内容提要：2013年3月，部制改革将电监会并入能源局，朝着能源大部制更进一步，同时，能源局的职权范围也进一步扩大。本文剖析了国内天然气管输监管制度的问题和缺失，在梳理了美国、欧洲等发达国家天然气产业改革的相关立法经验和特点的基础上，指出了实施第三方无歧视接入（TPA）制度是解决我国天然气产业发展“瓶颈”的重要措施。

关 键 词：管输监管；第三方非歧视接入；监管改革；管输定价

导论

天然气作为一种优质、环保能源，在世界能源结构中占有重要地位，它是一种特殊商品，从被开采出井口到配送给终端用户需要特殊的运输方式。当前，全世界天然气运输主要采用两种方式：管道传输和液化运输，管道方式是其中的关键，国际能源机构统计，每年全世界约75%的天然气通过管道网络传送到终端用户手中。从产业组织角度看，依靠固定管道网络来传输其产品的天然气产业典型地表现出网络型产业的特征。天然气运输管道投资具有资金密集、回收期长和沉淀性强的特点，管道运营企业的边际成本长期低于平均成本，规模经济特征明显，由一家企业来提供此服务是最具效率的，并且管道网络能够较长时间运营，经济租金持久存在，天然气管道网络一旦投资建成，管道网络运营企业在相对于消费者的谈判中便拥有了较强的市场势力，具有自然垄断性。因此，天然气产业由于技术和经济上的原因成为了规制研究的重点。国外特别是发达国家的天然气产业已经建立了一套相对成熟的规制体系，并仍处于不断完善之中，我国天然气产业起步较晚，行之有效的规制体系缺位已成为制约我国天然气产业发展的重要因素。因此，了解和借鉴发达国家在天然气产业规制方面的经验，对于建立我国天然气产业规制体系、促进天然气产业的健康发展具有重要意义。

 一、我国天然气管输规制面临的问题和挑战

我国过去在高度集中的计划经济管理体制下，天然气与石油一样，其勘探、开采和销售成为国家行为，经营主体和生产经营方式单一，由于勘探开发不够，产、储量较低，没有形成产业规模，天然气立法长期处于停滞状态。随着市场经济体制改革深入，我国陆续制定了一些有关天然气方面的条例规定，目前，有关天然气管道管理与规制的专门法规仅有《石油天然气管道保护条例》（2001），其目的是为了保障石油、天然气（含煤层气，下同）管道及其附属设施的安全运行，维护公共安全；在城市输、配气环节，主要的适用法规是《城市燃气管理办法》（1997年）以及各地根据该法规制定的地方性法规，其立法的基本出发点是将城市配气系统作为公用服务事业，除了较多地关注安全等问题外，在准入、价格等方面强调政府的直接管制。此外，还有一些部令、通知等，对天然气下游领域起调整作用，如《国家计委关于调整天然气井口价格的通知》等。总体来说，天然气监管方面法律法规还很不完善，没有针对天然气自然垄断领域实施监管，导致天然气企业的一体化经营、垄断地位滥用等问题均没有有效的法律约束，许多问题无法可依、无章可循。^[1]同时，参与天然气行业管理的部门较多，职能相对分散、交叉，难以实施有效监管。具体问题如下：

（一）天然气市场专门监管机构缺位。中国没有独立的天然气监管机构，天然气行业监管的范畴涵盖了资源保护、价格和进出口管制、行业准入、投资审批以及环境、安全等多方面内容，涉及的政府部门包括国家发改委、国土资源部、财政部、环保部、税务总局、物价局、海洋局等，职能相对分散、重复、交叉，缺少一个职能相对集中的管理部门，管理主体不够明确。行业协会在一定程度上起到了协调作用，中石油和中石化也承担了某些本不该企业来承担的职责。而能源局更多的是政策制定者的角色，而不具有监管职能。监管机构的缺失助长了管输市场的高度垄断经营，这实际上阻止或限制了任何上游竞争及向终端用户或天然气配送公司输送液化天然气或管道天然气的新供应商的进入。

