美国天然气管网发展与管输定价机制及启示

申洪亮，方博涛

(中国石化天然气分公司华北天然气销售中心，天津 300450)

2019年，国家石油天然气管网集团有限公司成立，是国家对天然气管道向第三方提供准入服务工作的推进，标志着中国天然气市场化改革步入了崭新阶段。这预示着我国天然气市场结构将发生显著变化，同时也将迎来新的机遇与挑战。天然气管网建设与管输定价模式是促进行业良性竞争的关键，能够均衡管道运营商与管道用户的利益，提高行业效率。美国天然气行业发展最成熟，管网高度互联，产业链完整，市场机制完善，借鉴其管网建设发展与市场化进程、分层次的一级二级市场建设、管输费率定价模式的改革演变、“两部制”费率具体计算方式等，对加快我国天然气行业市场化进程具有重要意义，有助于加快确立适合我国国情的“两部制”管输定价模式，推进天然气管网建设，保证天然气稳定供应，为国家经济建设助力。

1 美国天然气管网基础设施情况

1.1 美国天然气管网基础设施发展历程

1891年，美国建成了从印第安纳到芝加哥长193 km的天然气输气管道，标志着远离天然气气源的地区也可以使用天然气。20世纪初，宾夕法尼亚州和弗吉尼亚州在天然气生产方面处于领先，同期发现了门罗等多个气田。1930年，美国天然气产量达542亿m3，探明储量达13 027亿m3。随着高强度钢管焊接技术的成功研发与顺利应用，美国建成了长度超过1 000 km的输气管道，实现了天然气跨州输送[1]。

图1为美国1940～2016年天然气干线管道长度及其十年平均增速图。 由图1可知，1950～1970年是美国管道建设发展最快的时期，管道长度十年平均增长速度达40%左右。因为在第二次世界大战之后，消费者对天然气的需求快速增加，对天然气供应提出了更高要求。1966年，美国48个州全部通气，标志着美国国内天然气管网基本形成。1970年前，美国快速建设大规模的管道主干设施，之后再逐步转向州际州内的联络线建设，这一时期的管道建设为天然气行业发展奠定了扎实基础。自1970年开始，美国天然气管网进入平稳发展阶段。1972年，美国天然气管道总长达152.5万km，输气干线占41.5万km，城市配气管线占100.2万km，气田集输管线占10.8万km[2]。

图1 1940～2016年美国天然气干线管道长度及其十年平均增速图Fig.1 The US natural gas pipeline mileage and itsten-year average growth rate from 1940 to 2016(资料来源：文献[2])

如今的美国天然气管网四通八达，硬件基础设施先进完善，管道总长度位居全球第一，是规模最大的天然气管网系统，能将天然气输送到48个州的几乎任何地方。美国已建成天然气管道系统超210个，天然气管道超897条，在建管道155条，州际州内输气管道超49万km，其中州际管道超35万km，州内管道超14万km，还有1 400多个压缩机站场，11 000多个交货点，5 000多个收货点，1 400个互联点以保证国内输气。地下天然气存储设施达400个，管道天然气进出口站点达49处，有8个液化天然气进口设施和100个液化天然气峰值设施[2]。2019年北美在建天然气管道达1 535万m，计划建设管道4 272万m[3]。

1.2 美国主要天然气长输管道

为了开发利用阿拉斯加州的天然气资源，美国于1980～1986年建成了横贯阿拉斯加输气管线系统，向本土48个州输气，总长达763 km[4]。

美国湾流天然气管道是墨西哥湾最大的管道，也是第一条州际管道，起自密西西比州和亚拉巴马港湾的天然气处理厂，穿越墨西哥湾海底，最终到达佛罗里达州西部。2002年6月建成投产，由陆地管道和海底管道共同组成，全长约1 200 km，年输量133亿m3，为佛罗里达州提供64%的天然气。

