国际竞争与合作中大国具有更大的影响力和话语权，大国博弈主导了国际秩序的发展方向。这在天然气领域也是一样，全球天然气市场的发展虽然会受到所有参与国的影响，但大国之间的博弈决定了国际天然气市场的基本发展方向，天然气市场的发展又可能成为大国之间多方位博弈的筹码。
全球天然气资源分布的不均衡性决定了供应来源的不均衡性。虽然天然气资源分布比石油更为分散，但主要供应来源集中在北美、俄罗斯、中亚、中东和大洋洲等地，实际产出能力则会受到多方面因素的影响。天然气消费的多寡一方面与资源禀赋、人口、产业和经济承受力等因素有关，另一方面则受制于利用技术、体制和政策等影响。没有天然气液化、船运和气化技术，日本不会成为最大的液化天然气消费国。没有“煤改气”行动和补贴政策，中国近几年天然气消费量不会出现高速增长。随着时间的推移，不同天然气供应方的市场影响力会出现起伏变化，不同天然气消费国的市场影响力也会出现调整，导致全球天然气市场出现新的不均衡发展。全球天然气市场按生产和消费规模可以大致划分为三个梯队，第一梯队是5000亿立方米俱乐部成员，包括美国、俄罗斯和欧盟。美国天然气年生产和消费量都超过8000亿立方米，俄罗斯年生产超过6000亿立方米、年消费超过4000亿立方米，欧盟年消费大约5000亿立方米、生产超过1000亿立方米，三者合计生产量超过全球40％，消费量达到全球45％左右，它们是全球天然气市场的核心。第二梯队是天然气市场重要参与者，生产或消费规模大致在1000亿立方米至3000亿立方米之间，其中又可以分为两个层级，一类与国际市场关联度大，需要通过国际贸易才能达到自己的生产或消费目标，包括中国、日本、卡塔尔、澳大利亚、挪威、加拿大，另一类国际市场关联度小，基本自产自销，包括伊朗和沙特。其他天然气生产和消费国大致属于第三梯队，虽然每一个国家天然气市场体量不是特别大，但有的对国际市场依赖也比较大，包括韩国、土库曼斯坦、阿尔及利亚、印度等。全球天然气市场的发展受第一梯队影响最大，美国、俄罗斯和欧盟之间的博弈是影响全球天然气市场发展的主线。欧洲中西部天然气资源和产量有限，并且主力产区北海和荷兰格罗宁根气田产量近年来持续下降，不能满足欧盟国家天然气消费需求。除了阿尔及利亚、利比亚的管道气以及海上进口LNG，欧盟最主要的天然气供应来自俄罗斯，现在俄罗斯每年出口欧盟的天然气接近欧盟总供应量的40％。对保加利亚、捷克、爱沙尼亚、拉脱维亚、匈牙利、奥地利、波兰、罗马尼亚、斯洛文尼亚和芬兰等国家而言，俄罗斯天然气供应量占比甚至超过四分之三。俄罗斯供应欧盟成员国的主要过境输送通道是乌克兰，2018年过境乌克兰天然气数量约870亿立方米；其次是通过波罗的海的北溪管道，输送能力550亿立方米，2018年已经满负荷；第三是途经波兰的亚马尔-欧洲管道，输送能力330亿立方米。在南边俄罗斯有一条160亿立方米的蓝溪管道直达土耳其。欧盟不少成员国对过度依赖俄罗斯天然气有疑虑，尤其是在乌克兰和俄罗斯数次纷争打乱天然气正常供应后，欧盟也做出多种努力保障天然气供应安全。除了发展本地可再生能源、提高能源利用效率和推进市场化改革，欧盟也试图通过扩大LNG接收能力、加强管网互联和储气设施建设、提供项目融资支持等方式增加天然气供应能力。欧盟希望建立一个南部天然气走廊，从里海盆地、中亚、中东和东地中海盆地进口800亿－1000亿立方米的天然气，重点帮助欧洲中部和东南部国家增加新的气源，不过进展并不顺畅。俄罗斯天然气巨头Gazprom在北溪管道2012年全面投产的同时，启动了北溪2号管道可行性研究，计划再增加550亿立方米输气能力，2015年拉拢德国、奥地利、法国及荷兰的公司，签署了北溪2号管道的财务投资合作协议。北溪2号管道建设2018年开始并计划2019年底投产，意在衔接俄罗斯与乌克兰过境运输协议的到期，减少通过乌克兰的输送量。受过境丹麦审批滞后及美国制裁等因素影响，俄方预计北溪2号管道2020年中投入使用。2019年12月俄罗斯、乌克兰和欧盟委员会多次磋商协调后达成了新的过境协议，未来俄罗斯过境乌克兰出口欧盟的天然气数量将逐步降低，2020年过境650亿立方米，2021年－2024年降至每年400亿立方米。此外，2017年Gazprom在南部黑海启动了输送能力315亿立方米的土耳其溪管道建设，计划其中一半输送能力用于供应欧洲，该管道2019年12月19日已经完成注气，预计2020年初投产。通过这些新建管道基础设施，俄罗斯将巩固其在欧盟区天然气市场上的供应能力和地位。欧盟是全球应对气候变化和发展可再生能源的急先锋，其能源需求已大致见顶。2019年12月推出了“绿色政纲”，确定了2050年实现碳中和的目标。虽然天然气在一些成员国已经不那么受待见，但欧盟还离不了天然气，尤其是在区域内天然气产量下降的情况下，未来一段时间进口更多天然气是大概率事件。俄罗斯作为近邻，天然气资源丰富、供应能力强且供给成本具有竞争力，欧盟脱离俄罗斯天然气完全不现实。2014年乌克兰克里米亚事件后，欧盟对俄罗斯发起了外交和经济制裁，但也有意避开了天然气领域。
苏联解体后，继承其衣钵的俄罗斯元气大伤，但强硬的俄罗斯在地缘政治角逐、外交和军事等领域仍然是美国的强劲对手。美国政府视欧洲能源安全为美国的国家利益，支持打造南部天然气走廊、促进欧洲天然气供应多元化、减少对俄罗斯天然气的依赖，是美国在欧洲和欧亚地区能源政策的核心。不过南部天然气走廊收效有限，不能撼动俄罗斯在欧盟成员国天然气供应的核心地位。随着美国页岩油气革命的成功，美国能源市场格局彻底改变，能源独立正在变成现实，美国对外能源战略和政策也在悄然发生变化。2011年，美国成为全球最大天然气生产国，2017年变成天然气净出口国。根据美国能源信息署的预计，由于国内产量增长过快和出口设施快速建设，未来十年美国LNG出口将急剧增加。美国政府近两年大力游说欧盟成员国购买美国天然气，称美国天然气是“自由气”，可以帮助欧盟成员国免遭俄罗斯的天然气绑架。这两年美国出口欧盟天然气数量快速增加，但和俄罗斯供应欧盟数量相比仍然很小。根据欧盟统计，2017年欧盟从美国进口22亿立方米天然气，2018年增至33亿立方米，2019年跃升至136亿立方米，预计2023年会增至216亿立方米。另一方面，美国也在试图遏制俄罗斯的天然气出口项目，先后制裁俄罗斯LNG项目的融资、技术装备和船运，既满足美国打压俄罗斯的战略需要，又帮助美国LNG寻找出口市场，达到一箭双雕的效果。不过此举收效甚微，不仅俄罗斯亚马尔LNG项目实现提前投产，出口到欧盟市场，而且北极2 LNG项目也在稳步推进。美国多次指责北溪2号管道削弱欧洲能源安全，并威胁要进行制裁。2017年美国通过了《以制裁反击美国对手法案》，其中包含制裁参与俄罗斯能源出口项目企业的计划。2019年12月18日，美国参议院批准2020年《国防授权法案》，其中明确制裁北溪2号管道和土耳其溪管道工程服务企业和有关个人。在美国总统川普12月21日签署该法案当天，北溪2号管道主要铺设方瑞士Allsea公司宣布因此停止铺管作业。俄罗斯方面表示将反制美国，并会全力以赴推动项目完工。由于具有丰富经验的深水铺管作业企业不多，制裁会给项目带来困难，但由于制裁来得太晚，这只会推迟项目投产，难以完全终止项目。
美国和欧盟是传统盟友，在法治、民主、人权、自由企业制度等方面有共同的价值观，政治经济上也互相依赖，不过美欧双方对很多问题的意见也不尽相同，目前美国和欧盟双方在经贸、国际事务、应对气候变化等领域都存在分歧。为了丰富能源供应来源，欧盟乐意进口美国天然气，减少对俄罗斯的依赖，同时也希望美国天然气要有价格竞争力，不能让欧盟成员国增加消费支出。欧盟内部对美国的看法意见也不一致，天然气需求量小的中东欧国家希望美国在欧洲能源问题上扮演更大角色，更多介入欧洲事务，对冲俄罗斯的影响力，如果能进口更多美国天然气，哪怕是付出点额外代价，也要减少对俄罗斯的依赖，波兰和立陶宛因此都修建了LNG接收站。天然气需求量大的西欧国家对美国天然气没有那么热心，对进口LNG是否具有经济性的考虑较多。一方面希望多元化来源对冲俄罗斯的影响，但也难以完全抗拒俄罗斯天然气距离近气量大价格稳的诱惑，德国长期以来对建LNG进口接收站的想法不温不火，是西欧主要天然气消费国中唯一没有建LNG接收站的国家，2019年才真正把这件事提上议事日程。另一方面，乌克兰等中东欧国家利用天然气过境增加了和俄罗斯的讨价还价能力，但这无疑是把西欧国家的天然气需求当成了筹码，危及西欧国家天然气供应安全，通过北溪2号管道绕道而行有助于解决西欧国家的现实利益诉求，美国的制裁无疑封堵了西欧国家认可的一条出路。对于美国制裁北溪2号管道相关企业，乌克兰、波兰和立陶宛等中东欧国家表示欢迎，德国政府则强烈不满。德国外交部长马斯（Heiko Maas）2019年12月18日表示，欧洲能源政策必须由欧洲来决定，而不是由美国决定，“我们坚决拒绝外部干涉，反对具有域外效力的制裁”。参与北溪2号管道融资的法国、奥地利、荷兰等国家也对美国的做法心存不满，预计不会就此听从美国的安排。
俄罗斯是欧盟天然气市场的传统主力供应商，乐见欧盟区域本地供应下降，进而利用自己的资源优势和管输能力，扩大销售；欧盟认可俄气的多重现实优势，但对过度依赖引发的供应安全问题存在担心，主张多元化气源，扩大LNG接收能力。同时欧盟对可再生天然气和氢气的发展情有独钟，天然气脱碳已经提上议事日程，区域内化石天然气需求的长期增长潜力将会受到抑制。美国要大量出口LNG，欧盟是相对亚洲更近的需求市场，支付能力强，美国也是志在必得。俄美欧三方博弈增加了天然气市场的竞争，竞争带来的效率提升和消费者福利改善将会外溢到其他区域天然气市场，有利于全球天然气市场发展。欧盟致力于推进天然气市场化改革，欧洲挂钩石油的天然气定价方式已经逐渐退出，气气竞争的格局逐步形成，再加上美国比较成熟的天然气市场化定价和新型LNG贸易模式的冲击，全球天然气定价正在向更加市场化的方向演进，区域间的价差被拉低，市场联动性逐步增强，天然气开始向下一个流动性强的能源大宗商品转变。由于坚持市场竞争的政策取向和制度建设，北美和欧洲已经成为区域价格发现中心，俄罗斯虽然贵为天然气第一梯队成员，在管道气出口市场地位显赫，在LNG供应上也大有后来居上的态势，却无法形成一个被市场接受的标杆价格，在欧洲销售只能随行就市。