(二) 天然气市场垄断经营缺乏有效规制。 在现行的法律框架和政府管理体系下，曾是国家高度垄断经营的天然气行业，虽然通过1999年的行业结构重组已初步形成三大国有油气公司相互竞争的格局，但行业经营的状态并未彻底打破，表现在三家公司作为投资主体、生产建设主体、输送和销售主体，采取了上下游一体化（特别是开发和管输一体化）经营的模式。其市场控制力也极不均衡，其中天然气生产的72%、管线里程的95%，输气能力的83%为一家公司所控制，而城市管网的输送和配售环节则完全由地方国有公用事业部门垄断经营。这种行政性垄断和自然垄断并存的局面严重阻碍了市场的发育。以煤层气的开发为例， 煤层气目前主要由煤炭生产商、中石油和中联煤生产。但，除中石油外，其他主体缺乏管道准入权，无法将大量煤层气运至沿海消费市场。尽管我国煤层气资源丰富，在“十一五”期间煤层气远未达到目标产量（目标为利用量达100 亿立方米立方米 ，实际利用量仅为36 亿立方米，当然，矿权重叠也是未实现开发目标的主要原因之一）。因此，必须进行创建竞争型行业结构和现代化监管体系的改革，彻底摒弃过去那种先发展、后规范的做法。

（三）天然气法规不严密，没有具体的监管制裁措施。现有的天然气法规中，义务与责任不对称，原则性规定过多缺乏可执行性，责任和责任人也不够明确，而且缺乏处罚的幅度和具体规定，即使违规也难以量化，执法主体和裁决也无明确的规定。过分原则和抽象必然导致调控和解决纠纷的能力差。缺乏稳定、透明、完整和以市场化原则为基础的法律规制框架，严重制约了行业的发展。目前，监管方式以行政审批方式为主要手段，既没有一套与市场经济相适应的法律法规做依据，也没有现代监管方法，致使行业监管较为薄弱，尚未形成上下游配套、目标明确、组织到位、措施得力的监管框架。

当前，我国正面临经济发展模式转型，以及从对煤炭的过度依赖中转型。在此双重挑战的大背景下，天然气以其清洁、高效和相对丰富的资源量，在能源消费结构转型过程中将发挥承前启后的作用。和其他一次能源不同，天然气有相当比重是直接民用，这就凸显了确保天然气供应链安全的重要性。天然气消费增长迅速，根据CNPC 的预测，中国天然气年消耗量有可能在2020 年达到3500 亿立方米。天然气垄断经营的模式已经无法满足天然气发展要求，在管网运输方面，存在着巨大挑战：

（一）管网基础还十分薄弱。我国天然气市场需求潜力巨大，但天然气管网                                                                       仍不发达。根据公开刊物发表的数据，截至2012年，骨干管网总长大概22000公里，形成了西气东输、北气南送、海气登陆的格局。已经建成了西一、二线、川气东送、中乌管道、陕京1、2、3线、涩宁兰管道、中缅管道、中贵管道，其中去年中贵管道已经到了四川，预计今年年底到贵阳，正在建设的西三线和中石化新疆、上海、广州管道，另外计划建设西四线、西五线以及区域性管网。目前，川渝地区管网比较完善，华北、长三角框架已经基本形成，东南、珠三角、山东、东北地区管网正在建设，海南、广东等地管网正在规划，而，中石油拥有全国80% 以上的管道。^[2]但，相形之下，德国截至2009 年底的天然气运输高压管道总长为117,000公里，但它国土面积仅为中国的4%，天然气消耗量也比中国少很多（2010 年为970 亿立方米）。美国管道总长约为500000公里，其中70% 为州际管道（如果把阿拉斯加纳入美国国土，中国与美国面积大概相等）。^[3]由于中国天然气资源远离消费市场，很多地区还是缺乏管道和配气管网支持，已发现的资源难以得到更好地开发利用，影响了天然气下游消费市场的开拓，同时也制约了天然气勘探开发的进一步发展。特别是，国家正在积极推进页岩气等非常规天然气的开发，而现有页岩气资源有利地区的管网设施严重不足，随着非常规天然气逐渐进入勘探开发阶段，管输带来的问题更加突出。一位在中国非常规油气领域工作多年的公司人士称，非常规气勘探开发成本高，一般地理条件不好，如果管道准入再不解决，市场定价不可能实现。

