欧美典型国家天然气管输费定价机制及结算模式探究

崔媛媛，刘庆松，杜敏，洪波，田亮，王原

（1.中国石油规划总院；2.中国石油天然气销售分公司；3.中油国际管道有限公司）

随着国家油气体制改革的深入开展，管道资产逐渐从一体化油气公司剥离出去[1]，管输费的结算由内部结算改为外部结算。天然气管道逐步向市场用户的公平开放，天然气管输费定价机制改革的推进[2]，使得天然气管网的气源数量和用户规模都迎来了较大增长，管输路径也日趋复杂，运输模式包括单气源-单用户、单气源-多用户及多气源-多用户等类型。中国干线管道管输路径复杂、管输流向多样、入口气源和出口市场较多，天然气管道管输费的结算成为一大难题。为了中国未来管输费定价机制和结算模式改革，本文探究欧美典型国家（意大利、英国、美国、加拿大）天然气管道公司的概况以及管输费的定价机制和结算模式，以期提供理论和方法参考。

1 意大利天然气管输费定价机制及结算模式

1.1 意大利天然气管网

意大利天然气管网主要由意大利SNAM公司（Società Nazionale Metanodotti）运营，意大利政府在SNAM持股19%，中国国家电网持股11%，其余70%在米兰证券交易所上市交易。除管道运输外，SNAM公司还运营储气库及LNG接收站业务。

1948年，意大利建成从帕尔马气田至米兰地区的第一条天然气管道，管道长度为257千米。截至2018年底，SNAM公司拥有意大利境内93%的输气管网，其天然气管道总长度为32625千米，年输气量为728亿立方米，其中干线管道9697千米，区域管道22928千米。SNAM公司还拥有9座储气库，储气能力为167亿立方米。目前SNAM公司运行着3座LNG再汽化站，再汽化总能力87亿立方米。

1.2 意大利天然气交易及管输定价机制概述

意大利的天然气市场实行完全公平、无歧视的第三方准入制度。在天然气交易与管输环节，为方便计算设置了虚拟交易点（PSV, Punto di Scambio Virtuale）。天然气交易可以采取多种方式进行，例如买方和卖方在清算所进行集中交易，在虚拟交易点虚拟交割；也可以由买卖双方面对面直接交易（Over the Counter, OTC），即卖方（托运方）将天然气交给SNAM公司后，直接在出口交给买方（客户）。

意大利的天然气管输定价模式采用入口/出口式的两部制管输定价法，即管输费包括管输容量费和管输使用费[3]，特定运输合同的管输容量费又可以分解为天然气入口点的容量费和天然气出口点的容量费，这使得管输容量费可以简单地通过入口和出口的容量费率表相加而得，无需考虑天然气的实际输送路径，具体天然气交易及管输定价模式如图1所示。

1.3 天然气管输费定价机制（入口/出口模式）

意大利入口/出口管输费定价模式的要点包括：1）首先以操作成本、折旧为基础，采用服务成本法测算年度准许总收入，并将其划分为容量费和使用费两个范畴。2）按50%∶50%的比例将容量费分为入口管输费和出口管输费。3）容量费的计算过程以实际运距以及最主要的管输流向为依据。4）容量费的测算引入容量加权平均运距（capacity weighted distance, CWD）这一概念。

1.3.1 入口/出口管输费定价模式

意大利的管输费定价模式中，首先需要测算准许总收入，随后每隔4年由监管机构对准许总收入进行重新监审。

图1 意大利天然气交易流程示意

准许总收入=操作成本+折旧+税费+有效资产×准许投资收益率

在准许总收入的测算中，属于管输容量使用权的科目（例如固定资产投资）的成本和合理收益被划入容量费准许总收入，实际管输行为科目（例如能耗）的成本和合理收益被划归使用费准许总收入。

第一步，在得出了容量费准许总收入后，按50%∶50%的比例将容量费准许总收入划分为入口容量费和出口容量费。为方便理解，下文只讨论入口容量费，出口容量费的定价方式与入口容量费基本相同，并简略介绍使用费的定价方式。