天然气三个梯队的发展格局会长期稳定，从一个梯队跃升到另一个梯队虽有可能，但只有极少数国家能做到，并且也需要一个长期过程。美国和俄罗斯将长期处于天然气第一梯队阵营，会力图扩大天然气供应能力，迎接天然气市场的下一场需求狂欢。按照欧盟2050年实现碳中和的目标，欧盟化石天然气需求将走向长期下行的道路，而在欧盟尚未全身退出第一梯队时，中国将迎头赶上，加入天然气第一梯队俱乐部。中国将是唯一一个能快速实现这种转变的国家，其他处于第二梯队的国家难有跃升至第一梯队的可能。日本的天然气需求难有大的增量，卡塔尔、加拿大和澳大利亚作为重要国际供应方有增供潜力，也难以跻身第一梯队。受制于政治经济国际关系等多方面约束，坐拥丰富天然气资源的伊朗难以做大。处于天然气第三梯队的印度存在很大的需求想象空间，进入第二梯队不是一件难事，但由于经济、资源和制度等原因，离天然气第一梯队仍将遥不可及。东非和东地中海盆地等地的天然气发现有利于扩大全球天然气供应，不过目前来看没有任何一个国家能因此跃升至第一梯队，对全球天然气市场产生重大影响。
和北美、欧洲及俄罗斯等早已进入油气时代不同，中国依然处于煤炭时代，中国的能源转型有自己的特点，减少对煤炭的过度依赖是中国能源转型和实现能源高质量发展的核心内容。天然气作为最清洁低碳的化石能源，通过市场竞争实现降成本和增供应，市场规模将不断扩大，成为中国能源转型过程的有力支撑。中国天然气消费市场的扩大需要国内国外两方面形成合力，在国内需要通过深化改革，释放国内供应潜力；在国际上要充分利用全球天然气市场大国博弈带来的良好机遇，加大天然气引进力度。中俄东线天然气合作2019年终于开花结果，既与中国需求和俄罗斯供应匹配度高有关，也得益于俄罗斯与欧美博弈的助推作用。政治外交博弈影响国际天然气市场的合作与竞争，但经济性力量始终是根本因素。要鼓励和支持国内企业参与国际天然气投资和贸易，借助各种组织和渠道，倡导和促进全球天然气市场的进一步融合发展，研讨天然气大国合作的新机制和新模式。如果中国在进入第一梯队的同时希望在天然气价格发现方面发挥更积极的作用，就要认真借鉴欧美发展经验和俄罗斯的教训，通过建立和完善天然气行业的市场化体制，用制度化的方式增强人们对市场的信心，真正发挥市场在资源配置中的决定性作用。（二）我国天然气供应安全形势及建议（2020.02.28）
引言
2017年以来，国内天然气供应安全受到了越来越多的关注，一是因为国内冬季天然气供应偏紧甚至不足，LNG价格出现大涨，二是因为进口管道气数次出现意外短供，三是天然气对外依存度不断走高。这些现象使得人们对加快推进天然气利用产生了疑虑，担心甚至怀疑是否有足够的天然气供应来支撑天然气市场进一步发展。政府力推煤炭的清洁能源替代，提出“宜电则电、宜气则气”，最近在表述上已经调整为“宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热”，似乎不再强调煤炭的替代问题，这种调整在一定程度上影响了人们对发展天然气市场的信心。不过，这些问题并没有动摇我国能源清洁低碳发展战略，天然气在能源转型过程中还将发挥更大的作用。从发展趋势上看，我国天然气供应安全是有保障的，并且供应安全还将进一步得到改善，不能因为出现的一些问题就乱了方寸，需要保持发展天然气的定力。为此，通过分析造成对我国天然气供应安全担忧的深层原因，从国内和全球供应潜力、供应主体和通道的多元化、进口依存度与供应安全的关系，以及天然气供应安全与“马六甲困局”的关系等角度阐述了对我国天然气供应安全的新认识，并提出进一步加强供应安全保障的建议。
1 天然气供应安全概述
天然气供应安全是指天然气供给的保障情况，主要包括数量是否充足、稳定可靠性高低和价格是否合理三个维度。如果消费者需要天然气时能够及时足量获得，供应持续稳定可靠，价格上可承受、可负担，则天然气供应安全是有保障的。
过去20多年，我国天然气市场经历了高速增长，无论国内生产、进口、基础设施建设和消费利用都大踏步向前。2000年以来,天然气消费量年均增速达到15%，明显快于经济发展增速和能源消费增速，其中，2018年天然气消费量同比增速高达18%。我国已经是世界第三大天然气消费国和第一大天然气进口国，天然气在一次能源消费结构中的占比从2000年的2.2%增至2018年的7.8%。天然气的高速发展，对经济增长、能源清洁低碳利用和民生改善起到了较好的推动作用。虽然天然气供应上也出现过一些问题，但大部分都是局部的、暂时的，并且很快得到了解决，天然气供应安全总体上还是得到了较好的保障。
2 对天然气供应安全担忧的原因供应紧张、价格大涨、进口短供和进口依存度增加是导致对天然气供应安全担心的直接因素，背后更深层次的原因则是天然气需求增加过快、基础设施建设不足和市场改革进程不协调。
2.1 天然气消费需求过于旺盛
任何一个行业长期高速度扩张都会难以为继，天然气行业也一样。过去20多年天然气市场总体上都处在高速发展中，这得益于市场自发需求增长，也得益于政府政策拉动。天然气是清洁低碳、灵活高效的优质能源，随着经济发展和人民生活水平改善，人们对天然气的需求量自然会增加，对天然气的价格承受力也逐渐增加。为了响应人民群众对清洁空气的诉求，近年来政府先后推出大气污染防治和保卫蓝天行动计划，以天然气替代燃煤是最便捷有效的实施办法，一些地方在推广天然气替代燃煤过程中没有统筹考虑到实际供应能力情况，过度超前发展，导致天然气需求呈现爆发式增长，加剧了短期供需矛盾。
2.2 天然气基础设施不足
天然气基础设施包括管道、储气库和LNG接收站等，设施不足最主要体现在储气库上。经过多年建设，我国地下储气能力依然只相当于年度天然气消费量的4%左右，远低于国际上超过12%的平均水平，和欧洲主要天然气消费国30%左右的储气能力相比差距更大。
过低的储气能力导致季节调峰能力弹性不足，加剧了冬季需求高峰时的供需矛盾。利用上游气田调峰会对气田正常运行和气井生产能力造成影响，强制压减下游企业用气需求又打乱了企业的正常生产经营活动。另外，近年来管道建设也明显滞后，管道投资不足，管道之间互联互通不足，对全国范围内的资源调剂和统筹平衡也构成了制约。
2.3 天然气市场改革进程不协调
政府提出“放开两头、管住中间”的天然气价格市场化改革基本思路，但配套改革进度不一。上游勘探开发和生产环节的体制改革步伐迟缓，供应主体多元化发展缓慢，缺乏有效竞争，在这样的情况下过快放开天然气供应价格管制导致价格上涨乱象，影响了整个产业有序发展。LNG进口名义上已放开，但新市场主体参与LNG进口还存在各种隐形障碍和现实条件制约。下游涉及民生，市场顺价不通畅、不及时，价格交叉补贴，过度管制和管制不到位并存，影响了行业效率和供应保障。
3 对天然气供应安全形势的认识
未来我国天然气供应安全既与国内天然气供应状况关联，也与全球天然气市场发展有关，从各方面条件来看天然气供应安全总体上是有基础、有保障的。在国内改革和政策到位的前提下，天然气供应安全状况还会进一步改善。
3.1 国内天然气供应潜力有待进一步释放
国内生产是保障天然气供应安全的基础。过去20多年我国天然气产量是全球增长最快的国家之一，产量规模已经从2000年全球排名第17位上升到2013年全球排名第6位，并呈现稳定增长态势。我国天然气资源非常丰富，传统“富煤贫油少气”的概括并不准确，无论是常规气资源还是页岩气和煤层气等非常规气资源的潜力很大，产量增长潜力也很大。目前常规气处于勘探开发早期，非常规气处于勘探开发初期。近期随着勘探开发力度加大，天然气储量增长成果显著。但受制于目前上游体制改革进展较为缓慢，市场竞争不足，国内生产潜力和效率远没有释放出来，国内天然气生产成本存在下降的空间。
3.2 全球天然气供应潜力巨大
全球天然气资源非常丰富，供应潜力和新增产能巨大，全球天然气生产国都在努力寻找新的消费需求市场。欧洲、北美、日本和韩国等发达国家能源需求量进入平台期甚至下降阶段，在应对气候变化和“净零碳排放”战略及政策驱动下，发达国家天然气需求也趋于饱和，增量空间有限，荷兰、英国和日本等国家消费量已经开始下降。美国页岩油气革命的巨大成功不仅促成美国能源独立，美国天然气也在积极向外寻找新的市场，正在推动改变全球天然气贸易格局和贸易模式。俄罗斯天然气供应将不断扩大，供应潜力远未释放。鉴于我国每年消费了全球半数的煤炭且煤炭在能源消费中占比依然接近60%，天然气作为替代煤炭、实现减少污染物排放和减少碳排放最现实可靠的能源，增量需求空间巨大，正好契合全球天然气供应不断扩大的形势。
3.3 全球天然气供应安全度不断提高
和全球石油供应主要集中在中东地区不同，全球天然气供应地区更为分散，除了中东之外，北美、俄罗斯、中亚、大洋洲、北欧、东南亚、西北非等地都有很多天然气出口，东非和东地中海也展现出出口潜力，天然气出口主体日趋多元化，有利于分散供应风险。传统天然气供应主要采用长期合同和点对点管道运输形式，灵活性和安全冗余度不足。但近年来LNG市场得到了更快的发展，LNG船运比管道运输更加灵活安全，LNG在全球天然气贸易中的份额不断提升，其占比已从2003年的27%提高到2018年的35%。LNG合同期限趋于缩短，目的地限制逐渐取消，现货市场不断扩大，天然气亚洲溢价收窄，全球市场融合加深，天然气正在向成为下一个流动性强的能源大宗商品方向发展，这些趋势有利于提高全球天然气供应安全。近5年，我国LNG进口量增长近2倍， LNG进口来源国也从传统供应国澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔等扩展至巴布亚新几内亚、尼日利亚、俄罗斯、赤道几内亚、阿曼、埃及等10多个国家，来源日益丰富。
