LNG接收站与输气管网的“互操作性”

付子航 单彤文 杨玉霞 刘 方

中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心

0 引言

随着2018年《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号）[1]的颁布并连续在2018—2020年以《天然气基础设施互联互通重点工程》清单予以督办和落实[2]、2019年5月国家发展和改革委员会等4部门联合颁布《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号）[3]以及国家石油天然气管网集团有限公司于2019年12月正式成立[4]，我国天然气产业链的治理性改革和行业发展打开了迈向一个新阶段的大门[5-6]。但是，仍有诸多重要的现实问题摆在面前。

以2020年为分界点，我国已建、在建的输气管网、LNG接收站等天然气基础设施都曾是基于不同投资、运营主体而发展的，尽管都遵守全国和行业统一的设计、建设规范与质量标准，但具体技术参数、技术指标的选择与设定是因具体工程项目而异的。每一个工程项目的设立都要受到投资企业对项目投资收益率和投资审批机制的制约，规模指标以具体项目的气源规模和市场预测量为边界条件，即为降低风险而“预锁定”，从源头上决定了不会额外考虑超出当时预测需求的设施能力裕量，多数情况下这些基础设施在实际运行中的剩余容量也是很有限的。这种投资低风险偏好，决定了不具备“预锁定”特征的投资项目在国内很难具有生命力，如被国家能源局定位为“代输管道”和“公共外输通道”的蒙西煤制天然气外输管道工程，在具体企业的投资决策约束下不得不多次变更工程方案。另一方面，在天然气行业处于整体快速发展期，也经常出现项目目标市场发展超预期、部分天然气基础设施不得不进行增输改造、新增扩建的情况。当然还存在着其他两类情况：①项目投产后的气源开发和市场发展不及预期而产生了较大的设施富裕容量，不得不从固定资产利用和增值的角度去开发运营期的新功能和新定位，如部分增加代加工业务量的LNG接收站；②部分天然气基础设施联网并统一改变资源与市场流向配置，如基于广东地区富余气源和富余供应能力的“南气北送”工程。但总体而言，在现行投资管理体制和机制下，没有哪一个天然气基础设施是“生而为开放”的，因为这样投资风险最低。客观上造成多主体、分散化的输气管网、LNG接收站等天然气基础设施在投资、设计、建设、运营、维护等各环节的软件和硬件配置、技术参数、技术规则、企业级技术标准、作业程序和操作规则等方面存在着一定甚至较大的差异；而气源气质、压力要求、计量方式、技术参数波动范围、供气可靠性等依赖气源特点、市场特征、设施本体的关键指标，也因“预锁定”而有较大的不同。物理层面上的简单连通，仅是“互联互通”技术条件的一个重要环节，距离公平开放目标仍然相去甚远。

其实，进入产业发展成熟期的欧洲国家，更早地认识到、提出并设法解决类似问题。欧盟从1998年首次颁布面向全体成员国的Directive 98/30/EC[7]（国内称为“第一号欧盟天然气指令”），建立欧盟范围内的统一天然气市场和规则，同时并列地提出各个天然气基础设施之间的“互操作性”和“互联互通”的要求，示例性指出不同来源天然气的气质互换性问题，对技术规则的总体要求是确保各个独立运行的天然气基础设施达到一定程度的“互操作性”[8-9]。在1999年成立了官方性质的欧洲天然气监管论坛（European Gas Regulatory Forum），其以促成统一技术规则为重要任务，即马德里论坛（Madrid Forum），在2002年以企业为主体成立了EASEE-gas协会（European Association for the Streamlining of Energy Exchange-gas），具体地从技术层面逐个识别、讨论并形成推荐标准做法。经过组织各国天然气基础设施运营企业、行业协会及官方机构的多轮讨论，欧盟在2003年颁布以全面解除绑定和产业链拆分为目标的Directive 2003/55/EC[10]（国内称为“第二号欧盟天然气指令”），准入、费率、互操作性及市场开放被并列为4个要解决的主要阻碍，并把“互操作性”明确归结为设计和运营的技术标准、技术规则方面的问题。2009年颁布了更注重实践结果的Directive 2009/73/EC[11]（国内称为“第三号欧盟天然气指令”），增加提出了“互操作性”的计量问题。直至2015年欧盟发布第2015/703号条例[12]，正式建立了天然气管网系统的互操作性和数据交换规则。

