美国天然气管网基础设施运营与监管经验

按照油气体制改革方案中提出的“放开两头、管住中间”的要求，国家管网公司成立步伐加快，储气库建设速度提升，区域天然气管网、接收站等基础设施向第三方开放力度增强，我国天然气市场结构将发生显著变化，这既是对市场参与者的挑战，也是对政府监管能力的考验。

借鉴美国天然气管网基础设施运营和监管经验，如何处理好天然气市场的基础设施市场化运营与政府监管的关系，对做好深化改革后的中国天然气管网设施监管工作具有重要的意义。

美国天然气管网基础设施现状

截至2018年底，美国已经成为全球最大的天然气消费国和生产国，天然气供应能力超过8318亿立方米，天然气消费量达到8171亿立方米，其共计修建了长达55万千米的输气管道，管道总长度位居全球第一，也是全球管道技术最为先进的国家。

（一）天然气管网

美国天然气管网的发展史可以追溯到上世纪30年代。1931年，美国天然气公司建成德克萨斯州潘汉德到芝加哥的长达1600千米的输气管道，成为美国天然气工业发展历史上的里程碑。

二战之后，在美国经济高速发展的驱动之下，国内天然气管道建设得以蓬勃发展，美国政府将二战期间建成的“大英寸”和“小英寸”（石油管道）管道进行拍卖并改为输气干线，从而推动了天然气生产和消费的发展。

20世纪40年代到70年代是美国天然气管网建设的高速发展期。这一时期，美国48个州全部通气，并实现了天然气管网的互联互通，为其国内天然气市场大发展创造了更为有利的条件。从20世纪70年代开始，美国天然气管网建设进入平稳发展期。

美国天然气管网是一个高度集成的网络，天然气管道系统分为11条管廊带，其中2条管廊带源于落基山脉地区，流向美国西部和中西部；4条管廊带由加拿大流向美国东北部、中西部和西部市场；5条管廊带主要由路易斯安那州、德克萨斯东部、墨西哥湾流向美国东南、东北部。

美国州际管道总长度约为长输管道总长度的71%，州际管道总长度为39万千米。州内管道总长度约为美国天然气管道总里程的29%，州内管道公司一般运营多个州内管道系统，各个管道系统之间相互独立，不受联邦能源管理委员会（FERC）的管辖。

长期以来，美国国内天然气资源高度集中在墨西哥湾沿岸和阿拉斯加靠近北冰洋沿岸地区。在“页岩气革命”的推动下，东部地区靠近宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州逐渐成为美国主要的页岩气生产区，特别是该地区的马塞勒斯页岩气主产区是美国最大的页岩气产区，为了把大量上产页岩气运输到美国东部的液化工厂加工后用于出口，美国近年来加快修建天然气管道速度，近3年的管网建设增速超过10%。

（二）天然气储气库

美国天然气储气库建设最早可以追溯到1960年，截至2018年，美国正在运营的储气库有223座，以枯竭油气藏储气库为主体，工作气量为780亿立方米。

近50%的储气库集中在美国东北部地区（天然气主要消费区），其余的储气库分布在德克萨斯州和路易斯安那州，特别是盐穴储气库主要集中分布在岩层盐穴地址条件发育良好的德克萨斯州。

目前，有80座储气库已经运营超过60年面临废弃，同时由于部分储气库转作他用，且天然气消费量逐年增长，美国一直在建设新的地下储气库。

美国天然气管网基础设施运营情况

（一）天然气管道运营商

美国天然气市场处于完全竞争状态，所有天然气企业均为私营公司。排名前30的大型天然气公司控制着约75%以上的州际管道（输气能力和管网长度），其中，KinderMorgan、Enterprise（ETP）、ONEOK是美国最主要的管道运营商。

KinderMorgan（金德摩根）是北美最大的中游管道公司，也是美国最大的天然气管道和储气库运营商。公司拥有股权的管道长度达到14万千米（包含石油及天然气管道），拥有全美天然气管道总长度占比超过28%；ETP公司是美国的大型管道运营公司，拥有管道长度达5.1万千米，主要承担输送天然气、天然气凝析油、原油和成品油的职责。