3.4 资源禀赋、进口依存度和供应安全没有必然联系
虽然人们常常把资源禀赋优劣、进口依存度高低作为能源供应安全的重要考量因素，但这些和能源供应安全程度没有必然联系。日本和韩国国内缺乏天然气资源，几乎不生产天然气，但通过LNG长期采购合同、采购来源多元化、LNG生产项目投资入股、建立国内LNG储备和实施调峰管理等多种方式保障了天然气供应安全。欧洲主要天然气消费国也通过大规模储备能力建设、多元化供应来源、提高能源利用效率和发展替代能源等手段保障能源供应安全。委内瑞拉拥有非常丰富的油气资源，但国内能源供应安全却得不到有效保障。天然气进口国和出口国是互相依赖的关系，进口国在担心供应是否安全可靠的同时，出口国也担心需求是否持续稳定可靠、项目投资能否顺利回收并获取相应利润。虽然天然气供应紧张时出口国具有更大话语权，但天然气供应宽松时进口国也会占据优势，这都是天然气周期发展过程中此一时彼一时的事情，长期合作与互利共赢是进口国和出口国双方共同的诉求。如果所有国家都追求全方位自给自足，就不会有全球产业分工和经贸往来，全球化带来的效率提升和互利共赢就不可能实现，而由于各国资源禀赋的不同，追求全面自给自足既是不可能的，也是不现实的，更是不必要的。在天然气供应问题上以某个进口依存度数值作为安全边界的意义不大。
3.5 天然气供应基本不存在“马六甲困局”
由于我国石油进口量快速增加，超过70%石油进口又都通过马六甲海峡船运回国，被潜在敌对方封锁阻断航道造成供应中断的隐忧挥之不去，这被称之为中国能源安全的“马六甲困局”。为减少“马六甲困局”风险，中国利用得天独厚的大陆纵深优势，在陆上已建成中缅、中哈和中俄三大油气进口通道，促进了资源来源多元化和运输路径分散化，但马六甲海峡依然是中国依赖的最主要石油运输通道。天然气进口依存度远低于石油，其中占比大约一半的管道天然气进口和马六甲海峡无关，LNG进口中也只有约四分之一经过马六甲海峡，封锁阻断对天然气供应的冲击影响很小。
需要特别指出的是，“马六甲困局”思维本身也存在局限性，马六甲海峡不仅是我国的贸易通道，也是其他很多国家共同的贸易通道；不仅是能源国际贸易通道，也是其他大宗商品和制成品的国际贸易通道，封锁阻断造成的破坏影响具有国际性和连锁效应。如果封锁阻断是专门针对中国的能源贸易，既需要进行特别甄别，妨碍正常航运物流，也会对油气出口方构成打击。针对性的封锁阻断无异于战争行为，在极端战争状态下，固定集中的管道运输更容易被破坏、更难以修复，破坏造成的陆地环境影响具有局部性，因此更容易成为袭击目标；移动分散的海运相对更为安全，船只破坏造成的海洋环境影响更容易扩散，更容易引起国际社会的关注和抗议。一些为缓解“马六甲困局”而提出的替代方案如中巴油气通道和克拉地峡航道等既缺乏实施可行性，也不能真正解决供应安全问题。要保障包括天然气在内的能源供应安全乃至保障国家经济安全，最重要的是要和国际社会结成广泛的利益共同体，你中有我我中有你，一荣俱荣一损俱损，从而减少封锁阻断等极端形式出现的可能性。
4 保障我国天然气供应安全的建议
国内外的天然气资源潜力、政策导向和能源市场发展趋势都有利于我国扩大天然气消费利用，有利于保障天然气供应安全。但要进一步提高天然气供应安全，做到天然气的长期可持续发展，还需要通过深化国内改革，努力实现天然气增供应和降成本，发挥价格机制的调节作用，同时积极参与全球能源治理，促进全球天然气市场融合，推动塑造良好的国内外发展环境。
4.1 加快推动上游市场主体多元化竞争
虽然我国国内天然气生产增长较快，但和需求增长比起来仍然不足。需要通过深化改革，加大国内勘探开发和生产力度，释放资源潜力。通过竞争提效率、降成本、增供应。一是完善常规天然气、页岩气和煤层气区块退出机制，对已出让但尚未达到国家规定勘探投入和工作量标准的一律收回，在重新向社会招标出让时原企业不得参与；二是逐步提高天然气探矿权的投入标准和要求；三是对勘探期税费实施减免，取得成果后再补缴，对首次参与国内勘探开发的企业予以特别支持；四是在取消外资进入勘探开发领域的合资合作限制后，要进一步清理外资参与国内勘探开发的各种隐性约束；五是完善地质资料汇缴工作，区块退出时相关地质资料要同时汇缴并免费提供给新勘探主体使用；六是建立探矿权采矿权流转交易市场，完善转让、储量及价值评估等规则。
4.2 发挥价格机制的调节作用
天然气供应安全包含着价格可承受可负担的含义，这并不等于天然气价格不能上涨，而是要求天然气价格的变动不能离谱，不能严重脱离供需基本面实际情况，不能超出消费者的承受能力和忍耐限度。我国天然气价格改革进程要和产业链体制改革进程相匹配，在加强垄断环节监管的同时，有序放开可竞争环节形成市场竞争，根据市场竞争发育程度逐步减少价格管制，同步强化对串谋和滥用市场支配地位等不正当竞争行为的监管，逐步形成由市场来决定天然气在不同季节、不同时段、不同区域、不同用户的差别价格体系，通过合理价格变动来调节供应和需求，发挥市场的自我调节功能。
4.3 着力加大储气设施能力建设
提升储气能力是解决季节性供需矛盾的主要举措，一是鼓励现有油气企业引入社会资本参股地下储气库建设，按比例分享储气能力权益；二是加快放开储气地质构造的使用权，鼓励符合条件的市场主体利用枯竭油气藏、盐穴等建设地下储气库，尽快提高社会储气能力；三是配套完善油气、盐业等矿业权转让、废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿作价评估机制，确保新市场主体进入储气库领域的政策能够有效落地；四是鼓励探索多种储气库运营模式，调动储气库建设积极性；五是支持LNG储罐集约规模化建设。
4.4 加强管网建设投资和互联互通
一是以国家油气管网公司组建为契机，优化跨省长输管网规划布局，加大管网互联互通投资与建设；二是统筹协调跨省管网和省内长输管网的运行调度关系，全面实现天然气运输和销售分离，禁止天然气运输企业统购统销；三是确保管道开口和管输能力的公平有序开放；四是加强对管输环节监管，保障安全运行，提高运行效率，保证服务到位，控制成本费用，保证合理收益。4.5 确保LNG进口设施公平开放
一是鼓励现有LNG接收站项目扩大接卸能力、存储能力和气化外输能力；二是新建接收站岸线资源优先向新市场主体开放，接收站项目确保能够和国家管网公司所属管网系统联通；三是保障国家管网公司控制的LNG接收站能力向社会公平开放使用。
4.6 加大海外天然气资源多元化引进力度
一是支持各类资本参与海外天然气气田开发和天然气液化项目投资；二是鼓励以多种合作形式将境外天然气资源引进回国；三是在保障国家石油公司合作主体地位的前提下，支持其他市场主体开展与俄罗斯、蒙古和中亚国家的天然气合作项目，拓宽合作渠道和合作方式；四是在政府指导下组建LNG国际采购联盟，提高集体贸易谈判能力。
4.7 依托国际组织促进国际天然气市场共同安全
支持国际能源组织倡导天然气市场的公平有序发展，支持全球天然气市场的共享共治，打造更加广泛的利益共同体，保障供需双方的共同天然气安全；发挥中国对国际天然气联盟（IGU）的领导力和影响力，促进天然气推广利用，推动行业标准规范的协调和技术经验的交流共享；推动提升全球天然气市场的透明度、天然气贸易的市场流动性和天然气价格的联动性，缩减区域性价差，促进全球天然气市场进一步融合。
（三）以竞争为标尺重构中国天然气价格市场化改革（2020.05.25）
0 引言
价格是市场运行机制的核心，发挥市场在资源配置中的决定性作用就是让供求力量通过竞争形成市场价格、让市场价格信号引导资源流动。改革开放以来，我国已经实现了绝大多数商品价格的市场化改革，油气、电力等能源价格市场化改革已经到了攻坚阶段，土地、劳动和资本等要素价格市场化改革已经提上重要议事日程[1]，市场化改革正不断向纵深发展。为此，笔者循着天然气价格市场化改革的路径，分析改革进程的特点与当前存在的主要问题，提出了以竞争为标尺，重构天然气价格市场化改革的基本思路和方案，以期推动我国天然气价格市场化改革平稳有序前进。1 天然气价格市场化改革进程
与煤炭、电力和石油价格市场化改革相比，我国天然气价格市场化改革起步晚，但步伐快，在市场化配套体制建设的某些层面甚至出现了后来居上的局面。已有文献对国内天然气价格市场化改革历程进行了不同维度的梳理[2-4]，笔者采用一个新的视角对此进行分析，将天然气价格市场化分为定向价格市场化和非定向价格市场化两类，前者是指面向特定对象的价格市场化，包括特定气源价格市场化及特定用途和用户价格市场化，而后者是指符合一定要求或条件的价格市场化，不针对特定气源、用途或用户，包括实行公开交易的天然气价格市场化和具备竞争条件的天然气价格市场化（表1）。从时间上看，定向价格市场化在先，非定向价格市场化在后。表1 天然气价格市场化改革进程及主要内容表
2 天然气价格市场化改革特点
中国天然气价格市场化改革基于国内其他领域市场化改革的实践，结合国内天然气行业的基本条件和发展状况，参考国外天然气行业的改革经验，从相对容易做的入手，逐步扩大范围，渐进加大力度，纵深推进。2.1 边际上寻求突破