Transco州际管道是美国最大的州际天然气长输管道，全长约1.6万km，起于德克萨斯州南部，途径12个东南部及亚特兰大沿岸城市，最终延伸至纽约市。2018年和2019年初完成的扩建项目为原有的管道系统提升了超过230万t的固定运输能力。截至2019年底，该管道承担全美15%的天然气运输任务。

1.3 美国天然气生产量与消费量

图2为美国1950～2020年天然气年生产量和消费量情况。由图2可知，美国近70年天然气生产量与消费量走势几乎一致，说明其天然气消费主要依靠国内生产。1950～1970年生产量和消费量呈快速增长，这也是美国加快管道建设的时期，很好地满足了增长的天然气需求。第一次石油危机导致国际油价大幅上涨，同时州际天然气销售价格受到管制，因此天然气生产商不愿进行跨州销售，削弱了勘探生产的积极性，1973年之后生产量明显下降，进入长时间的平稳生产期。由于生产量与日益增长的需求不匹配，美国出现了长达十几年的天然气短缺。2007年以来，页岩气革命促使页岩气产量快速增长，带动了天然气产量增速大幅提升[5]。受到经济环境等因素影响，个别时期出现了消费量负增长。

图2 美国1950～2020年天然气年生产量和消费量Fig.2 US natural gas annual production and consumptionfrom 1950 to 2020(资料来源：U.S.Energy Information Administration.Monthly Crude Oil and Natural Gas Production,Natural Gas Consumption by End Use)

截至2019年年底，美国已成为全球最大的天然气生产国和消费国，天然气供应能力超9 530亿m3，消费量达8 782亿m3，进口量776亿m3，出口量1 318亿m3。2018年，美国国内天然气生产主要集中五个州，占全国产量的68%，分别是南部滨临墨西哥湾的德克萨斯州(占22%)、东北部盛产页岩天然气的宾夕法尼亚州(20%)、德克萨斯州北部的俄克拉荷马州(9%)、德克萨斯州东部的路易斯安那州(9%)、宾夕法尼亚州西部的俄亥俄州(8%)，此外，墨西哥湾产量约占4%。预计到2040年，美国能源消费量中将有30%来自天然气[6]。

2 美国天然气管网运营情况

2.1 美国主要天然气管道运营商

经历了百余年的发展变革，美国天然气市场目前全球运营管理市场化程度最高，制度和监管框架成熟完善，市场信息公开透明，准入及竞争体系自由开放，处于完全竞争状态。美国国内有100多家从事天然气管道运输的公司，均为私营企业，市场参与者经验丰富。排名前30位的公司在输气能力和管网长度方面控制着大约75%以上的州际管道，前五大运营商在2015年全球油气管道公司天然气管道里程排名前10位，见表1[7]。

金德摩根公司(Kinder Morgan Inc.)总部位于德克萨斯州休斯顿，拥有天然气管道超11万km，是美国最大的天然气管道及储气库运营商。万欧卡公司(ONEOK)是美国天然气行业新势力，位于俄克拉荷马州塔尔萨，拥有4万km天然气管道，6个地下储气库及8个天然气加工厂(液化工厂)。能源传输伙伴公司(Energy Transfer Partners Company)经营美国最大规模最多元化的能源资产组合，拥有约5.6万km天然气管道(含液体管道)，24个天然气加工厂(液化工厂)，天然气储气能力达30亿m3，公司总部位于德克萨斯州达拉斯市。威廉姆斯公司(Williams Companies)主要经营天然气发掘、生产、收集、加工和输送，总部位于俄克拉荷马州塔尔萨，经营Transco等州际管道。企业产品合作伙伴公司(Enterprise Products Partners L.P)是北美最大的中游油气公司之一，总部在德克萨斯州休斯顿，拥有约3.15万km天然气管道，3.12万km天然气液体管道，3.7 km墨西哥湾油气管道，天然气存储容量达7.6亿m3，液态天然气存储容量达19 200万桶。