第二步，制作管网所有入口和出口之间的最优运距矩阵（见表1）。在计算运距的过程中，还要考虑实际管输能力，最优（综合运距最短）的管输路径。也就是说，如果一对入口和出口之间实际发生的管输量超过了最短路径的管输能力，那么就要按次短路径安排剩余管输量，随后按管输量加权平均计算两点的最优运距。

式中N为从入口A到出口B的不同路径，管输容量优先安排运距最短的路径。

第三步，根据最优运距矩阵，制作管网所有入口的加权平均运距（CWD）。加权平均运距与最优运距之间的差别在于，最优运距对应的是特定的入口与出口组合，而加权平均运距本质上是在管网中设置了一个虚拟交接点，入口A的加权平均运距即入口A到该虚拟交接点的运距，已不再能直接体现具体运输路径。加权平均运距计算过程中的权重是所有出口的容量（要排除技术上无法连通的出口）。加权平均运距的计算结果见表1最右列。

式中N指入口A可及的各出口。

第四步，计算管网各入口的容量费分配权重。容量费分配权重的计算方式是使用各入口的加权平均运距和管输容量，计算各入口到虚拟交接点的周转量，然后计算某入口周转量占管网总周转量的占比，该占比即为对应入口的容量费分配权重WA。

式中N指SNAM公司管网中所有入口。

最后，计算各入口的容量费率。此前测算的入口容量费准许总收入乘以入口的容量费分配权重，可得到某入口的容量费收入。用容量费收入除以该入口的管输容量，即得到入口的容量费率RA。

用使用费准许总收入除以管网预估的总进气量，可以得到管网的使用费率R使用费。

表1 入口和出口的最优运距矩阵与加权平均运距（CWD）示例 单位：千米

1.3.2 用户视角的管输费计算

对于用户来说，管输费主要包括管网入口容量费、出口容量费、管网使用费。其计算公式如下：

式中：CAP为预定容量，单位为“立方米/日”；容量费率R单位为“欧元/立方米/日”；实际输气量单位为“立方米”；使用费率R使用费单位为“欧元/立方米”。

例如，某托运商委托SNAM管道公司从入口地点塔尔维西奥（Tarvisio）运输天然气到米兰，出口总输量为270万立方米/年（日均约7400立方米）。为调峰方便，托运商决定在入口预订8000立方米的日容量，在出口预定10000立方米的日容量，在调峰储气库入口、出口各预定2000立方米的日容量。根据SNAM公司执行的相关费率，最终计算得出的年管输费为37817欧元。

管网年入口容量费：8000立方米/日×1.146643欧元/(立方米/日)=9173.144欧元

储气库年入口容量费：2000立方米/日×0.189256欧元/(立方米/日)=378.512欧元

储气库年出口容量费：2000立方米/日×0.619650欧元/(立方米/日)=1239.3欧元

管网年出口容量费：10000立方米/日×1.787898欧元/(立方米/日)=17878.98欧元

年容量费=9173.144+378.512+1239.3+17878.98=28669.936欧元

年使用费（米兰出口实际输量，不考虑输气损耗）=2700000立方米×0.003388欧元/立方米=9147.6欧元

年度结算管输费=年容量费+年使用费=28669.936欧元+9147.6欧元=37817.536欧元

在实际操作中，管输费还包括计量费用、不平衡费用和超载惩罚费用等，这里不再赘述。

2 英国天然气管输费定价机制及结算模式

2.1 英国天然气管网

原英国天然气公司BG（British Gas PLC.）在20世纪90年代被拆分成3家公司——BG集团（BG Group）、森特理克公司（Centrica）和英国国家管网公司（National Grid）。其中，BG集团的主营业务是天然气生产，是英国较大的天然气生产商，森特理克公司主要负责向终端用户供应天然气，英国国家管网公司是天然气干线管道运营商[4]。

英国国家管网公司利用英国唯一的天然气长输管网国家输气系统（National Transmission System，NTS）（以下简称“NTS管输系统”）向各类用户输送天然气。英国国家管网公司是NTS管输系统的唯一拥有者（TO，Transmission Owner）和运营商（SO，System Operator），处于垄断地位，但是不参与天然气生产和销售，由终端供应商将天然气供应给用户。