2011 年放开国产海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气以及液化天然气价格时，这些气源在中国天然气供应中的占比都比较小甚至微不足道，有的还是天然气市场的新生事物。2010 年中海油海上天然气产量占中国天然气供应量的5.7%，其中80% 产量在南海海域，而该海域的天然气产量中又有相当一部分是长期供应香港，和内地没有关系。2010 年中国的页岩气尚未实现商业开采，国内页岩气探矿权首次公开招标2011 年刚刚启动。2010 年中国煤层气产量15×108 m3，仅相当于天然气供应量的1.3%。国家发展和改革委员会（以下简称发改委）批准的几个煤制气试点项目尚无一投产，而进口液化天然气占供应量的11.6%[5-6]。由于改革起步并不涉及占绝对主力供应地位的国产常规天然气，而是从市场供应新增量和边际上入手，不会对国内需求产生较大冲击，可以保持天然气市场的总体稳定性。2.2 渐进方式推进改革
天然气价格市场化改革采取整体设计、分步到位，先试点后推广的渐进式方式进行，价格管制逐步放松，市场化价格范围逐步扩大。天然气门站价格改革率先在广东和广西进行试点，然后再推广到全国；存量气和增量气门站价格并轨、非居民及居民用气门站价格的弹性空间也在逐步扩大。直供用户用气门站价格放开从非化肥用户开始，再扩大到化肥用户。区域门站价格放开试点从福建省开始，为其他地区改革积累经验。2.3 针对性进行调整
根据实施过程中遇到的问题或者困难，对市场化改革的政策进行细化和调整。在2011 年放开国产海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气以及液化天然气价格的同时，又规定这些特定气源进入长途管道和其他气源混合输送时，则需要遵守政府规定的统一门站价格。由于脱离管道进行输送（除了液化天然气槽车运输外）的现实困难，这实际上封堵了这些特定气源价格市场化的道路。2013 年允许混合输送但单独销售的特定气源价格市场化。2014 年进一步放宽了对混合输送并一起销售的特定气源的限制，规定供需双方只要可区分气源单独签订购销和运输合同，气源价格和出厂价格由市场形成。2.4 改革思路渐次成熟
价格市场化改革从理论到实践、再从实践到理论有一个不断反复作用的过程，对天然气价格市场化的路径、方式和影响的认识有一个逐渐提升的过程。天然气价格市场化改革从定向走向非定向，是改革思路递进成熟的表现，是随着市场条件变化而与时俱进的表现。定向价格市场化是具有选择性和偏向性的价格市场化，直接增加部分对象获得的利益或承担的成本，公允性不足；而非定向价格市场化通过公开的条件设置，不限定具体对象，是开放式的市场化改革，更加具有市场公平性。在非定向价格市场化中，从规定交易平台到满足市场竞争条件又是一个进步，减少了对市场主体的不必要限制，符合政府政策公平竞争审查规范的要求。3 天然气价格市场化改革存在的问题
3.1 政策交叉重叠导致价格管制失效
天然气价格已从2020 年5 月1 日施行的《中央定价目录》中移出，但由于完全由市场定价的条件并不具备，《中央定价目录》附注中对现行定价政策进行了汇总阐述并有创新突破，特别提出具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成（表1）。但是，由于同时采用气源、用途、用户、时间、交易形式和竞争条件等多个维度，划分非管制价格（市场化价格）与管制价格（非市场化价格）范围，存在重叠交叉和冲突，导致管制价格政策失效，引发价格不规范行为。如果单独以气源进行划分，国产海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气和2014 年以后投产的进口管道气（中俄东线气）价格都实行市场调节，其他国产陆上管道气和2014 年底前投产的进口管道气（中亚和中缅管道气）价格按现行价格机制管理，即供需双方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，这样管制价格和非管制价格适用界面的划分从逻辑上讲是清楚的。但是，多维度划分方法模糊了管制价格和非管制价格的适用界面。譬如，按照目前政策，交易平台公开交易气不受价格管制，供应商就可以把其他国产陆上管道气和2014 年底前投产的进口管道气供应放到交易平台，要求需求方到交易平台去采购，这样管制气源就可以规避管制；直供用户用气价格已经市场化，供应商就可以用受管制气源进行供应，这意味着这些所谓管制气源的管制并不存在；储气设施购销气不受价格管制，供应商可以向需求方声称气源是从储气设施出来的，管制气源的管制同样落空。由于管网储气设施资产掌握在主要供应商手上，主要管道之间基本上互联互通，管道中天然气的真正来源难以考证，难以区分，也难以监管，因此供应商能够以非管制气源的名义销售管制气源，导致价格管制失效，管制气源和非管制气源的划分失去意义。从实际情况来看，供应商通过控制基础合同量、收紧合同偏差考核、单独确定基础合同外供应价格、迫使需求方去交易平台竞价采购等多种方式及均衡气、调峰气等多种概念和复杂计算公式推高销售价格，甚至无需贴上销售气源来源标签，标签化销售也无实际意义。面对少数供应商的优势市场地位和影响力，需求方很少具有讨价还价的余地，所谓双方协商谈判变成了单方主导行为。如果说先前供应商对部分气源政府指导价政策还有所顾忌，随着国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）的组建，供应商管网资产被剥离，其市场操作越来越强势。尽管主要供应商仍然是国家管网公司的股东，但由于国家管网公司需要多方面筹措资金加大投资建设，股东收益分配短期可能较少甚至无望，供应商只能另寻他法扩大收益来源，因而在提升天然气价格水平、锁定管道开口和抢占下游市场等方面不断加大力度，引发的争议也在增加。如果国家管网公司能够顺利接收拟议中的所有天然气管道、液化天然气接收站和储气库资产，几年之后开始正常运营，成为真正独立、公开、公平的输送和储存服务平台，其在气源来源识别上还是有一定条件的，也许还可以支持对部分气源的价格管制。但随着互联互通进一步加强，热值计量实施，再区分气源也会失去意义。如果现行价格政策不作出适当调整，未来一段时间价格不规范和市场混乱现象可能进一步增加，市场相关方对此要有心理准备。3.2 竞争性市场结构尚未完全建立
充分竞争的市场结构是价格全面市场化的前提条件和必要条件，也是核心基础条件。以天然气进入公开交易平台交易为例，如果供应商只有少数几家，或者供应商数量虽然不算少，但供应量过度集中在个别或少数几家企业，而需求方分散且数量庞大，那么如果把交易平台交易视为价格市场化改革方式，交易平台竞价就可能变成供应商涨价的合法工具；同样，如果供应商较多，竞争充分，而需求方只有少数几家企业，或者需求量集中在个别或少数几家企业，交易平台竞价就可能变成需求主导方打压价格的合法手段。因此，在比较充分的市场竞争结构缺失的条件下，以交易平台交易作为价格市场化的一种方式存在天然缺陷，这正是人们诟病竞拍方式的原因。如果说前期通过增量和边际定向改革的方式探索价格市场化路径，可以为现有生产商松绑并培育市场竞争主体，那么目前在门站价格管制实质上全面放开而竞争条件又不成熟的情况下，则需要认真考虑并适当调整现有做法，保障过渡期间天然气市场的平稳运行和规范发展。政府最新政策规定具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成，这表明对天然气价格市场化改革的认识已经上升到了一个新的高度，更需要努力培育和打造竞争性的市场结构，才能把价格决定权彻底交给市场。从各省市天然气市场来看，需求方面总体上分散多元，供应方面内陆省份天然气供应主体相对单一，沿海省份天然气供应除了管道天然气，多数也有进口液化天然气供应，而随着液化天然气进口主体逐渐多元化，供应数量增加，沿海省份天然气供应的竞争格局更容易形成，从而有望走在正式取消门站价格管制的前列[7-8]。3.3 改革的协调性和同步性不够
2015 年发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》要求竞争性领域和环节价格2017 年基本放开，市场决定价格机制2020 年基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，并且价格调控机制基本健全。为了落实这个意见要求，政府相关部门过去几年紧锣密鼓推进价格改革，在逐步放开两头价格的同时，加强了中间环节的监管，实现了从长输、省网到配气环节价格和成本监审的全覆盖，取得了很大的进步。但是，由于价格改革和其他方面改革不够同步，导致部分价格改革政策显得超前，不能有效落地。以特定气源价格市场化改革为例，由于管网基础设施没有同步进行改革，运营不独立不开放，煤制气、煤层气、进口液化天然气等气源新主体就难以利用价格市场化改革政策，虽然对这些特定气源进入管道混合输送及销售的限制逐渐放松，但仍然很难达到价格市场化的效果。2016 年政府部门规定储气设施天然气购销价格和服务价格由市场竞争形成，但国内几乎所有大型储气设施都是少数一体化油气企业的业务单元，而非真正的独立经营主体，建库资源也掌握在极少数企业手上，地下储气库运营机制没有进行相应改革，竞争性缺乏使得储气设施购销与服务价格市场竞争形成机制落空。3.4 市场监管存在不少差距
