引言

油气作为重要的战略性资源，关系国计民生，而油气行业由于其自身的技术经济特点，需要对其加强在自然垄断环节的经济性监管和安全环保方面的社会性监管。因此，只有科学设计监管路径，完善监管体制机制，才能形成健全的监管体系，提高监管能力，从而保证我国油气行业的高效规范发展。

1 油气行业的技术经济性

（1）高风险性、资本技术密集性和规模经济性油气行业本质上是一个高风险的行业，并且风险尤其集中在上游勘探开发和中游的储运环节，包括内生的地质风险、技术风险、商业风险和外生的政策风险、政治风险，使行业发展面临极大的不确定性，需要较为成熟的制度环境^[1]。油气行业的高风险性为其筑起了一道资本技术壁垒，使低于一定资本额度和不具有一定技术水平的油气公司无法进入这一领域。油气行业全产业链无一例外都需要大量的资本和技术投入，并需要高水平的人才队伍。

由于油气行业的资本技术密集性，所以其产业链各环节一般都存在一个较高生产规模上的“阀值”，即当生产规模在“阀值”以下时，随着生产规模的不断扩大，产品成本不断降低，而当生产规模超过“阀值”时，产品成本则逐渐升高，这是典型的规模经济现象。

（2）市场集中度较高

从世界各国的油气市场看，大多数国家的油气行业由一家或少数几家油气公司进行相对垄断经营，市场集中程度较高。相关资料显示，世界上50 个主要油气国家中，仅有一家石油公司的完全垄断型国家有38 个，占76%；有少数几家（不超过3 家）石油公司的有10 个，占20%；有多家石油公司并存的有2 个，仅占4%^[2]。

油气行业的产业链长，上、中、下游业务差别大，不同环节亦呈现不同的经济技术特点。一般认为，勘探、开发、炼化、工程技术服务、销售等环节多属于竞争性领域，而长距离管输、LNG 接收站、储气和城市配送等储运环节则具有自然垄断性。自然垄断性是指因生产具有规模经济性（单一产品）和范围经济性（多种产品）所导致的平均成本曲线的弱增性，即该产业的平均成本曲线在相当大的产量和服务范围内，都会随着产量和服务规模的扩大呈下降趋势。一般而言，具有自然垄断性特征的产业，主要是依赖大范围基础网络向个人和组织提供普遍必需品和服务的产业，油气储运环节（尤其是天然气输配管网）正好符合该产业的特征^[3]。

（4）健康、安全和环保要求高

油气行业在生产经营过程中可能产生大量的外部性问题。如油气勘探开发会对周边的生态资源与环境系统产生负面影响；石油化工过程中会产生大量工业“三废”；石油消费过程中产生的有害气体泄漏以及页岩气开发过程中压裂液对土壤和地下水的污染等，都会对环境造成不同程度的破坏；而油气全产业链都涉及爆炸、泄漏等安全风险。因此，单纯依赖市场机制并不能完全解决油气行业发展中所存在的环保、健康和安全问题，需要政府进行有效的监管。

2 我国油气行业监管体系现状及问题 2.1 法律体系 2.1.1 现状

我国现行石油天然气法律法规内容较多、涉及面较广，囊括矿业权、勘探开发、管道运输、安全环保、贸易流通和财税等领域（表 1）。

2.1.2 问题

相比其他国家的石油天然气立法情况以及国内其他能源行业立法情况，我国石油天然气行业立法明显滞后，且存在局限性，主要表现为：

（1）油气立法分散且层级较低，缺乏系统性、权威性。我国现行的石油天然气管理已经形成一定的法律框架和基础，但是相关的基本原则和制度基本上分散在宪法、矿产资源法以及其他的相关条例、规章和政策性文件中，尚未形成完整、独立和系统的法律体系，缺少统领这些法规的更高位阶的立法。这些位阶较低的法规，使得一些行业性问题无法得到及时有效的调整，影响了法律的权威性和政策本身的稳定性；同时，由于石油天然气立法缺少统一的理念基础和制度框架，致使立法进展缓慢，法规体系不协调^[4]。