鉴于统筹互换性与互联互通并位于更高阶层面的“互操作性”研究在国内尚处于空白。为此，笔者通过广泛调研欧盟国家在天然气管网领域关于“互操作性”的相关规定和做法，首次提出LNG接收站与输气管网等基础设施“互操作性”的概念定义，构建出“互操作性”的基本实施框架与组成，并对我国近两年内体现出“互操作性”特征的最新典型案例进行了分析，以期尽快将“互操作性”及其技术规则融入我国天然气产业链的治理性改革实践体系。

1 LNG接收站与输气管网“互操作性”的基本概念

1.1 欧盟对天然气基础设施“互操作性”的解释和相关认识

最早在1998年的第一号欧盟天然气指令[7]就正式提出天然气基础设施不同系统间的“互操作性”概念，尽管在后续的指令、条例、规则中反复作为主题予以规定和要求，但迄今为止并没有明确的术语定义或正式的概念解释。

在2011年，欧盟能源监管合作委员会（Agency for Cooperation of Energy Regulators，ACER）曾经发布过一份天然气基础设施“互操作性规则”指导框架的第六版草案[13]并征求相关机构的意见。其中，首次对“互操作性”进行定义尝试：分散的天然气基础设施在一个技术系统和运行操作层面上的协同（互操作），以促进天然气跨系统地流动，同时考虑影响系统性能的组织因素，实现系统运营商之间、系统运营商与系统用户之间的简便、可靠的信息交换；总体目的是确保天然气基础设施的使用方（用户），相较于单一的设施运营主体，不会遇到任何额外的技术、商务或运行程序方面的阻碍。基于“互操作性”的目的并与其他主题领域区隔开，该草案初步识别并讨论了6个直接相关重点问题：气质、计量单位、最大容量计算、气量指定程序（Nomination Process）、连通协议、数据交换（Data Exchange）。此外，与“互操作性”相关但纳入其他主题领域的，包括输气网络安全与可靠性规则、输气网络连通规则、第三方准入规则、数据交换与结算规则、紧急情况下的操作程序等。

直至2015年发布的欧盟第2015/703号条例[12]，统一了相关企业和行业组织的讨论意见，明确了“互操作性”的目的，即通过在互联协议、计量单位、气质、加臭、数据交换5个重点要素形成规则和程序，旨在技术、运行和信息交换3个方面形成天然气在不同基础设施系统之间的自由流动，促进不同设施运营商之间在运行操作层面的有效协作。但并不涉及LNG接收站、地下储气库等设施。

在LNG设施领域，欧盟委员会于2008年曾委托MVV咨询公司就LNG设施包括“互操作性”等一系列问题进行研究[14]，其中LNG接收站设施的“互操作性”涉及6项问题，即LNG气质互换性、LNG接收站服务类型（卸船、存储、气化外输、槽车装车等）与程序、运行规则与程序（容量分配、拥塞规则、反窖藏规则等）、费率类型与结构、船舶许可与审查规则程序、LNG接收站与输气管网的连通和准入等。考虑到欧盟各国、甚至企业运营实体在LNG接收站的功能多样性设计，尤其运行规则和实施程序上的较大差异，结合后续的发展可以看出，该研究中对LNG设施“互操作性”提出的6项问题与第三方开放主题高度关联，但目标几乎是完全不同的：第三方准入以“无歧视准入”为目的，要求设施运营商对待所有的设施用户基于完全相同的规则、提供无歧视性服务；而“互操作性”则以统一协调技术设计和运行操作规则的一致性为主旨，即实现不同设施之间在技术与运行规则较高程度上的均质化（包括统一的数据交换规则），如同“单一的设施运营主体”，为设施用户选择和使用不同设施提供无碍性。相较于输气管网的相对单一，欧盟各国在各自LNG接收站都能满足“第三方开放”法规要求后，仍然体现出技术和运营规则的较大差异性，使得这一问题更加突出。