目前，英国天然气干线长输管网的总长度约为7660千米，配套设施包括6个沿海管道气接收站、24个天然气加压站以及超过600个地面设施，天然气管网年输气能力超过1000亿立方米，最大输送能力为5.11亿立方米/日[5]。

2.2 英国天然气交易及管输定价机制概述

英国天然气产业链上、中、下游分别由持证的托运商、承运商及供气商构成。英国天然气管道运输采用入口/出口式的两部制管输定价机制。托运商将天然气委托给承运商（即英国国家管网公司）运输，在管网入口交运天然气并支付入口容量费和入口商品费，在全国平衡点（National Balancing Point，NBP）进行天然气交易并交接给下游供气商；下游供气商在管网出口接气，同时支付出口容量费和出口商品费[6]。输送过程中承运方并不拥有天然气的所有权。

英国国家管网公司通过两级天然气管输容量市场（capacity market），向管道用户出售管输容量。其中，一级管输容量市场是由管道运营商向托运商出售管输容量，有富余管输容量的托运商可以在二级市场将多余的容量转卖给其他用户。

2.3 NTS管输系统的年度准许总收入核定

2.3.1 准许总收入的构成

英国国家管网公司收取管输费的标准基于经英国天然气与电力市场办公室（Ofgem）批准的准许总收入RIIO（RIIO为英国监管机构天然气与电力市场办公室用来管控公共事业公司的收入管控模型），其构成包括资产折旧、股票和债务回报、运营成本（包括人员、信息技术系统、办公室租金、税费等）、管网投资资金、绩效与激励、时间差额。

2.3.2 准许总收入的分配

英国国家管网公司的管输费分为两个部分：一是管网所有者的准许总收入，二是管网系统运营商的准许总收入，这两部分都需要经过天然气与电力市场办公室的审批。

英国NTS管输系统准许总收入在入口和出口容量费、使用费中的分配模式如图2所示。

管网所有者准许总收入覆盖拥有和维护NTS管输系统的成本，通过容量费和商品费两部分进行回收。商品费反映变动成本，由英国国家管网公司NTS管输系统模型测算得到，包含折旧、运营成本、资产价值、合理回报和执照费等杂费。每年度的管网所有者准许总收入在基准年度的管网所有者准许总收入的基础上进行调整，考虑因素包括第三方通过成本（证照费用）、上一年度实际盈亏调整（即时间差额）等。

管网系统运营商准许总收入覆盖运营NTS管输系统的成本和相关联的商业活动成本，主要通过商品费进行回收。商品费反映部分变动成本，包含调节管网平衡所购买的气量、压缩机燃料费、内部系统运营费、人员费、激励费用、容量增量费用、损耗、自用气、容量回购等成本，同时考虑上一年度的实际盈亏调整[6]。管网系统运营商准许总收入的科目包括：1）入口成本，即预计的容量回购成本，如果托运商购入了过多的管输容量，由于运营商无法实现这一容量，则需要进行管输容量回购；2）出口成本，即购入天然气并液化后存放在LNG接收站的成本；3）外部成本，包括损耗成本、自用气成本、管网运行余量成本——管网安全运行所需的储备气的储存与购买成本、余量平衡成本——运营商为了实现管网平衡而在当日现货市场上买卖天然气的净成本；4）内部成本，进行以上内部运营的所有必须成本，例如人力资源成本、计算机系统成本、控制设施成本和系统运行维护成本等。

图2 英国NTS管输系统准许总收入分配方式

2.4 用户视角的管输费计算

管网所有者管输费结算包括入口容量费、出口容量费、入口商品费及出口商品费，运营商管输费结算包括入口商品费和出口商品费。在向储气库注气时，收取管网所有者出口容量费，反之收取管网所有者入口容量费。NTS管输系统的管输费结算模式如图3所示。

式中：

容量费=容量费率×预定管输容量

商品费=商品费率×实际下载气量

注采气费=管网所有者出口容量费+管网所有者入口容量费

2.5 计量与管输费结算机构Xoserve

Xoserve公司是英国天然气市场的中央数据服务提供商。英国国家管网公司根据该第三方计量与结算机构所提供的天然气管输量数据及发票，向天然气托运商收取管输费。其中，管输费按照Xoserve公司提供的数据及账单，通过UK LINK结算系统，实行管输费月度结算。英国国家管网计量公司负责安装与维护管输计量仪表，保证计量仪表正确安全地读取数据。