价格市场化并不等于完全放任价格不管，价格行为是否公平规范需要监管机构重点关注，价格双轨制条件下和过渡期的监管更加考验政府的市场监管能力和定力。政府的自我约束是开展市场公平竞争监管的第一步。2016 年国务院颁布在市场体系建设中建立公平竞争审查制度的意见，防止政策制定机关滥用行政权力排除和限制竞争。2018 年组建了国家市场监督管理总局，把原来分散在发改委、商务部和原国家工商总局的价格监督、反不正当竞争和反垄断职能进行了归并整合，市场监管组织体制进一步理顺，建章立制工作逐步开展。但是，维护市场公平竞争的大量工作还有待开展，一些不当价格行为还有待规范。公平竞争审查主要针对政府新出台政策，不少过往政策还需要进行梳理。自我审查为主的方式使得公平竞争审查效果大打折扣。一些竞争领域的行政垄断尚未完全打破，一些行业协会和企业的串谋和限制竞争行为还得到默许，价格行政干预还是政府部门习惯使用的手段。对天然气价格市场化改革过程中出现的滥用市场支配地位等现象缺乏有效的监管和约束，监管部门监管能力与手段也有欠缺。3.5 终端价格传导机制不畅
在中央政府推进天然气门站价格市场化改革的同时，城市终端天然气价格市场化改革进展缓慢。地方政府对城市终端天然气价格管制较多，居民用气价格尤其僵化，天然气价格联动机制存在联动不及时、疏导不到位等各种情况。各地情况千差万别，城燃企业服务能力和服务质量参差不齐，交叉补贴和特许经营制度等因素交织，最后一公里改革存在很多现实困难和障碍。4 天然气价格市场化改革的建议
目前同时存在的多维度价格市场化政策分类产生交叉重叠，导致天然气门站价格失去其指导作用，而有效竞争的市场结构尚未形成，体制改革还不到位，市场价格监管体制及监管能力尚不完善，管输储气环节运营机制改革尚未完成，因此还需要用好门站价格管理制度，规范市场价格秩序。同时，要梳理现有价格市场化政策，促进上游、进口和下游多元化竞争，推进城市燃气改革和交易平台建设，加强竞争环节公平竞争监管和垄断环节合规性监管，积极为推进价格全面市场化改革创造条件。4.1 以竞争为标尺重构天然气价格市场化改革
根据市场竞争状况和管网储气设施环节开放等其他有关条件，重构价格市场化改革的思路，适当调整天然气价格改革相关政策。4.1.1 总体考虑
优化天然气门站价格制度设计，理顺既有价格市场化政策，避免交叉重叠引发的市场失序，加快竞争性市场结构建设，为未来向价格全面市场化平稳有序过渡做准备。4.1.2 基本思路
按照非定向价格市场化改革要求，取消按多个维度划分市场化价格适用范围的做法，开展区域天然气市场竞争条件的分类和分级评估，按照供应商数量、市场份额、管网开放情况等因素综合判断是否具备基本市场竞争条件，从而确定市场化价格和门站价格各自适用范围（表2）。表2 天然气市场结构、竞争程度、管网条件和
价格管理方式表
4.1.3 基本内容
1）在同时存在较多独立气源供应商（10 个以上）、最大供应商的市场份额不超过50% 的省市或相对独立的区域市场，即便暂未实现管网运销分离、互联互通和公平开放，正式取消门站价格管理，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。2）在同时存在较多独立气源供应商（10 个以上）、最大供应商的市场份额超过50% 的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。3）在同时存在4 个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额不超过50%，管网实现运销分离、互联互通和公平开放的省市或相对独立的区域市场，正式取消门站价格管理，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。4）在同时存在4 个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额超过50% 的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。5）在同时存在2 个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额超过50% 的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。6）在同时存在2 个及以上独立气源供应商、最大供应商的市场份额虽不超过50%、但最大2 个供应商的市场份额合计超过80% 的省市或相对独立的区域市场，无论管网是否实现运销分离、互联互通和公平开放，对最大2 个供应商的天然气销售实行门站价格管理，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业，其他供应商天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定。7）其他情况下的省市天然气市场均实行门站价格管理制度，其中包含的管输费由供应商支付给管输企业。各省市要加快推进管网独立经营，实现运销分离、互联互通和公平开放。8）中央、各地及第三方评估机构每年评估上一年各地市场竞争结构，鼓励各地加快建立竞争性的天然气供需格局，市场竞争情况达到要求的，立即取消门站价格管理制度。9）门站价格管理制度继续按照基准门站价＋最高上浮20%、下浮不限的方式执行，上浮幅度在采暖季可以适当再提高，企业不得变相突破最高限价。完善基准门站价和替代能源挂钩的公式，除了LPG和燃料油外，增加煤炭作为挂钩品种，合理调整各个品种的挂钩比重，缩短基准门站价格的调整周期并严格执行。门站价格公式的修改要结合2014 年底前投产的进口管道气的国外生产、国外管输和国内管输的成本和收益等情况进行统筹考虑。10）直供用户可选择沿用现有市场化定价或根据所在区域市场的价格机制执行，选定后不能更改，其他天然气交易要符合区域市场价格机制要求。选择市场化价格机制的，天然气购销价格、管输费支付人和支付方式由供需双方自行确定；选择门站价格机制的，其中包含的管输费由供应商支付。11）在已经实行天然气价格市场化的省市或相对独立的区域市场，储气设施购销和服务价格完全放开；在存在门站价格管理制度、储气设施运行独立、服务竞争比较充分的省市或相对独立的区域市场，储气设施购销和服务价格完全放开；在存在门站价格管理制度、储气设施尚未独立运行或者尚不具备竞争条件的省市或相对独立的区域市场，按照准许成本加合理收益的办法核定储气运营商服务收费价格；新建储气设施的购销和服务价格完全放开。12）鼓励价格市场化区域供需主体和非价格市场化区域符合市场化条件的供需主体到公开交易平台开展交易。4.1.4 方案相关情况说明
1）新方案的一个重要目的是推动各个区域市场供应结构优化发展，更快形成天然气价格全面市场化的条件。主要供应商由于在部分省市的市场份额大，会受到门站价格的约束，但是可以把资源投向不受管制的其他市场，促进各个区域市场供应结构优化发展，提高供应安全保障程度。举例说，A 供应商在上海和浙江的市场份额超过50%，B 供应商在江苏和安徽的市场份额也超过50%，分别都面临着当地门站价格管制。在非管制价格盈利性更高的情况下，A 供应商可以考虑把资源投向其不受管制的江苏和安徽市场，B 供应商可以考虑把资源投向其不受管制的上海和浙江市场。这种投向的变化并不一定是天然气物理流动的变化，借助互联互通的“全国一张网”，天然气的物理流动会得到优化，供应商在某个市场实际供应的天然气并不一定就是自己生产或进口的天然气。2）已放开价格的气源在新方案下没有实质影响。主要供应商可以通过上述办法合理避开门站价格管制，这意味着之前价格已经放开的煤层气、煤制气、海上气、页岩气和液化天然气依然可以按照市场化价格销售。基于现有市场格局，新方案下市场新进入者的供应量（无论是国产煤层气、煤制气、海上气、页岩气、还是进口液化天然气）都将采用市场化价格，已有的非主要供应商的供应（无论煤层气、煤制气、海上气、页岩气、液化天然气）也将继续维持市场化价格模式。3）新方案可以保证主要供应商的基本利益。通过修改门站价格公式，完善和替代能源的关系，缩短调价周期并提高执行力度，统筹考虑原有进口管道气全流程成本与收益，合理化解进口管道气亏损，可以保证主要供应商的基本利益。4）新方案允许直供用户选择市场化价格机制或者当地价格管理方式，延续了直供用户的利益保障。如果所属区域市场价格管理方式已经是市场化方式，则和直供用户现有价格机制完全一致；如果存在不一致时，用户选择门站价格机制后不能随意更改，以后只能跟随区域价格市场化改革进程。5）储气设施市场竞争格局一直没有形成，因此储气设施购销和服务价格通过竞争形成的政策尚未落地，要结合政府新颁布的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，按照市场竞争情况对储气设施价格开放政策进行优化设计。6）符合价格市场化条件的天然气供需主体到公开交易平台开展交易，可以保证价格形成的公允性。7）新方案不影响国家管网公司的组建、生产运行和经营。8）新方案放宽了市场竞争程度要求，提出了非常低的门站价格市场化条件，主要是考虑到目前寡头垄断市场格局相当长一段时间内难以出现根本性变化，另外政府行政管制能力对维护市场价格秩序还会发挥一定作用。天然气作为能源使用可视为同质商品，但由于矿权障碍、进出限制、信息成本、天然气运输和生产要素流动成本，天然气市场不可能发展成为理论上的完全竞争市场。4.2 加快上游市场和进口环节开放
培育市场新主体和促进充分竞争是最终实现天然气价格全面市场化的关键举措。在国内上游市场开放方面，在已有改革措施基础上，要进一步完善常规天然气、页岩气和煤层气区块退出机制，对已出让但尚未达到规定勘探投入和工作量标准的一律收回，重新组织向社会招标出让，原有企业不再参与；逐步提高天然气探矿权的投入标准和要求；对勘探期税费实施减免，确定要转入开发阶段后再补缴，对首次参与国内勘探开发的企业予以特别支持；在取消外资进入勘探开发领域的合资合作限制后，要进一步清理外资参与国内勘探开发的各种隐性约束；完善地质资料汇缴工作，区块退出时相关地质资料要同时汇缴并免费提供给新勘探主体使用；建立探矿权采矿权流转交易市场，完善转让、储量及价值评估等规则。在进口环节开放方面，新建液化天然气接收站岸线资源优先向新市场主体开放，确保接收站项目和国家管网公司所属管网系统联通；在保障国家石油公司已有合作利益的前提下，支持其他市场主体开展与周边国家的天然气合作项目，拓宽合作渠道和合作方式；支持各类资本参与海外天然气气田开发和天然气液化项目投资，鼓励以多种合作形式将境外天然气资源引进回国；在政府协调下组建液化天然气国际采购联盟，提高集体贸易谈判能力；鼓励现有液化天然气接收站在扩容时引进新的投资主体，共享基础设施能力[9]。4.3 推动城市燃气行业体制改革
