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如果能够尽快出台一系列配套措施，鼓励试点地区创新性地先行先试，深入研究改革过程中的重大问题，本轮改革的积极意义有望在日后逐步显现
《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称“意见”）历时三年磨砺，终于在2017年5月出台，呈现出理念之争、利益博弈的阶段性结果。
本轮改革的目标是什么
采取目标导向还是问题导向，这是改革方案在制定过程中争论的一个焦点。有人质疑，不能为了改革而改革，不能为了市场化而市场化，要回归改革的初衷。《意见》提到“深化石油天然气体制改革要坚持问题导向和市场化方向”。这表明，本轮改革中目标导向和问题导向是有机统一的，二者不可偏废。
笔者认为，改革从根本上说是利益调整的过程，从现有的利益平衡状态调整到另一种更好的利益平衡状态。这个“更好”必须是对全局而言，而不是只对某些局部；既要涵盖当下，也要兼顾长远。因此，上述意义上的“更好”无疑是改革的目标。“更好”一定是相对当前而言的，所以又是问题导向的。
因此，《意见》在总体思路中明确要“针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题”进行改革，对存在问题的油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价和国有油气企业等产业环节深化改革，“促进油气行业持续健康发展，大幅增加探明资源储量，不断提高资源配置效率，实现安全、高效、创新、绿色，保障安全、保证供应、保护资源、保持市场稳定”。可以看到，这是一个多目标函数，多目标的权衡取舍以及现实条件的约束，正是改革的难度所在。
本轮改革将“保障国家能源安全、促进生产力发展、满足人民群众需要”作为顶层设计，充分说明能源安全仍是影响中国经济和社会稳定发展的重要因素，保障油气供应安全是行业发展的重中之重。这种价值选择不是中国“独树一帜”的做法，历史上的美国和日本都曾将石油安全作为首要考量。但是，时过境迁，当前的世界能源形势和格局已发生重大变化：非常规技术革命、LNG技术进步使世界石油和天然气市场可能长期处于总量供大于求、供给弹性大、价格低位运行的状态；全球气候变化行动促使各国能源体系开始向清洁化、低碳化、智能化转型；可再生能源发电、电动汽车和储能等新技术的规模化应用，以及共享经济、能源互联网等新商业模式的出现，也将为石油和天然气需求继续快速增长增添很大的不确定性。在这种情况下，中国是否仍然选择长期把以石油和天然气进口依存度为标志的能源安全放在首位，是否应该在更加开放的国际环境中思考能源安全问题，通过积极参与国际能源治理、提高国际合作效益等方式保障经济安全，都值得深入研究。
如何啃下上游改革这块硬骨头
上游改革是最难啃的硬骨头。从全产业链来看，勘探开发领域是石油和天然气行业发展矛盾最突出的环节。《意见》提出要“完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力”。上游改革的效果，将决定本轮改革是向前走“一小步”还是“一大步”。
笔者认为本轮的上游改革有两个特点。一方面，对油气矿权存量部分进行“微调”。由于历史原因，中国现有的常规油气矿权基本由中石油、中石化、中海油、延长石油四家公司掌握。如果按照《意见》实行“更加严格的区块退出机制”，在国际油气市场供需宽松、上游投资低迷的背景下，预计少量资源品位较低、勘探开发条件不佳、经济性较差的区块将首先实现退出和再分配。虽然整体来看矿权存量市场不会出现大的格局变动，但是随着时间推进，严格的矿权退出机制会产生有效约束，刺激上游勘探开发投资，企业必须于规定时间内在投资决策和放弃区块之间做出理性选择。
另一方面，对油气矿权增量部分实行严格的“市场竞争+准入管理”。根据《意见》，新增矿权将不再实行過去的矿权登记制，改为竞争出让制，预计以公开招标等方式进行。投标主体需要符合安全、环保等准入要求，并获得合格资质。由于短期内新增矿权较少，且国内油气资源品位不断降低，上游领域对资本的吸引力有限，整体将保持“以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。随着存量矿权退出规模扩大以及其他配套政策的出台，矿权市场有望更加活跃。