Xoserve作为第三方天然气计量及结算服务机构，其所有权由天然气五大区域分销商共同持有，该公司为承运商与托运商之间的对账提供数据支持和财务支撑。Xoserve的计量及结算服务内容主要包括：1）计量服务，维护收集计量数据；2）统一开票，开具容量、运量、对账商务发票；3）单独开票，提供财务发票；4）分销网络共享平台，向次级分销管网运营商提供数据；5）天然气供应点管理，协助托运商管理天然气供应点，维护管网的统一标准；6）为天然气计量设备的设置提供意见。

3 美国天然气管输费定价机制及结算模式

3.1 美国的天然气管网

图3 英国NTS系统管输费结算模式示意

美国天然气管道运输业自1925年起步发展，20世纪40年代中期至70年代是美国管网建设发展最快的时期[7]。1966年，美国本土48个州全部通气，全美天然气网络逐步形成。

目前，美国天然气干线管道总长度约为55万千米[8]，其中州际管道总长度为39万千米，占70%，州内管道占30%。美国天然气管道已形成网络化和多元化格局，全国共有210个管道系统，其中州际管道系统109个、州内管道系统101个，另有415座地下储气库，9座LNG接收站，56座LNG工厂[9]。

美国天然气管道分为5种类型，分别为主要州际管道、次要州际管道、主要离岸管道、LNG进出口终端以及州内管道（见表2）。前4类由美国联邦能源监管委员会（FERC）负责监管，第5类管道由各州公用事业委员会负责监管。

与意大利和英国不同，美国天然气市场处于完全竞争状态，所有天然气管道公司均为私营公司。以输气能力和管道长度计算，排名前30位的大型天然气公司控制着约75%以上的州际管道[10]。

3.2 管输能力的预定和交易

美国联邦能源监管委员会（FERC）要求，建设新的天然气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。采取合同运输方式的管道设施要按订单建设，只有在客户愿意签订合同并支付费用的时候，管道才会开始建设[10]。长输合同期满后，管输能力处于“开放期”，管道公司通过竞标方式决定管输能力的买家，中标者往往是能够提供最长期限的客户。客户购买的管输能力可以自己使用，也可以在适当时候出售。出售的方式有两种：一是管道运营企业出售可中断的管输能力；二是客户自己或委托管道运营企业按照固定期限，在二级市场上出售管输能力。与此相对，托运商获取管输能力的方式也有两种：一是通过签订长输合同获取新建管输能力；二是从持有人手中购买现有的管输能力。

表2 美国天然气管道类型及管道公司数量

美国没有全国统一的管网容量交易平台，各管道公司自行建立容量交易平台，公布所属管道剩余能力、服务种类、合同招标窗口期、气质准入要求、管输费率等信息，用户根据需求向管道运营商提交容量使用申请，用户可在平台上实现容量预订和退订等服务[11]。客户可根据输送需求，查阅管输容量余量信息、交易管输容量余量[12]。美国各管道公司管容交易的流程见图4。

3.3 美国天然气管道公司的管输定价与结算模式

美国主要管道的管输价格采取每一条天然气管道分别制定两部制管输费率的机制。尽管美国拥有世界上最发达的天然气管道运输网络，但其天然气管网由众多的州际和州内管道公司分别经营[13]。美国天然气管输价格的具体形式为点到区域或区域到区域的管输价格。天然气输送到不同的地理区域采用不同价格，同一区域内采用相同价格。本文以美国天然气管道公司（NGPL）为例，浅析美国天然气管输定价与结算模式。

图4 美国各管道公司管容交易平台流程

美国天然气管道公司是芝加哥地区市场最大的天然气运输商，其管道系统是美国最大的州际管道系统之一。该公司拥有14600千米管道和82亿立方米储气能力，股权由金德尔摩根（Kinder Morgan）和布鲁克菲尔德基础建设公司（BIP, Brookfield Infrastructure Partners）共同拥有，由金德尔摩根负责经营。