（2）油气立法不完整，在关键领域存在空白。我国石油天然气上游法律法规相对较为健全，但中下游的许多重要领域都存在空白，特别是在油气储运、调峰、流通、炼化加工、监管等方面立法严重不足，目前其关系的调整主要通过行政规章和政策性文件。但这种作法缺乏透明度，稳定性和可预期性也不够，容易造成管理部门职能之间的真空和交叉，从而使油气产业在中下游的投资和经营缺乏法律保障，增加了商业和政策风险，不利于产业健康发展。

（3）油气资源的特殊性在法律法规上未得到充分体现。油气资源具有战略性意义，但是目前我国的相关法律法规却未充分体现油气资源的特殊性。例如，《矿产资源法》及其配套法规和《矿山安全法》及其配套法规所规定的是矿产资源开发利用中的共性问题，且主要以固体矿为立法基础，无法有针对性地适用于油气资源的特殊问题；此外，尽管我国已经实施了《节约能源法》和《环境保护法》，但其中缺乏针对石油天然气产业的具体规定，无法适应保障国家油气安全和实现绿色开发油气资源的需要。

（4）某些法律法规的规定存在过时或难以落实的问题。由于大部分与石油天然气相关的法律法规是在20 世纪八、九十年代制定的，而21 世纪以来，随着市场化改革的深入以及经济社会形势的发展，导致原有的制度和原则较难适应新的变化，解决的方法主要是通过修订法律法规、法律解释或是相关部门之间协调。例如：国有石油企业早期无偿取得的大量油气资源矿业权，已不适应通过市场化优化配置资源的要求；现行法律法规中依然存在行政性垄断和限制矿业权流转的内容等。

同时，立法本身的缺陷造成一些法规难以贯彻落实。例如，《矿产资源法》虽建立起了我国矿业权有偿取得和矿产资源有偿开采的管理及税费制度，但仍没有从法律层面对中央、地方、企业的责权利以及油气市场行为和监管等进行规范。再如，某些法律存在主管部门不明确、概念不清晰、适用范围不确定等缺陷，妨碍了立法意图的贯彻和实施。

2.2 监管体系 2.2.1 现状

油气行业的监管涉及上游勘探开发、中游炼化和储运、下游油气市场、安全环保质量以及财税5 个领域、21 个监管事项，现行的监管部门如下（表 2）：

2.2.2 问题

（1）油气管理职能总体弱化，存在分散交叉。如表 2 所示，我国承担油气管理职能的中央部委有国家发改委、国家能源局、国土资源部、环保部、商务部、工信部等10 余个部门，部门职责划分不清，管理职能存在分散、交叉和真空。例如：有关油气资源勘探开发规划、投资和管理政策的制定，是国家发改委与国土资源部共同管辖的领域；而在对外合作勘探开发区块方面，则是国家发改委和国土资源部共同审批，但产品分成合同则要经过商务部和国土资源部的共同批准^[5]。此外，即使在国家发改委内部，也有若干司局涉及油气行业管理职能，一定程度上存在部门内部的交叉重叠。

这种分散的管理模式造成政多出门，使管理职能弱化，无法制定统一的发展战略，即使政策制定后也出现相互推诿甚至抵触的现象，不利于战略、政策的制定和执行，导致管理效率的低下，难以形成管理的合力。

（2）油气管理力量薄弱。在相关部门中负责油气行业管理的专职人员很少，力量配备本来就不足，而真正懂油气行业的专家就更少，导致某些政府职能根本无法贯彻执行，管理力量薄弱。如国土资源部作为石油资源勘查、开发的主管部门，缺乏专门的主管石油资源的司局，目前地质勘查司作为主管司局，身兼数职，不仅承担着石油资源勘查开采管理的职能，还要负责其他固体矿产资源、海洋资源的调查评价以及地质勘查行业管理。而在地质勘查司内，承担全国石油资源探矿权、采矿权的审批登记管理以及油气探矿权、采矿权、对外合作区块的监督管理和维护石油资源勘查开采秩序等重大繁杂工作的仅有一个油气管理处，编制仅为4 人。