1.2 LNG接收站与输气管网“互操作性”的概念定义

我国的基本国情、天然气行业的成熟度及天然气产业链中的企业结构均与欧盟存在较大的不同。就“互操作性”问题而言，欧盟需要协调多个国情和产业链差异显著的成员国，更勿论在不同国家的多个天然气基础设施运营商之间形成共识的困难程度，因此，欧盟推行“互操作性”的重点和主要领域都在功能相对单一的输气管网[12]，对LNG接收站则止步于“豁免”与“开放”之争的第三方开放的阶段要求[11]。而我国的天然气基础设施的设计、建造、计量、检测、维护、维修等总归是基于全国和行业统一的标准规范，相对而言技术基础更加整齐划一，当然在具体的技术参数、技术指标、运行规则和操作程序方面根据企业不同而也有不小的差异性。但总体而言，相较于欧盟，LNG接收站与输气管网的“互操作性”更加适合我国的实际情况。

结合欧盟相关组织对天然气网络系统“互操作性”的要求、解释、对LNG设施的研究报告，以及我国的实际情况，对LNG接收站和输气管网的“互操作性”概念定义如下：对分散的LNG接收站和输气管网等设施及设施运营商，在互联互通、调度协同及信息交互的基础上，通过各类天然气基础设施具体技术标准、运行规则及操作程序的统一规范，实现各个设施用户的天然气商品在不同天然气设施间跨系统地无阻碍自由流动。

2 LNG接收站与输气管网“互操作性”的实施框架

根据我国天然气基础设施的实际情况、天然气产业链发展阶段与趋势、欧盟ACER在2012年提交的实施天然气网络“互操作性”影响评估报告[15]和欧盟第2015/703号条例[12]，LNG接收站与输气管网的“互操作性”应包括6+2个关键要素：气质标准与互换性、设施互联互通、设施联通协议、统一计量单位、统一电子数据交互平台、技术容量计算方法，以及LNG接收站特有的LNG船舶进港与船岸兼容审查程序、LNG分气质存储与槽车装车规则。其中值得说明的是，加臭问题在欧盟国家是一个重要议题，但在我国是统一由下游配气管网负责处理的，不考虑计入供应和输送环节；而LNG接收站的“窗口期”分配、容量分配、拥塞规则、反窖藏规则等运行规则与程序问题则属于第三方开放或称公平开放的主题范畴。LNG接收站与输气管网“互操作性”框架与组成要素如图1所示。

图1 LNG接收站与输气管网“互操作性”框架与组成要素结构图

2.1 气质标准与互换性

统一气质标准与互换性是最早引起关注、也是实际处理起来最为困难的一个国际性问题[16]。欧盟范围内的官方、半官方、研究机构及企业等各类组织就此开展了大量的研究工作，最后的结果是一方面缺乏纯技术意义上的明确结论[17]，另一方面不得不与现实需要妥协。在设施“互操作性”的主题下，欧盟的决定是不能因为气质偏差问题限制某一类气源跨设施地自由流动，而要考虑商业调换（互换）、混气等技术方式处理，或对受影响方进行成本—效益分析。在实践中，欧盟采取了对不同气源的气质差异指标、气质指标波动幅度等长期监测、局部问题小范围处理的应对策略。

气质互换性问题在我国的局面也是基本类似[18]。气质标准与互换性问题在国内陆续讨论了十多年[19]，虽然也形成了全国统一的《天然气》质量规范[20]和推荐性的互换性标准[21]，但因事实上妥协较多，实际的技术意义并不明显。但在运营实践层面，相较于欧盟的做法，我国缺乏对相关数据的及时公布，也未能给予足够重视地长期监测和定期评估。

2.2 设施互联互通

设施互联互通是实现“互操作性”的基本条件和物理基础。主要是建立分散的输气管道、输气管网之间的实体联络线，以及LNG接收站与输气管道或输气管网之间的实体联络线，也包括不同LNG接收站之间的陆上实体联络线、海上联通管线，以及LNG接收站、输气管网与地下储气库、LNG液化设施之间的物理连接。

在单方的推动下，设施互联互通往往只能得到形式上的连接，只有在联通设施的关联各方有效协调、协作情况下，往往伴随着既有设施局部“解瓶颈”、改造、扩建，才能形成费效比最高、统一高效水力系统的物理互联互通的设施系统。一定程度上讲，我国官方层面上要求的“互联互通”其实更倾向于“互操作性”目的，并非指的是简单的物理上的设施连接、连通。