美国天然气管道公司管输定价和结算模式是公司与托运方以入口到出口（区域到区域）法结算，根据淡旺季进行调整。对于不可中断服务（FTS），适用两部制定价模式——即容量费（管容预定费）和商品费。可中断服务（ITS）仅适用商品费率。

式中，容量费率单位为“美元/百万英热单位/月”，商品费率单位为“美元/百万英热单位”，N为约定的不同路径。对于不可中断服务来说，不同的入口-出口组合所对应的容量费率和商品费率均不同。

式中，商品费率的单位为“美元/百万英热单位”，N为约定的不同路径。对于可中断服务（ITS）来说，不同的入口-出口组合所对应的商品费率在不同区间浮动。

管输损耗不计入管输费率表中，美国天然气管道公司会按比例扣减一部分气量，为压缩机增压作业提供燃料，燃料比例由美国联邦能源监管委员会公布，不同入口-出口组合的管输损耗比例不同（见表3）。

4 加拿大天然气管输费定价机制及结算模式

4.1 加拿大天然气管网

加拿大的天然气资源主要集中在加拿大西部沉积盆地（WCSB, Western Canadian Sedimentary Basin），消费市场主要在东部。与美国类似，加拿大天然气管网系统由受加拿大能源监管机构——国家能源委员会（NEB, National Energy Board）监管的多家管道公司运营[14]。加拿大能源监管局是该国管道监管机构，于2019年在国家能源委员会的基础上改组成立。各管道的准许收入、新建项目、安全环保政策、管输费等均受该机构监管并需进行公开听证[15]。

加拿大天然气管网系统主要由集输管道、主干网、区域网等组成，其中主干网总长11.7万千米，在西加拿大沉积岩盆地一带管网较为密集，相比之下加拿大东部的管道系统布局相对单一。加拿大主要天然气管道包括TC能源公司的NGTL（NOVA GasTransmission Ltd）管道、“加拿大主线”（Canadian Mainline）管道；Enbridge公司的Westcoast energy管道、Maritimes & NP管道；横跨美国和加拿大的Alliance管道等（见表4）。本文选取TC能源公司作为分析对象。TC能源公司控制的天然气管道总长度为9.34万千米，满足北美地区25%以上的天然气需求，该公司的储气容量达到184.9亿立方米。

表3 美国天然气管道公司燃料保留比例（正常管输损耗）（2020年6月）

4.2 加拿大TC能源天然气管道公司定价和结算模式

4.2.1 “加拿大主线”管道系统定价与结算

TC能源公司的“加拿大主线”管道是加拿大本土最大的长输管网系统，将西部沉积岩盆地产出的天然气运送至东部市场。该系统横跨加拿大东西部4个省份，西起艾伯塔省与NGTL管网相连，东至魁北克省，供应本国市场或出口。“加拿大主线”系统由入口点和出口区域两级组成，其中出口区域共有9个，最开始的入口点在管道最西边，名称为恩普里斯（Empress）。

“加拿大主线”长输管道采用入口到出口法（点对点），并采用一部制进行管输费结算。其服务主要分为不可中断服务和可中断服务，以能量进行计量。不可中断服务管输费=月合同预定容量×不可中断服务管输费率；可中断服务管输费=实际下载量×可中断服务管输费率。2021年“加拿大主线”管道管输费率见表5。标准合约规定，在入口到出口的过程中，天然气所有权属于TC能源管道公司。

4.2.2 NGTL管道系统定价和结算

TC能源公司的NGTL管网是典型的区域性管网，主要覆盖加拿大艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省东北部，总长24632千米，从加拿大西部沉积盆地（WCSB）收集和运输天然气，每天可满足数百万居民的天然气需求。

表5 2021年“加拿大主线”管道管输费率（摘录）

NGTL管网系统受加拿大国家能源委员会监管，后者同时负责批准其准许总收入。以2018年为例，加拿大国家能源委员会批准了该管网2018-2019年的运营计划和准许总收入，包括将占比40%的普通股的股票收益率固定为10.1%，确定2019年的运营、维护和管理成本为2.3亿美元，并包括NGTL降本增效的激励机制等。

