欧洲天然气管网基础设施运营与监管

文 | 吕淼

作者供职于北京燃气集团有限责任公司

欧洲天然气管网体系比较发达，天然气管道基础设施规模和复杂性都居世界前列，其建设发展模式具有较强的代表性，分析研究欧洲天然气管网基础设施运营与监管可以为我国天然气管网设施监管改革提供可借鉴的经验。

一、欧洲天然气管网基础设施现状

1964年以前，欧洲的天然气输气管道建设数量相对较少。1964至2003年间，欧洲天然气管网建设进入快速发展阶段，这40年间，欧洲天然气管道总长度在全球占比由不到10%升至接近30%。

（一）天然气管网

目前，欧洲按照不同功能将天然气管网划分为干线管网、区域管网和配气管网。干线管网是指将供气点与区域输气管网或大型工业用户、大型配气管网相连接的管网，它是构成欧洲天然气管网的骨干管网。截至2018年，欧洲已建成长度超过23.5万千米的天然气干线管道，这些管道纵横交错、四通八达。其中，德国是欧洲天然气管网最发达的国家，其天然气干线管道总里程约为7.5万千米，法国天然气干线管道总里程约为3.8万千米，英国天然气干线管道总里程约为2万千米。

区域管网承担将来自主干管网的天然气输送到无法直接连接到主干管网的用户或市配气管网，配气管网则是通过支线管道把来自区域管网或主干管网的天然气供应给家庭、商业等终端用户或一些小规模工业企业用户。这三种管网的压力级制各不相同，其中主干管网的压力级制最高，一般为6-10MPa；区域管网的压力级制次之，多为4-6MPa；配气管网的压力最低，一般为0.04-1.6MPa。

应该说，围绕以上这些主要的天然气干线管网，欧洲形成了10 多个地区中心（也称交汇点或平衡点），各国或区域性管网系统既相互独立又通过多条联络线互连互通。英国、法国和德国等国家建立了多个管网控制中心（如英国天然气国家控制中心），主要负责预测管道流向流量，平衡用户与各中心之间的气量和进行运力分配。其中，不少联络线管道都具有双向输送功能，从而极大提高了天然气调配的灵活性。例如，在英国东南沿海的Bacton地区，就有两条海底管道分别与荷兰及比利时的天然气管道相连接，可以实现双向输气。

（二）天然气储气库

截至2018年，欧洲国家在运行储气库总工作气量接近1490亿立方米，全球占比近28%，成为除北美和俄罗斯外世界第三大储气地区。德国、法国、乌克兰等国拥有较大的储气能力。其中，德国拥有欧盟最大的储气库工作气量约250亿立方米；乌克兰是欧洲最大的天然气储气国，工作气量约320亿立方米；意大利、荷兰、法国及奥地利的天然气工作气量合计超过350亿立方米；英国天然气储备接近125亿立方米。

目前，欧洲在运的储气库近170余座，主要类型有枯竭油气藏、盐穴、含水层储气库，其中以枯竭油气藏储气库为主，占比54%；盐穴储气库次之，占比30%；含水层储气库占比16%。但是，与美国和俄罗斯相比，欧洲盐穴型地下储气库比例明显较高，占工作气容量的30%（美国盐穴型储气库只占10%，俄罗斯只有1座）

二、欧洲天然气管网基础设施运营情况

（一）天然气管道运营商

目前，欧洲各国已完成天然气市场化改革，管输业务与其他业务在经营实体和财务上能够做到独立运作。

在德国，天然气管道运输呈多家竞争格局，包括意昂集团（E.ON）、德国气体联盟（VNG）、莱茵能源集团（RWE）等多家公司。整体上德国长输天然气管道体系由14家传输系统运营商（长输管网公司——TSO）负责运营，其中最大的天然气管网企业是欧洲开放网格（Open Grid Europe），该天然气管网属于意昂集团的Ruhrgas业务部门，这家企业运营着1.2万千米的干线管道。其次是作为德国第二大天然气长输管网企业的ONTRAS公司，其拥有7500千米的干线管道。另外12家传输系统运营商则拥有剩余的近5.5万千米的天然气干线管网。

在法国，目前有2家天然气长输管道运营商，一个是GRT gaz公司，法国Engie集团（Engie集团是垂直一体化能源公用事业企业，在法国天然气市场上占据主导地位，并且拥有欧洲最大的天然气管输网络）拥有其75%的股权，剩下的25%股权由公共财团拥有。GRT gaz是法国最大的天然气长输管道运营商，拥有3.2万千米的天然气管道，控制着法国近87%的长输管网（主干管道），并且向近50家批发商供气。另一家企业是Total Infrastructures Gaz France（TIGF），TIGF控制着法国近13%的长输管网，在法国西南部运营6000千米的天然气管道和储存设施，并向14家批发商供气。除了长输天然气管道以外，法国有近19.3万千米的天然气配送管道由当地社区拥有，地方当局与GrDF（Engie集团的子公司）、22家地方销售公司（主要位于法国西南和东部）和Antargaz公司等企业签署特许经营协议，这些企业在特许经营期间为终端用户提供天然气产品及服务。