2.2 美国天然气市场化发展历程

为适应天然气工业发展和市场化特点，美国联邦政府和州政府不断改革完善对天然气上游到下游的生产、管输与配送的监管，特别是1978年到1992年期间，先后实施了逐步解除井口价控制、强制要求管道公司提供公开准入输气服务等政策，实现了美国天然气行业基础架构和监管方式的根本转变，由此促进美国天然气产业从最初的自然垄断定价、全面监管阶段过渡到放松监管阶段，进而发展到完全市场化阶段，增强了产业链各环节的竞争，现已形成了管网独立、多家经营、公平接入的市场机制[8](图3)。

表1 2015年美国排名前5位的天然气管道运营商Table 1 The US top 5 natural gas pipeline operators in 2015

图3 美国天然气市场改革发展历程Fig.3 History of US natural gas market reform

3 美国天然气管输费率制定

3.1 天然气管输一级市场与二级市场

自美国联邦能源管理委员会(FERC)第636号法令颁布以来，州际管道公司的输气与销售业务实现了彻底分离，管道运输的服务类型逐渐增加，州际管输服务逐步形成了一级市场与二级市场共存互补的格局[9-12]。一级市场为具有固定输气能力的市场，二级市场是能有效提供天然气管输服务的市场，未使用的运输合同可以转售到二级市场，减少闲置的容量，增加贸易机会，提高管输市场的效率，促进天然气管输市场的发展。一级市场在整个管输服务市场中占据主导地位[13]，采用“两部制”费率结构，主要有固定输气服务和可中断输气服务两种[14](表2和图4)。

表2 美国管道公司提供的管输服务类型对比Table 2 Comparison of pipeline service types in US

在竞争激烈的二级市场上转售固定运输合同的定价应反映管道运营的短期边际成本和容量机会成本，这种定价机制允许调整容量费和运输服务以适应短期供需变化。例如在需求远大于供应时，管道容量定价会很高，但在供应过剩时定价又接近零。天然气运输价格相对较低并稳定。

二级市场采用不同的价格监管模式[15-16]，有多种交易形式。典型形式是拍卖，有兴趣的托运人竞价投标。拍卖用于交易长期和短期运输合同，但是有时严格的拍卖程序会因为时间要求阻碍短期合同的转售。另一种常见的交易形式是双边交易，这种形式有利于转售所有类型的运输合同，为托运人提供更多灵活谈判的条件。短期运输合同交易也可能在现货市场上进行，需要标准化运输合同涵盖所有重要方面，还需要流动现货市场的其他特征，例如大量的买方和卖方，可用容量大，交易集中在一个或几个地点。一个活跃的运输合同现货市场为金融运输市场提供了可能，市场参与者可以获得更低的价格和最小化的基础风险。

图4 美国天然气两级市场Fig.4 The US two-tier natural gas markets

3.2 管输费率定价模式演变

天然气法要求州际管道服务收费公正合理，美国联邦能源管理委员会对管道公司的监管是基于传统的服务成本监管，费率制定的基本原则是均衡管道公司与用户间的利益，用户成本责任与成本发生相匹配[17]。对于管道系统扩建工程投资，如果管道公司能够证明扩建工程已使大部分用户受益，联邦能源管理委员会将允许新增成本在已有用户中进行分配，但费率增幅不能超过5%。如果不能满足上述条件，管道公司必须采用增量式费率，即在新增管道用户中进行成本分摊[11]。

美国天然气管输定价模式侧重于成本回收[18]。1938年执行“一部制”费率，由于天然气行业市场化的发展需求，自1942年以来，美国开始执行“两部制”，受到市场化进程与供需量等影响，“两部制”费率定价模式不断改革，主要体现在固定成本通过预定费回收的比例。“两部制”区分了与输气量无关的固定成本和与其有关的变动成本，如果用户使用了管道，需要支付预定费和使用费；如果没有使用，则只需支付预定费(表3)。

3.3 管输费率制定步骤

美国州际管输服务定价以年度服务成本法[19]为基础，管输费率由各管道公司依据规定计算并由联邦能源管理委员会批准后生效。一级市场管输费率设计归纳为5个典型步骤[20]。

