中国天然气管网市场化改革中的问题及国外经验借鉴

孙文宇，刘四洋，陈蕊

(1.中国石油集团经济技术研究院；2.中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司）

2019年以来，中国加快天然气市场改革步伐，中央全面深化改革委员会第七次会议强调，要推动石油天然气管网运营机制改革。2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）挂牌成立，天然气产业将完全实现运销分离，但部分突出问题仍未得到妥善解决。本文分析总结美、英、欧盟天然气管网独立以及韩国天然气价格机制改革措施，为中国天然气管网改革提供借鉴和参考。

1 管网独立后中国天然气市场将面临的突出问题

国家管网公司成立，天然气管网将实现全面开放，中国天然气市场运行模式也将由产运销一体化向运销分离转变，市场将面临新的问题与挑战。

1.1 新垄断公司形成，中游环节监管任务艰巨

2014年起，国家就着手油气行业中游改革，包括管网向第三方公平开放、规范管输费用、推动管网互联互通建设等，以期逐步形成全国一张网，实现高效资源配置的局面。2019年，国家发改委、国家能源局等部门分别或者联合印发《关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》《油气管网设施公平开放监管办法》《关于加强油气管网设施公平开放相关信息公开工作的通知（征求意见稿）》与《关于加强油气管网设施公平开放相关信息报送工作的通知（征求意见稿）》，进一步加强对跨省管道与配气管网的运输价格监管。

在中游环节多年改革的基础上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成全国一张网，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在一定程度上掌握着省内天然气管网命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司充满兴趣。预计，未来的一段时间内或将出现各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省采用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、新奥燃气、陕西燃气成功中标入股，辰能集团作为省属国有企业股东。

此外，由于天然气常态为气体、以管道运输容易混合等特质，资源气质、热值以及计量方式等问题也将逐渐凸显。

1.2 历史高价进口合同的天然气成本疏导压力巨大

过去数年，随着中国天然气市场的快速发展，天然气需求量提升，中国企业积极引进国际天然气资源，2008年签署了大量的长期协议液化天然气（LNG）进口合同。而且，由于期间国际LNG供需形势偏紧，处于卖方市场阶段，国际LNG价格达到当时历史高点，使得中国进口LNG成本较高。

长期以来，三大石油公司进口资源的成本疏导压力巨大，进口资源亏损严重，尤其是进口长约LNG。随着管网公司的成立，管道资产将被从三大石油公司的资产中剥离，三大石油公司将不能用管输费盈利平衡进口亏损，未来三大石油公司经营压力将进一步加大。如何疏导高价进口的LNG资源成本，确保天然气业务高质量、可持续发展，将面临挑战。

1.3 已签长期合同天然气进口资源或将受到冲击

目前，国内的进口LNG、进口管道气和国产气构成国内总的供应量。随着进口主体增多，各主体的天然气自主进口量将持续提升，而大部分新进口中间商短期内将以进口现货LNG为主。如果市场继续快速增长，出现供给不能满足需求的情况，各类企业就有更强的动力直接从国际市场进口LNG，造成国内结构性供给过剩。相对当前现货价格，已签进口长约LNG和管道气价格偏高，或将面临已签长约无法消纳的窘境。导致这种状态的主要原因，一是国际LNG即期低价对长约固定价格的比较优势；二是现货市场灵活性对长约低弹性的比较优势。

由此可能出现新进入企业在淡季或低价期自主进口量激增，而在冬季或高价期从三大石油公司购买资源的现象。这将极大增加大型供应商资源筹配和调峰难度，造成生产运营压力。有的中间商甚至只利用当前低价进行现货投机，一旦现货价格高企，就会撤场，造成市场紊乱。从长期来看，目前国内与国外LNG价差的状态不可持续，而企业的这种权责不对称策略性选择，会在短期内对国内市场秩序造成较大冲击。