（3）油气行业监管体系不健全，缺乏独立专业的监管部门。目前我国没有对油气行业进行监管的专门机构，对油气行业的政策制定和监督管理都分散在相关管理职能部门，对油气行业一直采取政策制定和监督实施合二为一的管理方式，政、监不分。这一方面使得我国对油气行业的监管不能开展独立的工作，缺乏有效的监管力量及制衡机制，专业性不足；另一方面“使政府机构陷入协调、仲裁、监督等纷繁复杂的事务中，不能集中精力研究制定石油资源管理的重大政策和战略，同时也导致监管不力”^[6]。

此外，油气监管存在的问题还包括：法律基础薄弱导致监管依据不足；缺乏科学的监管标准和有效的监管手段，监管活动权威性不强；对监管施加的人为干扰因素较大，公平规则难以形成；监管措施不到位，监管流于形式，等等。

3 我国油气行业监管体系目标设计 3.1 近期目标：2015—2020 年 3.1.1 抓紧修订和补充有关法律法规

（1）修订现有的法律法规

修订《矿产资源法》、《矿产资源勘查区块登记管理办法》和相关的部门规章。取消影响油气资源矿业权流转的不合理限制，为矿业权流转正名；取消对油气资源矿业权主体的行政性限制，以科学合理的资质管理来代替。

修订《矿山安全法》，“增设关于‘矿区安全保护’的内容，以加强对矿区生产安全秩序的保护，同时要增设‘石油天然气开采安全特别规定’的内容，突出液态、气态矿山开采安全的特殊要求”^[7]。

修订《石油天然气管道保护法》，有效协调处理与其他法律之间的冲突。需要重点明确的相关问题主要包括：管道发展与其他专项规划间的协调匹配；管道规划与城乡规划的衔接；对管道地下通过权的法律界定；管道安全对土地使用的限制；管道安全与其他交通安全要求的冲突^[8]。

（2）补充新的法律法规

制订“油气开采环境保护条例”，对油气开采中的污染防治规划、环境影响评价、排污许可、钻井液以及废气、废水和有毒气体的回收处理、噪声控制、放射源管理、环境监测、超标排污、污染事故的应急处理等制度作出专门规定。制订“油气矿业权管理条例”等市场准入和矿业权管理制度，明确不同类型油气资源矿业权的准入方式、主体、规则及退出和流转机制。

出台“石油天然气中下游管理条例”。该条例应至少包括如下内容：明确管理主体和各级政府的职责；监管机构的组织体系（地位、责权利、监管原则和运行机制等）；油气储运、天然气调峰管理模式和运行机制（管道、储气库、LNG 接收站、调峰设施的建设及运营的审批、施工、安全、准入等）；相关企业的责权利；明确油气价格监管的原则和机制；HSE 管理；争端解决等[9 10]。此外，可陆续出台一系列实施细则，使石油天然气市场运行走上法制轨道。

3.1.2 完善目前油气管理体制和监管体系

理顺现行的能源管理体制，为逐步向“能源部”过渡作好准备。重点在于加强目前相关政府部门之间的沟通和协作，利用好目前国家能源委员会这一宏观协调议事机构平台，统一协调领导跨部门、跨区域的油气管理工作。对此，相关的规章制度中应对油气管理的分工和协调机制作出明确的规定，理顺管理权限及规范协调的方法。

政策制定和行业监管在管理职能部门中未加严格区分是我国能源管理体制中存在的重大问题。综合考虑我国国情以及体制改革的有序稳定推进，“十三五”时期应当逐步形成“政监合一，内部相对分离”的监管格局，采取适当集中的一般行政管理部门设置模式。

具体来讲，就是暂不设置新的监管机构，重点是调整油气监管职能和加强监管立法，在保持环境保护部、国家安全生产监督管理总局、国家质量监督检验检疫总局等现有社会监管职能的前提下，将石油天然气中上游经济性监管职能适当集中到国家能源局，并将城市燃气经济性监管职能适当集中到各省级燃气管理部门^[11]。