除了管道以外，该公司还有2亿桶原油（天然气凝析油、成品油）的储存能力和30亿立方米的天然气储气能力以及24个天然气加工厂（液化工厂）；ONEOK公司近年来成为美国天然气管道公司内的新秀，其拥有的天然气管道里程超过3万千米，同时拥有6个地下储气库，8个天然气加工厂（液化工厂）。

（二）管道运营方式

就全球来看，天然气管道运营的方式主要采用合同运输方式。合同运输是指客户签订合同购买一段时间内一定数量的管输能力（也称“固定能力”），并且无论是否使用这些能力都支付相关费用，而管道运营企业要确保客户预定的管输能力得到满足。

如果某一条管道的能力已经被预定的输送合同占满，则新客户只能排队等候，直至现有用户放弃其签订的管输能力，或者是通过管道扩建及新建管道的方式预定。采取合同运输方式的管道设施要按订单建设，即只有在客户愿意签订合同为新能力付费的时候，新管道才会开始建设。

当然，还有另外一种运输方式——普通运输方式，这是指在管道建设前并没有签署购买合同的运输方式，客户（托运人）无权获得稳定和预先规定的输送能力，这种方式较少被采用。

目前，美国FERC要求，建设新的天然气运输管道时必须要有长期输送合同作为支持，合同期限最长可达15年。当合同期满时，客户可以选择重新签订合同，但是通常重新签订的合同期限比原来的要短。

当然，也可以选择将此前预定的能力退回给管道运营企业，通过一种被称为“开放期”的拍卖程序，管道运营企业在市场上重新出售这部分被退回的能力。在“开放期”，管道公司依据竞标者所提出的合同期限长短来决定究竟将管输能力卖给谁，竞标的胜方往往是能够提供最长期限的客户。

未被利用的管输能力可以采取两种方式予以出售，一种方式为，如果已签约的运输能力在一定时期内被闲置，则管道运营企业就可以按照“可中断”原则出售这部分能力，这种服务方式也被称为可中断服务；另一种方式为，如果因为季节性使用波动或者是经济处于低迷等原因，造成客户预先可以判断其在几个月甚至几年内不会使用签约能力，则客户自己或委托管道运营企业可以按照固定期限，在二级市场上出售这些能力。

类似这样的二级市场在北美发展很快，并且起着非常重要的作用，既可以为客户提供有价值的管道服务信息，也可以向市场提供新管道能力需求和经济可行性的信号。

美国对管道运营企业及其客户之间的权力和责任划分也很清楚。首先，管道运输企业负责经营管道系统，并有权收回其为建设、运行和维护设施所付出的成本；其次，客户有权使用管输能力，并承担相应的管输用费。客户购买的能力可以自己使用，也可以在自己认为适当的时候出售这些能力（临时出售或永久出售）。

这种分配可交易、长期的管输占用权会迫使现有持有人不断面临持有这些权利的边际成本，因此，想要增加管输能力的客户有两个主要选择，一是为新建的管输能力承诺长期付款；二是从持有人手中购买现有管输能力占用权。最后，有效的管输能力交易要求存在许多买方和卖方，并且要有信息公告或其他公布机制来提供透明度，否则二级市场的出价很难做到合理。

（三）美国储气库运营商

截至目前，美国储气库运营商主要有三类。按照FERC要求，储气库运营商主要负责储气库日常生产、经营管理，向天然气批发商、贸易商提供储气、采气服务，收取储转费，并不拥有储气库内的天然气。

1.州际管道公司所属的储气运营商

州际管道公司储气运营商拥有超过40%的市场份额，在总抽采率、总工作气能力方面占据绝对优势。自上世纪90年代以来，为提高储气库运营效益，美国新建或扩建储气库开始向市场开放，但是受到FERC监管。

2.州内管道公司和城市燃气企业所属的储气运营商

州内管道公司和城市燃气企业所属储气运营商主要利用储气库进行调峰和应急。目前，这类运营商所拥有的储气能力低于州际管道公司，但也有部分储气库向“第三方”开放。其中约30%的储气库受到FERC监管。

