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投资要点：
能源领域市场化改革持续推进，国家油气管网公司成立在即。
随着下游消费量快速增长以及气源多样化，我国天然气行业现有定价机制及供输一体化模式弊端日益凸显。
在能源领域市场化改革持续推进的背景下，年初以来针对油气领域改革，领导人多次表态、方向性政策频出，明确天然气管输和销售分离，加快组建国家油气管网公司。
打破“三桶油”供输一体化模式，天然气市场化改革序幕拉开。
目前我国跨省干线管网85%以上、LNG接收站90%以上位于“三桶油”手中，天然气基础设施控股权高度集中。
我们判断国家油气管网公司成立后，有望逐步整合“三桶油”旗下跨省高压干线管网、LNG接收站以及持有的省级管网公司股权。
参考我国电力体制及欧洲管网改革经验，未来国家油气管网公司业务范围或严格限定在天然气长输管道领域，国家根据管网投资及运营成本，按照准许收益率核定天然气管输费，管网公司仅作为通道。
天然气产业利益分配格局或将重塑，非常规气生产商直接受益，进口LNG或为最大增量。
在“管住中间、放开两头”模式下，随着天然气上下游定价逐步放开，未来天然气价格将改由市场供需决定，低价气源竞争力显著增强。
分气源看，“三桶油”可以通过提升低成本常规气产量增厚利润，但是由于“三桶油”进口管道气存在成本-售价倒挂，增加的国产常规气或仍与进口管道气混合销售，协助分摊高价进口气成本，难以被下游用户直接获得。
非常规气具备一定价格优势，管网公平开放后销售渠道有望打开，非常规气生产商（如新天然气等）直接受益，但是由于非常规气占比较低，对下游用户利好有限。
进口LNG有望成为最大增量，当前国际LNG现货价格显著低于国内天然气价格，如果LNG接收站公平开放，现货LNG进口有望快速放量，沿海靠近接收站的地区有望大幅受益。
未来我国天然气产业链形成“X+1+X”格局，拥有气源资源的城燃公司优势进一步扩大。
由于LNG接收站对外开放仍需过程，我们判断上游短期内仍以“三桶油”为主，而下游城市燃气公司众多，预计竞争较为充分，在与上游的价格博弈中处于相对劣势。
手握气源的“三桶油”也享有多种有利条件积极进军、整合下游城市燃气市场。
站在“三桶油”之外的燃气行业投资主体角度，我们判断手握资源的企业（常规气、非常规气、LNG）会有更多的气价套利空间，在与上游的“三桶油”合作过程中也会有更多谈判筹码。
管网公平对第三方开放，也有利于掌握气源的企业利用管网将自身天然气资源输送到不同地点，或外售，或供应旗下城市燃气项目。
缺乏资源的区域城燃公司则相对被动，或成为城燃行业兼并整合的契机。
此外，我们判断下游城市燃气企业进军上游LNG接收站有望成为趋势，拥有拟建LNG项目的百川能源、湖北能源等，项目进展速度有望加快。
投资建议：
我们判断国家油气管网公司成立后，非常规气开采企业及拥有气源优势的城市燃气公司有望率先受益，首推
新天然气、深圳燃气
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建议关注：
百川能源、皖天然气，华润燃气、新奥能源、香港中华煤气。
风险提示：
天然气消费增速不及预期，国家油气管网公司资产整合速度不及预期
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引言：
我国基础设施领域市场化改革持续推进，国家油气管网公司成立在即。
随着宏观经济整体市场化改革加深，近年来我国基础设施领域市场化改革持续推进，电力（2015年电改9号文）、电信（2014年成立中国铁塔）等领域改革已相继开展。
2019年3月两会期间，国务院总理李克强在政府工作报告中再次强调深化电力、油气、铁路等领域改革，明确自然垄断行业要根据行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场。同月国家发改委发文要求深化石油天然气体制改革，组建国家石油天然气管网公司，实现管输和销售分开。