2.3 设施联通协议

完善的设施联通协议是设施互联互通的核心运行规则，主要是处理互联互通设施在连接界面的实际运行和操作的具体问题。包括设施联通界面的流向控制规则、气量和气质计量原则、设施互联的气量匹配规则、气量分配规则、意外情况的沟通程序以及商务方面的争议解决程序和协议修订程序。

其中，气量和气质计量原则主要涉及计量方式与计量分析规范、计量与分析数据传递原则、计量范围与最大误差、间接计量方法、误差验证与修订程序、计量故障处置程序等。设施互联的气量匹配规则主要涉及日指定和时指定安排、气量指定与重新指定程序、气量计算与数据交换程序等。气量匹配规则主要涉及设施互联的气量通过能力计算规则、互联界面的各类进、出能力的计算规则等。气量分配规则主要涉及运行气量平衡账户的应用、互联设施间的计量偏差处置等问题。

2.4 统一计量单位

统一计量单位是为数据交换服务的。欧盟对各成员国提出的统一计量单位，包括压力、温度、体积、高热值、能量值、沃泊指数6个物理量和计量条件[12]。6个物理量的单位分别明确为Bar、℃、m3、kWh/m3、kWh、kWh/m3，体积的参比计量条件统一规定为0 ℃、101 325 Bar，对高热值、能量值、沃泊指数的参比计量条件为25 ℃。

在我国的LNG接收站和输气管网运营实践中，对于上述6个物理量的计量条件有统一的规范规定，主要问题是当前广泛使用的体积计量向能量计量的全面转变问题，以及不同运营企业在不同天然气基础设施中可能采用不同的计量单位。此外，也存在计量和检验体系完善程度不同的问题。

2.5 统一电子数据交互平台

欧盟规定的统一电子数据交互平台，包括基于独立IT系统的统一文件格式自动交换、基于独立IT系统和同一应用软件的统一数据格式自动交换、基于同一Web服务器和填报窗口的交互数据平台3种方式，并对具体的数据格式进行具体、详尽的统一规定。此外，在数据平台的安全性方面，如密匙、电子签名、电子认证等，也都给予了充分重视。

而在我国现阶段仅能做到企业级内部的统一电子数据交互平台，而且以电子表格为主要形式，尚未建立起以“互操作性”为目的的统一电子数据交互平台，在及时性、便捷性和安全性上均有待提高，对高效和广泛地实施“互操作性”构成了较大的阻碍。

2.6 技术容量计算方法

LNG接收站与输气管网的技术容量（最大可靠能力）计算方法，即便在欧盟范围内也缺乏明确和统一的技术标准[15]，尤其对于多气源、多注入点、多提气点的输气管网而言，由于参数选取、边界条件、模型选择、使用仿真软件的不同，更是存在诸多的具体技术问题。对于LNG接收站，欧盟各国对于LNG接收站公布的技术能力的计算方法更是各有不同。欧盟 ENTSOG（European Network of Transmission System Operators for Gas）在一项研究报告[15]中进一步指出相关问题所在，即多气源的EE（Entry-Exit）模式客观上存在这个技术问题。

经过与德国相关专家的讨论，基本结论是尽管以软件仿真作为基本技术手段，但在实践中还是实际运行数据和经验值作为多层次的各类技术容量的取值依据。在我国，对输气管网的技术容量问题的定义、多层次分类、计算方法、取值标准等尚且讨论不足，在相关规则层面上暂时停留于设计规范程度的理论公式[22]；至于LNG接收站的技术容量计算也处于类似的情况，但总算有可参考的统一标准[23]。

2.7 LNG船舶进港与船岸兼容审查程序

在欧盟国家，因涉及不同国家的LNG船舶进港审批、船岸兼容审查程序和要求，该问题相对突出。船岸兼容审查程序，涉及LNG接收站的进港航道可行驶最大LNG运输船规格、码头可接卸LNG运输船规格范围、LNG卸料臂规格与包络线范围、LNG运输船与LNG储罐罐容匹配关系等问题。

在我国，不同港口的海事部门对LNG船舶的进港审批和交通组织规定也有不同的要求，尤其因我国港口资源有限、各类船舶交通密度总体较高、LNG船舶进出港安全等级设定较高、部分LNG接收站站址选择受限，导致不同LNG接收站进港航道的交通管制规定差异较大。在船岸兼容方面，我国已投产和在建LNG接收站的年限较新，总体上对各类LNG运输船的兼容性范围较广且较为一致。