（二）管道运营模式

经过长达15年的天然气市场化改革，欧洲天然气市场一体化运营模式已经基本消失。多数天然气销售企业从生产商或贸易商处购得天然气，并与管道运营公司签订输气合同，委托其将天然气输送至指定站场交付使用。目前，欧洲的天然气管道运营模式大致可分为两种类型。

1.德国模式

以德国为代表的私营模式。德国天然气管道行业最初严格奉行自由竞争、公平准入原则，凡是符合要求的国内外能源企业，都可以参与德国国内天然气行业投资，并拥有完全的基础设施投资权与市场经营自主权。因此，德国天然气长输管网由多条私营管道组成，每条私营管道由一家企业垄断运营。政府通过授权经营和财税优惠政策来鼓励社会投资，并通过价格管制手段来保护消费者利益，促进市场有序发展。

2.英法模式

该模式由国家对基础设施进行大规模的投资，首先依靠国家垄断的力量使天然气产业步入成熟期，之后选择不同方式进行运营。以英国为例，在天然气产业进入成熟期后，英国对国有公司进行了私有化，天然气管输与勘探开发、储气、下游等业务分离，结束了其一体化经营的历史。然而很多国际石油公司，如BP、埃克森美孚、壳牌等通过持有管输公司的股权涉足下游业务，间接或直接影响管道公司的运营。

在管网运营模式方面，英国建立起了国家天然气输送系统（National Transmission System，NTS），该系统由国家网络公司所拥有，并且在1995年颁布《天然气法案》（Gas Act 1995），规定了关于天然气运输及储存的准则，即管网准则（Network Code），2005年被统一管网准则（Uniform Network Code）替代。管网准则是针对系统平衡、输送量的获得和交易而制定的一系列法规，它规定了在客户寻求输送服务时管道系统使用者如何与系统运营商进行合作，也规定了系统如何运行以及如何维持系统平衡。管网准则的内容包括：（1）天然气输送服务必须在非歧视的基础上满足市场需求；（2）管网系统的安全应不受影响；（3）管输费率的定价必须反映服务的真实成本；（4）每天都要保持天然气注入和取出平衡；（5）鼓励托运人平衡天然气的供给与需求。

3.欧洲天然气管道运营模式特点

在传统的天然气市场中，一般由一个长期合同满足客户需求，供气方需要同时保障客户基本负荷和调峰需求，因此通常也伴随着较高的费用。而在充分市场化的环境中，客户不再从单一的销售商处买气，可以自由组合由不同供气商提供的多种供气合同，从而获得最佳的经济效益。根据不同的供气模式，市场形成了基本负荷、半年/季度负荷、月度负荷和周负荷（或日负荷）等供气合同，通常基本负荷合同下的天然气价格最低，短期负荷合同中的价格最高。

目前，很多欧洲国家天然气管网运营方式采用“入口/出口”（Entry-Exit，E/E）模式。在该模式下，管道运营企业需要在公开的交易平台上公布所有站场的进气或分输能力以供客户进行预订。对客户而言，根据管道运营企业公布管网中各个站场的进出气能力，他们可以通过选择进气点和下载点并预定进出气能力来形成一份输气合同（一份合同中可选择多个进气和分输点），预定的进气量和下载量必须保证总量相等以确保整个系统的物理平衡。客户有更多选择，将不同的气源的天然气输送至不同的市场，灵活性显著提高，但短距离的管输费用较以前有所升高。