城市燃气企业常常被视为是和大工业、发电、化工等直供大用户平行的一类用户，但城市燃气企业又是一类特殊的用户，集成了城市工商业、交通、居民、公用事业、社会福利机构、政府单位等不同类型终端用户的需求，是天然气价格市场化改革的难点之一。要根据城市燃气经营特征和用户特点，采取具有针对性的改革方式。逐步减少政府对城市燃气价格的直接控制。增加城市终端燃气价格和采购成本的联动性，缩短联动周期，形成弹性价格机制。按照用气价格和服务成本匹配的原则，逐步提高居民和其他小规模用户的用气价格，消除交叉补贴，政府兜底保障低收入群体和社会福利机构的基本用气需求。扩大以盈利为目的的经营类用户的天然气价格灵活性。参照国外改革经验效果，加强自然垄断业务监管，推进配售环节公平竞争试点改革。推动城市燃气企业整合，提高经营和服务效率[10]。4.4 夯实竞争环节公平竞争监管体制
天然气价格市场化除了要求具有一定垄断属性的中间环节需要得到有效监管外，竞争环节也需要实现公平竞争监管。要让政府公职人员全面提高认识，深刻领会竞争政策在我国市场经济体制中的基础性地位，自觉遵守和贯彻公平竞争审查制度要求。要提高公平竞争审查制度在国家法规体系中的层级与地位，正式上升为国家基本法律制度。要在国家市场监管总局公平竞争监管体系框架下，增强油气行业公平竞争监管队伍和能力，加大天然气价格公平竞争的监管力度。要按照中央关于价格机制改革的意见要求，建立公平、开放、透明的市场价格监管规则，对存在市场竞争不充分、交易双方地位不对等、市场信息不对称等问题的领域，要研究制定相应议价规则、价格行为规范和指南；对涉嫌垄断行为及时启动反垄断调查，着力查处达成实施垄断协议、滥用市场支配地位和滥用行政权力排除限制竞争等垄断行为，依法公布处理决定，维护公平竞争的市场环境。4.5 深化中间管网环节改革和监管
中间环节是连接供应方和需求方的桥梁，桥梁是否通畅，利用规则是否公平和公开透明，使用成本是否合理，决定了供应方和需求方能否顺利衔接，价格市场化改革能否顺利实现。我国地域辽阔，天然气资源丰富，供应来源广泛，需求中心多极，增长前景可观，可以容纳多家长输企业并存[11]。在当前国家管网公司成立的条件下，也可以形成以国家管网公司为主、其他长输管网企业为补充的长输市场格局。鉴于国内天然气管网和储气设施严重不足，需要国家管网公司与其他市场主体共同参与建设。国家管网公司控股经营全国天然气骨干管网，具有在全国范围内调配天然气资源的战略性把控能力，实行统一调度运行并向社会公平开放，根据市场需求投资新建干线管网基础设施，不应排斥和限制其他市场主体参与管网设施的投资、建设与运营。其他市场主体只要满足国家统一规划、互联互通和不参与天然气买卖等原则性要求，可以按照相关程序和条件参股国家管网公司新建项目，也可独立投资、建设和运营管网储运设施，政府部门在项目申请及审批等所有环节应实行无歧视公平对待。全国“一张网”主要体现在国家管网公司和其他管网之间实现互联互通，天然气资源可以在不同管网之间根据需要实现无障碍流动，应急情况下政府有权对各管网公司的运营进行统一调度和安排。我国油气基础设施领域监管缺失与监管分散并存，近几年发改委和国家能源局在加强油气基础设施公平开放、服务价格和成本监审方面迈出了坚定的步伐。要尽快加强油气管网设施运行监管能力建设，提升油气管网公平开放监管，确保管输企业向所有用户提供无歧视的管输储存容量分配和储存输送服务，严格控制管输服务成本和价格。要鼓励不同管输企业有序竞争，充分借助市场力量加强对垄断性业务进行监管，发挥管输服务用户、行业组织及媒体等多方面的监督作用[12]。4.6 合理界定交易平台定位
天然气交易平台是天然气行业价格市场化改革的自然产物，是发现市场真实价格的公共载体，既不应该定位为争夺所谓定价权，也不应该是消除所谓“亚洲溢价”。这些不切实际的目标不仅不能帮助中国获得话语权，反而导致人们对中国的市场经济体制产生怀疑。打造价格发现中心的目的是形成公认的市场价格，让价格成为一个灵敏可靠的市场风向指标，能够快速反映天然气市场基本面和其他相关因素变动的影响，有效地引导天然气资源的分配与流动，合理分摊和消化市场价格风险。如果能够建成独立、公开、公正、参与广、流动性高、竞争性和公信力强的交易平台，和全球其他区域市场形成良性互动，对所谓争夺话语权和消除“亚洲溢价”可能会起到水到渠成的帮助作用[13-14]。基础设施互联互通、调节灵活、储运方便的市场中心枢纽是建设交易平台的基础，但管网设施最发达、储运能力最强的市场中心枢纽并不一定就会发展成为最成功的交易平台[15-17]。随着管网和储气设施改革与建设的推进，要鼓励形成管网主要枢纽点的交易价格，参照不同枢纽点的价格差，合理调整天然气门站价的地区升贴水和季节升贴水[18]。5 结论
近年来天然气价格改革进展较快，在市场化的道路上迈出了坚定的步伐，价格弹性逐渐提高，对市场供求的引导性逐步增强，已经到了改革深化的攻坚阶段。在市场竞争格局尚未有效建立的情况下，还需要继续发挥天然气门站价格制度的作用。目前多维度划分市场化价格和非市场化价格的做法产生重叠交叉，导致门站价格管理制度事实上失效，产生价格不规范行为和混乱风险。要以竞争作为标尺重构天然气价格市场化改革，优化门站价格制度设计和适用范围，同时加快上游市场和进口环节开放，培育多元化的市场主体，推动城市燃气行业体制改革，夯实竞争环节公平竞争监管体制，深化中间管网环节改革和监管，合理界定交易平台定位，积极为向价格全面市场化平稳有序过渡做准备。（四）油价持续暴跌背后的变与不变（2020.05.25）
4月19日，国际油价再创新低。美国WTI原油期货暴跌21％，至每桶14.47美元；英国布伦特原油期货价格跌幅为4.2％，至每桶26.91美元。今年以来国际油价震荡下行，3月9日之后更是进入暴跌模式。布伦特原油期货价格一路从年初的接近60美元跌破30美元，WTI原油期货价格跌势更猛，从年初的每桶60美元以上跌破15美元。剧烈的价格动荡之下，一贯反对欧佩克+减产控价、甚至要起诉他们搞垄断的美国，前所未有地加入到原油减产阵营里来。在4月8日-12日的欧佩克+减产协议谈判因墨西哥拒绝指派给自己的减产额度而陷入僵局时，特朗普表示美国愿意分担墨西哥40万桶/日减产额度中的大部分，25万桶/日，从而帮助欧佩克+达成了史上最大减产协议。4月12日，欧佩克和非欧佩克部长特别会议决定，从2020年5月1日起减产970万桶/日，为期两个月；接下去从7月1日至12月31日减产额度调降至770万桶/日；从2021年1月1日至2022年4月30日减产额度调降至580万桶/日。减产基数按2018年10月的石油产量为准，其中沙特和俄罗斯直接按1100万桶/日作为减产基准。2020年6月10日，欧佩克+将召开视频会，决定是否要采取进一步行动，2021年12月，将决定减产计划是否延长。美国的变与不变
特朗普答应帮墨西哥减产，并不意味着美国传统的自由市场经济运作模式转向，只是由于美国在石油市场地位的变化，让其对低油价的认可度和接受度出现了变化。美国长期以来一直是世界上最大的石油消费国，进口量也长期位居世界首位，作为传统自由市场经济国家的代言人，美国一向反对欧佩克的限产保价行为，更不会去支持和鼓励。高油价常常是美国在野党批评执政党的一个靶子，历届美国政府视高油价为自己执政的敌人。每加仑3美元的汽油零售价格（目前相当于人民币每升5.5元左右），被认为是美国民众的一个心理门槛，超过这个价格越多，引起的关注和讨论往往越多。2018年11月底汽油平均零售价格从10月第一周的每加仑接近2.9美元下跌到2.5美元左右，特朗普就把这个下降当成政绩进行吹嘘，自己发布推特说“谢谢你特朗普总统”。今年3月份早些时候特朗普故伎重演，声称目前的低油价相当于是他的政府给美国民众的减税。4月13日，美国汽油零售价格平均只有每加仑1.85美元，较2月份的2.44美元大幅下降。美国本次支持减产以推升价格，是一个重大的立场转变，最主要的原因就是由于页岩油气开采技术突破带来了美国油气产业的再次崛起，美国已经超越沙特和俄罗斯成为世界最大的石油生产国，已经开始变成石油净出口国，正在逐步帮助实现美国几十年来的能源独立梦想。鼓励创新的氛围、开放竞争的环境、自由流动的信息、宽松的管制、有利的水土资源条件和制度、灵活的金融市场和风险分摊机制使得成千上万大大小小勇于创新和冒险的企业进入页岩油气领域，把非常规油气资源的利用从不可能变成可能。虽然近些年美国页岩油气生产成本下降很快，从每桶七八十美元或更多下降至五六十、四五十乃至三四十美元，但仍然架不住目前二三十美元的市场价格考验。如果油价不能尽快回升，一大批中小型页岩油气企业倒闭破产不可避免，危及行业内不断增加的就业，在金融等领域产生连锁影响，也可能影响共和党在大选之年的选票，拖累美国能源独立的追求。特朗普本人特立独行，自称最擅长做交易，不时打破美国政治常规，其追求贸易对等和挥舞关税大棒等做法也违背传统自由市场经济的精神，但他在推动欧佩克和非欧佩克减产问题上还是中规中矩，没有逾越市场经济的底线。美国表态自己会减产，但实际上政府并不会直接去干预企业的生产经营行为，而是靠价格信号去引导。美国能源部长布鲁耶特（Dan Brouillette）预计，到今年底美国原油产量会减产200万桶甚至300万桶/日，主要说的就是那些扛不住低油价可能会自动退出市场的产能，这个和特朗普承诺可帮墨西哥减产一样，都是表个态而已，减不减和减多少都是市场说了算。当然，美国存在成千上万的石油生产商，组织减产的协调成本会比较大，如果美国只有少数几家生产商，不排除特朗普政府之手伸得更长的可能。欧佩克和国际能源署的变与不变