如何突破管网改革
管网改革是重要的突破口，引领了本轮油气体制改革。2014年改革启动之初，国际油气市场遭遇剧烈波动，原油价格下跌了大约3/4，天然气现货价格也低于长协价格，LNG接收站、天然气管网等基础设施无法实现公平准入成为了中国市场利用国际低价资源的“绊脚石”，改革的呼声强烈。在此背景下，油气管网改革措施率先出台，包括2014年《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》、2016年《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）》。在此基础上，《意见》明确提出“改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力”的目标，体现了对自然垄断环节加强监管的意图。实行“网运分开”，管输和销售分离，是此次中游改革的最大亮点，将有力推动管网等基础设施建设。
笔者认为，一方面，天然气基础设施是改革重点。石油运输采取“点对点”模式，类似“量身定制”。而天然气经净化处理后是标准化产品，与电力类似。目前全国天然气管道“一张网”已初步形成，川渝、京津冀、长三角等区域性管网也比较成熟。天然气运输可视为“点对网”模式，在“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局下，市场对天然气管网等基础设施高效共享有强烈需求。因此，天然气管道等基础设施是“供给抑制”的环节，是本轮改革的重点。
另一方面，如何促进天然气基础设施建设是难题。一是天然气保供压力使基础设施需求大增。中国天然气市场正处在发展黄金期，2016年消费量仅2058亿立方米，预计2020年和2030年将分别达到3600亿立方米和5000亿立方米，城镇居民气化率将从2015年的42.8%提高到2020年的55%和2030年的70%左右。市场需求增长潜力很大，需要大规模管网等基础设施配套。加之天然气消费季节性峰谷差不断加大，储气调峰压力陡增，储气设施需求十分旺盛。 二是天然气管道和储气设施建设缓慢，供给不足。“十二五”期间，计划新建天然气管道4.4万公里，实际仅完成2.14万公里；储气库工作气量计划新增220亿立方米，实际仅完成37亿立方米。管道、储气库等基础设施项目投资规模大、周期长，涉及土地占用，协调工作比较复杂。目前受制于上游供应主体较少和下游市场区域性垄断的现实，基础设施投资积极性不高，建设步伐缓慢。本轮改革提出天然气长输管网项目，工作负荷达到75%以上时可实现8%的准许收益率；对城镇管网规定准许收益率不超过7%。本轮改革虽然明确了管网的投资收益率水平，但是并未从根本上解决落实资源和市场的难题，资本投资的积极性有待观察。
如何使下游改革走得更快
下游的石油炼化、成品油销售、天然气销售等都属于竞争性环节，已经形成一定的市场化格局，参与主体比较多元，价格主要由供需关系决定，具备了更快放开市场的基础条件，改革难度较小。因此，《意见》用“深化”二字来描述下游竞争性环节的改革，并提出要“提升优质油气产品生产供应能力”。
笔者认为，一要加快淘汰炼油环节的落后产能、优化炼化结构。中国炼油产能过剩、炼厂规模小，发展水平有待提升。炼厂平均规模仅320万吨/年左右，不足全球炼厂平均规模的一半。年生产能力2000万吨以上的大型炼厂屈指可数，大型化、炼化一体化、产业集群化发展任重道远。《意见》提出，要通过严格准入和淘汰机制实现产业优化升级，“制定更加严格的质量、安全、环保和能耗等方面技术标准，提高国内原油深加工水平，保护和培育先进产能，加快淘汰落后产能”。这表明要以更加公平、公开、透明的市场准入和退出规则促进竞争，推动产业从“燃料型”向“化工型”转变，延伸产业链，提高基础化工原料产品比例，促进行业转型升级。