10月李克强总理主持国家能源会议，再次明确强调推进能源领域市场化改革，放宽油气勘探开发和油气管网、液化天然气（LNG）接收站、储气调峰设施投资建设以及配售电业务市场准入，鼓励各类社会资本积极参与。
年初以来领导人明确表态、方向性政策频出，国家天然气管网公司年内成立概念较大。本文试图在天然气市场化改革的大背景下，梳理目前国内主要的天然气基础设施资产，结合国内电改以及欧洲管网改革的经验，对管网公司成立后的运行模式以及对天然气产业链的影响做出展望。
国家油气管网公司开启天然气新一轮改革序幕。
经历数轮改革后目前我国管道气定价机制已由非市场化的“成本加成法”过渡到半市场化的“市场净回值法”，LNG价格已经完全市场化。但是随着下游消费量快速增长以及上游气源的多样化，现有供输一体化模式弊端日益凸显，各方投资主体对长输干线管网的公平接入呼声也日益提高。国家油气管网公司的成立打破了石油公司对长输管道的垄断，拉开天然气领域新一轮改革序幕。
从改革方向上看，当前我国天然气产业竞争格局为上中游以“三桶油”为主一体化经营，下游多种主体相互竞争（3+X）；
未来将过渡到上游以“三桶油”为主、多种气源作为补充，中游统一管网运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系（X+1+X）。
1.1定价机制改革回顾：从成本加成法到市场净回值法
天然气定价机制与宏观经济发展阶段、国家整体市场化改革进程以及天然气气源结构息息相关。回顾我国历次天然气价格机制改革，实现天然气定价市场化始终为改革大趋势。
我国天然气最初定价机制为成本加成法，交叉补贴支持重点行业。
成本加成法为我国计划经济时代油气、电力等能源领域基本定价原则，商品价格由成本给予一定利润率加成得到。天然气行业成本加成法定价始于1956年，国家发改委根据天然气开采成本制定出厂价格（包括井口价和净化费），根据运输成本制定管输价格；在销售端再根据终端用户类型，对不同用户主体实行不同价格，存在明显的交叉补贴。交叉补贴主要体现国家对重点工业门类和民用的支持，计划经济特征显著，历次改革中终端用户类型逐渐精简。
成本加成法本质为计划经济思维，本世纪初弊端逐步显现。
随着我国宏观经济市场化改革推进，成本加成定价模式以下几点弊端在本世纪初愈发尖锐：1）成本与利润正相关，企业没有主动降低成本的动力；2）同物不同价，交叉补贴严重。一方面不利于高耗能产业主动节约资源、过剩产能完成自我出清，另一方面巨额寻租空间难以避免；3）价格无法及时反映市场供需，价格调整大幅滞后，经常造成供需错配。
第一轮定价机制改革：
以2000年西气东输一线为契机，出厂价与可替代燃料成本挂钩，门站价=出厂价+管输价。
西气东输一线（塔里木气田至上海）为我国西部大开发序幕工程，主要气源来自塔里木气田，定价机制合理性关乎上游气源开采及下游市场开发成败。西气东输一线2000年启动价格机制研究，2003年公布价格方案，首次将天然气出厂价与可替代能源（原油、液化气、煤炭等）挂钩，每年调整一次，管输费按照回收成本和合理盈利原则测算。该定价机制为后来“市场净回值法”奠定基础，一定程度上反映市场供需。2005年国家发改委下发《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》，将西气东输定价机制向全国推广，
天然气出厂基准价格明确与可替代能源价格挂钩，
实际价格可在基准价格基础上在国家规定范围内浮动。
2011年西气东输二线投产后气源多样化，巨额成本差异导致出厂价管理难以为继。
随着国内天然气消费量快速增长，国产气难以满足需求，中亚天然气管道项目2009年投产，与之配套的西气东输二线（霍尔果斯口岸至广东）2011年投产。然而中亚气进口成本显著高于国产气，若继续采用出厂价+管输费的定价模式则下游无法接受，进口价与终端销售价出现倒挂，需要低价的国产气协助分摊高价进口气成本。
第二轮定价机制改革：
以西气东输二线末端的两广为试点，由出厂价管理改为门站价管理，管输费仅作为上游供气企业内部结算。