对欧佩克而言，其石油市场控制力和影响力变得弱化，但其对石油霸权的追求依然不变；对国际能源署（IEA）而言，其在石油消费领域的代表性也在弱化，但其对能源行业影响力的追求也不变。欧佩克成立于1960年，今年正好一个甲子，当年成立的大背景是民族国家独立和资源国有化运动，代表了以阿拉伯世界国家为主的产油国利益。1973年欧佩克因为阿以冲突而发起石油禁运，造成美国等西方国家出现石油供应危机。1974年西方国家因此成立了国际能源署，代表经合组织发达国家协调石油供应安全保障。此后聚集在欧佩克门下的生产国和国际能源署代表的消费国一直是影响石油市场走向最具有影响力的两股力量。欧佩克国家石油产量份额在二十世纪八十年代达到峰值后就开始下降，苏联解体后俄罗斯的石油产量也下滑，2009年以后俄罗斯的石油产量恢复到了苏联解体前的水平，美国的产量在过去几年快速增长，连创新高，已经后来居上超过了沙特和俄罗斯。对欧佩克而言，要保持市场影响力不变，必须联合非欧佩克产油国，否则其市场影响力只会日渐式微。2016年，形成了欧佩克和俄罗斯等11个非欧佩克产油国的新合作框架，即所谓的“欧佩克+”或“维也纳联盟”。美国并未参与这个合作框架。欧佩克内部的减产合作本来就不时存在阳奉阴违的现象，形势的变化迫使其需要扩大合作范围，而随着合作主体增加，利益诉求更加复杂，合作谈判和实施更加困难，也就是说这个卡特尔组织的行动能力更加不可控。沙特和俄罗斯分别作为欧佩克和非欧佩克领头羊，在石油收入上有共同诉求，但在地缘政治、外交和军事等其他方面又各有心思。墨西哥石油产量自2004年以后持续下降，目前只有220万桶/日的水平，在“欧佩克+”里面影响不大，仅仅因为30万桶/日减产额度的争执，就导致4月9日减产协议停摆。与此同时，IEA在石油消费市场上的代表性也越来越弱，原因是西方发达国家石油消费基本饱和，总体上趋于下降。为了维持行业影响力，IEA也力图拉上中国和印度等新兴石油消费大国入伙。由于石油供应总体宽松的态势，以及能源低碳转型和应对气候变化的发展，石油在国际能源中的优势地位正在松动，IEA保障石油安全供应的协调机制目前也没有多少用武之地，IEA越来越成为能源数据统计分析、行业会议组织、能源转型和可持续能源发展建言的智库型机构。在这次油价暴跌后，IEA执行负责人和欧佩克秘书长3月16日讨论了全球石油市场形势，表达了对石油市场动荡的担心，强调了寻找办法减少对发展中国家影响的重要性，并同意保持密切沟通。IEA或许可以鼓励成员国逢低增加战略石油储备，但要求提高储备标准的意义不大，也很难以去鼓励成员国扩大石油消费。国际石油市场的变与不变
石油市场的竞争格局在变，政府干预的方式和力度也可能变，但供求共同决定价格、价格引导资源流动的基本格局不会变。此次石油价格大落大起，表面看起来是石油生产大国的兴风作浪和一些政客们的个人秀所赐，是行业卡特尔组织操纵串谋和超级大国霸权任性影响的结果，令人产生石油供应领域垄断加强、竞争不足、市场机制不起作用的印象。但实际上石油是最成熟、最具流动性、最全球化的能源大宗商品，石油价格绝不只是由供应单方面来决定的，需求也是决定价格的另一大因素，本次油价暴跌恰恰就是需求侧出现重大变化的结果。无论从石油供应侧还是消费侧来看，市场竞争越来越多，多极化不断丰富，而不是越来越弱化。虽然美国在石油供应上已经与沙特和俄罗斯三足鼎立，存在一些共同的供应侧关切，但他们不可能形成行动一致的紧密共同体，各方的竞争关系不会变，美国最大石油消费国地位还不会变，美国石油市场充分竞争的格局不会变。这决定即便有一两届任性的美国联邦政府，也不会改变美国自由市场经济体系运作模式。在上一轮油价2016年初跌至低点后，欧佩克控产推价越来越力不从心，联手非欧佩克国家控产，力求保持其市场影响力，但随后这几年的实施效果不佳，国际油价上涨乏力，距离沙特80美元左右的预算平衡价格差距很大，和2010-2014年80-100美元的油价区间更是相去甚远。作为欧佩克带头大哥，沙特每次控产减产都得承担责任大头，而捞到的好处不多。原来沙特是调节石油市场供应的最主要机动生产商，对边际供应量和价格影响最大，但这种影响力正在被完全市场化运作的美国页岩油企业取代，市场份额也在逐渐被蚕食。欧佩克和非欧佩克国家虽然希望通过操控供应量来推高石油价格，但高价格也是一把双刃剑，既会打压石油需求，又会刺激替代能源技术和产品的发展，加快淘汰石油的进程，无异于自掘坟墓。高油价、政策引导、环境和应对气候变化压力，已经在交通领域引发替代石油的明显发展趋势。虽然石油生产国和消费国政府都经常表示不愿意看到石油价格大起大落，希望价格能处在一个适中的区域，既能保证生产方的合理利润，又能让消费方可承受可负担，希望通过自己的各种干预手段能达到这个目的，但石油市场发展的历史表明，这些干预既不能有效滤平石油价格波动，也不能消灭石油市场周期，反而干扰了价格信号的传导机制，减缓了市场自动出清的效率，掩盖了市场发展变化中的矛盾。本次新冠疫情对石油需求构成突发重大冲击，供应调整肯定需要一段时间才能适应，因此尽管此次政府供应侧干预力度之大前所未有，但也不能立即扭转供需格局和价格走势，预计未来一段时间国际油价还将在低位徘徊，而由于政府干预的主观随意性冲击市场信心，政府干预造成的价格震荡还将难以避免。中国的变与不变
中国在国际石油市场上的地位在变，行为方式和态度应该相应改变，但倡导全球市场融合、坚持发挥市场在资源配置中决定性作用的立场不应该变。中国是世界最大石油进口国和第二大消费国，国际石油价格变动对中国可谓利益攸关，同时中国的需求状况对国际油价走势也有举足轻重的影响。因此，在国际能源重大事务和突发重大问题上，中国要改变过去反应迟缓和被动跟随的状况，主动和国际社会相关方沟通，及时传递信号，表明立场。随着美国能源独立逐渐成为现实，美国在维护国际石油市场秩序方面的策略可能出现调整，其他国家能够搭便车的机会可能减少。中国应该根据国际事态的变化，合理调整自己的国际能源合作策略，既对一贯的低调务实作风有所调整，又要避免走向另一个极端。同时积极寻求与各国的共同利益诉求，凝结价值观共识，推动国际石油市场公平公正发展。面对疫情造成的石油需求锐减和价格低迷，建议中国政府一方要加强战略石油储备体系建设。优化审批流程，简化监管要求，为各类企业走出去开展投资和贸易合作创造更好条件。另一方面继续深化油气体制改革，培育竞争性市场结构，进一步减少价格管制，加快构建公平开放的市场环境。中国是全球化的受益者，面对全球化逆流，中国在国际石油市场也应坚持促进贸易自由化、投资便利化，支持多边主义，提高参与全球治理的能力，推动信息公开透明和自由流动，实现内外双向对等开放，支持石油市场公平竞争，促进全球能源市场进一步融合，坚定维护和支持市场在国际石油资源配置中的决定性作用。（五）联合国气候大会观察（十三）：半杯满还是半杯空？（2021.11.15）
原计划于11月12日结束的《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会（COP26）11月13日进入“加时赛”，经过来回磋商和协调，各方最终达成了折衷的《格拉斯哥气候协议》以及其他相关文件，算是为会议划上了句号。以往气候大会“拖堂”并不鲜见，2019年在西班牙马德里召开的第25次大会（COP25）就拖延了两天，但结果并不令人满意，联合国秘书长古特雷斯当即表示失望。
这次在英国格拉斯哥召开的会议一开始就被寄予厚望。会议已经被新冠疫情延误了一年，但全球气候变化节奏并未放缓，极端天气有增无减，IPCC警告气候变化加剧，又正值《巴黎协定》进入实施期，各方都需要更新国家自主贡献，再加上全球人为温室气体最大排放国美国重返《巴黎协定》，人们都希望看到更多更大的应对气候变化雄心，期望会议能取得实实在在的进展。
目前看来COP26东道主英国提出的四大目标有的进展多有的进展少，有的还看不出未来成效究竟会如何，各方对大会成果既有满意也有不满意之处，是半杯满还是半杯空取决于自己的立场和角度。经过两周紧张的谈判工作之后，各方都可以怀揣自己的看法暂时放松心情回家。
一、减缓目标承诺有进展但还是远远不够
减少温室气体排放是应对气候变化的核心。包括沙特、俄罗斯、澳大利亚和印度等重点排放国家在会前或会上宣布了自己的净零排放或碳中和目标，鼓舞了大会士气，但全球国家自主贡献承诺汇总结果和减排目标要求还存在非常大的缺口。《联合国气候变化框架公约》秘书处9月17日公布的国家自主贡献综合报告显示，根据截至7月30日的国家自主贡献提交情况，2030年全球温室气体排放量预计比2010年增加16.3%。秘书处10月25日发布的国家自主贡献综合报告更新显示，根据各缔约方截至10月12日的国家自主贡献情况，预计全球2030年温室气体排放量将比2010年的水平高出15.9%。11月4日，秘书处再次更新了国家自主贡献情况，全部缔约方2030年的温室气体排放量仍将比2010年的水平高出13.7%。可以看出虽然预计排放增幅有所下降，但这和IPCC提出的控制温升1.5度需要将2030年二氧化碳排放减少45%左右和2050年实现净零排放目标依然相去甚远。
图1 国家自主贡献和目标要求差距
来源：《联合国气候变化框架公约》秘书处