3.1.3 改进现有油气行业监管措施 3.1.3.1 油气勘探开发环节

（1）完善准入监管

主要包括：推进矿业权发放形式改革；规范和严格执行油气勘探开发领域的准入标准，保证公平竞争；完善油气矿业权登记公示制度；完善油气区块矿业权退出机制，推动国内油气资源的勘探开发。

（2）完善财税监管

①优化油气资源税费制度。现阶段我国油气资源税费体系中存在重复征收以及未体现资源优劣的现象，应当对现行的油气税费进行科学的归并和设置，并取消不合理收费，减少重复，防止任意性。具体包括：将现行矿产资源补偿费和资源税合并为一项，征收标准要体现油气资源勘探开发行业的特点，根据资源质量实行差别征收率；现有的探矿权和采矿权使用费作为探矿和采矿许可费用，在区块登记和许可合同中体现；把探矿权价款、采矿权价款与勘探成果商品化、储量市场建设结合起来，在转让或许可合同中体现；改进计征方法，以国际市场价格为参照系，以劣质资源的开采成本为基础，分档次设置税率^[12]；清理并杜绝地方政府对油气行业的乱收费现象。

②改革增值税。加大油气田企业进项税额抵扣力度，将油气行业增值税进一步改革为真正意义上的消费型增值税；完成油气行业的“营改增”改革，将所有营业税税目纳入增值税范围，消除油气行业的重复征税问题。

③改革所得税。制定合理的油气企业所得税税前扣除政策和合理的汇总纳税制度。一个可供选择的思路是：由集团公司汇总计算应纳税所得额，再根据子公司实际情况划分各自相应的应纳税所得额，并根据税法计算出应纳税额，在所在地就地缴纳。此外，应加大并落实对非常规天然气开发的财税支持力度。

（3）完善价格监管

①原油。首先，应积极实施价格影响，将中国因素融入国际油价的形成过程中。一方面我国石油企业应积极参与国际石油市场的期货交易；另一方面也应积极探索并建立我国的原油期货交易市场，发挥石油需求大国的优势，参与国际油价的形成，改变被动接受者的尴尬角色。其次，应将国内自给原油纳入我国原油价格的参照标准。

②天然气。第一，将净回值法中替代能源与竞争性的煤、石油产品和电力等紧密联系起来，避免单纯与油价挂钩而造成的价格虚高现象，或是降低目前净回值法定价公式中天然气对替代能源的挂钩系数（经测算，可将目前的系数从0.85 下调到0.75～0.78）。第二，在国际天然气市场供需形势发生转变的背景下，可通过探索新的天然气进口模式，并调整JCC 油价指数挂钩公式（改变斜率，改变常数，油价封顶）等方法，降低进口气的采购成本，并在进口气采购合同中，争取更加灵活的合同条款。

3.1.3.2 原油加工环节

对于原油加工环节，在加强环境、安全和石油储备能力等市场准入标准的同时，还要通过反垄断和反不正当竞争法规维护公平竞争。

（1）准入监管。新建炼油厂准入门槛维持1 000万吨/年；200 万吨/年以下小炼厂将被淘汰或转型。

（2）财税监管。综合考虑当前税收征管现状和成品油市场竞争环境，成品油消费税改革应采取两步走的策略。

第一步，完善现行成品油消费税征管机制，真正做到应收尽收、堵塞税收漏洞，促进公平竞争。一是中央应加大财政监督力度，取消对山东等省地方炼油企业的特殊政策、填平税收洼地，杜绝地方炼油企业的销售不开票行为；二是财政、海关、质检等部门同税务部门密切合作，加强纳税评估和税务稽查，合力打击偷漏税行为；三是在引入成品油消费税专用发票的基础上，将增值税专用发票的二维码技术推广至成品油消费税，实现产销全环节核查联动，从根本上杜绝转票、变票、虚开发票、倒票等偷逃税款的不法行为；四是完善媒体监督、行业协会自律、公众监督的社会监督体系，建立激励机制和信息公开制度；五是适当降低高标号汽柴油的单位税额，以促进环保减排、油品升级。