就天然气管网输送业务流程来说，一般包括以下内容：（1）获取资质。天然气销售商需要从监管机构获取相应的执照，然后方可与管道运营企业及其他市场参与者进行相关商业行为；（2）预定输气量。天然气销售商与管道运输企业签订输气合同，预定相应站场在特定时间段内的进气量及下载量（实际的日指定量应不大于预定的气量）。欧盟现已开放了预定输气量的二次交易平台，如果客户预定的输气量与其预期的日指定量差距较大，可以通过二次交易平台将其预定的输气量交易；（3）协商日指定。客户必须在前一天向管道运营方通报其第二天的输气计划，明确说明每个站场每个小时的进气和下载计划，从而使管道运营企业能够及时制定相应的运行方案。一般情况下，客户进行日指定之后至该日6点之前的几个小时内，有权根据实际情况对日指定进行一次变更；（4）日指定审核确认。管道运营企业对客户提交的日指定进行审核，确保指定量与其之前预定的管道输气量无冲突，并且检查管道工况是否具备输送条件；同时还需要与上下游进行沟通，保证顺利交接。在审核结束后，管道运营企业会及时通知客户审核结果，告知其日指定被接受或者驳回；（5）保持系统平衡。为了保证注入和流出管网的天然气总量相等，保持管网进出平衡，管道运营企业引入了相应的措施对系统进行平衡。其主要方法是对实际输气量与指定量存在较大偏差的用户进行经济性惩罚，用以支付管道运营方在维持管网的合理管存或调用储气库注采气时产生的成本；（6）计费。在输气工作完成后，客户需按照管道运营企业开具的费用清单支付管输费。管输费的组成一般有以下几个部分：一是站场进气/分输能力的预订费用；二是针对实际输送气量的计费（热值计量）；三是当指定量超出之前预定的站场进气/分输能力时，如管道运营企业安排了输送，则需要收取相应的惩罚性费用；四是用户数据管理及维护的费用；五是平衡输气系统所产生的费用。

（三）欧洲储气库运营模式

1.储气库运营商

目前，欧洲有54个储气库运营商，主要分布在德国，法国、奥地利、荷兰、英国等国家。

在德国，政府没有强制性的天然气储存要求，也没有国家储存设施，天然气储存设施由私人公司所拥有。其中，E.ON Gas Storage是最大的储气库运营商。

法国目前有两家企业经营天然气储存设施业务，分别是Storengy（Engie的子公司）和Total Infrastructures Gaz France（TIGF）。Storengy公司在法国经营13个地下储气库，有10个含水层储气库（以巴黎盆地为中心），3个盐穴储气库（在法国东南部），其总存储容量为104亿立方米（约占法国存储容量的80%）；TIGF是Total的全资子公司，在法国经营2个地下储气库，位于法国西南部的Izaute和Lussagnet的含水层储气库，TIGF的总存储量为27亿立方米（约占法国存储容量的20%）。

2.储气库运营模式特点

在天然气市场化进程逐步完善的过程中，欧洲主要国家储气库业务逐步转向独立经营的商务模式。但与美国相比，欧洲天然气产业的竞争还不是很充分，像美国那样完全独立的储气服务商还比较少。

主要储气大国（德国、法国）的储气库运营管理模式是公司化运营，基本由大型能源公司、天然气公司、电力公司、管道公司或城市燃气公司掌控，其储气库子公司负责具体运营，相互之间储气业务分离，进行独立商业运营。还有小部分国家储气业务由上游的气田开发公司运营管理，储气成本纳入整个气田的经营成本，没有独立核算，储气库的作用是优化生产，满足市场需求。

不是所有的储气设施都允许第三方准入，符合以下三种条件可以得到豁免：一是储备运营商缺乏储气能力；二是第三方准入阻碍天然气储备运营商履行他们的公共服务义务；三是在“照付不议”条款下，第三方准入可能引起储备运营商陷入严重的经济和财务危机。

三、欧洲天然气管网监管体系

（一）欧洲的能源监管机构

经过多年探索，欧洲已经形成一套比较完整的天然气管网监管体系，其监管机构主要包括欧盟和国家两个层面。在欧盟层面，有监管机构欧盟委员会，其职能包括制定欧盟天然气行业政策法规、战略规划，监督法令执行等，并将有关情况向欧洲议会和欧盟理事会汇报。在国家层面，各成员国政府都设立了相对独立的监管机构，职能包括负责争议处理、建立适当和有效的监管、控制和透明机制，监管的重点主要是以自然垄断为特征的长输管网和城市配气系统，要求天然气管道实施第三方准入，并采取以具体项目为监管对象的许可证模式。应该说，两层监管机构作为各种利益的平衡力量，实际上发挥着稳定市场、平衡利益、确保政府行业目标顺利实现的重要作用。

（二）天然气管网监管的进程与效果

上世纪90年代后期，欧洲大部分国家天然气市场得到充分培育和发展，走过成长期进入成型期或成熟期，天然气管网已较为发达。在此基础上，1998年欧洲颁布了《天然气内部市场通用规则》Directive 98/30/EC，也称“第一号欧洲天然气指令”。该规则要求欧洲各成员国：（1）逐步对大用户放开天然气市场；（2）将输气管网运营与天然气贸易脱钩，实行相互独立管理；（3）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。但是，由于各国对欧洲政策执行力度有较大差异，部分国家市场开放进程缓慢，没有达到预期效果。