3.3.1 确定服务总成本

管道公司的年度服务总成本是其为向用户提供管道运输服务所要求的收入总额，以收回经营成本，它是衡量管道年度“收入需求”的重要指标，为公司提供盈利机会，并为未来的增长吸引资本。年度服务总成本=资本收益+运营和维护费+管理及一般费用+折旧费用+税费支出-税收抵免。

表3 美国天然气管输费率设计方法变迁Table 3 History of US natural gas transmission rate design methods

3.3.2 管输成本功能化

在第636号法令之前，管道成本一般分为生产、存储和输送三大类，之后管道公司主要职能仅为存储和输送。管输成本功能化是通过将公司产生的运维及其他费用直接划分给特定管道公司的各种功能(如存储和/或传输功能)来计算[21]。运维费用直接分配给产生这些费用的职能部门。

3.3.3 管输费用分类

成本分类分两步：①将年度管输服务总成本分为固定成本和变动成本，天然气管道行业属于资本密集型行业，固定资本的比例通常在90%以上[17]；②将固定成本和变动成本按一定方法分成容量成本(预定费)和使用成本(使用费)。在美国天然气行业发展历史上，变动成本通常被直接划分到使用部分，以使其回收率与管输量水平相匹配。 固定成本在使用部分和容量部分的划分比例历来都是争议的焦点[22]，因为选择不同成本分类方法会直接影响用户所支付的费率，还会导致将更多成本分配给特定服务。

美国联邦能源管理委员会根据特定行业趋势和情况对成本进行不同分类。随着天然气行业背景的变化，固定成本通过使用费回收的比例也在发生变化，这与美国对天然气利用情况密切相关。

3.3.4 管输费用分配

美国州际管道计价设计采用“费率区间法”，将管道划分为若干个费率区间，在同一区间内采用统一费率[21]。先将全部输气成本分配到不同费率区间，再基于对过去12个月不同输气合同的统计和适当修正，将各费率区间内所分配的容量成本与使用成本按一定方法在不同服务类型间进行二次分配[22]。

分配因子用于在服务之间分配成本，计费决定因素用于设计费率，两者都是基于对特定客户或客户类别服务水平的某种度量。负载系数是对客户使用合同权利(或高峰使用量)的度量，即其平均每日使用量与其每日合同需求量的比率。美国管道分配费用并设计邮资邮票费率。“邮票”费率是所有托运人支付的费率，与输气距离无关。

3.3.5 费率设计

费率设计用于将分配给司法管辖区客户的成本直接转换为单位费用或费率，旨在恢复管辖性服务成本，该服务成本由容量成本和使用成本组成，具体由成本分类和每种服务的成本分配确定。依据不同合同类型的成本分配确定各自的管输费率。

固定输气服务管输费率中的预订费通常按月支付，以每日合同需求为标准，代表公司客户每月必须支付的金额，以保证在合同到期前的任何一天都能提供合同规定的管输服务，与实际运输的天然气量无关。使用费是产生的实际运输的天然气的费用。

可中断输气服务管输费率为体积费率，按单位运输的气体收费。大多数情况下，设计为100%负载状态下的固定服务费。可中断服务有效提高了管道负载率，有利于降低管道系统固定成本。可中断客户只能在固定运输合同客户未使用运输权益时才可以得到输气服务，因此其费率是固定运输服务的最低价。

3.4 不同管输费率定价模式计算对比

每月预定容量以200 000英热单位为例进行计算：负载率为10%，每天使用容量为20 000英热单位；负载率为50%，每天使用容量为100 000英热单位；负载率为100%，每天使用容量为200 000英热单位。不论负载率多少，预定容量都是每月200 000英热单位。根据不同管输费率设计方法对应的预定费和使用费费率进行管输单位费率计算，结果见表4～8。

表4 不同管输费率设计方法的费率汇总表Table 4 Summary of rates under different rate design methods

表5 固定变量法不同负载系数和费率设计的影响Table 5 Effects of load factor and rate design(SFV)

表6 大西洋海岸法不同负载系数和费率设计的影响Table 6 Effects of load factor and rate design (Seaboard)