第二步，待征管能力和市场环境较为成熟后，推进成品油消费税改革。可将其在征收范围不变的前提下由生产环节征收改为生产和批发环节征收（但要进行严格的资质认定和审查），由价内税改为价外税，由从量计征改为从价计征，由中央税改为中央和地方共享税或地方税，并增加税率的灵活性，从而达到其调节消费行为、节约用油、保护环境和增加地方财政税源的功能。

3.1.3.3 油气管网及配气环节

（1）完善天然气基础设施环节的监管

①先从长输管网（含省内管网）、LNG 接收站的财务和法律分离做起。考虑到我国天然气行业的现状，基础设施服务环节的分离可先由最为关键的长输管网和较易操作的LNG 接收站开始，在分离方式上可先由财务和法律分离做起。在推进的范围上，可考虑先在气源竞争比较充分和市场竞争格局基本形成且输气管网密度较高的地区试点（譬如川渝、华东地区），然后再向全国推广。

②探索储气和城市配气的财务和法律分离。政府应鼓励各类资本参与储气库和配气管网建设，同时探索储气、配气服务环节的财务和法律分离，允许独立的储气商和交易商参与天然气市场并通过市场的峰谷价差赚取利润。

（2）准入监管

①投资建设准入。国家应鼓励、支持各类资本参与投资建设纳入统一规划的油气基础设施，给予油气基础设施（特别是LNG 接收站、储气库、长输管道和城市配气管道）优惠用地政策，尤其要鼓励在原有加油站网络的基础上改造或是合建LNG/CNG加气站。在项目核准上，优化项目核准程序，提高核准效率。

②经营权准入。采用特许经营权招投标制度，以公开招投标的方式选择效率最高的企业。允许有关企业在一定时期内拥有使用其自有管道和液化气设施的专营权，以及在一定时期内通过地方配送管网向弱势用户供气的专营权。

③服务准入。配合基础设施环节运营管理政策的改革，在相应的服务环节引入市场机制。

对于长输管网和LNG 接收站来说，应逐步推行基础设施服务的“第三方准入”和许可证管理制度，即应允许任何有天然气经营资质的企业与管网公司和LNG 接收站签订运输或代储合同。在长输管网内，所有的气源接入点和终端市场的连接点之间都应保证互联互通，不存在阻碍天然气流通的物理障碍。在具体操作上，可视基础设施的密度、能力以及基础设施服务和销售业务的分离程度，分阶段采取协商或强制的第三方准入，同时分级别逐步放开对大用户的天然气直供。

对于储气和城市配气来说，应当在完成长输管网和LNG 接收站基础设施服务环节的独立以及第三方准入后，逐步引入第三方准入机制，先从年消费规模较大的工商业用户做起，列出时间表，逐步降低对于年消费量的限制。

（3）价格监管

①加强管道成本监审，有效降低管输费率。需要系统梳理和监审管网成本，制定独立的管输价格并加强监管，尽可能剔除一切不合理因素，降低管输费率，为石油天然气上游生产和下游销售企业预留利润空间，保障石油天然气终端用户的价格可承受力。

②价格监管方式仍以投资回报率为主。由于我国管网建设薄弱、欠帐较多，现阶段应着力解决加快管网建设和改造升级的问题。近期对管网环节的价格监管，宜采取投资回报率的方式，核心问题是保证管网的资产回报，以确保其长期正常、健康发展。

③逐步引入“两部制”定价方法。对于管输价格应逐步引入“两部制”定价方法，即管输价格由“管道容量费”和“管道使用费”两部分构成。“管道容量费”是为回收管道固定资本，按用户的高峰期需求来进行定价的。“管道使用费”是为回收管道变动成本而按用户的实际输气量收取的，其费率水平与天然气管输中的变动成本有关。这一价格机制既保证了管网投资者合理的投资回报，也起到引导用户在不同季节均衡管网运输负荷从而降低单位输气成本的目的。

④推动形成独立的储气价格。对长输管网和城市燃气企业经营的储气设施，要将投资、运行成本纳入输配气费率中统筹考虑；对独立经营的储气设施，要按照成本加成、合理收益的原则确定储气价格；建立天然气的峰谷气价，以激励符合条件的燃气企业建设和运营储气设施赚取利润。