为解决上述问题，2011年12月国家发改委选取西气东输二线末端的广东、广西作为试点，天然气价格由出厂价管理改为干线管网末端的门站价管理，不同气源类型进入管道混合后不再区分，管输费仅作为上游供气企业内部结算。在门站价确定上，明确采用“市场净回值法”，建立天然气与可替代能源的挂钩机制，可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（权重分别为60%和40%）；选取上海为中心门站，其他地区门站价格根据上海门站价格结合资源主体流向、管输费用和经济发展水平确定。其中，中心门站定价公式如下：
2013年门站价格管理机制及市场净回值法定价全国推广。
在两广试点基础上，国家发改委2013年6月发布《关于调整天然气价格的通知》，7月起将门站价格管理机制和市场净回值法定价推广至全国。明确天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格；门站价格适用于国产陆上天然气和进口管道天然气，非常规以及LNG气源价格放开。为保障价格机制调整平滑过渡，此轮调整中非居民用气区分存量用气和增量用气，其中增量气一步调整到位，存量气分三年逐步调整，不再区分用途；居民用气暂不做调整。
非居民用气、居民用气价格逐步并轨。
2015年2月国家发改委发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，调低增量气价格，提高存量气价格，实现双价并轨。同年10月发改委发文将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，允许供需双方在上浮20%、下浮不限的范围内自主决定成交价格，非居民用气价格完成理顺。但是居民天然气价格仍大幅低于非居民燃气，严重降低气源方保供积极性，叠加北方煤改气一刀切、中亚气田事故减产等因素，2017-2018供暖季发生严重“气荒”。为解决交叉补贴问题，国家发改委2018年5月发文将居民用气改为基准门站价格管理，实现与非居民用气基准门站价格水平相衔接。至此，以市场净回值法为基础的基准门站价管理方式基本完善。
1.2 供输垄断矛盾加剧管网公司拉开进一步改革序幕
天然气消费量持续高增长，气源供给逐步多元化。
天然气相较煤炭具备清洁优势，相较可再生能源具备稳定性优势，兼具高度灵活性，在能源结构转型、环保等诸多压力下，近年来天然气得到国家持续鼓励，消费量长期高增速。2018年全国天然气表观消费量约2800亿立方米，2019年全国消费量有望超过3000亿立方米。因国内常规气产量增速有限，近年来我国气源主体逐渐多元化。根据国家发改委数据，2018年我国气源结构为国产气1615亿立方米，占比57%；进口管道气（PNG）479亿立方米，占比17%，进口液化天然气（LNG）735亿立方米，占比26%。国产气中，以煤层气、页岩气为代表的非常规气占国产气比例超过10%。
从当前各气源类型看，
1）国产常规气：
“三桶油”垄断，三者合计常规气产量超过总产量90%，其中中石油产量占比超过60%。
2）非常规气：
投资主体较为多元，地方国资委、民营及外资均有布局，受益政策性补贴及资源量丰富，近年非常规气产量快速增长，对保供作用日益凸显。
3）进口PNG：
由中石油负责进口，气源地主要为中亚与缅甸（未来新增俄罗斯），进入境内后与国产气共用管道，混合后输出。
4）进口LNG：
LNG进口较为灵活，为过去几年我国天然气主要供给增量，气源地主要来自东南亚、中东及澳大利亚。现有LNG接收站中，“三桶油”控股数量占比超过90%，其余为民营投资接收站。
“三桶油”垄断气源及长输管道，兼任“裁判员”与“运动员”。
除气源外，天然气最重要的基础设施为管网系统。目前我国天然气管网分为跨省高压干线管网、省级中压管网（部分省份）以及城市燃气低压管网，其中跨省干线管网直接连接气源，“三桶油”垄断其中85%；省级中压管网负责天然气省内传输，控股方多为省级国资委，“三桶油”亦有大量参股；城市燃气管网负责下游分销，投资主体相对多元化。“三桶油”垄断长输管道，自有气源开采成本与长输管道收益率不透明，对天然气行业长期发展构成制约。
多元投资主体对管道公平接入的呼声日益升高。