表7 联合法不同负载系数和费率设计的影响Table 7 Effects of load factor and rate design (United)

表8 修正固定变量法不同负载系数和费率设计的影响Table 8 Effects of load factor and rate design(MFV)

由表9可知，管输费率和负载系数有关：在使用费中包含更多成本对低负载系数用户有利，如“一部制”和联合法；在预订费中包含更多成本则对高负载系数用户有利，如固定变量法和修正固定变量法。费率设计方法目的是减少对低负载率用户造成影响，提高对高负载率用户的影响。“两部制”费率法能够更好地区分用户，高负载系数用户的输气成本将降低，低负载系数用户的输气成本将提高。

表9 不同负载系数在不同费率设计方法下的单位费率对比Table 9 Summary of the effects of rate designand load factors

3.5 其他费率设计方法

1) 小客户费率。在美国，小客户通常是低负载率，每天都不以恒定量运输天然气，往往出现季节性波动。大多数管道都有特定的基于体积费率设计的费率表服务小型客户，该费率根据高于小客户的实际负载系数而设计，负载系数越高，单位价格越低。

2) 基于距离的费率。基于距离的费率可以反映天然气运输成本随运输距离的增加而增加，靠近气源的客户支付较低的费率，远离气源的客户支付更高的费用，适用于具有单向气流和变化负载率的长线管道系统。

4 对中国的启示

研究美国天然气管网建设运营与管输定价模式的发展历程，对我国天然气行业市场化进程有重大借鉴意义。

4.1 启示

4.1.1 天然气基础设施建设为天然气行业市场化奠定扎实基础

从美国天然气市场化进程来看，天然气基础设施建设起重要作用。自美国天然气管网大力发展以来，天然气产量与运输量大幅增加，促进了管道商的兴起，管输市场开始形成竞争，提高了行业水准。中国天然气资源禀赋相对较弱，资源分布不集中，勘探开发难度大、投资高、回报低。经过几十年的发展，目前我国进口天然气管道陆续开通，国家基干管网基本形成，部分区域性天然气管网逐步完善，非常规天然气管道蓬勃发展，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局已经形成，互联互通相关工作正在全面开展。 截至2017年底，我国长输天然气管道总里程达到7.7万km。 2019年，新增供气能力共5 000万m3/d，其中“南气北上”约3 000万m3/d、“东北入关”约2 000万m3/d，有力促进了天然气产供储销体系建设。

4.1.2 天然气二级市场是市场化体系的重要载体

美国天然气一级市场和二级市场互为支撑，增强了市场的活力，促进了天然气行业多层次、差异化发展。天然气交易中心是天然气市场体系中的重要载体，为市场参与者提供了公平公开的交易场所，能够促进天然气市场更全面地放开价格的竞争性，为管输价格市场化起到推动作用。1988年成立的亨利中心是美国规模最大的天然气交易中心，主要进行交易服务和期货交割，具有代表性和地区影响力，其天然气价格已经成为美国然气现货市场的价格基准标杆。美国共有24个天然气交易中心，在天然气市场中发挥重要媒介作用。目前，我国上海和重庆两大石油天然气交易中心发展态势良好，应该把握国家的发展战略，利用有利的区位优势，开拓业务，丰富交易品种，拓宽渠道，增大规模，在国内和国际上发挥重大作用。

4.1.3 健全天然气市场监管体系，发挥政府监管职能，制定适时政策

自20世纪以来，美国政府通过政策引导推动了以市场化为主要目标的天然气改革，比如公开准入政策，消费者可以直接向生产商购气并通过州际管道运输，管道公司不再从事天然气销售业务等，强制要求管道公司分离运输与销售业务对美国天然气市场化起到了里程碑式的推动作用[23]。市场结构由单一线性逐步演化为丰富的管网结构，增强了市场流动性，提高了市场效率。天然气政策不应该仅仅着眼于解决当前问题，更应该充分认识到市场整体波动变化，恰当的政策不仅可以保护天然气消费者的利益，也能激励管道运营商，达到双赢。2017年5月中共中央、国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中提出“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开”。这一举措将为放开两头创造条件[24]，有助于我国天然气市场化工作的推进。放开第三方准入管输基础设施建设，将能使中国从更加开放的天然气市场中受益[25]。2017年我国天然气供需矛盾突出，2018年国家发展和改革委员会要求中国石油、中国石化和中国海油与下游用户签订全年用气量合同，以保障民生用气，对国内天然气交易市场化定价提出了更迫切的要求。