2003年，欧洲颁布了《天然气内部市场通用规则》Directive 2003/55/EC，也称“第二号欧洲天然气指令”。该规则规定：（1）各成员国2007年底前全面开放天然气市场；（2）长输管网、配气管网、LNG 接收站的运营与天然气贸易在法律上由不同公司运营；（3）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，但对大型基础设施投资项目可在一定时间内豁免第三方准入义务。欧洲各国对第二号指令的执行情况差别较大，总体上国产天然气占较大比例的国家，例如英国、荷兰等国家的政府和企业对改革的态度更积极，改革进程较快；而进口天然气依存度较高的国家，例如德国、法国等国家考虑供应安全问题，改革进程相对缓慢。

2009年7月，欧洲颁布了《天然气内部市场通用规则》Directive 2009/73/EC，也称“第三号欧洲天然气指令”。该规则要求对能源企业控制的天然气生产业务与输气业务进行“有效拆分”，为此提供了三种拆分选择：一是所有权拆分，即把输气网络出售给其他企业，即彻底出售该项资产；二是经营权拆分，可以理解为法律上的分离，即能源企业仍可以保留输气网络的所有权，但需设立一个独立的公司全权负责输气网络的运营（一般称为“独立系统运营商”）；三是管理权拆分，可以理解为财务上的分离，即能源公司仍可以拥有并经营输气管网，但输气管网的管理必须交给拥有独立管理权和决策权的附属子公司（一般称为“独立输气商”）。同时，欧洲还颁布了与该指令配套实施的《天然气传输网络的准入条件》（European GasRegulation（EC）No715/2009），取代2005年颁布的旧版，于2009年9月3 日正式生效。第三号天然气指令的各项规章于2011年3月直接生效，欧洲大型能源公司和公用事业企业的改革初见成效，新的市场参与者陆续出现在了欧洲天然气市场上。经过对输配储环节的分拆，管网输气运营商（TSOs）、配气运营商（DSOs）和储气库运营商（SSOs）逐渐从一体化公司中独立出来。TSOs和DSOs只为市场提供管输服务，收取管输费。SSOs只提供储气服务，收取储气库使用费。天然气客户只需要和销售商签订购买合同即可，输气合同则在销售商与输配运营商之间签订。输气合同不再需要考虑流经路线，而是根据进气点（入口）和下载点（出口）预定的进出气能力来衡量。

欧洲各国现行天然气储备的准入制度

四、欧洲天然气储气库运营监管

（一）建设信息数据管理平台

根据欧盟指令要求，储气库运营企业要建立信息平台，公开发布注入或采出天然气指令、储气库流量、剩余储气能力、购买储气能力、交易储气能力等信息，以方便市场参与方及客户查询。因此，自上世纪90年代后期开始，欧洲各储气库运营商开始建立信息数据管理平台，该平台由欧洲天然气储气库信息平台和储气容量平台组成。

在信息平台方面，欧洲天然气储气库信息平台集中了17个国家30个储气系统运营商（Storage System Operators，SSO），101个储气库，其总工作气量占欧洲储气库总工作气量的80%以上。

在储气容量平台方面，容量市场分为一级市场和二级市场。一级市场由储气库运营商销售给客户，储气库容量配置采用用户优先权排序、拍卖等方式。在二级市场上，客户可以转让持有的容量所有权或使用权，目前欧洲的主要储气库运营商基本都建立了储气容量交易平台。

（二）市场准入制度

欧洲天然气储备市场的第三方准入制度包括监管型准入（RTPA）和协商型准入（NTPA）两种方式。根据欧洲天然气法令，这两种方式都属于欧洲成员国适用的范畴，各成员国可以在具体的制度上有所差别。监管当局可以自行决定天然气储备设施采用的准入方式，但是必须公布决策所依据的具体指标。根据官方公开的资料来看，欧洲各国监管型准入和协商型准入制度交叉使用的情况较多，一些国家既有监管型准入也存在协商型准入。

（三）储气费率监管

欧盟大部分国家选择谈判确定储气费的方法，储气费主要包括储气能力占用费和储气库使用费。储气能力占用费是对储气库注入和采出流量和储气库容量的占用而支付的费用，一般包括注入和采出流量费和容量费；储气库使用费是实际注入和采出天然气需要支付的费用，一般包括注入费和采出费。

欧洲地下储气库的定价机制有协商定价和政府管制定价两种。欧盟要求，在技术和经济上有必要展开竞争的地区，均应采用协商定价。在协商定价的情况下，储气库公司为了保持价格透明度，一般都会公布储气服务产品相对应的指导价格。指导价格只是作为协商的参考，运营商会根据情况的变化随时复核和调整储气费，具体执行的价格是协商确定的价格。

协商定价的基础是储气库的服务成本，监管部门要对储气费进行管制。不同的国家、不同的储气库公司在储气费的费用科目设计上不完全相同，但是基本费用科目是一致的。如果储气服务处于垄断状态，则采用政府规定的储气价格。在政府定价的情况下，监管部门通常根据成本加合理利润确定储气费。