二要完善成品油销售价格形成机制和出口政策。目前中国成品油价格已基本实现与国际原油价格变化接轨，实行政府指导价与政府定价并存的模式，对调价周期、参考油种、浮动幅度等细则进行过多次修改完善，结合消费税的执行，成品油价格机制已较为成熟。《意见》重申了要“发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权”。考虑到近年来中国成品油市场供需持续宽松，民营炼油企业和“两桶油”激烈争夺市场份额，成品油销售价格出现大幅下行。随着汽柴油需求增长乏力，民营炼厂开工率提高，供需矛盾愈发突出。在限制成品油出口的前提下，预计“价格战”将持续，价格水平会大幅低于政府指导价，有利于完成向市场定价的自然过渡。
三要完善天然气销售价格形成机制。目前，除居民用气外，占消费总量80%以上的非居民用气门站价格主要由企业自主协商决定，终端气价由地方政府制定。与替代能源相比价格水平偏高，制约了天然气的扩大使用。《意见》重申要“推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制”。随着省内和城镇管道运输成本和价格监管的实行，有望逐步降低终端气价水平。改革难度在于如何对配气环节的基础设施投资和运营成本进行有效监管，以及如何处理日渐兴起的“点供”模式与城镇燃气特许经营权之间协调发展的问题。此外，居民用气与工商业用气之间的交叉补贴也是制约天然气扩大利用的主要障碍，有待破解。
四要加快油气交易平台建设。交易平台建设有助于实现市场价格发现的功能。目前上海国际能源交易中心正在积极开展原油期货（国内首个对外开放的期货品种）上市前的各项准备工作，计划今年年内推出。天然气交易中心初具雏形，上海石油天然气交易中心在实践中不断摸索，重庆石油天然气交易中心已正式挂牌，此外，中卫、深圳等都在积极申请和筹备建设新的交易中心。预计未来中国将形成“全国中心+区域中心”的交易平台发展模式，同时拉动各区域为交易平台提供辅助性服务的油气管网、储备仓库等基础设施建设。在当前天然气市场规模有限的情况下，同时建设多个交易中心尚不具备有利的基础条件，现阶段应合理规划、有序推进，重点建设具备多气源、大市场、充足基礎设施、良好金融环境等有利条件的交易中心，力争早日形成由市场决定的标杆价格。
《意见》之后该做什么
《意见》出台后遭遇了一些质疑，认为改革方案充满妥协、退步。笔者认为，改革既然是理念之争、利益调整，“磨合”就是不可避免的过程。如果能够尽快出台一系列配套措施，鼓励试点地区创新性地先行先试，深化研究改革过程中的重大问题，本轮改革的积极意义有望在日后逐步显现。
第一，尽快公开《意见》全文，出台系列配套文件。《意见》以新闻稿的形式出台，引来社会上的各种猜测和解读，不利于统一认识、推动改革步伐。建议尽快向全社会公开《意见》全文，明确改革的方向和途径。同时，要尽快研究出台《意见》的配套措施，切实推动改革进程。一是重点落实油气矿权流转和储量转让机制，为现有油气企业做出合理的投资决策提供可操作性，促进更多的存量矿权进入市场，提高矿权市场的活跃度，吸引资本进入上游勘探开发领域。二是重点形成促进天然气管网等基础设施项目投资建设的机制，创新投融资机制，吸引社会资本参与，按照“准许成本+合理收益”的原则核定运输价格，创造公开透明的投资环境，推动《中长期油气管网规划》的实施。
第二，选择改革试点，鼓励创新性先行先试。建议选取油气行业发展基础较好、市场较成熟、对改革有积极性的地区作为试点，如江苏、广东、新疆等。鼓励试点地区因地制宜、创新性地先行先试，在实践中探索改革路径，及时总结试点经验和教训，动态调整政策措施，并择机向全国推广试点经验，形成“以点带面”的改革效果。
第三，深入研究重大问题，引领改革进程。本轮油气体制改革方案有亮点，但也有很多改进空间。制约油气行业长期健康发展的深层次问题仍有待深入研究，直面“痛点”才能走得更快。建议深入研究一些重大问题。一是油气资源管理制度，包括地质资料等信息的管理和共享机制、油气资源开采收益在中央政府和地方政府之间的分配问题等。二是建立油气资源的产权保护制度，完善国外资本投资机制，保障投资人权益，促进上游发展。三是完善国有油气企业改革措施，实现从“管资产”到“管资本”的转变，提高国有企业的资本回报率。三是加强监管和立法研究。改变以行政管理为主要手段的传统监管方式，实行“依法监管”，开展油气行业立法研究。油气行业体制改革、国企改革与立法工作相辅相成、互相促进，需要同步推进。