（二）管网建设资金投入不足。天然气管网建设属于资本密集型产业，而天然气市场的垄断经营状况加大了投资风险，提高了行业准入门槛，制约了国内外民间资本和先进技术、管理的进入。尽管2012年国家能源局《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》提出，支持民间资本与国有石油企业合作，投资建设跨境、跨区石油和天然气干线管道项目。但，因缺乏相关的配套措施，难以吸引民资。2012年开建的西气东输三线工程，中石油引入了代表社会资本的全国社会保障基金理事会、城市基础设施产业投资基金，其持股比例为16%，此系国内社会资本参与干线输配油气管网工程的首个案例。但，我们认为该案例并不具有普遍意义，也不能说明民间资本进入管网市场从此就没有障碍了。如何通过顶层设计更有效地吸引民间资本投入管网建设是值得思考的问题。

（三）定价机制不符合市场规律。从各国天然气发展的经验看，天然气价格政策成为天然气发展的推动力需要满足两个条件：一是天然气价格形成机制要反映天然气产业特点，以天然气供求为中心，保证天然气上、中、下游行业进行投资和运营的积极性，二是理顺天然气价格与其他替代能源产品价格的比价关系。我国目前天然气定价仍为政府定价，采用成本加成法，定价模式单一，难以准确反映市场供需。借鉴国际经验，应从成本加成法向净值回推法定价过渡，最终实现市场化。同理，我国的管输定价机制也存在着同样的问题，一是对油气管输费没有一个动态的管理与调控机制，不能随管输成本的变化调整，给管道企业运营带来较大成本压力。部分新建管道(涩宁兰、兰成渝管道)管输价格下调也严重影响了企业的收入；二是管输费率结构单一，没有按照国际通行做法，实行“两部制”即输量费和输能费；三是未建立管输成本的定价标准。目前我国执行的管道输油价格虽体现了管径和距离差别，基本仍参照铁路运价制定管输运价，对多介质、跨国管道等管输费的测算、计费方式等没有形成规范、统一的标准。管输定价机制不理顺阻碍了管道市场改革的推进。

综上，我国亟需加强天然气管输监管制度改革。从国外经验来看，第三方非歧视接入制度无疑是打破垄断、实现天然气市场改革的重要手段。

二、国外天然气产业规制改革的启示

世界上还有许多国家使用天然气，但是与欧美国家相比，大部分国家的天然气产业，或者还处于起步阶段，或者还未建立现代规制框架，或者大量依靠进口而缺少高压管输网络，因而，能够借鉴的天然气规制经验主要集中于美国和欧盟国家。

（一）美国第三方无歧视接入制度。美国是世界上最大的天然气消费国，利用历史较长。规制从企业在城市的煤制气生产和配送专营权开始，逐渐扩大到跨州管线的管输费率，美国联邦动力委员会(FPC)拥有发放州际管线进入某个市场许可证的权力，特别是1954年的Phillips决议，更赋予了FPC控制所有天然气井口价格的权力。直至80年代中期，美国天然气产业都处于垄断和严格规制之下，天然气交易途径单一，地方配气公司(LDC)只能通过管输商获取天然气， 而LDC又是终端小用户获取天然气的唯一途径，因此，管输商的成本和LDC的成本最终可以转嫁给终端用户，交易过程中的垄断性价格歧视不可避免。另一方面，规制过低压制了天然气供应价格，生产商的成本难以补偿，供求失衡，致使上世纪70年代许多州出现严重的天然气短缺，同时期的石油危机更加剧了市场失衡。80年代中期，美国政府开始对天然气产业的规制进行改革。^[4]