3.1.3.4 油气流通环节

（1）准入监管

国家应改革原油成品油进口资质管理办法，逐步放开原油成品油进口权，加大对非国营贸易企业开放力度。进一步放开天然气（含LNG）进出口权。下游企业可以通过中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司委托采购，或者向国外期货交易所、气源企业直接购买天然气。

（2）财税监管

进一步下调成品油进口关税，同时使成品油税费更加体现“绿色税收”的特点。

（3）价格监管

随着国内成品油定价机制的改革，国内油价与国际油价波动更加趋于一致，成品油市场竞争也相对充分，建议择机全面放开油价，并注意完善石油储备和对终端弱势消费群体的补贴。对于天然气终端定价，可以采取季节性差价、峰谷差价和可中断用户气价等差别性价格政策。此外，在计价方式上，从质量计价变为热值计价。

3.1.3.5 深化油气领域安全和环保方面的改革

（1）加强政府监管工作

①完善标准和规范

加快油气开发、运输、存储、配送等环节的法律、法规、技术标准和规范的制定和落实工作。完善环境影响评价制度，包括战略环境影响评价、规划环境影响评价和油气开发、运输、存储、配送建设项目的动态环境影响评价。

②强化油气开发的全过程监管

加强对油气开发的全过程监管，在事前、事中、事后三个阶段均应严格监管。事前监管主要针对油气开发前的规划和准备工作，从源头上杜绝安全和环境风险。企业或作业者在编制油气开发方案的同时，必须编制油气环境影响报告书，并提出为避免、减轻各种污染拟采取的环境保护措施；要求企业在开发活动开始前建立当地主要环境指标的基线（例如地下水水质、地表水质、空气质量等），并在开发期间进行持续监测；钻井位置选择需基于详细的地质条件调查，并尽量避开人口稠密区、生态环境保护区等，尽量减少对土地的破坏并高效利用土地，充分应用当地基础设施，减少新建道路和设施的用地。

事中监管内容主要针对油气钻探、完井、采气采油及后续生产过程。应要求作业者在各环节都要满足安全和环境监管的各种标准和规范，采用高效、绿色、循环的技术，保证环保和安全；同时，应要求作业者具备防治环境污染的应急能力，并制定应急预案，配备处理污染的设施等。

事后监管主要是对油气开发引发的长期风险进行评估。油气开发所引发的环境影响有时在监管前期和监管过程中不易被发现和掌握，在开发结束后需对水、土壤、空气等生态环境状况进行分析，并与开发前基准进行对比，评估油气开发对环境的影响。事后监管要严格执行，对达不到标准的企业要进行处罚。

③注重中游管网环节的安全和环保监管

第一，管道建设时期，严格审查管道工程的勘察设计者、供应商、承包商的合法资质。管道工程勘察设计、供应、施工过程中，严格监督执行国家有关安全生产的方针、政策、法律、法规及技术标准。科学规划管道线路，修建管道安全防护设施，从源头上减少安全隐患。

第二，将油气管道的安全管理工作列入政府日常管理范畴，建立健全科学合理的监管机制，进一步明确管道设施的安全管理责任，实行地方主要领导责任制，制定切实有效的工作方案和应急预案；明确各级政府、各相关部门、企业的职责，并建立信息公开、共享和工作联动协调机制。

第三，加大对违章占压、非法开挖等严重危害油气管道安全行为的问责力度，严肃处罚有关的责任单位以及责任人。

（2）强化企业的安全和环保责任

建立健全安全生产监督管理机构和制度。企业须成立安全生产管理委员会及安全管理部门，配备相应的管理人员。同时，企业要建立一整套安全生产监督管理制度，包括生产责任制度、教育培训制度、设备管理制度、奖惩制度、应急管理制度等

企业应当健全以主要责任人为中枢、以岗位责任制为主要内容的安全生产责任体系，明确企业内部主要责任人、各职能部门和从业人员的安全生产职责。同时，应当加强专业技术的安全管理，依据有关安全生产的法律法规、标准规范，加强企业的现场安全生产的技术管理。