（作者单位为国家发改委能源研究所）
《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称“意见”）历时三年磨砺，终于在2017年5月出台，呈现出理念之争、利益博弈的阶段性结果。
本轮改革的目标是什么
采取目标导向还是问题导向，这是改革方案在制定过程中争论的一个焦点。有人质疑，不能为了改革而改革，不能为了市场化而市场化，要回归改革的初衷。《意见》提到“深化石油天然气体制改革要坚持问题导向和市场化方向”。这表明，本轮改革中目标导向和问题导向是有机统一的，二者不可偏废。
笔者认为，改革从根本上说是利益调整的过程，从现有的利益平衡状态调整到另一种更好的利益平衡状态。这个“更好”必须是对全局而言，而不是只对某些局部；既要涵盖当下，也要兼顾长远。因此，上述意义上的“更好”无疑是改革的目标。“更好”一定是相对当前而言的，所以又是问题导向的。
因此，《意见》在总体思路中明确要“针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题”进行改革，对存在问题的油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价和国有油气企业等产业环节深化改革，“促进油气行业持续健康发展，大幅增加探明资源储量，不断提高资源配置效率，实现安全、高效、创新、绿色，保障安全、保证供应、保护资源、保持市场稳定”。可以看到，这是一个多目标函数，多目标的权衡取舍以及现实条件的约束，正是改革的难度所在。
本轮改革将“保障国家能源安全、促进生产力发展、满足人民群众需要”作为顶层设计，充分说明能源安全仍是影响中国经济和社会稳定发展的重要因素，保障油气供应安全是行业发展的重中之重。这种价值选择不是中国“独树一帜”的做法，历史上的美国和日本都曾将石油安全作为首要考量。但是，时过境迁，当前的世界能源形势和格局已发生重大变化：非常规技术革命、LNG技术进步使世界石油和天然气市场可能长期处于总量供大于求、供给弹性大、价格低位运行的状态；全球气候变化行动促使各国能源体系开始向清洁化、低碳化、智能化转型；可再生能源发电、电动汽车和储能等新技术的规模化应用，以及共享经济、能源互联网等新商业模式的出现，也将为石油和天然气需求继续快速增长增添很大的不确定性。在这种情况下，中国是否仍然选择长期把以石油和天然气进口依存度为标志的能源安全放在首位，是否应该在更加开放的国际环境中思考能源安全问题，通过积极参与国际能源治理、提高国际合作效益等方式保障经济安全，都值得深入研究。
如何啃下上游改革这块硬骨头
上游改革是最难啃的硬骨头。从全产业链来看，勘探开发领域是石油和天然气行业发展矛盾最突出的环节。《意见》提出要“完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力”。上游改革的效果，将决定本轮改革是向前走“一小步”还是“一大步”。
笔者认为本轮的上游改革有两个特点。一方面，对油气矿权存量部分进行“微调”。由于历史原因，中国现有的常规油气矿权基本由中石油、中石化、中海油、延长石油四家公司掌握。如果按照《意见》实行“更加严格的区块退出机制”，在国际油气市场供需宽松、上游投资低迷的背景下，预计少量资源品位较低、勘探开发条件不佳、经济性较差的区块将首先实现退出和再分配。虽然整体来看矿权存量市场不会出现大的格局变动，但是随着时间推进，严格的矿权退出机制会产生有效约束，刺激上游勘探开发投资，企业必须于规定时间内在投资决策和放弃区块之间做出理性选择。
另一方面，对油气矿权增量部分实行严格的“市场竞争+准入管理”。根据《意见》，新增矿权将不再实行過去的矿权登记制，改为竞争出让制，预计以公开招标等方式进行。投标主体需要符合安全、环保等准入要求，并获得合格资质。由于短期内新增矿权较少，且国内油气资源品位不断降低，上游领域对资本的吸引力有限，整体将保持“以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。随着存量矿权退出规模扩大以及其他配套政策的出台，矿权市场有望更加活跃。