另一方面，由于干线管网被“三桶油”垄断，民营、外资及地方国资投资的气源（煤层气、页岩气及民营LNG等）无法获得公平准入。以LNG接收站为例，当前国际LNG现货价格具备明显优势，民营接收站产能利用率较高，但是难以获得公平的管道资源，主要以槽车方式点供；而“三桶油”接收站受2013年之前签订的高价长协制约，进口LNG的意愿较低，加之向外界开放动力不足，平均产能利用率仅约75%，不利于我国天然气冬季保供。另一方面，社会资本也难以投资长输管网领域，导致长输管网建设滞后。
我国天然气下一步改革核心为“管住中间，放开两头”，管网公司成立具有承上启下作用。
对于具备自然垄断性质的基础设施，我国下一步改革核心均为“管住中间，放开两头”，目前电力（输电费核定，鼓励下游配售电业务）、电信（成立中国铁塔）等领域改革已相继展开。对于天然气行业，气源主体的多样化也为定价机制的进一步市场化提供条件，“管住中间”即中游管道实行政府管制定价，仅根据国家核定的准许收益率收取“过路费”。2016年10月发改委印发《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）》，规定管道运输价格由国务院价格主管部门制定和调整，其准许收益率定为8%，且按负荷率不低于75%计算。
2017年5月，中共中央、国务院在《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中提出“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。”
2019年3月两会期间，国务院总理李克强在汇报政府工作时再次强调深化电力、油气、铁路等领域改革，明确自然垄断行业要根据行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场。同月国家发改委发文要求深化石油天然气体制改革，组建国家石油天然气管网公司，实现管输和销售分开。
10月李克强总理主持国家能源会议，再次明确强调推进能源领域市场化改革，放宽油气勘探开发和油气管网、液化天然气（LNG）接收站、储气调峰设施投资建设以及配售电业务市场准入，鼓励各类社会资本积极参与。
干线管网从“三桶油”剥离并单独成立管网公司，打破了“三桶油”供输一体的垄断地位，在天然气市场化改革中具有承上启下作用，为天然气下一轮定价机制改革拉开序幕。
天然气基础设施主要包括气源设施、管网以及调峰储气设施。
我国天然气管网可分为跨省高压干线管网、省级中压干线管网以及城市燃气低压管网，干线管网与城市燃气管网的分界线通常为4Mpa。目前我国跨省干线管网（长输管道）85%以上位于“三桶油”手中，跨省干线管网直接连接气源，自然垄断属性最强；省级管网控股方多为各省国资委，“三桶油”多有参股，在省级范围内具有自然垄断地位；城市管网连接门站与终端用户，投资者较为多元。气源类设施中，LNG接收站具备一定天然垄断属性，目前“三桶油”控股数量在90%以上。
我们判断国家油气管网公司成立后，有望依次整合“三桶油”旗下跨省高压干线管网、LNG接收站、与保供直接相关的储气库以及持有的省级管网公司股权；省级国资委持有的省级管网公司股权，未来待关系理顺后，亦存在注入国家油气管网公司的可能。
截至2018年底，我国境内长输天然气管道总里程近7.7万公里。
目前我国在运长输管线主要包括西气东输系统、川气东送系统、陕京系统等“动脉级”管网，以及忠武线、涩宁兰线等支线/联络线工程。截至2018年底，我国长输天然气管道总里程近7.7万公里，总输气能力超过3100亿立方米/年。根据《天然气发展"十三五"规划》和《中长期油气管网规划》，2020年我国境内天然气管道里程将达到10.4万公里，2025年达到16.3万公里。进口管线主要包括中亚、中缅以及中俄管线（在建），由中石油与气源国家投资主体联营。
从长度上看，中石油持有我国70%以上的长输干线管网，其中最主要的为西气东输及陕京管道系统。
