专业解读

本文，北京道可特律师事务所结合市场关于《意见》的反馈和内容，分析油气法律制度的变革走势。

放开一：勘探开采业务

近年来，我国油气储产量上升缓慢，存在大量探明而未动用的储量，而且国有能源企业亦无力或是无意愿进行新区新领域的开拓，如果不进行油气体制改革会影响能源安全进而无法助力经济快速健康发展，因此向社会资本开放油气行业势在必行。现阶段国有企业独享勘探开采专营权，控制主体矿区矿业权，阻碍民营资本的投资，拖累市场化转型进程，因此，本次《意见》的首要任务就是打破国有企业在油气上游领域的垄断地位。具体法律制度设计包括以下内容：

放宽主体限制。《意见》要求放宽准入主体限制，有序取消油气勘查开采专营权；全面放开页岩气、煤层气等非常规油气和难动用资源的勘查开采；允许具备资质条件的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成多种经济成分共同参与的勘查开采体系。从1996年《矿产资源法》将国有矿山企业规定为矿产资源开采主体，到1998年国务院直接授权两大集团勘探开采陆地主要矿区油气资源，国有企业在油气上游环节的专营权得到了国家战略和立法的双重确认。本次《意见》是自1998年油气产业重组后，国家首次以战略形式撬动国企垄断地位，为民营资本投资油气上游业务打开闸门，同时也为《矿产资源法》的转型指明方向。《矿产资源法》的修改应该以能源战略为指导，尽快赋予国有企业和民营企业勘探开采油气资源的平等身份。

实行矿权招标。《意见》提出制定油气勘查区块竞争出让办法，公开公平向符合条件的各类市场主体有偿出让矿业权。长期以来，我国矿业权的主要取得方式是经政府审批取得，据1998年国务院颁布的《矿产资源勘查区块登记管理办法》规定，申请勘查、开采油气资源必须经国务院主管部门审批登记、颁发许可证，禁止任何单位和个人进入他人已经取得探矿权的区域进行勘查或开采活动。事实上只有中石油、中石化等几家企业获得了政府许可，它们通过抢先登记主体矿区矿业权，使其对油气资源的垄断合法化，其他企业无法再次登记矿业权。直至2003年国土资源部颁布《探矿权采矿权招标拍卖挂牌管理办法（试行）》，才对主管部门以招拍挂方式出让探矿权进行了强制性规定，但其适用范围仅限于新设矿业权，对既有矿业权并无溯及力；其效力层级仅为部门规章，无法逾越上位法的规定，作用十分有限。此次《意见》明确规定矿业权出让制度，有助于矿业权审批取得向竞争取得转变，为民营企业取得矿业权提供条件。但是，对于矿业权出让的范围，《意见》采取了回避的态度，并未明确出让制度是仅限于新设矿业权，还是同样适用于既有闲置矿区的矿业权。

矿业权出让的范围问题是油气改革的重点、难点、争点，直接关系到改革的力度、深度、广度，对于油气改革的成败具有决定性影响，期待后续的政策、立法能够对这一问题加以明确。

规范矿权转让。《意见》允许油气企业之间以市场化方式进行矿业权转让，是对现行法律制度的重大突破。1996年《矿产资源法》禁止将探矿权、采矿权倒卖牟利，将矿业权完全等同于行政许可，忽略了矿业权的财产权性质。可转让性和可获利性是财产权的基本特征，《意见》的规定有助于还原矿业权的产权性质和油气资源的商品属性，为矿业权市场的建立奠定基础。其实，2000年国土资源部出台的《矿业权出让转让管理暂行规定》中就有允许矿业权限制性转让的内容，但该文件仅为部门规章，立法层级较低；2007年颁布实施的《物权法》将探矿权、采矿权规定为用益物权，以国家基本法的形式肯定了矿业权的财产权性质。《矿产资源法》应该遵循《物权法》的立法逻辑，把握油气体制改革契机，打破矿业权的转让禁锢。

强化退出机制。《意见》规定，探矿权人未完成法定最低勘查投入的，应承担法律责任，直至注销探矿权；采矿权人在采矿期间未满足承诺条件的，应缴纳违约金或退回采矿权。长期以来，我国缺少对矿业权退出机制的执法监督，为企业“圈而不探”留下空间，带来矿区大量闲置、探采效率低下的积弊。此次《意见》再次强调了矿业权退出机制，有助于降低交易成本，促进资源优化。矿业权退回之后应适用上文提及的矿业权出让制度，允许符合条件的企业竞争取得，提高能源效率，增加油气供给。

放开二：管道网络准入

目前，“三桶油”控制主干管网，构建垄断格局，使得上游矿业权竞争取得丧失意义，导致下游竞争不公和垄断寡头掣肘，阻碍价格机制和供求机制作用发挥，抑制市场转型步伐，造就产业发展瓶颈。正因如此，打破管网垄断，实现管网准入，成为本轮油气体制改革的重要任务。《意见》对油气管网准入的法律制度设计包括管网公平接入和管网逐步独立两个方面：

