2025年8月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》（发改价格〔2025〕1014号，以下简称《指导意见》）正式施行。这份文件，首次明确将省内管道运输定价权限上收至省级发改委，填补了省内支线管道定价机制的空白，将结束省内管道运输价格制定的分散局面，与城燃配气价格监管、跨省管道“一区一价”政策共同构成覆盖天然气全产业链的价格监管框架，标志着我国天然气价格改革在“中间”环节取得重大突破。一位业内专家评价，这是“十四五”规划收官前最具分量的天然气价格改革政策，也奠定了“十五五”天然气改革的主基调。新政终结了“一线一价”的割据时代，全环节价格监督闭环初步形成。

一、我国天然气管道定价机制演变历程

（一）分散定价阶段（1990—2015）

天然气作为“关系国计民生的战略物资”，曾长期实行严格的政府定价。跨省长输主干线由国家发改委（原国家计委）按项目逐条批复，省内支线则由各省物价部门“点对点”核准，形成“一线一价”的碎片化格局。与“一线一价”相伴的，是相对宽松的成本认定规则，所有实际支出均可计入成本（包括利息、征地、可研、管理费等），且无国家统一的折旧年限标准，在此基础上，再统一附加8%–12%的“固定回报率”。这种机制缺乏风险溢价和效率激励，导致企业缺乏降本动力，其结果在价格层面呈现显著差异，跨省主干线的运价水平约为0.08–0.15元/立方米·百公里，而省内支线因规模小、折旧年限短、成本摊销灵活，运价普遍高达0.15–0.40元/立方米·百公里，区域间、企业间价差显著。

（二）市场化改革启动阶段（2016—2022）

随着国内经济增速放缓削弱终端气价承受力，加上天然气管道的大规模建设，市场结构变化，“一线一价”模式已难以适应多气源、多路径的供应新格局，中国天然气市场化在这个阶段开始破题。2016年，国家发改委将管输费定价对象由单条管道转为运营企业，由“一线一价”变为“一企一价”，简化价格管理流程并降低监管成本；2020 年，国家管网公司成立，跨省天然气管道由此前多家企业分散经营转为国家管网集团统一运营为主，“全国一张 网”初步成型，油气管网运营机制改革取得重大进展，物理层面实现“运销分离”，但价格层面缺乏对省内管网的统一规范；2021年，国家发改委出台相关政策，把跨省管网划为西北、西南、东北、中东部四大价区，实行“一区一价”，同一价区内的管道运输采用相同的运价率，省级部门照章管理省内短途。在这个阶段相关制度，首次列出准许成本清单，剔除八类不合理支出，按照“准许成本加合理收益”的原则核定跨省天然气管道运价率，改革推动跨省管道平均运价一次性下调13.7%，价差显著收窄。但省内管网仍沿用“一企一价”，与跨省价区衔接不畅，价差引起套利行为，成为下一阶段改革必须破解的关键堵点。

（三）省网整合阶段（2022—2024）

国家管网接管跨省干线后，各省借“省网一体化”名义重组资产，却仍把定价权留在省、市、县三级。定价体系仍分散，虽以省级价格部门定价为主，但市、县发改局对局部支线仍保有定价权，导致“一省多价”“一县一价”的格局。成本监审规则虽参照中央，但关键参数（如折旧年限、最低负荷率、准许收益率）省际差异显著，准许收益普遍比跨省管线高1-2个百分点，且多数省份缺乏与负荷率挂钩的调节机制，导致省内支线运价区间达0.18–0.36元/立方米·百公里，价差接近一倍，分散的监管削弱了中央“管住中间”的改革成效，省内管网重复建设且互联不足，跨省与省内价格倒挂扭曲资源流向。2024 年，中央经济工作会议明确提出“加快构建全国统一的天然气市场体系”，国家发改委随后启动《指导意见》起草，目标直指省内管网定价权集中与价格并轨成为转折点。

（四）全国统一市场构建阶段（2025—）

2025年进入全国统一天然气市场构建阶段，制度环境以“全国一张网、统一大市场”为核心目标，着力推进跨省、省内及城市燃气三级管网的物理联通与价格协同。近期出台的《指导意见》，在定价机制、成本规则、收益规则等方面作出新的完善，但改革仍面临挑战，包括各省进度不一导致统一价落地节奏差异、存量资产估值与折旧政策衔接困难，以及监管能力与信息系统建设滞后于制度要求。

二、《指导意见》核心内容

2025年8月《指导意见》直指省内管输环节长期存在的沉疴痼疾，核心改革体现在四大维度：

（一）定价权限集中化：《指导意见》明确规定，省内各级天然气管道（不含企业自用管道）运输价格统一由省级发展改革部门制定，原则上不再下放权限。这一举措终结了此前市、县分级定价导致的规则碎片化局面。

（二）计价模式统一化：政策要求各省告别“一线一价”“一企一价”的历史，向分区定价或全省统一定价过渡，实现与跨省管道“一区一价”无缝衔接，这相当于解决了“主动脉”与“毛细血管”不匹配的问题。

（三）参数设置标准化：采用“准许成本+合理收益”定价法，并设定三大关键参数：管道资产折旧年限统一延长至40年；准许收益率上限锚定“10年期国债收益率+4%”；最低负荷率要求不低于50%。这套精密的计算模型既保障合理收益，又倒逼效率提升。

（四）行业整合制度化：通过制定标杆价格引导企业优胜劣汰，同时严控重复建设。政策明确要求优先支持综合实力强的存量管道企业扩产，对经济性差、不利于资源有效利用的项目严格把关。

三、我国天然气管道定价机制发展的影响

（一）全国一张网加速成型

未来省内统一定价与跨省“一区一价”逐步进行衔接，消除“主动脉”与“毛细血管”机制错配的问题，省网加速融入国家管网体系，40%中小管道公司面临优化，国家管网集团可依托统一价格体系，优化跨区域资源调度，形成跨省—省内—城燃三级物理联通、价格协同的“全国一张网”。

（二）全产业链成本下降

精确压缩中间环节和重构价格形成机制后，中游环节存在的层层加价和低效运营等问题可以得到有效解决，管道审批环节与合规费用会有明显下降，新管道也避免重复核价带来的相关评估费用，有效降低企业成本；根据相关机构测算显示，管输费占城燃企业采购成本25%-45%，新政下其管输成本有望降低10%-15%，居民用气顺价滞后区域的压力将显著缓解。

（三）监管数字化与效率提升

天然气管道定价机制改革的有效实施高度依赖监管效能的提升和数字化手段的应用，未来随着省级能源主管部门统一管理全省管网规划，严控“重复建设，增设不必要层级”的项目，数字化监管平台可以起到有效监督。未来监管数字化可以起到成本监审、价格校核、信息公开三管齐下的作用，可实现省内天然气管道运输价格线上定期校核、动态调整。

（四）市场投资导向优化

根据新政后续的发展，省级能源主管部门统筹规划，优先支持现有运营效率高、资本实力强的企业建设新支线，形成“存量资产整合+增量多元投资”格局，避免重复建设，新管道不再单独定价，管道项目可研必须对标标杆成本，经济性不足的项目原则上不予核准，实际设置了管道投资的经济性门槛，引导资本向高效益领域流动，倒逼企业提高投资效率。

发改价格〔2025〕1014号《指导意见》进一步推动了天然气管道运输价格管理精细化、市场化改革。未来，随着能源结构调整和数字化技术的应用，定价机制将更加灵活、高效，助力我国天然气行业高质量发展。