NGTL区域管网与托运方的结算模式与“加拿大主线”管道、美国天然气管道公司（NGPL）不同，入口和出口间没有直接的路径关系，是解耦式的入口和出口管输费结算方法。NGTL管输系统作为一个集成系统运作，建立集成的虚拟库存站点（NIT HUB），由虚拟库存站点连接所有供应方、仓储站、本地市场、出口市场和其他天然气管道。

表4 加拿大主要天然气管道概况

NGTL管网的每个入口有不同的管输费率（见表6）。NGTL将出口分为互斥的3组。第1组的出口各有对应的出口管输费率；第2组和第3组中，组内各出口管输费率一致，采用邮票法，第3组的出口管输费率为第2组的120%（见表7）。因此从入口到第1组各出口采用的是解耦式入口和出口管输费结算法，而各入口到第2、3组各出口的管输费率为邮票法结算。NGTL区域管网具体结算模式如图5所示。

5 结论与建议

5.1 欧美管道公司管输定价和结算模式与本国天然气管道的运营特点相适应

美国天然气管道运营的竞争性较强，在每个管道公司的运营范围内，天然气管道较少，管输路径清晰，因此可以采用针对单条天然气管道的点-区域或区域-区域的管输价格进行收费和结算，这是与美国天然气管网的运营状态相适应的。北美国家国土面积大，长输管网管输定价和结算多采用与距离直接相关的方法，省/州内管道多采用与距离间接相关的方式。北美典型管道结算模式对比如表8所示。如果已经形成了天然气管网，且管网规模较小，气源多且分散，目标市场多，管输路径复杂，可采用邮票法进行管输费结算，例如加拿大的NGTL的区域管输系统。

英国和意大利的天然气管网管输流向复杂，梳理管输路径的难度较大。在管输定价中，选择入口和出口解耦的管输定价形式，将各种管输路径的成本分别计算到入口管输价格和出口管输价格中。在实际管输费结算中，无需以确定管输路径为前提，仅需要根据入口和出口的预定容量，计算入口和出口的容量费，根据实际计量的管输量计算使用费，大大提高了管输费结算的可操作性。此种入口和出口解耦的管输定价及管输费结算模式适应于天然气管网规模较大、气源多、目标市场多且管输流向复杂的运营情况。

表6 NGTL管道入口管输费率（摘录）

表7 NGTL管道出口管输费率（摘录）

图5 NGTL区域管网管输系统结算模式

表8 北美管道公司管输定价和结算模式对比

5.2 欧美管道公司管输定价和结算模式与本国天然气管网的运营管理模式相适应

英国和意大利的天然气管输结算模式适合于单一管道运营主体，即由一家管道公司运营天然气管网情况下的管输费结算。美国的天然气管输结算模式则适合于众多独立的管道运营主体，每家管道公司运营一条或数条天然气管道且管输路径清晰情况下的管输费结算。

5.3 启示与建议

英国、意大利、加拿大和美国的天然气管网已实行公平开放，向市场提供“第三方准入”。托运商可以通过预订、长期合约、一级市场购买现货、二级市场购买其他托运商富余容量等多种方式获得管输容量，也可以在二级市场上将富余的管输容量出售。这一机制避免了管输容量的闲置和浪费，丰富了管输容量的供应格局，有助于管网资源的充分利用，优化资源配置。有鉴于此，笔者建议结合中国实际，在深化天然气管网公平开放改革的过程中，建立适应中国国情的管输容量交易机制与交易平台。

英国、意大利、美国的天然气管输基本都采用两部制价格模式。两部制管输价格模式的容量费可以保证管道公司的收入能够覆盖正常运营成本并获得一定的收益。商品费/使用费与绩效奖励可以补偿管道公司的可变成本，鼓励管道公司采取措施降低运营成本，提高运行效率。

虽然两部制管输价格模式的价格核定相对较为复杂，但对于用户而言，两部制所形成的价格表（尤其是与路径分离的价格表）相对较为简单明了，有助于鼓励不熟悉天然气管道运输业的新型、小型、微型、贴近民生的企业进入这一市场，从而进一步推动中国天然气管网的公平开放。