天然气管网设施开放思考范文

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《国际石油经济杂志》2014年第六期

一、天然气管网设施多元化投资已成为主流

根据国务院颁发的《外商投资产业指导目录（2004年修订）》，输油气管道、油气库的建设和经营属于鼓励外商投资产业。2011年修订的目录仍延续了上述政策。2010年5月，国务院了“国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见”，鼓励民间资本参与油气储运和管道输送设施建设。以此为契机，2012年底启动的西气东输三线工程引入了全国社保基金、国联能源产业基金、宝钢集团等，组建了中石油西北联合管道公司，开创了全民资本和民营资本共同投资大型油气管道项目的新模式，中国石油在西三线项目中的股份由传统的100%下降到52%。2013年6月，中石油西部管道资产引入泰康资产和国联能源产业基金，共同设立中石油管道联合有限公司，两家新股东持股比例达到50%。在国家混合所有制改革加速的背景下，2014年5月，中国石油宣布将以西气东输一线、二线相关资产和负债出资设立东部管道公司，并通过产权交易所公开转让所持东部管道公司100%的股权。

目前，我国天然气干线管道大部分已实现投资主体多元化。陕京一线、二线、三线在内的陕京线系统由北京控股和昆仑能源两家持股，三大石油公司主导建设的深圳、福建、宁波、上海、江苏、大连、唐山等LNG接收站不同程度地引入了地方国企作为股东，联接干线管道和下游用户的区域供气支线乃至城市配气管网大多都引入了地方国有企业、民营企业、外资等各路资本。2014年5月，国家发改委首批推出80个鼓励社会资本参与建设营运的示范项目，其中涵盖了西三线中段、陕四线、中国石化天津LNG接收站、中国石油深圳迭福北LNG调峰站、中国石油陕224地下储气库、中国石油金坛地下储气库二期等天然气基础设施。可以预见，在不久的将来，我国天然气管网设施建设运营主体多元化格局将全面形成。

二、天然气管网设施公平开放政策开始试水

2014年2月13日，国家能源局印发了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》（以下简称办法），此举标志着中国天然气管网设施迈入公平开放时期。其宗旨如办法第一条所示，在于提高油气管网设施利用效率，保障安全稳定供应，规范相关市场行为，建立公平、公正、有序的市场秩序。办法列出了油气管网设施的范围，界定了设施运营企业、上游用户和下游用户。就天然气而言，管网设施包括干线、支线、LNG接收站及天然气液化、压缩和储存设施。办法明确国家能源局及各派出机构负责管网设施开放的监管工作，并列出了监管的主要内容，包括规划、计划落实与重大项目实施、设施公平开放、价格与成本、接入申请与受理、合同签订与执行、信息公开与报送等。办法的核心内容在于第五至十八条，描述了油气管网设施运营企业、上下游用户在管网开放中所承担的责任和义务，中心思想是要求设施运营企业在有剩余能力的情况下，在保障现有用户现有服务的前提下，按照互惠互利原则，按签订合同的先后次序向新增用户公平、无歧视地开放使用管网设施；鼓励以自行协商或委托等方式由不同市场主体的上游用户向下游用户直接销售天然气，下游用户与管网设施运营企业签订代输合同或协议。办法第十九条特别提到，油气管网设施运营企业同时经营生产、销售等其他业务的，应逐步建立健全财务制度，对油气管网设施运营业务实行独立核算。

天然气工业发展到相对成熟阶段，各国管网设施基本都采取了开放、公开准入政策。在有运输容量的前提下，一切需要管输服务的企业都有权进入管网，这是由天然气管网的自然垄断性决定的。我国天然气工业发展到现阶段，上游生产和供应的多元化正在成为趋势，页岩气、煤层气、煤制气、沿海进口LNG等资源品种和渠道越来越丰富，管网设施开放公平准入可以避免管道重复建设。从市场角度看，下游用气具有较大的波动性，且绝大多数用户是不可中断的，天然气运输需要满足不同的用户需求，按照不同季节、不同时间在不同区域间调配，这就要求天然气管网具有较强的网络调控能力，具备应急保安功能。因此，政策上强制管网开放，实现无歧视进入是非常必要的，只有开放才能最有效地开发利用天然气矿产和管网资源，从而最大限度地实现公众利益。党的十八届三中全会提出，使市场在资源配置中起决定作用，深化经济体制改革，加快完善现代市场体系、宏观调控体系、开放型经济体系，推动经济更有效率、更加公平、更可持续发展。天然气管网建设和运营体制必须适应这种形势，走市场化道路，建立更加公平、开放的投资运营管理模式，吸引多方投资、实行公开公平准入。国家能源局顺势而为，适时颁布油气管网设施公平开放的监管办法，适应了天然气工业发展的客观要求，对我国天然气工业的发展将起到巨大的推动作用。

三、天然气管网设施真正实现公开公平准入还有大量工作要做

《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》从国家层面给出了管网设施公开准入的大方向、大思路，提出了原则性的框架要求，但真正实施起来还缺乏实施细则，并需要相关法规和体制机制进行配套，这需要政府和企业多方共同努力，在实践中不断建立和完善。

