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几种国外天然气定价与监管模式比较
2013年第一期    发布时间:2013-6-13 11:41:12

几种国外天然气定价与监管模式比较

秦皇岛燃气总公司  赵殿科

      内容摘要:北美、欧洲和亚太作为世界三大天然气消费区,研究其天然气定价与监管模式将对我国天然气价格改革提供有益借鉴。研究表明,三大地区经过多年的改革、发展和完善,已经形成了较为成熟的、带有区域市场特征的天然气定价与监管模式:北美的“批发层面气气竞争+现货市场”模式、欧洲的“全层面气气竞争+NBP现货”和“市场净回值+油价指数挂钩”双重模式和亚太的“市场净回值+JCC挂钩的长期合同”模式。目前,我国天然气工业正处于的快速发展期,面对当前上游供应主体相对比较单一、管网建设有待进一步完善、管道运营主体较少、市场成熟度相对较低的情况,天然气定价可借鉴日欧模式中的成功经验;面对市场化定价的最终方向,我国还应借鉴美英模式的成功经验,推进在天然气监管机构与法律、管道的“第三方准入”、天然气出厂价与相关环节的监管方面的改革步伐,为天然气市场化定价做好基础。
       关键词:天然气;价格;监管;模式   
       天然气定价机制与监管对天然气产业的发展有着重要作用。合适的价格水平和完备的定价机制对天然气上游勘探开发、中游管道建设、下游市场供需平衡起着关键的促进和调节作用。作为天然气主要消费区域的北美、欧洲和亚太地区经过几十年的发展,已经形成了带有区域市场特征的几种较为成功的定价和监管模式。研究其定价与监管模式,借鉴其成功经验,对进一步改革和完善我国天然气定价机制具有重要意义。
      1 天然气定价与监管的北美模式
      从历史上看,一国天然气工业的发展一般要经历三个阶段,即启动期、发展期和成熟期。不同时期的划分与天然气的市场状况、基础设施特别是管道状况、政策法规及政府监管等都有着密切的关系,而不同的天然气工业发展阶段又有着不同的天然气定价及监管模式。美国的天然气工业经过近百年的发展,目前已经处于成熟期,形成了庞大、完整、完善的天然气工业体系,拥有一套成熟、完善的定价和监管模式。
      1.1天然气价格监管历史
      美国历史上也曾对天然气井口价进行严格控制,但20世纪70年代发生的洲际天然气短缺,促使美国对天然气工业和价格开始大规模的改革。1978年颁布天然气政策法,宣布逐步解除天然气井口价格管制,并对1985年1月1日后新井的井口价不再控制[1]。1985年,联邦能源监管委员会(FERC)公布第436号令,鼓励管道公司无歧视地提供公开准入运输服务。为了保证436号令的有效实施,1987年,FERC又公布第500号令,提出在管道公司接受提供公开准入运输服务的前提下,免除其照付不议责任。1989年,美国国会颁布天然气井口解除控制法,结束了对天然气井口价的管制,并决定从1993年
1月1日起,允许井口价市场化。为了响应天然气井口价解除控制法,FERC于1992年发布第636号令,要求管道公司将天然气销售、输送、储存服务等分类,相对独立地提供服务和定价,并鼓励使用和发展天然气市场交易中心,最终形成了相对完善的竞争性价格定价机制。
      1.2 现行天然气定价及监管模式
      美国拥有6800家天然气生产商,在上游市场形成了卓有成效的竞争,井口价也完全由市场决定。管道实行的“第三方准入”制度(即允许供气商和用户在公平费率的基础上无歧视地进入管道运营环节)打破了管道公司垄断购气、输气和售气的捆绑式服务,地方配气公司(LDC)、销售商和直供大用户可以直接与上游供气商达成购气协议,形成了天然气供气商之间争夺用户的竞争(即气气竞争模式),在天然气批发市场实现了价格完全市场化。
      对于带有自然垄断属性的管道输送和LDC的配气服务等业务,美国并没有放开,依然由FERC和州监管委员会对其进行监管。在价格的计算上,美国大多数州的管输费和LDC的配气费按服务成本方法来定价。按照636号令,管道公司按照直接固定变量法(SFV)回收成本[2],在SFV方法下,管输费与用户负荷系数有一定关系,负荷系数大的用户的管输费较低,负荷系数小的用户的管输费较高。由于服务成本法不能有效促使管道公司和LDC降低成本和提高运营效率,因此一些州也实行鼓励性的管输费和配气费确定方法,即让管道公司、LDC与其用户共同分享由管道公司和LDC效率提高所带来的收益。
      在实际的天然气交易中,美国大量的天然气是通过短期合同进行的现货交易,而交易价格则通过市场交易中心(hub)由众多买卖双方竞争形成。市场交易中心价格也成为各产业链各环节价格关系的连接点。而大量短期合同的现货交易使天然气价格变得反复无常,因此,作为转移、规避价格变动风险的期货市场作为一种金融管理工具也应运而生,现货市场和期货市场的发展使得天然气交易方式及交易中用以形成价格的机制
发生了深刻的变化,即使是根据长期合同交易的天然气,价格也主要与市场交易中心的现货或期货价格挂钩。进口LNG价格也以市场交易中心的价格为基础倒算。
            