美国天然气产业规制的改革始于一系列法令的颁布，其中最具里程碑意义的是联邦能源规制委员会(FERC)于1985年颁布的第436号令和1992年颁布的第636号令。436号令鼓励管道公司将销售与服务职能分开，并向第三方开放，规定管道运营商可以按“先到先服务”的标准向第三方提供管输服务，所提供的服务必须遵照无歧视原则。这一法令对视天然气为商品的概念进行了认可，开始正式分离该产业中的经营和运输职能。636号令则要求管道运营商将自身的运输和销售职能彻底分离，禁止管道公司涉足天然气买卖业务，解除捆绑式(Unbundling)销售，转变为专业的天然气输送商；第三方公开接入管道网络(Third party to access，TPA)，管道公司必须履行平等输气原则，无歧视地为所有用户提供管输服务；鼓励建立和发展市场中心，以市场的方式转让管输和储存能力；管道公司还必须及时披露天然气管输能力分配方面的信息，以降低在管输系统方面的信息不对称。规制的重点则主要集中于第三方公开接入管输网络、管道运营商无歧视服务的提供以及管输费率方面。
   （二）英国天然气产业规制。英国天然气产业规制改革走在欧盟国家的前列。由于英国自身天然气资源丰富，所以在发展初期，上游气源市场基本上就呈开放格局，形成了气源多元化，垄断主要集中在中下游的输配售环节。基础设施建设采取了国有垄断方式，1986年以前，英国天然气产业中下游业务由国有的英国天然气公司(BG)垄断经营。保守党70年代末的上台拉开了私有化的大幕。1986年英国通过《天然气法案》，BG被私有化，成为英国唯一的天然气垄断商，纵向一体化运营，业务领域涉足购销、运输、配送和零售；在供应领域引入有限竞争，赋予天然气年消费量超过25000千卡的大终端用户直接向供应商购气的权利，BG仍保持垄断小用气量用户的供气市场；成立天然气规制办公室 (Office of Gas Regulation，Ofgas)，作为核心的规制机构，管理BG对小用气量用户供气的价格，促进第三方接入管输网络。英国天然气产业引入竞争机制是分阶段进行的，首先形成大终端用户输配领域内的竞争格局，然后再将竞争机制引入普通用户的输配领域，措施则是基于垄断企业的纵向分拆、第三方接入管道网络和无歧视服务原则。

1995年新颁布的《天然气法案》确立了引入竞争机制、打破垄断的进程表，决定对BG进行分拆。1997年，BG分拆完成，出现了两个新的公司：British Gas plc(BG plc)和Centrica。BG plc拥有原BG公司的管输网络和储存资产，负责天然气输送与储存业务，Centrica专事销售业务，原垄断企业纵向解体，除居民用户之外的各类终端用户具有自由选择供气商的权利。1999年英国天然气与电力市场办公室(OFGEM)成立，取代Ofgas成为天然气产业的规制机构，同年，居民用户市场的竞争机制形成，至此，英国天然气产业的竞争局面完全建立。规制改革后，英国天然气产业除输配环节仍处于自然垄断状态外，已经形成了气与气之间的竞争格局(Gas—to—Gas Competition)，规制当局关注的重点在于TPA和管输费率。

（三）欧盟天然气规制改革。上世纪90年代中期，自由化浪潮开始席卷欧盟天然气产业，其他产业竞争的溢出效应以及迫于大商业性能源用户和潜在新进入力量的压力，欧盟开始了其内部的规制改革。欧盟委员会和理事会于1998年发布了旨在欧盟内部建立统一天然气市场的指令——《内部天然气市场的共同规则》(98/30/EC)，其目的在于刺激欧盟内部天然气产业链各个环节合作的发生，以此降低能源价格和改善能源供应的安全性。指令要求各成员国政府改革原有规制体制，设立专门的规制机构；引入竞争机制，分拆纵向一体化企业业务，或者至少在内部对管输、配送、储存和非气业务分设账户，独立进行会计核算；管输网络在非歧视原则下向第三方开放，实行基于规制接入或谈判接入方式的第三方接入(TPA)。 2003年欧洲议会和委员会又发布指令(2003/55/EC)，要求各成员国加快市场开放进程，确定了对不同种类终端用户开放的时间表和输配业务分离的时间表。欧盟所发布的指令只是针对天然气的销售与输配业务，并不干涉其成员国企业的组织结构和经营方式。