1.制定管网准入和运行的具体规则办法落实到具体操作中，当务之急是尽快出台可操作性的工作流程和实施细则。就管网准入的申请和批准流程而言，由于我国大部分管网设施由中国石油、中国石化、中国海油建设，三家公司均为上下游一体化公司，业务范围广、管理部门多，有意进行申请准入的第三方究竟该到哪个部门申请、走什么样的程序、提交什么样的文件完全不清楚。以中国石油为例，管网设施的规划、前期和运营管理涉及集团公司规划计划部、财务部、财税价格部、法律事务部、天然气管道分公司等多个部门，天然气管网运营又按区域分成若干个地区公司，天然气销售有的独立于地区管道公司，有的与管道公司是一家单位，这对不了解中国石油组织机构和管理分工的外部人员来说，进行准入申请可以说是摸不着头脑。而在公司内部，由于办法刚刚出台，相关部门的职责权限也是空白，需要研究出台具体实施细则，明确谁负责接入申请的受理审核与批准、谁负责管网设施剩余能力的测算、谁负责管网设施运营核算、谁负责管网设施服务费率的制定与报批、谁负责信息的披露、谁负责与国家能源局进行信息沟通和报备等等。在具体规则方面，同样有大量的基础性工作要开展。以公开准入所需最基本信息——管网剩余能力为例，如何测算、如何认定、遵循什么样的原则、在企业和国家间走什么样的认定程序，办法中都没有提到，我们也都没有这方面的经验。由于市场用气存在较大的季节波动性，管网设施冬夏季负荷利用率有非常大的差异，往往是夏季有剩余能力而冬季能力不足，有些管段有富余能力、有些管段能力不足，在保障现有用户服务水平不变的前提下，以什么周期、以富余能力的多大比例认定为剩余能力需要深入调研思考。公开准入带来的另外一个棘手问题是管网设施的服务费如何公平合理测算并得到国家和第三方的认可。目前，三大公司的油气管网运营还没有实行独立核算，更没有按管道单独编制财务报表，有些管道国家发改委没有单独批复管输费，公开准入之前需要到国家发改委进行备案，取得国家书面认可后才能在信息公开时得到用户认可。第三方要求的公开准入服务可能需要多条管道、一条管道或某一段管道来满足，但在联网条件下可能为了满足某一管段的输送要求而需要调用其他管道的输送能力，如果涉及多家公司建设的管道还需在不同企业间核算管输费。此外，我国储气设施尚未单独定价，可中断管输服务、局部管段管输服务在当前管输定价机制下如何收取也是迫切需要解决的问题。

2.建立管网信息公开和准入平台管网公开准入的前提是市场参与者能够了解管道运输服务的相关信息，例如管道和储气设施剩余容量、LNG接收站剩余汽化能力、管输费率标准等。欧盟在推进内部一体化市场建设过程中，EuropeanGasRegulation(EC)715/2009要求大力加强天然气市场信息的透明化，使市场参与者能公开、公平地获得供气量及流量信息；要求各国管网设施运营商实时公布关键节点的流量、储气库和LNG接收站的注采气量、剩余能力等信息，从而使市场参与者及时了解哪些地方供应充足、哪些地方供气存在缺口，也便于监管机构和各国政府制定应对供气中断的有效措施。为此，按照欧盟要求，2009年12月创建了欧洲输气系统运营商网络组织EuropeanNetworksofTransmissionSystemOperatorsforGas（简称ENTSO-G），目前该组织包括42个管网系统运营商以及3个合作伙伴、5个观察员，主要职责是制定适用于各成员国的入网规则，制定容量分配、运营安全等方面的规则，制定管网十年发展计划等。ENTSO-G建立了网上信息公众平台，通过平台实时管网设施的运行情况和容量信息，所有市场参与者登录后都可以获取所需信息。美国联邦能源管理委员会536号令也要求，所有管道公司都应根据规定的标准建立电子公告牌，用户可以根据公告牌查询或下载管输服务信息，包括通过容量转让交易可获得的容量信息，以及直接从管道公司可获得的固定或可中断容量信息。目前，国内70%的管网由中国石油建设和运营，其骨干管道逐步连通，并且建立了油气管网统一调控中心，正在向网络运行的目标迈进。随着市场开放和改革深入，越来越多的市场参与者将投入到管网建设中，管网建设和运营主体越来越多，需要借鉴欧盟和美国的经验，由国家能源主管部门制定统一规程，建立网络平台，以便及时平等地向所有市场参与者提供公开准入相关信息。