此外，企业应建立健全隐患排查制度，加强应急预案机制，对生产过程中的重点环节、重点部位、重点设备的事故隐患进行排查，并进行专业的评估、分级，做到事前管理和源头控制。同时，企业应整合HSE 管理体系与管道完整性管理体系，形成将人员活动的安全、防护和作业安全，与设备技术安全综合考虑的新管理体系。

（3）推进信息公开和社会监管

信息公开与社会监管应贯穿油气生产、输送和利用的全过程。政府部门应对企业信息公开和公众沟通工作进行有效的指导和监督。首先，应大力推进企业信息公开，保证企业公开诚实地解释生产、输配、存储和利用过程中可能存在的健康、安全和环境风险以及企业的应对措施；其次，政府要及时准确公布安全和环境监测数据；再次，应把与开发所在地居民的沟通融入到开发的每一个阶段，使居民对相关的挑战、风险和利益有清楚的了解。

积极推动监管的公众参与。应扩展渠道引导社会组织参与社会监管，对油气企业是否遵守环保安全标准和监管机构是否高效履行职能进行监督。公众应增强环保意识，积极了解掌握油气生产、输送和利用过程中的安全和环境风险的相关知识，对油气生产、输送和利用过程起到公共监督的作用。媒体也应在宣传环保知识和披露违法行为方面发挥积极的作用。

（4）建设监管信息系统

应尽早组织资源、收集信息、加强分析，从油气矿产资源管理、财税管理、经济性监管、社会性监管以及油气市场统计、供需安全预警、政策信息等全方位的角度建立服务于监管的信息系统。同时，应建立油气勘探开发、储运等关键环节运行的在线监测系统。

3.2 中长期目标：2021—2025 年 3.2.1 出台新的法律法规

出台《能源法》。《能源法》作为能源领域的基本法，应处理好与单行能源法规之间的关系问题，并且具有综合性、全局性和完整性，具体应包含以下主要内容：一是确立科学合理的能源战略和政策体系，解决能源发展的综合性、长期性问题，设计能源战略和规划制度；二是确立综合的能源管理体系，建立统一的能源管理体制；三是推动能源生产和消费革命以及市场化改革，设计能源市场及其监管制度；四是加大能源自主创新能力，设计能源技术开发与创新制度；五是顺应时代发展，整合能源环保制度；六是严肃能源法律的制度效力，保障执行，设计能源法律责任制度。

出台《石油天然气法》。当在石油天然气管理体制、探矿权和采矿权管理、石油天然气输送和储存、石油天然气加工、销售和价格、投资和贸易、安全、环保和健康、法律责任等方面作出明确而具体的规定^[13]。

出台《能源监管法》，这是依法设立监管机构和监管政策依法实施的根本大法，将推动我国能源监管走向集中独立的监管阶段。《能源监管法》中应对监管原则、监管机构的性质、地位、组成、职权和监管范围、监管措施、相关主体法律责任予以明确规定。

此外，还要出台《海洋石油天然气管道保护条例》和《国家石油储备管理条例》等法规。

3.2.2 完善油气管理体制

（1）优化管理体制

为保证我国的石油天然气供应安全，必须改变低级别多头管理的现状，转而采用高级别、集中的能源管理模式，对石油天然气实行统一管理。站在全局和长期的高度，制定权威的石油天然气发展战略和规划以及统一的行业法律法规，优化宏观调控，建立一个从中央到地方统一的以石油天然气战略管理为核心的石油天然气管理体制。具体而言：撤销能源局，并在中央一级设立能源综合主管部门能源部，该部门的油气管理主要职能是负责石油天然气发展与环境、社会目标的协调，促进可持续发展，构建全面的石油天然气管理体制框架，制定石油天然气发展政策，加强国际交流与合作、管理国际贸易，保障国家油气安全等。

纵向来看，以各大区（如东北、华北、西南）为单位分设地区综合能源管理部门，作为中央综合能源管理部门的派出机构；各省、自治区和直辖市也可以组建相应的综合管理部门，作为各大区综合管理部门的派出机构^[14]。