2.8 LNG分气质存储与槽车装车规则

LNG的存储与充装规则主要与经营方式关系较大。欧盟国家不同LNG接收站对可接收LNG气质有明确指标范围要求，一方面与可获得资源、本国整体天然气市场条件有关，也有一部分原因与生产安全有关，如意大利。

但在我国则呈现出另外的情景：①在LNG接收站内存在单独的功能型生产线，如青岛LNG接收站对富液型LNG再加工、脱重烃，按照其技术规则和操作要求，对LNG按气质分罐存储；②随着LNG资源全球化，出于安全生产和降低能耗的原因，对密度差超过一定范围的就要考虑分罐存储；③基于我国独特且较为发达的LNG槽运市场和定价体系，促使部分LNG接收站考虑按LNG气化率分销，进而要求LNG分罐存储、LNG槽车装车系统区分，相应技术规则和操作要求也有不同，如福建莆田LNG接收站和珠海LNG接收站。这些情况均对不同LNG接收站参与基础设施统一的“互操作性”带来较大的影响。

3 我国LNG接收站与输气管网“互操作性”的实践进展

在我国，属于同一个运营主体下分散化的天然气基础设施，在企业内部统一且更加具体的企业级技术规范、运行规程、操作程序、信息化规定等约束下，在技术层面、运营规则或数据信息交换方面，通过实施改造实现“互操作性”的难度相对并不高。但不同运营主体的天然气基础设施实现“互操作性”目标则明显要困难得多：以管道为例，最高操作压力、管材设计温度、内壁洁净度、固体颗粒物控制标准、管存量控制指标、输气站场计量范围与调压范围、相互连通管道之间的数据交互及时性等都可能成为“互操作性”的约束或“瓶颈”因素。以LNG接收站为例，船舶审批与船岸界面兼容审查、取样分析方式、LNG分罐存储技术要求、气化外输温度控制指标、气化外输压力、站外连通的长输管道最高运行压力匹配性、计量标准、LNG储罐最长存储天数、可用的LNG槽车装车台数量等等都可能构成阻碍“互操作性”的要素。

近年来，具有“互操作性”示范性、较为接近的实践情况，一个是河北曹妃甸两座毗邻LNG接收站之间的案例，另一个是“南气北送”工程案例，分别从“互操作性”角度进行简介和分析。

3.1 LNG接收站“互操作性”的最新实践

在渤海湾地区，中石油唐山LNG接收站已投产一个LNG码头泊位，其年接卸能力约650×104t，已投产4座16×104m3的LNG储罐，拟新建一个LNG码头泊位、新建4座LNG储罐。在一墙之隔，河北省投资的唐山LNG接收站也开始建设，包括2～3个LNG码头泊位，一期拟建设8座LNG储罐，二期新建12座LNG储罐。为提高各自码头泊位的周转能力，2座LNG接收站均考虑最大化LNG码头泊位的建设数量，以提高各自LNG总周转能力。

根据行业主管部门的规划，该区域总计为4个LNG码头泊位。但无论泊位数量分配方式是“1+3”还是“2+2”，如果通过2座LNG接收站在码头泊位、卸料管道的互联互通，都能够提升双方LNG接收站的实际周转能力，同时能够互备安保。通过图2所示的互联互通设计方案，2座LNG接收站的接船和卸料系统、LNG储存系统、甚至气化外输系统都能够实现相互连通，通过任何1座LNG接收站的卸料系统，都能最大程度地覆盖至另1座LNG接收站的LNG储罐存储系统，还能够最大程度地实现在冬季保供期的多码头的同时靠泊与卸料，节约等待时间、系泊准备时间，提高LNG码头周转效率。结合相互连通的卸料管道上的阀组设置和协调控制，可以真正从运行角度，实现2座LNG接收站之间的“互操作性”。

3.2 输气管网“互操作性”的最新实践

图2 2座相邻LNG接收站的泊位和卸料系统“互联互通”方案示意图

在2018年、2019年的“南气北送”工程中，在国家相关管理部门的指导下，中海油统一协调在广东省的2处海气登陆终端、4座LNG接收站、广东管道及广东省天然气管网等分散的天然气基础设施和各自独立的运营企业，通过多处“互联互通”新建工程、输气管道、管网的全面检测评估和局部升压改造、LNG接收站的站内设备设施扩建，进口LNG资源和LNG运输船的更换目的地的调度安排，实现了与中石油西二线的全面联通和改变整体水力条件的反向输送。