      美国天然气定价与监管模式如图1所示。
      加拿大的天然气价格管理模式基本与美国相似,价格水平更是极为一致。两国的天然气价格虽然采取完全竞争式定价,并未直接与替代燃料(石油产品)挂钩,但由于燃料之间的替代性,长期来看,天然气替代燃料价格上涨,会引起市场对天然气需求的增长,进而抬高价格。因此,长期内二者呈现相似的变动趋势。而短期价格主要受天气等因素的影响而经常性波动,会与替代能源价格变动产生一定的偏离。
      2 天然气定价与监管的欧洲模式
      欧洲(主要指西欧)是世界第二大天然气消费区,与北美不同的是,北美地区的天然气基本是自给自足,美国所需的进口气主要由加拿大通过管道供应;而西欧自产天然气远不及自身消费量,需要从区域外进口天然气,四分之三通过管道气形式进口,其余采取LNG形式。俄罗斯和阿尔及利亚是其主要管道气供应国;而阿尔及利亚和尼日利亚则是其LNG最大供应国。欧洲地区这种严重依赖海外气的形势也使得其价格水平相对高于北美地区。在定价模式方面,英国模式明显区别于欧洲其他地区,因此在欧洲也就出现了两种定价模式并存的局面。
       2.1 英国天然气定价和监管模式
      在英国天然气价格改革前,其采取市场净回值的定价方法。20世纪90年代后,随着英国天然气工业进入成熟期,英国开始对本国的天然气工业进行监管改革。1986年颁布《天然气法》,将英国天然气公司(BG)私有化并成立天然气监管机构Ofgas,部分放开天然气供应管制,同时对年用气量超过25000therm的大用户实行管道“第三方准入”。1989年Ofgas规定英国大陆架任何新气田生产的天然气,BG的签约额不超过90%,其余10%出售给独立供气商和托运商。1992年Ofgas进一步下调市场准入门槛,规定年用气量大于2500therm的用户都可以自由地选择供应商[3]。1993年Ofgas要求BG的管输和销售业务进行财务分离,确保管网的无歧视准入。1995年推出《天然气法》,确立了以许可证为基础的行业监管框架,为推动下游市场有序竞争提供了法律架构。1996年颁布天然气管网准则,规定了管网使用者的权利与义务、管道公司的运行方式与保持管网系统平衡的手段,成为管网第三方准入的基础。
      经过一些列的改革,英国天然气市场已从一家国有公司垄断经营逐步演变为在所有供应环节实现竞争,成为世界第一个在天然气零售领域全面引入竞争的国家。在实施了“第三方准入”后,所有供应商都有权平等使用BG的高压管道和LDC的低压管网,实现了“气气竞争”;所有天然气用户无论其用气量大小,都可以自主选择天然气供应商,价格以英国国家平衡点(NBP)现货价为基础,完全由市场供需双方形成。而对于管输价格,仍然受到政府管制,在计算方法上,初始管道公司运价按照服务成本法确定,在以后的运营过程中,按照价格帽定价法[4],它是在服务成本法基础上的一种改进方法。
      英国天然气定价与监管模式如图1所示。
      2.2 欧洲(不包括英国)天然气定价和监管模式
      受英国以及它之前北美在天然气改革方面
取得成功的推动,1998年,欧盟(EU)成员国一致通过一项天然气指令[3],目标是在充分考虑供应安全的基础上在欧洲内部创立一个开放的天然气市场,增加竞争。该项指令在天然气市场结构改革方面有以下要求:一是分离运输与销售服务,这是保证第三方以及天然气公司自己业务公平地使用运输服务的前提;二是第三方准入;三是对天然气公司的运输服务实行监管等。由于与北美和英国拥有较为丰富的天然气资源、庞大的生产商数量不同,欧洲地区天然气严重依赖长期合同下的进口,往往是一家全国性的天然气运输公司拥有购买和进口的独家经营权并负责向全国市场实现垄断供应,因此,欧盟指令效果并不理想。
           