3.独立储气库经营商

除了传统的洲际和州内储气库运营商以外，美国还出现了独立的专业储气库公司，大约有45家左右。与传统储气库公司不同，这些独立储气库公司只经营储气服务，全部工作库容以“开放季”和招投标的方式向符合条件的用户开放，通过储气服务费收回投资并获益，不涉及管输与现售业务。

目前，独立储气库经营商运营管理的储气库大油月62座，占美国总能力的18％左右，多数不受FERC的监管。未来随着更多管制的解除，独立储气库经营商将占有更多市场份额。

美国天然气管网监管体系

目前，美国天然气州际管道的经济监管由联邦能源管理委员会（FERC）管理，州内管道的经济监管由本州内的公共事务委员会负责（除极个别情况，例如德克萨斯州的监管机构就是本州铁路委员会）。

除了FERC的经济监管以外，美国运输部（DOT）管道安全办公室主要负责天然气行业的安全监管。在具备一定经济效益的情况下，管道运营企业可以向FERC提出管道建设申请，FERC会从环境、管输费等方面进行审查，并规定管输费上限，管道运营企业可以根据市场的需求来调节管输费。

（一）联邦管道监管机构

FERC在1938年就开始对州际天然气管道运价进行监管；到1978年，《天然气政策法案》规定了天然气管道运输服务相关的政策；1985年FERC第436号令要求管道运输公司要向各类用户开放，在第500号令中对照付不议的成本补偿作出了规定；1992年的636号令规定州际管道公司必须为管道公司之外的第三方提供公开、无歧视的运输服务。

目前，美国联盟能源监管委员会（FERC）负责天然气管道规划与政策制定，按照国家制定的法律法规实施规则性监管，主要包括对天然气管网建设、运营、准入、环保、运输价格和服务等方面实行政府审批和监管。

（二）监管机构的权力

由于美国是联邦制国家，根据宪法规定，州政府要负责管理在其境内的经济活动。因此，由州政府监管其州内石油天然气行业的商业活动，也就是天然气配送业务。

而联邦政府（FERC）的职责涉及到海上天然气的勘探开发和运输以及跨州的天然气运输活动。在部分州既有天然气生产也有天然气输配活动，则该州就存在两个委员会，天然气委员会负责天然气上游勘采、工程、环境、安全监管；公用事业委员会负责下游配送领域的监管。

FERC的监管权力并非无限，也会受到一定控制，主要体现在防止监管机构滥用权力、对监管机构最终决策程度的控制以及对向地方政府授让权力的控制。美国通过采用独立的第三方来对监管权力实施控制，防止监管权力被滥用。

第三方可以是监管机构的上级法院，也可以是制定政策的政府机构。其中，法庭可以在更广泛的范围内审FERC做出的决策，事实上它已经变成监管决策的另外一级机构。

（三）第三方准入

为了防止管道运输企业滥用自然垄断的市场优势地位来操纵价格和限制管网其他使用者的公平进入，FERC采取以下的要求:

第一、禁止管道运输公司和经营天然气业务的公司（通常是指天然气生产商或销售商）之间存在交叉持股，以防止管道所有者在上游业务或下游业务中有其自身的利益，而导致的对于其他使用管道设施的企业的不公平；

第二、管道的服务条款（管道运输企业提供可靠服务的义务、客户的财务资信、天然气的计量和质量、客户向管道运输企业通报其运输安排的义务等）经FERC批准，并且这些服务条款对所有客户都是一样且是公开可得的。管道运输企业除了自用（压缩站用气）外，不得从事天然气销售业务；

第三、为确保管网的公平开放，在有运输容量的前提下，能够提供天然气服务的企业都有权进入管网，而在运输容量有限且要求提供运输服务企业过多时，则采取按比例分配的办法；

第四、确保管道运输企业的生存能力，并其获得合理回报，以便提供长期稳定的天然气运输和配送服务，并在市场需求增加的情况下，具备提高运输容量和扩大服务范围的经济实力。

（四）管输费监管

管道运输企业的管输费按服务成本方法来定价，FERC通过组织价格听证会来确保管输费的合理与无歧视性。在价格听证过程中，FERC要求管道运输企业提供详细的成本和管输服务方面资料，以证明其管输定价合理性，同时，有关客户、相关单位也可以向FERC陈述管道运输公司提供的成本和管输服务方面的资料是否合理。