同时，继续保留国家能源委员会，维持其作为国务院能源议事协调机构的职能。

（2）健全监管体系

健全的监管组织体系是规范企业行为、矫正市场失灵、提升能源经济运行效率的必要保障。从能源监管的国际经验来看，经济性监管和社会性监管职能通常是分开的，涉及环境、安全和健康等方面的社会性监管职能由各专业化的社会监管机构负责，而涉及市场准入、定价、成本、投资和服务质量等方面的经济性监管职能则由一个监管机构统一负责，以保证经济监管的系统性和有效性。要健全我国的能源监管体系，可以考虑维持环境、安全、质量等方面的社会性监管格局不变，主要整合经济性监管职能，把负责价格、投资、市场等方面的经济性监管职能进行合并，集中到一个部门，制定市场运行的规章规范，并监督企业切实按规则经营，以保证市场竞争有序、运行有效。

在机构设置方面，应按照“政监分离”的原则，设立独立、高层次、专业的能源监管机构，可以考虑将综合性的能源管理机构（如能源部）和专业性的能源监管机构分设，在成立能源部的同时，成立能源监管委员会，分工明确、权责清晰。在建立能源管理的“双重结构”并实现政监分离后，可以各大区对应的能源综合管理部门为单位分设专业监管部门，作为中央监管机构的派出机构。各省、自治区和直辖市也可以组建相应的监管机构，作为各大区监管机构的派出机构^[14]。

就能源监管委员会来说，监管职能主要是制定规则并监督企业执行以规范企业行为和市场秩序，具体内容包括对市场准入、价格、成本、投资、产品质量、安全等方面的监管。考虑到中国油气行业体制现状，建议短期内应加强以下方面的监管：市场准入监管，颁发相关油气业务许可证；监管油气交易及买卖合同；监管管网等能源基础设施的公平开放；监管基础设施的安全运营；监管油气市场交易秩序；监管油气行业节能减排；监管普遍服务；监管垄断性油气企业的成本与价格；监管油气基础设施投资。

3.2.3 健全油气行业监管措施

从中长期来看，应不断促进我国油气管理体制机制、市场环境和供需形势的发展和成熟，进一步规范经济性监管，实现竞争性环节和自然垄断环节的产权分离，推动自然垄断的基础设施服务主体销售业务和输配气、储气业务的分离，在竞争性环节完全放开定价权，让市场充分竞争，并规范对弱势消费群体的补贴机制；在自然垄断环节，要依然保持监管，通过第三方公开准入和激励性的价格监管方式提高经营效率；同时，不断加强油气行业的社会性监管。

具体来讲，主要包括：完全放开原油、成品油、天然气进出口，通过科学合理的资质进行管理；完全放开天然气出厂价和终端价格的管制，将定价权完全交给企业，由市场自发形成，并对弱势群体进行针对性的补贴；建立中国原油、成品油和天然气的期货、现货交易市场，形成中国标杆价格；将长输管网实现产权分离，组建仅提供管输业务的管网公司，并全面推行第三方公开准入以及许可证管理制度；全面实行储气和配气环节的财务或法律分离，实现其储气和配气服务的业务独立，并推行第三方公开准入和许可证管理制度；对于个别管网、储气和LNG 设施的一些具体项目全部或部分实施第三方准入的豁免，持续时间可定为20 年，但标准是这种豁免对于项目的进展是必要的，且项目能够带来竞争和多元化的收益；对于输配管网采用激励性价格监管方法，其中，长输管网采用价格帽方式，配气管网采用区域竞争定价；不断完善油气资源和环保和安全标准以及监控、评估和处罚制度，加强信息公开和社会公众参与。

3.3 油气监管规划路线图

油气监管规划路线图如表 3 所示。

4 结语

虽然改革开放以来我国油气行业形成了一定的法律基础和监管体系，但离行业发展要求和深化改革目标有较大差距。因此，只有科学设计监管路径，完善立法和监管体制机制，才能形成健全的监管体系，提高监管能力，从而保证我国油气行业的高效规范发展。