法国天然气产业长期处于国有垄断模式之下，消费主要来自进口，国有企业GDF控制着整个法国天然气的销售、运输和配送，以及95%的进口份额。根据欧盟指令，法国向天然气产业引入了竞争因素，允许GDF之外的供应商和销售商使用管输网络，分离GDF管输业务和销售业务的账户，实行分类核算，规制的重点集中于管输网络服务的提供方面。

荷兰国会在2000年通过了《天然气法案》，对终端用户的供气选择权做出规定，分别赋予中等终端用户、小终端用户在02、03年自由选择供气商的权利(大终端用户已于1998年获此权利)；要求管输服务和储存服务必须被无歧视地提供，并对整个操作过程进行规制。基于此，Gasunie把高压管输和储存设施与天然气的贸易活动进行了分拆，LDC也被分拆为供气商和配送网络运营商，政府对网络接入进行规制。法案提出，在指导性价目表公布的基础上，通过谈判实现TPA，以便生产商、终端用户和经销商能够从Gasunie和地方配送网络运营商处获取管输服务。此后，荷兰规制当局又相继颁布了一系列指导方针，其中，2002指导方针提出进一步分拆Gasunie的基本管输业务，便于其在二级市场上交易，这包括可保证的管输服务、回程管输服务和可中断管输服务等。改革之下，Gasunie原有的纵向一体化业务被分拆，管输和销售业务在法律上分离了。 荷兰对于天然气产业的规制总体上表现为放松趋势，规制范围按法案规定只集中于服务和接入条件方面，更多的重点则放到了天然气市场发展的制度设计方面，包括管输范围、储存、平衡和辅助服务、合约标准、费率结构等，其目的就在于推动天然气贸易的发展和阻止在位者市场势力的滥用。

总体上看，美国和欧盟国家对于天然气产业规制的改革主要集中于几个方面：建立“法律一规制机构一规制政策一规制对象”的规制体系，设立专门规制机构，规制行为在法律约束下做出；规制改革的目标在于实现竞争最大化，赋予终端用户自由选择供气权，途径主要是对纵向垄断业务的分拆和基于规制或谈判方式的第三方公开接入管网系统。

三、对我国天然气管输监管的立法建议

我国天然气产业还处于初级阶段，完成天然气管道市场监管的顶层设计还有很多工作要做，结合我国天然气行业现状，我们认为应特别注重以下几个方面：

（一）完善监管职责和标准。在天然气市场化过程中，管输规制自由化有两种模式：一种引入管道与管道竞争的模式（多个管输公司参与竞争），另一种就是强制第三方准入管网的模式,最终目标是实现天然气市场（IEA 1998）。在我国，天然气产业还处于初级阶段，考虑到管网的规模经济和利用效率，《管理办法》规定了在管网建设统一规划的前提下，同时允许第三方准入为原则的改革方向。但是，还需要进一步落实这一原则。天然气产能可用度、产能购买和产能使用成本是第三方准入最为关键的几项，在建立专门的监管机构的前提下，监管机构必须能够对其有所了解，适度调控并加以推进，最终在不同市场参与者之间实施。促进开放准入要求监管机构以透明、可靠和公平的方式制定输送管网产能的管理标准，并且在制定过程中咨询所有相关参与方的意见。管网费用通常包括固定费用和可变费用。固定费用通常指管道使用所产生的长期资本成本，而可变费用通常包括实际使用过程中产生的运营成本，尤其是压缩机运营成本。天然气管道的总成本主要由资本支出（CAPEX）构成，但运营支出（OPEX）也占一小部分，通常为总支出（TOTEX）的10%。无论采取何种收费方式，总支出需全部由管网所有者收回。成本监管方面有两大要求。其一，所获收益只能体现在与管网及管网使用相关的成本，从而避免在价值链不同环节之间实行交叉补贴（我国目前在天然气输送与进口或生产环节之间采取这种方式）。第二项要求是对市场权力的整体限制。主要是避免非一体化的网络运营商能够运用（或滥用）其市场权力，进行自然垄断，征收高于规定标准的管网使用费用。这样会使得运营商的收益增加，而用户则承担不公平的额外成本。因此，垄断基础设施运营者及时平等地向所有市场参与者公布信息。^[5]