FERC核定的管道运输公司服务总成本包括五个基本部分，即基础收益、运行和维护费、折旧、折损与摊销支出、所得税及其他支出。管道运输公司的管输费采取两部制收费方式，一部分是较高的管输能力费用，反映的是在总成本中所占比例较高的管道不变成本；另一部分是天然气商品费用，与所占比例较小的可变成本相关。

一般情况下，根据服务成本法确定管输费，当然FERC也允许采用协商运价，即运费可以固定或者浮动，以满足市场竞争的需要。近几年来，许多新建管道项目采取协商运价。

美国储气库监管体系

与天然气管道监管类似，美国储气库监管大体也分为联邦和州两级。联邦政府通过FERC对州际管道公司拥有的储气库、连接到州际管道的储气库，以及为州际管道提供储气服务的独立运营商所拥有的储气库进行监管。而州政府相关机构负责州内储气库的监管。

（一）联邦监管

联邦政府监管储气库最重要的法规是1992年FERC颁布的636号令，这代表着美国不仅放开管道“第三方”（包括生产商、消费者、运输商或贸易商）准入，也放开了储气库合格的“第三方”准入，打破了储气库的垄断。该指令包含了储气库必须作为一项特别的业务，从其他服务中分拆出来，并且单独收费；必须给予用户储气能力的准入，或者在储备中使用空间的能力。

（二）州政府监管

各州对储气设施监管内容包括环境、费用、设施建设许可以及废弃物处理等，尤其重视地区配送公司的储气费用，以防止客户利益受到损害。实际上，在美国建设储气库的第一步是取得监管机构的批准，这是监管的重要环节。

向联邦及州申请的程序基本相同，我们以纽约州为例。该州要求建设储气库必须要向州环境保护局申请许可，并且通过州地质学家的书面批准后才可以生效。在申请地下储气库许可时，必须提交申请机构报告、所有储气库涉及的气井经济担保、已完成的完整《环境评价表格》、在储气区域内每一口井状况的报告（所有的储气井、封堵井和废弃井都应被标注出）、运营商签署的宣誓书（确认其已经获得储备区域内至少75%的储气权。申请人将进一步同意，其将收购剩余25%的储气权，作为签发许可证的条件）。新的储气设施的许可证申请费用是1万美元，新增储气能力需要获得扩建许可证且申请费为0.5万美元。除了扩建之外，通过增压方式、将LPG储库改为天然气储库同样需要获得许可证。

（三）费率监管

根据FERC和州内监管机构指令，美国储气库运营商储气费率有三类，分别是成本加成、市场型费率和协商型费率。从2000年至今，受FERC监管的将近70%新建、扩建储气库都执行市场型费率。

以州际管道公司为例，其用于自身季节调峰和管道完整性管理的储气库费率采用成本加成方式——即“服务成本法”，以年为核算周期计入管输费，费率受FERC严格监管，并通过收取客户使用管道的费用补偿。

储气成本包括三个方面：

一是资本成本（CAPEX），包括购买土地、勘采成本、注气井和抽采井开发，以及地面设施（压缩机、管网和垫底气）。

二是操作和维修成本（OPEX），可分为固定成本与可变成本，固定成本包括工资、租赁费和执照费、保险，设备和井的维修费用；变动成本如压缩机燃料费、脱水器、乙二醇再生器或者水处理费用。

三是工作气和垫底气的融资费用。

根据FERC636、678号令要求，受FERC监管的储气库运营商可以执行市场型或者协商型费率，向所有合格用户提供开放的储气服务。

市场型费率分两种情况，在美国储气市场工作气份额10%以下的储气库运营商可以自由决定储气费率；相反，工作气份额占10%以上的储气库运营商必须每5年向FERC报告其市场状况，由FERC核定其费率，实施市场型费率。

以上两种费率均要求向社会公布单位储气费用、单位工作气能力、单位抽取能力、单位注入能力等关键信息，由客户自由选择。协商型费率主要考虑到特定地区需要鼓励建设储气设施，同时市场竞争不充分，监管机构在考察相关用户利益的基础上批准实施。（文|吕淼　作者供职于北京燃气集团有限责任公司）