阶段，产业发展基础较为薄弱。当前我国非常规天然气项目投资大、周期长、效益不够理想、国家财政补贴递减，给页岩气、煤层气的发展带来了更大的不确定性。《规划》对页岩气和煤层气提出的产量目标相对于地方性规划而言较为保守，就是基于稳健、务实的原则。
此外，受困于低油价环境，油气企业纷纷削减上游资本支出，加之城市门站价格下调，上游环节利润空间被压缩，影响了上游企业生产的可持续性。国际天然气现货价格的走低，也给国内高成本天然气的生产带来成本压力，迫使其让出市场份额。这一现象在非需求高峰季节表现尤为显著。投资的压缩和市场份额的下降也可能会增加国内天然气供应的不确定性。
4.3 价格结构矛盾给天然气市场成长带来了极大的不确定性
天然气价格改革的成败，极大地影响着我国天然气行业的发展前景。在输配气定价环节，我国管网改革尚未完成，“网运分开”的管理模式尚未成形，省内支线和城市管网的运销分离有待进一步推动。2016 年 8 月 31 日，国家发改委出台《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，要求各地政府梳理天然气各环节价格、整顿输配气价格、建立长效监管机制。同年 10 月起，又陆续出台了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》（以下均简称《办法》），继续推进我国的输配气价格改革工作。然而，两个《办法》均针对的是跨省输气管道，未对省级支干管道的管输价格降幅标准做出明确规定。地方供气环节过多、加价水平过高、各省区域性输配气标准不统一，下游终端用户难以真正享受到市场化改革带来的政策红利。以浙江省的工业天然气销售价格成本组成为例，气源价格占 39%，干线管网的管输费占 24. 79%，省网管输费占 5. 41%，城市配气费占 30. 76%，其中的地方输配气价格仍有较大削减空间。2016 年，尽管北京、上海、浙江、广州、厦门、咸阳等地下调了非居民终端用户价格，但工业、车用、发电用气价格仍高于居民用气价格，对非居民用气的需求量拉动作用有限。当前，各省省内天然气管输费用标准的制定权限归地方政府所有，输气价格改革仍然处于摸底、征求意见阶段，具体核定和监管办法的落实尚待时日，亟需中央政府层面的积极推动。
在调峰定价方面，上述两个《办法》未提出对地下储气库进行单独核价，不利于地下储气库建设。北京市从 2015 年 12 月到2016 年 1 月，出现了天然气短缺的现象，政府被迫采取“限量保供”的应急措施，并一度暂停了工业企业生产用天然气。在国内天然气供应量充足的前提下，这类区域性、季节性气荒的根本原因在于储气设施建设激励不足、调峰定价不合理。目前，国内储气库建设和运营支出“打包”在石油企业的天然气管道建设费用中，没有体现出不同季节/时段的供气成本差异。而与此形成鲜明对比的是，美国的地下储气库库容为 1900×108m3，形成的调峰量为 1100×108m3，调峰能力占到了消费量的 15%以上，由于实行峰谷气价，储气库中剩余的 800×108m3可以实现盈利。两个《办法》中，仍未将储气库纳入核价范围，恐将降低企业未来建设调峰设施的积极性，不利于区域性、季节性气荒问题的解决。从全球天然气产业发展经验来看，储气库收费市场化是大势所趋，《规划》中也明确提出“加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰”的要求。因此政府应尽快出台相关办法。
我国天然气产业即将进入一个快速发展的战略机遇期，天然气能否发展成为主力能源，取决于改革能否破除体制机制的障碍。目前，在产业链的部分环节，依然存在着较高的资本进入壁垒，能否抓住当前全球天然气市场格局调整和我国深化油气行业改革的契机，推动全产业链改革，促进各种经济成分最大限度地公平参与天然气产业链各环节，营造公平、合规的经营环境，将极大地左右着我国天然气行业的发展前景。
5 结论
清洁低碳化是全球能源发展的大势所趋。《规划》提出，低碳的天然气是我国能源转型中的主力能源，预计 2020 年我国天然气供应能力将达到 3600×108m3，其中 57.5% 依靠国内资源供给。为了达成这一目标，我国天然气产业的供给侧要从管网建设、储气调峰、定价机制等方面不断完善，为打造 5A 级的天然气产业链推进行业体制改革；需求侧要抓好大气污染治理重点地区气化工程、天然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程、节约替代工程等四大利用工程。在《规划》目标实现路径中，现有能源价格体系和基础设施能力已成为限制天然气大规模利用的两大短板。因此在“十三五”期间，我国需要围绕“发挥市场配置资源的决定性作用”，在天然气产业链上、中、下游各环节，以及市场准入、管网运输和销售分离、价格形成机制等多个方面落实整改行动。（来源：《天然气工业》，2017 37卷 3期，刊出时间 2017-03-25）
作者简介：王震，1969 年生，教授，博士生导师，本刊第八届编委会委员；现任中国石油天然气集团公司政策研究室副主任，兼任中国石油大学（北京）教授、博士生导师，中国石油学会经济专业委员会副主任，非常规油气专业委员会副主任等社会职务。地址：（100007）北京市东城区东直门北大街 9 号。ORCID: 0000-0003-2676-8862。E-mail:wzhen@cnpc. com. cn
通信作者：薛庆，1987 年生，女，助理研究员，硕士生导师，管理学博士；主要从事能源金融与能源经济、跨国投资与并购等方面的研究工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路 18 号。ORCID: 0000-0002-9963-0031。E-mail:xueqing@cup. edu. cn
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