管网公平接入。《意见》要求完善基础设施公平接入机制，油气管道向第三方市场主体公平开放；油气基础设施运营企业应公平、公正地为所有用户提供管输、储备、气化、液化和压缩等服务。我国长期缺少油气管网方面的专门立法，《石油天然气管道保护法》仅规范管道规划与建设，保障管网运行安全，并不涉及管网准入问题。一直以来“三桶油”对管道业务采取自主建设、自主经营的方针，满足自身运输需要，排斥其他企业接入。直到2014年国家能源局出台《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，要求运营企业应在油气管网设施有“剩余能力”的情况下向第三方市场主体平等开放，才对管网接入问题进行了首次规范。此后，2016年9月7日国家能源局发布《关于做好油气管网设施开放相关信息公开的通知》，要求管网企业根据使用者的申请公开“剩余能力”和对应时段；2016年10月12日国家发展改革委公布《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）》，明确将按照“准许成本加合理收益”的原则，以跨省管道运输企业法人为对象核定管道运价率，并规定“管道负荷率不低于75%时取得税后全投资收益率8%”的标准，以鼓励天然气管网向第三方公平开放。

尽管上述规定确实为民营企业的公平接入提供了条件，但是，现实中我国管网运力情况冷热不均，当管道负荷率接近或超过100%时，国有企业自身运输尚显捉襟见肘，其他企业公平接入可谓镜花水月，而且如果上游垄断格局不打破，那么就没有新的用户需求，向第三方主体开放管网只怕是空言，该办法至少到目前还难以发挥预期的推动产业发展和改革的作用。本次《意见》要求管网运营企业为所有用户提供运输服务，确实是为各类企业公平接入管网提供了机会，但不得不说的是，在我国管网建设滞后、管网运力不足的现实情况下，如何实现接入、践行公平，还有待于法律规范的进一步细化。

管网逐步独立。《意见》要求有序推进国有大型油气企业的干线管道独立，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管道公司，负责国家重大战略性、跨境油气管道统一运营，保障公平接入；允许油气生产企业继续保留一定的非战略性、非干线管道，但要独立经营核算；支持非战略性、非干线管道投资主体多元化。管网中立是实现公平接入的必由之路，只有首先切断管网运营企业与上游和下游企业之间的利益粘连，由独立第三方单独经营管网运输业务，才有可能在遵循自然垄断规律的情况下实现运力资源的公平分配。尽管《意见》的要求为管网环节的分拆指明了方向，但就分拆的路线图、时间表，以及分拆后管网企业的性质、业务范围等问题，《意见》并未明确规定。

放开三：石油进口销售

原油进口权。《意见》提出，允许符合条件的各类原油加工企业使用进口原油，建立健全原油流向管理制度；增加国营贸易进口企业数量，赋予符合条件的原油加工企业非国营贸易进口资质；增加非国营贸易进口允许量；逐步取消原油进口数量限制，建立以规范的资质管理为主的原油进口管理制度；放宽成品油进口渠道和品种限制，允许符合条件的企业从事成品油进口业务。在此之前，2002年外经贸部出台的《原油、成品油、化肥国营贸易进口经营管理试行办法》规定，国家对原油、成品油进口实行国营贸易管理；允许非国营贸易企业从事部分数量的进口；国营贸易企业和非国营贸易企业以外的其他企业，不得从事原油、成品油进口业务；国营资质企业进口数量无限制，非国营进口资质企业受到进口配额限制。事实上，非国营进口配额十分有限，仅为总进口量的一成左右。

成品油销售。《意见》提出有序放开成品油批发主体限制，允许有资质的市场主体自主销售合格成品油。自1998年石油产业战略重组以来，我国长期实行成品油批发、零售的国有企业专营制度，国家经贸委等部门于1999年、2001年分别发布《关于清理整顿小炼油厂和规范原油成品油流通秩序意见的通知》和《关于进一步整顿和规范成品油市场秩序意见的通知》，规定原油和成品油只能由中石油、中石化进行批发、零售，各炼油企业不得自行销售。

此次《意见》对原油进口权、成品油销售权的放开，为石油产业下游竞争性市场的建立提供了条件。民营炼化企业不仅可以摆脱原料限制，而且可以自行销售石油产品，从而能够与国有企业展开有效竞争，推动能源效率的提升和油品质量的提高。

放开四：天然气终端市场

近年来，围绕着特许经营权问题，天然气终端市场争议不断，争点聚焦于工业点供、工业直供是否侵犯特许经营权。针对终端市场，本次《意见》提出完善特许经营办法，推动天然气管网输配分离、城市燃气管网配售分离、基础设施公平准入，创造由终端用户自由选择供应商的市场条件，减少行政干预，形成终端市场的竞争环境。尽管《意见》对健全天然气终端竞争市场提出宣誓性要求，但未就如何解决特许经营与点供、直供间的争议做出具体安排，后续立法仍需对特许经营问题加以详细规范。