4.1.4 设计符合国情的“两部制”费率定价模式，分阶段推进价格改革

从美国天然气管输费率的改革历程来看，合理适时地调整管输费能够保证管道投资方的收益，吸引管道投资者，促进州际管道建设，提高输气能力，最终使消费者受益，促进天然气行业的正向发展。目前美国管道公司的成本回收主要通过两部制费率定价模式，同时考虑了不同用户的差异。这一方式比较公平地兼顾了管道运营商和消费者的利益，既保证了管道商的基本投资收益，又确保了管输用户的管输费用处于合理水平。对于我国而言，目前季节调峰仍然面对较大压力，通过回收预定费能够体现用气高峰期管道容量的价值。我国现行一部制管输定价方法，不能反映用户差异且存在用户间交叉补贴等弊端，而“两部制”合理地区分了用户用气特性差异并体现了成本责任的公平性，这将成为我国天然气交易市场化的必然趋势。

我国天然气长输管道运输价格曾经采取过“老线老价”“新线新价”“一线一价”“一企一价”原则核定管输费，随着我国陆续启动重大天然气管网建设，国家发展和改革委员会曾尝试采取“两部制”费率法制定陕京线、忠武线的管输价格，但没有成功执行[26]。目前我国天然气行业快速发展，天然气管网和市场已形成一定规模，国家管网公司的成立，既为推行“两部制”管输定价模式创造了良好的外部条件，也意味着推进“两部制”管输定价模式、制定公平兼顾管输企业和管输用户正当利益的管输费是必要且迫切的。根据我国国情推进“两部制”管输定价模式的制定，将对我国天然气市场的发展起到积极促进作用，我国用户对天然气生产、输送和利用特点也逐渐有了较全面系统的理解，具备了推行“两部制”管输定价的基本市场条件。

4.2 经验借鉴

对于我国具体推行“两部制”管输费率而言，需要重点借鉴以下经验。

1) 科学合理地划分预定费和使用费，分阶段逐步推进“两部制”费率改革。在美国天然气发展早期阶段，50%固定成本分配到预定费，50%固定成本和所有变动成本分配到使用费。1989年以来，所有的固定成本分配到预定费，变动成本分配到使用费。这一方式有利于保证管道投资商的收益，同时也会增加消费者的预约容量风险，消费者需要更谨慎地计划。为避免对我国天然气用户输气成本在短时间内产生巨大波动，在“两部制”费率推行的初始阶段，可以将部分固定成本分摊到预定费中，起步阶段比例可以定得低一些，其余固定成本和所有变动成本分摊到使用费中，待运行一段时间，随着消费者接受程度的增强，天然气市场化不断完善，再逐步提高固定成本分配到预定费中的比例并最终达到合适范围。

2) 建立天然气管输费率动态监管调控机制。美国天然气短缺时期，25%固定成本分配到预定费，75%固定成本和所有变动成本分配到使用费中，这一调整可以抑制天然气低价使用，减少天然气用量。随着管道运营的发展推进，不同阶段的实际输气量与输气成本会产生动态变化，受到市场大背景和管道技术的发展等因素影响，天然气供应量会出现充足与短缺的波动，建立动态监管调控机制可以保证天然气市场规范有序。

3) 研究按运距确定管输费率的“两部制”费率法。随着我国天然气管网互联互通工程的进展，统一采用一种模式对所有管线进行费率计算的难度将会不断增加，也会提高监管难度。研究按运距确定两部制管输费率定价模式的实际操作方案将有助于我国天然气行业市场化的稳步推进。