如何突破管网改革
管网改革是重要的突破口，引领了本轮油气体制改革。2014年改革启动之初，国际油气市场遭遇剧烈波动，原油价格下跌了大约3/4，天然气现货价格也低于长协价格，LNG接收站、天然气管网等基础设施无法实现公平准入成为了中国市场利用国际低价资源的“绊脚石”，改革的呼声强烈。在此背景下，油气管网改革措施率先出台，包括2014年《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》、2016年《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）》。在此基础上，《意见》明确提出“改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力”的目标，体现了对自然垄断环节加强监管的意图。实行“网运分开”，管输和销售分离，是此次中游改革的最大亮点，将有力推动管网等基础设施建设。
笔者认为，一方面，天然气基础设施是改革重点。石油运输采取“点对点”模式，类似“量身定制”。而天然气经净化处理后是标准化产品，与电力类似。目前全国天然气管道“一张网”已初步形成，川渝、京津冀、长三角等区域性管网也比较成熟。天然气运输可视为“点对网”模式，在“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局下，市场对天然气管网等基础设施高效共享有强烈需求。因此，天然气管道等基础设施是“供给抑制”的环节，是本轮改革的重点。
另一方面，如何促进天然气基础设施建设是难题。一是天然气保供压力使基础设施需求大增。中国天然气市场正处在发展黄金期，2016年消费量仅2058亿立方米，预计2020年和2030年将分别达到3600亿立方米和5000亿立方米，城镇居民气化率将从2015年的42.8%提高到2020年的55%和2030年的70%左右。市场需求增长潜力很大，需要大规模管网等基础设施配套。加之天然气消费季节性峰谷差不断加大，储气调峰压力陡增，储气设施需求十分旺盛。 二是天然气管道和储气设施建设缓慢，供给不足。“十二五”期间，计划新建天然气管道4.4万公里，实际仅完成2.14万公里；储气库工作气量计划新增220亿立方米，实际仅完成37亿立方米。管道、储气库等基础设施项目投资规模大、周期长，涉及土地占用，协调工作比较复杂。目前受制于上游供应主体较少和下游市场区域性垄断的现实，基础设施投资积极性不高，建设步伐缓慢。本轮改革提出天然气长输管网项目，工作负荷达到75%以上时可实现8%的准许收益率；对城镇管网规定准许收益率不超过7%。本轮改革虽然明确了管网的投资收益率水平，但是并未从根本上解决落实资源和市场的难题，资本投资的积极性有待观察。
如何使下游改革走得更快
下游的石油炼化、成品油销售、天然气销售等都属于竞争性环节，已经形成一定的市场化格局，参与主体比较多元，价格主要由供需关系决定，具备了更快放开市场的基础条件，改革难度较小。因此，《意见》用“深化”二字来描述下游竞争性环节的改革，并提出要“提升优质油气产品生产供应能力”。
笔者认为，一要加快淘汰炼油环节的落后产能、优化炼化结构。中国炼油产能过剩、炼厂规模小，发展水平有待提升。炼厂平均规模仅320万吨/年左右，不足全球炼厂平均规模的一半。年生产能力2000万吨以上的大型炼厂屈指可数，大型化、炼化一体化、产业集群化发展任重道远。《意见》提出，要通过严格准入和淘汰机制实现产业优化升级，“制定更加严格的质量、安全、环保和能耗等方面技术标准，提高国内原油深加工水平，保护和培育先进产能，加快淘汰落后产能”。这表明要以更加公平、公开、透明的市场准入和退出规则促进竞争，推动产业从“燃料型”向“化工型”转变，延伸产业链，提高基础化工原料产品比例，促进行业转型升级。