（二） 建立社会资本参与管网建设的融资模式。管道作为国家重要基础设施，对保障能源供应安全具有重要意义，同时，引入多种类型资本参与建设，有助于真正实现第三方无歧视地接入，实现天然气市场竞争。天然气管道建设具有投入大、回收期长，但收益可预期的特性，针对这一特性，以及国外管道建设经验，我们认为通过一定的顶层设计，可以采用PPP模式或特许经营的模式，鼓励社会资本参与天然气管道开发，而天然气监管机构应确保对开发建设运营的全过程监督。例如，在美国天然气市场，天然气管道项目是由独立的管道开发商开发的，旨在提供足够的新产能，保证将天然气从一个地点运输到另一个地点。美国国内的州际管道的投资主要是在开放期间完成的，并由不同区域之间的定价差进行驱动。这种投资通常由私营企业完成，通过与长期的管网能力配置的捆绑来吸引长期投资，使私企建设管网成为可能。对于长距离州际项目，是由FERC 监管的。而近年来，我国针对页岩气开发而举行的二轮开发权招标也证明了社会资本参与油气中上游领域开发的巨大潜力。但，国家要给予一定的政策扶持，确保项目有可靠的收益以及经营环境的公开、平等、透明。

（三）加强管输定价监管和改革。对管输定价采用国际通行的两部制收费方式，即为回收管道固定成本的管道容量费按用户的高峰期需求来收取，为回收管道变动成本的管道使用费按用户的实际提气量收取，这种价格机制有利于用户尽可能地在不同季节均衡适用天然气以降低单位提气量的价格支出，防止用户盲目夸大预定量而浪费输气资源，提高设施利用效率。同时，还应强化对管输企业的成本核算，实行基于业绩的监管定价，加强对城市配气费的监管力度，防止由于管输和配送成本增加而抬高天然气价格。管道公司必须及时披露天然气管输能力分配方面的信息，以降低在管输系统方面的信息不对称。对天然气发电等可以稳定消费天然气的项目，应在价格上予以倾斜，以激励投资，提高天然气管道的经济性。^[6]

经验表明，开放的天然气市场不会自动形成，而需要政策的推动和稳定透明的政策架构的建立，唯有在此条件下市场才能转型。任何天然气市场的自由化进程很大程度上主要由政府首先推动，然后由指定的监管机构推进。 发达国家天然气改革均经历了立法先行-政府依法规制-企业依法经营的路径，最终实现了天然气行业公平竞争的市场环境和规范透明的制度环境。 在此意义上， 《管理办法》的出台迈出了我国天然气市场改革重要的一步，具有十分重要的意义。

[1] 周志斌等著，《中国天然气经济发展问题研究》，石油工业出版社，2008年版。

[2] 周志斌，中国天然气管道建设的喜与忧【J】，能源，2013（56）-34

[3] IEA， 《天然气定价与监管-中国面临的挑战与国际经验借鉴》，2012

[4] 周志斌编著，《天然气市场配置及补偿机制研究》，科学出版社，2011版。

[5] IEA， 《天然气定价与监管-中国面临的挑战与国际经验借鉴》，2012

[6] 洪波、许红，欧美天然气定价机制及价格监管对我国的启示，石油规划设计，2009,（20-1）-5