      目前,欧洲大部分国家依然采取垄断式定价,定价方法主要采取市场净回值法。市场净回值是以天然气在下游市场的市场价值(市场价值根据竞争性替代能源的热当量价格确定,并将市场价值作为天然气终端用户的价格)为基础,减去城市门站到终端用户间的所有成本(按服务成本法计算)获得门站价,再扣减从井口/LNG接收站/边境到城市门站间的输送、储存等所有成本(按服务成本法计算)获得市场净回值,并以市场净回值作为上游供应商和管道公司谈判上游供气价格的基础,它实际代表了上游供气价格的最高限,而上游供气价格的最低限则一般由成本加成法确定,否则上游供应商将不能得到合理利润。在谈判基期价格确定后,通常还要建立一个调价公式,通常的做法是将上游供气价格与天然气替代燃料(一般是石油或石油产品)的价格指数挂钩。
      欧洲主要天然气定价与监管模式如图3所示。
      除了英国外,德国的价格管理方式也与欧洲多数的垄断式定价有所差异。在德国,Wintershall公司和俄罗斯Gazprom合资的Wingas公司通过建设一条并行输气管道进入德国天然气
市场[5],这种“管道与管道竞争模式”在一定程度降低了大工业用户的天然气价格,缩减了管输公司的边际利润,但是由于大多数用户仍采取长期合同的形式购买天然气,所以这种竞争很有限,且从定价方法上,并未改变德国以市场净回值定价的结构。
      从整体上看,整个欧洲地区的天然气定价与监管模式正处于向竞争式定价转变的过程中,但在这一期间内,由于绝大多数的天然气是通过长期合同交易的,而这些合同的天然气价格是与油价直接挂钩的,只有较小的一部分天然气通过市场交易中心交易的。这种结构决定了欧洲天然气价格在长期走势上与油价保持较强相关性。英国的天然气价格虽然独立于欧洲天然气价格,但随着英国进口天然气的增加及英国与欧洲大陆之间的天然气管道的运行,英国的天然气价格也越来越受到欧洲大陆的影响。并且由于与石油的替代关系,长期看天然气现货价格仍间接受石油价格的影响,与油价有着相似的变化趋势。