西气东输管道系统为我国现有最长跨区高压干线管网，由中石油旗下中石油管道公司（持股77.35%）运营。西气东输线路目前拥有在运及在建线路共5条，合计输气能力近1500亿立方米/年，其中在运3条线路，合计输气能力720亿立方米/年。5条线路中，西气东输一线由塔里木气田至上海，2004年投运，主要供应华东地区；二线由霍尔果斯口岸-广东，2011年投运，主要供应华南地区；三线由霍尔果斯至福建，2014年投运，主要供应东南沿海；四线、五线由新疆边疆口岸至宁夏中卫，目前仍处在建阶段，预计2021-2022年投产。西气东输系统国内气源主要来自塔里木、柴达木气田，同时与中亚进口管道连接，为进口管道气主要入境通道。
陕京天然气管道系统连接陕西北部气田与京津冀用气区域，由中石油旗下昆仑能源（0315.HK）控股60%，北京国资委旗下北京控股（0392.HK）参股40%。陕京管道系统目前已建成四条线路，合计输气能力约500亿立方米/年，为首都经济区保供主力。
中石化、中海油合计拥有约15%的天然气长输管网。
中石化最主要的在运管网为川气东输线路。川气东输线路西起四川达州中石化普光气田，东至上海，主要供应华东地区，输气能力120亿立方米/年，为四川盆地气源主要外送线路。此外，中石化控股建设新疆煤制气外送线路，西起新疆准东煤田，南达广东，输气能力300亿立方米/年，未来将成为新疆煤制气主要外送通道。中海油在运天然气管网主要为海上气田上岸通道及LNG配套管网，在运管网长度相对较短。此外，中海油控股建设蒙西煤制气外送线路，西起鄂尔多斯盆地，东至京津冀，输气能力300亿立方米/年，未来将成为蒙西煤制气主要外送通道。
跨境管道由中石油和境外气源国家投资主体合营，中石油持有股份存在整合可能。
我国目前跨境线路包括中亚、中缅和中俄管线，其中中亚D线、中俄管线仍在建设中，预计2020年底全部投产。跨境线路境外段均由中石油与气源国家投资主体联合开发，各持股50%。从资产属性及改革方向来看，跨境管道也具有自然垄断特点，采购与传输一体化矛盾尚未解决，长期看中石油持有的股份部分存在注入国家油气管网公司的可能。
除跨省高压干线管网外，我国部分省份拥有省级管网公司，控股方多为省级国资委，“三桶油”对部分省份有参股。
高压干线管网进入省级门站后，部分省份成立省级管网公司，经省级管网公司传输后再进入下游低压城市燃气管网。省级管网公司多由省级国资委旗下投资平台控股，“三桶油”对部分省份管网公司有参股。我们判断国家油气管网公司成立后，“三桶油”持有的省级管网公司股权或率先整合纳入，省级国资委持有的股权涉及利益较为复杂，待关系理顺后，亦存在注入国家油气管网公司的可能。
“三桶油”持有接收站有望陆续纳入国家油气管网公司整合范围。
近年来由于国产气难以快速上量，进口管道气受管道限制存在瓶颈，LNG日益成为保供主力，接收站稀缺性凸显。截至目前我国已投产LNG接收站周转能力6825万吨/年，但是其中90%以上由“三桶油”持有。“三桶油”受前期所签高价LNG长协制约，进口意愿较低。但是若LNG接收站向第三方用户开放，目前国际LNG现货价格处于低位，第三方用户将会大量引入低价气源抢占市场份额，导致“三桶油”利益受损。因此“三桶油”旗下接收站产能利用率普遍较低，根据2018年全国LNG进口量测算2018年国内LNG接收站产能利用率仅约75%，难以做到资源有效利用。
在天然气需求高速增长及保供压力日益增大的背景下，打破“三桶油”对接收站资源的垄断迫在眉睫。而且，LNG接收站对外开放有利于引入多元化上游供应商，降低全国整体用气成本。我们判断“三桶油”持有的接收站资源有望陆续整合进国家油气管网公司，后续接收站有望实现对第三方公平开放，产能利用率大幅提升。
地下储气库为最主要的调峰设施，未来“三桶油”旗下储气库或逐渐整合进国家油气管网公司。
地下储气库为我国当前最主要的天然气调峰设施，目前我国已投运地下储气库27座，设计总库容量约455亿立方米，设计工作气量合计约200亿立方米。在运地下储气库中，中石油运营库容占比高达97%，呈现高度垄断格局。值得注意的是，香港中华煤气运营的港华金坛储气库为我国第一座民营地下储气库，设计总库容4.6亿立方米。由于地下储气库主要与长输管网配套、联合工作，因此我们判断国家油气管网公司成立后，“三桶油”旗下地下储气库有望与其配套的长输管网一并整合
2.2 从我国电力及欧洲管网改革探究管网公司运营模式