1.4 资源安全稳定供应责任需要落实

虽然国家已明确供用气双方多主体调峰保供责任体系，但落实责任需要一定过渡期，目前安全供应责任仍主要由上游供气商承担。随着天然气运输与销售分离，未来自主进口LNG公司数量增加，资源调控和市场需求形势预判难度升级。中国冬季天然气需求峰谷差大，季节性资源供应问题尤为严重。

2 典型国家（地区）天然气市场延革及经验

2.1 美国天然气管网改革历程

早期的美国天然气市场由上游生产商和管道公司组成。管道公司负责“统购统销”，即管道公司与生产商签署资源购买合同，并将资源输送、销售至用户。随着天然气市场的发展，美国政府颁布了一系列政策放开天然气管道。

1985年，美国政府颁布《436号法令》，鼓励管道公司公平、无歧视地提供公开准入运输服务，允许下游天然气使用者（例如地方配气公司和工业用户）直接向天然气生产商购买天然气并通过州际管道运输。

1987年，美国政府颁布《500号法令》，解除了管道公司为保证天然气供应而与天然气生产商签订的带有“照付不议”条款的合同的责任，并要求参与者共担原高价购销合同的资源成本。其中，管道公司承担合同“照付不议”部分回购成本的25%～50%，并可以通过商品附加费或管输费从用户那里等额收回，合同“照付不议”剩余成本由上游生产商承担。

1992年，美国政府颁布第636号令[1]，强制要求管道公司将自身的天然气运输和销售彻底分开，并鼓励建立和发展市场中心。

2.2 英国天然气管网改革历程

早期的英国天然气市场由英国燃气公司（BG）垄断，英国管网改革可以说是BG公司的改革[2]。

1982－1986年，英国政府通过实施长输管网第三方开放、废除BG的独家分输权、成立天然气监管市场办公室等措施，加强市场监管，打破分销环节的市场垄断，市场由BG一家垄断向多供气主体过渡，但高压管网、配气管网、批发市场仍由BG公司垄断。

1987－1993年，英国政府颁布著名的“90∶10法令”，将BG公司的气源、已签供气合同释放给独立供气商，削弱批发环节的市场垄断，BG在批发市场的份额降至约80%，独立供气商不断壮大。

1994－1997年，英国天然气市场实现了主体多元化，批发市场形成初步竞争格局，BG公司的市场占有率降至29%；培育零售市场竞争，对零售市场分批实施竞争试点，用户可以自由选择供气商。英国国家平衡点（NBP）成立，为批发环节提供主要参考价格，交易中心模式的批发价格机制逐渐形成。

1998－2000年，政府将BG公司的零售业务拆分，成立森特理克（Centrica）公司；管输与配气业务拆分，成立莱蒂斯（Lattice）公司，后整合更名为国家管网公司（National Grid）。

2.3 欧盟天然气管网改革历程

随着欧盟天然气市场的发展，欧盟开展了一系列天然气市场化及管网改革，逐渐实现管网公司独立运营或独立结算。

1998年，欧盟颁布《天然气内部市场通用规则》第一版（Directive 98/30/EC，也称“第一号欧盟天然气指令”）[3]，提出逐步对大用户开放天然气市场，将输气管网运营与天然气贸易脱钩，分别实行独立管理，在输气、配气、储气业务上推行协商性或强制性第三方准入机制。

2003年，欧盟颁布上述《规则》第二版（Directive 2003/55/EC，也称“第二号欧盟天然气指令”），提出2007年底前欧盟全面开放天然气市场，管网、LNG接收站与天然气销售实现财务分离，加强基础设施第三方准入机制。

2009年，欧盟颁布《规则》第三版（Directive 2009/73/EC，也称“第三号欧盟天然气指令”），提出了3种管网企业的拆分方式，要求相关企业和政府从中选择一种方案进行管输业务拆分。