特许经营的目的在于追逐效率，效率提升的前提在于有效竞争。正是因为企业经营比政府管理更具效率、单独经营比市场竞争更为高效，所以政府才允许企业垄断经营城市管道天然气，赋予其特许经营权。特许经营确有助于克服行政管理积弊、落实自然垄断要求、防止管道网络重叠、降低社会成本支出，但也可能带来竞争机制受阻、垄断弊病彰显的问题，现实中部分企业利用特许经营的“尚方宝剑”，拖延引进管道天然气、怠于建设城市管网、疏于管理天然气业务，热衷于牟取垄断暴利，不仅降低了公共服务质量，而且拖累了能源效率提升。为解决上述问题，某些地方政府重复授予特许经营权，意欲在管道天然气环节引入竞争机制，但却违背了自然垄断要求，违反了经营协议约定，引发争议不绝，并不可取。竞争机制构建期待更为适当的方式。

放开点供应成为促进有效竞争，激活终端市场的路径依赖。如果说自然垄断的经济特性决定了管道天然气的单独经营，那么供应方式的差异竞争就提供了市场构建的现实出路。作为一种替代性的天然气供应方式，工业点供无需重新铺设管线、不会带来社会成本增加，并不违背自然垄断的单独经营要求，且其与管道天然气之间的竞争有助于提升能源效率：一方面，面对市场竞争压力，管道天然气企业将会自发改善经营管理，降低运营成本，提高服务质量，放弃初装费用，否则必将被市场所淘汰；另一方面，工业点供能够创造终端用户自由选择供应商的市场条件，推动天然气价格市场化转型。与此相适应，立法应将特许经营限于管道天然气，赋予工业点供合法地位，为天然气终端竞争市场构建提供法律依据。

此外，还需要注意两个问题：一是上游气源问题。不可否认，工业点供在创造终端竞争市场的同时，也为上游企业扩展垄断优势提供条件。假如无法解决气源供应，那么管道天然气难以展开有效竞争，必将处于劣势地位；相反，控制气源的国有企业却可以利用工业点供创造的条件，将其垄断优势传导至终端市场。因此，终端市场的放开必须以上游放开为前提，以气源多元为条件，以垄断规制为依托，否则必将再次成为国有企业扩展垄断的绿色通道。二是工业直供问题。与工业点供不同，工业直供需要重复铺设管线，造成社会资源浪费，违背效率提升目标，应将其认定为侵犯特许经营权的行为。

放开五：油气价格管制

价格激励构成市场经济的基本激励，价格竞争成为市场形成的基本表征。我国成品油和天然气领域长期实行的政府定价、政府指导价，偏离市场供求，抑制投资激励，拖累效率提升，亟待制度转型。本轮油气改革对竞争环节政府定价做出转型决策，明确提出放开成品油和天然气价格。

放开成品油价格。《意见》提出发挥价格机制对优化能源结构、节约能源资源的引导作用，2018年底前全面放开国内成品油价格。我国成品油价格常年实行政府定价或政府指导价，2008年国家发改委出台《石油价格管理办法（试行）》，规定汽、柴油零售价格和批发价格，以及供应社会批发企业、铁路、交通等专项用户汽、柴油供应价格实行政府指导价；国家储备和新疆生产建设兵团用汽、柴油供应价格，以及航空汽油、航空煤油出厂价格实行政府定价。

放开天然气价格。《意见》提出进一步放松非居民用气价格管制，大力推进非居民用气市场化交易，2017年底前放开非居民用气价格；加快理顺居民用气价格；上游经营主体多元化和基础设施第三方公平接入实现后，全面放开气源价格和销售价格。我国虽然经过多年天然气价格改革，但至今未能完全突破政府定价藩篱。2013年国家发改委发布《关于调整天然气价格的通知》，规定天然气门站价格（即出厂价加管输价）实行政府指导价，由供需双方在国家规定的最高限价范围内协商确定具体价格；门站价格以下的销售价格由地方价格主管部门确定，实行政府定价。2015年国家发展改革委出台《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，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，降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。

如果说政府管制以解决市场失灵为动因、以降低交易成本为目的，那么油气价格管制就应该以自然垄断环节为界碑。油气价格管制的本意在于遏制自然垄断所带来的市场失灵问题，但我国油气政府定价已经突破了管网运输等自然垄断环节，扩展至竞争环节的成品油和天然气产品。多轮油气价格改革均聚焦于政府定价的数额调整，却忽略了价格管制的原始初衷，是故雷声大、雨点小，事倍功半。

价格管制的放松必须以油气商品属性的回归为起点，以国企垄断体制的破冰为机遇，以产业市场转型的提速为依托，配合油气竞争性市场的建构，方可彰显其意义。

《意见》已经为下一轮油气体制改革指明了方向，但政策文件毕竟不能代替法律规定。如果将能源法律革命视为能源战略决策的执行者，那么法律制度转型则构成中央改革意见的定型器。法律制度的设计者应该把握改革契机，及时启动修法进程，适时固化改革成果，为民营资本投资扫清障碍，为油气市场建构奠定基础。唯有如此，方能充分释放油气领域的巨大潜力，顺势助推中国的新一轮能源革命。