二要完善成品油销售价格形成机制和出口政策。目前中国成品油价格已基本实现与国际原油价格变化接轨，实行政府指导价与政府定价并存的模式，对调价周期、参考油种、浮动幅度等细则进行过多次修改完善，结合消费税的执行，成品油价格机制已较为成熟。《意见》重申了要“发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权”。考虑到近年来中国成品油市场供需持续宽松，民营炼油企业和“两桶油”激烈争夺市场份额，成品油销售价格出现大幅下行。随着汽柴油需求增长乏力，民营炼厂开工率提高，供需矛盾愈发突出。在限制成品油出口的前提下，预计“价格战”将持续，价格水平会大幅低于政府指导价，有利于完成向市场定价的自然过渡。
三要完善天然气销售价格形成机制。目前，除居民用气外，占消费总量80%以上的非居民用气门站价格主要由企业自主协商决定，终端气价由地方政府制定。与替代能源相比价格水平偏高，制约了天然气的扩大使用。《意见》重申要“推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制”。随着省内和城镇管道运输成本和价格监管的实行，有望逐步降低终端气价水平。改革难度在于如何对配气环节的基础设施投资和运营成本进行有效监管，以及如何处理日渐兴起的“点供”模式与城镇燃气特许经营权之间协调发展的问题。此外，居民用气与工商业用气之间的交叉补贴也是制约天然气扩大利用的主要障碍，有待破解。
四要加快油气交易平台建设。交易平台建设有助于实现市场价格发现的功能。目前上海国际能源交易中心正在积极开展原油期货（国内首个对外开放的期货品种）上市前的各项准备工作，计划今年年内推出。天然气交易中心初具雏形，上海石油天然气交易中心在实践中不断摸索，重庆石油天然气交易中心已正式挂牌，此外，中卫、深圳等都在积极申请和筹备建设新的交易中心。预计未来中国将形成“全国中心+区域中心”的交易平台发展模式，同时拉动各区域为交易平台提供辅助性服务的油气管网、储备仓库等基础设施建设。在当前天然气市场规模有限的情况下，同时建设多个交易中心尚不具备有利的基础条件，现阶段应合理规划、有序推进，重点建设具备多气源、大市场、充足基礎设施、良好金融环境等有利条件的交易中心，力争早日形成由市场决定的标杆价格。
《意见》之后该做什么
《意见》出台后遭遇了一些质疑，认为改革方案充满妥协、退步。笔者认为，改革既然是理念之争、利益调整，“磨合”就是不可避免的过程。如果能够尽快出台一系列配套措施，鼓励试点地区创新性地先行先试，深化研究改革过程中的重大问题，本轮改革的积极意义有望在日后逐步显现。
第一，尽快公开《意见》全文，出台系列配套文件。《意见》以新闻稿的形式出台，引来社会上的各种猜测和解读，不利于统一认识、推动改革步伐。建议尽快向全社会公开《意见》全文，明确改革的方向和途径。同时，要尽快研究出台《意见》的配套措施，切实推动改革进程。一是重点落实油气矿权流转和储量转让机制，为现有油气企业做出合理的投资决策提供可操作性，促进更多的存量矿权进入市场，提高矿权市场的活跃度，吸引资本进入上游勘探开发领域。二是重点形成促进天然气管网等基础设施项目投资建设的机制，创新投融资机制，吸引社会资本参与，按照“准许成本+合理收益”的原则核定运输价格，创造公开透明的投资环境，推动《中长期油气管网规划》的实施。
第二，选择改革试点，鼓励创新性先行先试。建议选取油气行业发展基础较好、市场较成熟、对改革有积极性的地区作为试点，如江苏、广东、新疆等。鼓励试点地区因地制宜、创新性地先行先试，在实践中探索改革路径，及时总结试点经验和教训，动态调整政策措施，并择机向全国推广试点经验，形成“以点带面”的改革效果。
第三，深入研究重大问题，引领改革进程。本轮油气体制改革方案有亮点，但也有很多改进空间。制约油气行业长期健康发展的深层次问题仍有待深入研究，直面“痛点”才能走得更快。建议深入研究一些重大问题。一是油气资源管理制度，包括地质资料等信息的管理和共享机制、油气资源开采收益在中央政府和地方政府之间的分配问题等。二是建立油气资源的产权保护制度，完善国外资本投资机制，保障投资人权益，促进上游发展。三是完善国有油气企业改革措施，实现从“管资产”到“管资本”的转变，提高国有企业的资本回报率。三是加强监管和立法研究。改变以行政管理为主要手段的传统监管方式，实行“依法监管”，开展油气行业立法研究。油气行业体制改革、国企改革与立法工作相辅相成、互相促进，需要同步推进。
（作者单位为国家发改委能源研究所）