根据气候行动追踪者（Climate Action Tracker）11月9日发布的最新分析，包括各国在COP26大会的减排承诺在内，2030年温室气体排放量仍将是1.5度温升要求排放量的两倍，2030年的排放量需要下降190亿-230亿吨二氧化碳当量才行，这个下降规模相当于2019年所有经合组织国家温室气体排放量的1.1-1.4倍。
图2 满足1.5度温升要求的2030年排放差距
来源：气候行动追踪者
COP26东道主英国与合作伙伴意大利提出的大会目标是确保1.5度温升目标可及，需要到2030年比2010年减排一半左右和本世纪中期实现净零排放。如果仅从提出净零排放目标的国家数量来看，本次大会取得了很大进展。英国表示两年前在其与意大利接手COP26大会准备时全球只有30%的国家提出净零排放目标，而现在达到了90%。但为了实现净零排放目标，需要配套的近中期减排行动目标承诺严重不足，如果不能加强近中期行动，2050年左右的净零排放很可能落空，1.5度也将无望。大会协议决定推动各国加快行动节奏，2022年年底前重新回顾并根据国情提高各自2030年减排目标，以便与《巴黎协定》温控目标保持一致，而不是等到2023年全球盘点之后再提出强化的减排目标，大会协议还要求《公约》秘书处每年更新国家自主贡献综合报告，并从2022年起就2030年前的减排雄心每年召开部长级圆桌会议。此举凸显出减排进展严重滞后的现实，希望通过收紧时间安排期望各方加大行动力度，努力往目标方向迈进，但减排本身有客观规律，并非仅仅是时间安排的事情，预计未来仍然很难实现2030年排放减半的目标。
COP26大会期间发起了很多行业倡议或声明，成立了不少联盟，旨在促进清洁低碳发展。大会主席夏尔马（Alok Sharma）力推淘汰高碳排放的煤炭，要将其打入冷宫变成历史。本次大会上有不少国家和组织加入支持从煤炭向清洁电力的转型，但这些国家的煤炭生产消费一般规模不大或占比不多。英国、美国、法国、德国和欧盟还决定出资重点支持南非进行能源转型，力图打造高煤炭依赖国家能源转型的样本。中国和韩国等也已表态不再支持国际煤电项目建设。大会决议首次明确提出要限制未进行碳移除处理的煤电发展，但在印度、中国和南非等国的建议下，会议文件最终采用了分步减少（phase down）而不是之前提出的分步淘汰（phase out）的措辞。无论采用“减少”还是“淘汰”的表述，如果没有时间的限定，实际意义都会大打折扣，更为关键的是各国经济发展阶段、能源市场结构、资源禀赋和消费能力等千差万别，“一刀切”的办法很难行得通。
美国和欧盟也在会议期间正式发起全球甲烷承诺，确立2030年甲烷排放量比2020年降低30%的目标，得到了不少国家的响应。在会议期间发布的《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》中，中国也表示要制定一份全面、有力度的甲烷国家行动计划，争取在21世纪20年代取得控制和减少甲烷排放的显著效果。这将对中国国内煤炭、油气、农业和垃圾处理等行业的排放管控提出新的要求，需要减少排空和泄漏并加强收集和利用。丹麦、哥斯达黎加、法国、瑞典和爱尔兰等发起成立了超越油气联盟。英国和印度发起绿色电网倡议。130多个国家还承诺制止森林砍伐。道路交通零排放、绿色航运和低碳航空也得到越来越多的支持。虽然这些活动很多内容很丰富，但归结到对减少排放和增加碳汇的影响来看，对填补全球排放现实和期望排放目标之间的巨大鸿沟来说还是明显不足。
会议主席夏尔马在闭幕大会上表示，“温升1.5度的目标依然活着，但是其脉搏微弱，只有我们大家信守承诺并将承诺转化为快速的行动，1.5度目标才能幸免于难。”
二、没有特别突出的气候适应成果
和全球减缓可以统一到排放量这个单一维度进行谈判不同，全球适应目标多元复杂，存在简化与量化的困难，目前还没有全球统一的适应目标，比较实用的办法是归结到需要的费用金额上。联合国环境规划署11月4日发布的《适应差距报告：风暴前夕》指出，气候冲击力愈演愈烈，其增长幅度远远超过我们适应气候影响的步伐。最新证据表明《巴黎协定》设定的1.5°度温控目标可能落空，而已产生的气候影响不可逆转，这突显了开展气候适应工作的紧迫性。
该报告指出虽然强有力的气候变化减缓措施是降低气候影响且节省长期成本的最佳方式，但是提高气候适应能力特别是在融资和实施方面制定更雄心勃勃的目标，将有效防止现有差距进一步扩大。然而为实施气候适应计划所筹集的资金还远没有达到所需的水平。最新估计的发展中国家气候适应成本已达到《2016年适应差距报告》提出的预期成本区间的上限估值（预期成本区间：截至2030年每年的适应成本将达1400-3000亿美元；截至2050年每年将达2800-5000亿美元）。2019年发展中国家获得的用于规划和实施气候变化减缓和适应措施的气候资金为796亿美元，其中多数用于减缓方面。预计发展中国家气候适应成本是当前公共气候适应资金流的5-10倍，现有证据表明气候适应资金缺口正在扩大。
面对适应方面的巨大差距，发展中国家在COP26大会上的诉求极为强烈，中国在会前和会上也在努力为发展中国家争取，强调必须把适应放到和减缓同样重要的位置，但会议在这方面没有特别突出的成果。大会协议强调扩大包括资金、能力建设和技术转让在内的适应行动和支持的紧迫性，呼吁各国在2022年11月前（埃及沙姆沙伊克COP27大会前）尽快提交适应通报信息，便于及时开展全球盘点。大会协议认可确立全球适应目标对于落实《巴黎协定》的重要性，决定发起关于全球适应目标的“格拉斯哥-沙姆沙伊克”工作方案，并立即着手开展工作。
大会协议认可目前提供的适应气候资金不足，敦促发达国家尽快大幅度提高气候资金、技术转让和适应能力建设，对发达国家向适应基金和最不发达国家基金等气候资金工具增资的显著进展表示欢迎，敦促发达国家缔约方向发展中国家缔约方提供的适应资金到2025年至少比2019年翻倍，也呼吁多边开发银行、其他金融机构和私人部门动员更多资金支持气候适应计划。大会期间，资助《京都议定书》发展中国家缔约方的适应基金从16个捐资方获得了创纪录的3.56亿美元捐资承诺，此前最多一次是2018年在波兰卡托维兹COP24大会上获得的1.29亿美元，该基金从2010年以来向发展中国家最脆弱社区127个项目累计提供了8.78亿美元资助。另外，12个捐赠国承诺为最不发达国家基金提供4.13亿美元新资金，该基金成立以来的20年里为最不发达国家360个气候适应项目累计提供了17亿美元赠款。虽然这些基金只是适应资金来源的一部分，但所有适应的努力在上面提到的适应成本面前无异于都是杯水车薪。
三、落实气候资金的新进展寥寥
大会对气候资金问题的讨论很多，很多人也认可需要向发展中国家提供更多气候资金支持。本次会议既没有就未兑现的资金承诺提出有效解决办法，更没有对2025年后的资金安排达成任何意向。大会协议强调需要动用一切来源达到实现《巴黎协定》目标的需要，对发达国家缔约方未能在2020年提供1000亿美元气候资金深感遗憾，也重复指出提供该资金的背景要求是要开展有实质意义减排行动并且实施具有透明度。大会协议敦促发达国家全面兑现每年1000亿美元的气候资金目标，直到2025年。大会协议决定就新的量化气候资金目标开始进行讨论。
四、损失与损害赔偿分歧巨大
大会协议对发展中国家尤其是最不发达国家关心的建立“格拉斯哥损失与损害基金”（Glasgow Loss and Damage Facility）提议未予采纳, 据称美国和欧盟在会议期间拒绝讨论这个提议。大会协议决定从资金和服务安排等方面做实给脆弱发展中国家提供技术援助的圣地亚哥网络，便于其落地，同时决定建立格拉斯哥对话（Glasgow Dialogue），从2024年起每年列入《公约》下属执行机构会议议程，讨论减少和避免损失与损害的资金安排问题。
五、《巴黎协定》实施规则谈判顺利过关
本届会议的一个重要成果是完成了《巴黎协定》实施规则第6条的谈判，确立了通过市场及非市场机制进行减排成果国际转让的基本规则，希望能达到避免重复计算和促进减排的目的，为私人资本流向发展中国家的减排项目铺平道路。会议决议同意将部分转让收益留给适应基金，用于协助发展中国家尤其是脆弱国家弥补适应成本。本次大会对《京都议定书》清洁发展机制下的核证减排量使用问题也达成了一致，规定从2013年1月1日起注册的核证减排量可以用于实现首个国家自主贡献或首个更新的国家自主贡献。本次会议能够完成已经拖延了6年的《巴黎协定》实施规则谈判，得益于各方的让步和妥协，中方在会前就做出了愿意妥协的表态。
大会就增强透明度框架也达成一致，通过统一承诺目标和排放的报告统一表格和格式，有利更好地开展统计监测、报告和验证等工作，增进各方共识。
《联合国气候变化框架公约》秘书处执行秘书埃斯皮诺萨在大会开幕时就给会议打预防针，她认为COP26是否成功不是看有没有宣布一两个重大事项，而是看有没有达成决定和行动的平衡方案。她在大会闭幕时表示，大会协议中对适应的表述、开展确定全球适应目标的工作计划、圣地亚哥网络的强化、需要资金的共识、缩小排放差距的一致意见等，都是大会成绩的体现，《巴黎协定》实施规则的达成则是最显著的成就。
联合国秘书长古特雷斯对本次大会成果的评价虽然没有像上次大会那样直接用“失望”来表达，但不满意的看法昭然若揭。他认为大会达成的文本反映了当今世界的利益、矛盾和政治意愿。“这是重要的一步，但还不够。我们必须加快气候行动，以实现将全球气温上升限制在1.5摄氏度的目标。” 他表示现在是时候进入“紧急模式”，结束化石燃料补贴、逐步淘汰煤炭、为碳定价，保护脆弱社区、并兑现1000亿美元的气候资金承诺。
古特雷斯说，“我们在这次会议上没有实现这些目标。但我们为今后取得进展奠定了一些基础。”
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