“第三号欧盟天然气指令”实施期间，全球LNG市场逐渐转为供大于求，“国家平衡点”年均价格仅为4.46美元/百万英热单位，远低于从俄罗斯进口的管道天然气长期协议价格。欧盟LNG进口量提升，排挤从俄罗斯进口的管道气。2010年，欧洲LNG进口量达到878亿方立米，与上年相比增幅高达27.2%，而从俄罗斯进口的管道天然气量为1865亿立方米，与上年相比增幅仅为5.7%。进口LNG冲击了俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）与欧盟国家的管道气长期供应合同。俄罗斯天然气工业股份公司的管道气面临LNG的激烈竞争，削弱了其与欧盟国家或企业谈判天然气合同的议价能力。欧洲一些大用户通过气价重议谈判，迫使俄罗斯天然气工业股份公司改变气价与油价挂钩的传统定价机制，改为与欧洲现货气价部分挂钩。

2.4 韩国天然气管网改革历程

韩国的天然气供应主要来自进口，为提高资源利用率，保障供应安全，韩国政府进行了国内天然气市场化改革。

1997年，韩国政府开始对国有的韩国天然气公司（KOGAS）进行私有化。

1999年，韩国政府开始天然气市场重组，计划将韩国天然气公司按进口、批发等拆分为3个子公司，开放韩国天然气公司的天然气管网和LNG接收站，分阶段开展零售业开放。经过多方博弈，韩国天然气公司仅进行了部分市场化，政府通过韩国天然气公司上市转让约43%的股份，但国有持股比例仍超过50%；基础设施向第三方开放的提案被否决，改为企业仅可进口自用LNG，禁止自主进口的LNG进入城市管网销售。

2008年，韩国政府引入市场竞争，放开电厂和大型工业用户的天然气进口和批发权。目前，韩国形成了韩国天然气公司垄断、自主进口商进口量逐年增长的市场格局，天然气批发和零售环节实现了市场化定价。

随着市场化进程的推进和市场形势的变化，韩国高价进口合同和天然气供应安全问题日益严峻。尤其是2019年以来，东北亚LNG价格走低至历史低点，部分时段甚至出现LNG现货价格低于韩国天然气公司长期协议进口LNG价格的情况，直接进口商或将激增，使韩国天然气公司难以优化、降低资源成本，公司LNG进口成本高于东北亚LNG现货价格的差额将会持续扩大。对此，韩国政府制定了下游天然气税费新政策，一是“一气一价”，即韩国天然气公司可根据资源价格，与下游用户制定单一气价。下游用户可以将韩国天然气公司视为代理商，通过与其协商定价后由韩国天然气公司进口LNG。二是对存在投机目的的直接进口商额外加征税费。若直接进口商已完成国际市场LNG购买询价、招标等工作，但由于价格较高等原因，放弃自主采购转而由韩国天然气公司进口LNG，直接进口商将被额外征收40%的税费。三是鼓励下游用户与韩国天然气公司签署长期购销合同，并对现货和低于10年期的购销合同征收额外税费。四是若用户通过韩国天然气公司进口LNG，需提前5年签订合同。目前，该政策提案仍处于讨论阶段[4]。

3 启示与建议

3.1 典型国家（地区）天然气市场化改革的启示

从美、欧及韩国天然气市场化改革历程看，天然气管网改革历经多年，分多个阶段进行，可总结出以下几点经验。

3.1.1 传统销售公司和地方配气公司用户流失严重

随着管网公司独立，长输管道实现全面开放，将促进部分企业开展天然气生产或进口业务，形成新的独立销售商或贸易商，使批发环节市场参与者增加。同时，更多用户或将选择直接向生产商或销售商购买资源，由地方配气公司代输，上游公司直供用户增加，配气公司购气用户将流失。例如，管网开放过程中，英国BG公司完全失去批发市场的垄断地位并面临激烈的市场竞争，1996年市场份额降至不足30%；韩国管网向第三方开放后，部分用户自主进口LNG，韩国天然气公司进口LNG的市场份额由2014年的96%降至目前的83%，自主进口商市场份额增至17%；1996年到2006年，美国的管道公司直接送达终端用户气量的市场份额由27%升至38%，而地方配气公司天然气销售量市场份额由71%降至60%。