具体而言，中海油对包括广东管网、广东管道（含珠海—中山管道、荔湾海气登陆外输管道、珠海LNG外输管道、供澳门特别行政区管道）、深圳LNG外输管道以及大鹏LNG外输管道总计1 150 km的彼此独立运营的天然气管道/管网设施，推动深圳迭福LNG接收站与大鹏LNG福华德支线联通、广东管道与大鹏LNG南沙分输站联通、大鹏LNG与广东管网惠州分输站联通等多处互联互通的联络线工程建设，实施中海油深圳迭福LNG与中石油深圳（迭福北）LNG的外输管道联通、广东管网鳌头站与中石油西二线联通等数处跨系统的联络线工程建设（图 3）。

其中最有意义的，是基于中海油在广东地区海气登陆终端、LNG接收站、输气管网基础设施与中石油西二线广东段全面联通的统一水力学系统，对部分联络线工程、局部已建管道、分输站（如惠州分输站、南沙分输站）、LNG接收站气化外输生产线进行改扩建和复线工程建设，同步实现了“解瓶颈”和“释放产能”，把分散的天然气管道/管网设施融合成统一、“虚拟”的水力优化和水力平衡的输气网络系统，在统一调度协调下，发挥各独立运营主体在调度衔接、运行协作和信息交换的功能，较大程度上“模拟”和“演练”了未来市场化条件下各类设施主体之间平等、商业化的“互操作性”。

当然，在具体实施过程中，也产生了气质、压力匹配、站场设备维护标准等方面的问题，体现出不同运营企业在各自天然气设施协调、联通中的差异性。这个案例也具有一定的特殊性，因为其并非是基于市场用户主动发起、并非完全基于商业目的的常规化市场行为，但其中遇到和期间快速解决的技术、运行操作及信息数据交互层面的问题，体现了“互操作性”的基本内涵。

4 结论

图3 广东地区部分互联互通联络线与“南气北送”流向示意图

1）“互操作性”在我国还属于空白的主题，国内关注较多的气质标准与互换性、设施互联互通都从属于设施系统之间的“互操作性”范畴。“互操作性”与第三方开放是两个独立的主题：第三方准入以“无歧视准入”为目的，要求设施运营商对待所有的设施用户基于完全相同的规则，而“互操作性”则以统一协调技术设计和运行操作规则的一致性为要求，实现不同设施之间的技术与运行规则在较高程度上的均质化，为设施用户选择和使用不同设施提供较高程度的无阻碍性。“互操作性”旨在解决分散的多个天然气基础性设施面对第三方开放的有效性、各类气源自由进出不同设施系统。

2）“互操作性”的目的是在互联互通、调度协同及信息交互的基础上，通过各类设施具体技术标准、运行准则及操作程序的统一规范，实现各个设施用户的天然气在不同设施间跨系统地无阻碍流动。提出的“互操作性”框架，包括气质标准与互换性、设施互联互通、设施联通协议、统一计量单位、统一电子数据交互平台、技术容量计算方法，以及LNG接收站特有的LNG船舶进港与船岸兼容审查程序、LNG分气质存储与槽车装车规则总计8个关键要素。

3）相较于欧盟国家，我国LNG接收站和输气管网设施因有相对统一的技术标准，实施“互操作性”的条件要有利得多。在我国当前推行和落实《油气管网设施公平开放监管办法》的过程中，建议能够兼顾“互操作性”的目标和要求，把欧盟国家讨论得更为成熟且更加关键的设施联通协议、统一电子数据交互平台、技术容量计算方法3个要素充分融入我国实践进程，可期取得更好的效果。

4）以“互操作性”的角度，“南气北送”工程是颇有探索意义的实践案例。从过去局限于一个企业主体内部的互联互通和基于行政关系的操作协调、运行协作和信息交换，发展为不同设施运营主体之间持续较长时间的初级“互操作性”，对我国逐渐形成商业自觉、市场自发、技术规则支撑的普遍“互操作性”具有重要的参考价值。