对于具备自然垄断性质的资产，我国改革方向均为“管住中间、放开两头”。电力系统市场化改革以及欧洲天然气管网改革可为国家油气管网公司运营模式提供一定借鉴。我们判断未来国家油气管网公司业务将严格限定在天然气长输管道领域，国家根据管网投资及运营成本，按照准许收益率，核定天然气管输费，管网公司仅作为通道。
我国电力体制改革的经验：
我国的电力系统目前经历两轮改革，首轮电改实现“厂网分开”，与当前油气领域改革方向、目的基本一致。
我国自建国之初至80年代中期对电力行业实行政府直营，电力部为电力行业（包括发电和电网）唯一的生产经营者。1998年我国撤销电力部，成立国家电力公司，部分省市推行了“ 厂网分开、竞价上网”的改革试点。2002年国务院发布“5号文”开启首轮电改，此轮主要成果为“厂网分开”，原国家电力公司拆分为电网企业和发电企业，其中电网领域成立国家电网和南方电网；发电领域成立华能、华电、大唐、国电以及中电投五大发电集团。
2015年新一轮电改重启，改革核心为“管住中间、放开两头”。
2015年3月国务院发布“9号文”启动新一轮电改，此轮电改方向为放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。
国网和南网的输配电垄断被打破，不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。
我国随后开启首个监管周期输配电价核定，输配电价格=成本+合理收益。输配电价核定后，电力市场化交易规模快速扩大，目前我国电力市场化交易品种包括年度长协、月度长协和集中撮合交易等，2018年我国市场化电量占全社会总用电量比例约为40%，其中大用户基本完全纳入市场化交易范围。
欧盟天然气市场化改革对我国具有较高借鉴意义。
若将欧盟国家看作一个整体，欧盟国家气源结构、气源地与消纳地布局均与我国有一定相似度。根据BP数据，欧盟2018年天然气气源38.8%来自俄罗斯、27%来自挪威、12.4%来自海上LNG，气源结构与我国大致相似。不仅如此，欧盟LNG接收站主要位于西部沿海，管道气主要来自“东气西输”，与我国布局类似、方位刚好相反。在类似气源结构与管线布局情况下，欧盟天然气市场化改革对我国具有较高借鉴意义。
欧洲天然气管网改革前与我国拥有类似供需矛盾。
相较中国，欧洲天然气气源更为多样化且存在地缘政治博弈，在改革之前欧盟国家天然气生产、进口、长输管道与地方配气管网多由垂直一体化的各国国有控股公司掌握。随着欧盟经贸一体化推进，不同气源对天然气管网公平接入的呼声日益提高，下游用户亦要求自由选择气源方。欧盟天然气市场化改革始于1998年，改革部分借鉴80年代英国天然气市场化改革，即打破天然气企业生产与管输一体化。欧盟天然气管网改革主要分为以下三步：
1）1998年颁布第一个燃气指令98/30/EC，确定公平准入原则。
允许生产商、配送商和大用户自由准入现有长输管网、配送管网和LNG接收站。为了确保所有供应商透明和非歧视管网准入，管网运营方受独立于市场和政府的第三方监管机构监管。
2）2003年颁布第二个燃气指令2003/55/EC，要求天然气公司管输与其他燃气活动独立。
为协调各成员国利益与诉求，欧盟1999年成立由各利益相关方组成的马德里论坛，并于2003年颁布第二个指令集，重申将第三方公平准入作为基本原则，主要采取以下措施：1）天然气企业在限定时间内将输气管网工作与其他燃气活动独立；2）用户有权力选择燃气供应商，天然气企业应为该部分用户记录独立账目。时间表方面，要求天然气公司2004年7月之前向欧洲各国非居民用户开放天然气市场；2007年7月之前一体化企业完成管输与销售业务拆分，管输业务仅作为通道，消费者可以自由选择供气商。
3）2009年颁布第三个燃气指令2009/72/EC，要求管输业务与生产业务有效拆分。
要求能源企业不迟于2012年3月对天然气生产与输气业务进行“有效拆分”，并提供了三种拆分形式，即所有权拆分、经营权拆分或管理权拆分。该法令还规定欧盟委员会设立长输管道运营商联合体（ENTSOG）以及能源监管机构合作署（ACER)，ENTSOG负责在欧盟层面上编制管网发展规划并制定统一的规范，ACER负责促进各国监管机构间合作。