3.1.2 交易中心或将迎来发展新机遇，促进天然气价格市场化发展

从美、英两国天然气管网改革历程看，不管是政策激励还是市场贸易模式的转变，都推动了天然气交易中心的快速发展，促进天然气价格市场化形成。例如，美国政府在《第636号令》中提出鼓励发展市场中心枢纽，加之管网独立使得现货交易量大幅提升，众多天然气交易中心开始涌现，亨利港交易中心（Henry Hub）得到发展。英国的管网改革培育了大量独立供气商，促进现货市场交易量快速增长。管道输配公司Transco的成立为英国国家平衡点的建立提供实质条件，最终国家平衡点建立，为交易参与者提供在线交易系统，使下游用户可以更加自由地购买资源。

3.1.3 高价资源遗留问题需要政府积极疏导

不管是资源国还是进口国，在天然气市场发展的过程中，都出现了高价资源。受市场化改革、技术进步、资源价格进入阶段性低谷期、市场竞争加剧等影响，如何疏导解决高价资源遗留问题日益凸显。美、欧及韩国均由政府出面进行疏导，在不同程度上缓解了高价资源问题。例如，美国《第500号条例》中提出，高价购销合同由参与者共担；欧盟部分用户借管网改革和LNG低价期机会，对高价合同进行价格复议；韩国政府以鼓励下游用户使用长约、进口商顺价销售等市场化机制，疏导相对高价的LNG合同。

3.1.4 长期购销协议或可提高用户资源供应安全

韩国与中国极为相似，需要进口天然气，安全供应问题尤为重要。中国或可借鉴韩国的做法。韩国政府新政策将鼓励下游用户与韩国天然气公司签署长期购销合同，并对现货和低于10年期的购销合同征收额外税费。若用户通过韩国天然气公司进口LNG，须提前5年签订合同，以便于韩国天然气公司统筹资源、调控管输及接收站。

3.2 对中国管网改革与天然气市场高质量发展的建议

中国当前仍处于管网改革关键期，国家相关部门应牵头加强政策研究，加快政策制定，以法律规范市场行为，保障中国天然气市场高质量发展。结合上述经验，提出具体建议如下。

1）进一步加强市场监管。管网公司独立后将形成新的市场垄断，新供应商和贸易商增加带动市场竞争加剧，同时管输与销售业务也将由三大公司内部协调转变为公司间对接。建议国家出台相关政策措施，加强对天然气产、运、销3个环节的监管，使市场行为更加规范化。

2）对高价进口气成本加强疏导。管网独立后，三大石油公司进口气销售价格倒挂，亏损问题更加严重。建议参考国际经验，在过渡期内由管道公司和供气商共同分担进口亏损，并由供气商买断管容，以确保现有长期合同资源顺利输送、消纳。

3）规范终端用户用气合同，鼓励签署长期购销协议。目前，中国供气商与终端用户之间的合同以短期为主。建议参考韩国及欧美做法，鼓励供用气双方签署中长期供气协议，这既利于供应商掌握市场需求，保障安全供应，又利于供应商统筹资源，把握低价资源进口时机，降低进口成本。

4）落实天然气门站价格动态调整机制，完善上下游疏导机制。中国天然气价格改革已明确全面放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断属性的管网输配价格，即“管住中间、放开两头”。建议国家加快天然气门站价格市场化进程，明确门站价格联动周期，鼓励建立、细化上下游价格联动机制。同时，充分发挥交易中心的作用，推动线上交易发展，促进天然气价格市场化进程。

5）新的市场环境下，合理落实安全保供责任。国家管网公司成立后，中国天然气产业链将重塑。鉴于中国冬夏季天然气峰谷差大的事实，国家主管部门应协调好供气商和管网企业的责任，稳定保供体系，确保资源供应安全、管道输配安全稳定。