3.完善管输定价办法费率公平是管网开放的基础，对同类型用户在同等条件下费率水平应该是无差别的，而对不同类型的用户应根据服务成本差异实施差别费率。较长时间以来，我国天然气长输管道的管输定价采取“新线新价、一线一价”模式，按项目逐一向国务院价格主管部门（发改委价格司）审报批准。管输定价方法采用一部制，包括配套储气库在内，采用成本加成的方法，向所有用户收取相同的费率。其优点是在理论和实践中操作比较简单，但是没有考虑用户的调峰成本和可中断性，从而导致部分客户不合理负担管输费用，也不能充分利用管道剩余能力。例如，用气峰谷差最大的居民和采暖用户供气成本最高，而支付的天然气费用最低。另一方面，随着西气东输系统、陕京线系统、中缅管道、川气东送、东北管网等管道相继建成，横跨东西、纵贯南北的全国性天然气网络基本形成，长三角、珠三角、环渤海等主要消费区域正在形成多气源、多管线互相调剂联合供气的格局。现有单一管道单独制定管输费的方式显然满足不了多气源、多路径混合供气的需要。2013年7月，国家发改委印发了《关于调整天然气价格的通知》（发改价格[2013]1246号），国家对天然气价格的监管由出厂环节调整为门站环节，基于可替代能源价格测算中心市场（例如上海）门站价作为政府指导价，其余各省门站价根据资源主体流向加减管输费得到。而现阶段，对于多条管道、多个资源向同一市场供气，管输如何取费国家还没有相关规定和取费标准，政府如何合理地确定和监管联网条件下的管输费率还需要很好地设计，需要做大量的工作。

4.储气环节独立运营单独定价根据欧美经验，在天然气产业放开管制之前，储气库作为管道的辅助设施，与管道捆绑运营，没有单独的定价机制；而在天然气工业放松管制后，储气逐渐从管输环节中独立出来，成为天然气产业链中的独立环节，向第三方开放，提供有偿储气服务，建立了储气价格形成机制。目前，我国与欧美早期的运营模式一样，储气库作为管道的辅助设施，储气环节发生的投资、成本费用都是与管道测算捆绑在一起，相应的储转费也是计入到管输费中，与管输费一并收取，没有在天然气价格体系中单独设立“储气费”这个价格科目。随着市场成熟，我国储气调峰设施数量逐步增多，储气环节在天然气产业链中发挥的作用将越来越大，储气业务独立运营是必然趋势。《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》要求储气设施向市场第三方提供无歧视公开准入，从而对储气设施独立运营提出了客观要求，否则就谈不上公平开放。储气环节独立运营、单独定价，相应对政府监管工作提出了新的要求，例如储气服务的规范、储气价格的制定和调整、储气市场交易的公开透明等。

5.完善相关政策架构和加快立法工作当天然气工业发展到一定阶段时，各国普遍结合本国国情，通过立法构建以公正、公平、公开为原则的监管框架。例如，英国在1972年出台了首部《天然气法案》，1986年、1995年对这一行业大法进行了修订，2000年整合天然气与电力市场方面的内容，颁布了《公用事业法》。美国1938年制定了首部《天然气法》，随着天然气工业发展，陆续出台了《天然气政策法》（1978）、联邦能源管理委员会（FERC）436号令（1985）、《天然气井口价格解除管制法》（1989）、FERC636号令（1992）等。独家垄断型的俄罗斯也在逐步向市场化转变，联邦政府先后颁布了《关于确保独立天然气生产商进入天然气运输系统的原则》（1997）、《关于确保天然气生产商进入地方天然气配气管网的原则》（1998）、《天然气供给法》（1999）、《关于保障非歧视性进入天然气管道运输系统的问题》（2001）等一系列法令，以规范、管理天然气管道运输。在天然气工业发展较为成熟时，行业监管的重点逐步转向具有自然垄断属性的管输和配气环节。天然气法律通常规定监管机构必须履行的义务和监管机构可以实施的强制执行力，还规定了受监管公司和其他市场参与者的权利和职责，同时确定了保障供应的要求；明确了不同实体在为客户持续供应天然气的过程中应当承担的职责。2014年，国家能源局和国家发改委相继了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》和《天然气基础设施建设与运营管理办法》两个文件，拉开了我国天然气管网设施进入公平开放时代的序幕。但这种行政文件式的管理往往缺乏严肃性和稳定性，立法则可以更加有效地规制企业依法经营，平衡市场参与者公平竞争和各方利益。天然气在我国一次能源消费中的占比目前尚不到6%，2020年将超过10%，天然气正逐步成为我国城镇居民生活和工业生产的基础性能源；若管网设施大部分由一体化公司主导建设和运营，则存在滥用垄断地位的动机和可能，因此加快制定这一领域的法律非常必要。

四、结语

我国石油天然气工业历经数次重组改制，已经形成了有限竞争的格局，多气源、多管线、多主体，与五年前相比有了非常大的进步。但是，我们的天然气产业还没有做到市场化，仍然是政府制定门站价格、管控下游城市燃气销售价格，供气成本最高的居民用气价格最低，交叉补贴现象非常严重。《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》的印发对我国天然气工业的发展具有里程碑意义，将有效促进上游开放和市场的公平，加快我国天然气产业市场化进程。但办法的落地及至真正意义上实现管网公平准入，需要在实践中不断摸索和完善相关法规并配套建立相应的体制机制，更需要市场参与者（尤其是在上游资源方面）积极参与，并对这一过程保持耐心。

作者：周淑慧赵忠德韩坤郭海涛单位：中国石油规划总院