          
      3 天然气定价与监管的亚太模式
      亚太地区是继北美和欧洲之后世界第三大天然气消费区,与前两者不同的是,北美和欧洲的天然气贸易以管道气为主,而亚太市场的天然气贸易则以LNG长期合同为主,而日韩则是这一地区LNG进口的主力,其定价模式也最为成熟。但由于日韩自身基本不产天然气,天然气资源极度匮乏,其消费天然气全靠外部进口,因此其价格水平也在三大消费区中最高。
      日本于1969年开始进口 LNG。当时的气价是在成本加成的基础上,由买卖双方协商确定。上世纪七十年代爆发的两次石油危机,使得日本决定减少对石油的依赖,开始积极寻找替代能源。最初进口的 LNG 主要用于替代石油发电。为了在价格上占据优势,采用了市场净回值定价法,在调价公式上,采取了与日本综合原油指数(JCC)挂钩的。这一挂钩公式也经历了几次变化,现行的调价公式是被称为S曲线的价格公式:
                  PLNG=指数×JCC+a+S
      其中PLNG是LNG进口价格,常数a和S是用于平抑油价波动对LNG价格的影响。当油价
低于某一水平时,S的取值为正值,但当油价高出某一水平时,S的取值则变为负值。
      日本的天然气工业由一些地区性的垂直一体化公司组成,这些公司从事天然气供应和进口业务。地区性天然气公司有200多家,其中东京天然气公司(Tokyo Gas)等4家公司占据着日本天然气市场75%的份额,处于主导地位。另外有几十家公司也从事天然气供应业务,此外,还有许多从事天然气或人造气配送业务的公司。进口LNG公司购入的LNG可以直接出售给大用户(主要是发电用户),这一部分价格由供需双方协商决定;而对于出售给终端小用户的天然气价格则受到政府以成本加成定价为基础的监管,并根据LNG进口价格的变动定期调整。
      日本天然气定价与监管模式如图4。
      韩国的天然气也基本依靠LNG进口,与日本一样,以市场净回值价格为基础价格进行长期合同谈判,其调价公式也采取与JCC挂钩的方式;但与日本不同的是在于其国内天然气工业结构,韩国没有像日本那样多的天然气进口和销售公司,韩国的天然气主要由韩国天然气公社(Kogas)负责,其拥有3个LNG接受站和贯穿全国的2579Km的输气管网,并为下游发电厂、天然气工程公司和城市燃气公司供应天然气。但是近年来韩国计划通过引入竞争对垄断型的Kogas公司进行重组,使其天然气工业自由化。根据新的自由化法律,储存能力超过10万亿立方米的公司允许直接进口自用的LNG。韩国的天然气定价与监管模式如图5所示。天然气的城市门站价受到政府管制,门站价由LNG进口成本和供应成本(运输、储存和再气化)构成,并且随着LNG进口成本的变化,定期对门站价格进行调整[6]。   
      由于日韩的天然气进口价都是与JCC油价挂钩的,因此其价格波动趋势与油价趋势在长期具有一致性。

          

          
      4 总结
      综上所述,对三大天然气消费区的定价和
监管模式总结如表1。长期来看,以美英为代表的气气竞争式市场化定价是未来天然气定价的最终方向。而天然气价格改革的进程与一国或地区的资源状况、基础设施状况、市场成熟状况、专门的监管机构及法律法规等密切相关。一般而言,资源状况较强、自给率高的地区或国家越容易实现天然气自由定价,这是因为丰富的资源可以产生众多的天然气生产供应商,有利于竞争的形成(如北美地区);对于严重依赖于外部长期供应合同下的国家而言,则在上游难以形成有效竞争,这也是制约欧洲其他地区天然气定价向市场化转变的一个难点。基础设施特别是管网建设状况则是天然气价格改革的基础,天然气特殊的输送方式决定了管道运输在其中所起的重要作用,只有在完备的管网下才可以形成良好的竞争,才能为第三方准入的实施提供可能。市场成熟状况则直接决定了天然气定价能否市场化,对于市场成熟度低,尚处于培育阶段的天然气工业而言,价格无法市场化。专门的监管机构及法律法规则是天然气价格改革的重要保障,如美国的FERC监管机构及若干条号令、英国的Ofgas监管机构和天然气法等都为管道的第三方准入、管输价格的监管、井口价的市场化提供了有效的保障。
      表1 三大消费区天然气定价与监管模式
      经过多年的改革、发展和完善,三大消费区已经形成了带有区域市场特征的天然气定价与监管模式:北美的“批发层面气气竞争+现货市场”模式、欧洲的“全层面气气竞争+NBP现货”和“市场净回值+油价指数挂钩”双重模式和亚太的“市场净回值+JCC挂钩的长期合同”模式。从不同模式下的价格水平和走势来看,亚太地区的日韩价格最高,欧洲地区其次,北美地区最低。以LNG进口价格为例,2009年日本和韩国的平均进口价为9.42美元/MMBtu和10.50美元/MMBtu,而欧盟平均为6.24美元/MMBtu,美国平均仅为4.50美元/MMBtu[7],除了与其定价模式有关外,不同的价格水平这与其资源量、供需状况和政府政策有着密切关系;而无论是采取何种模式,如前所述,价格走势在长期内基本与油价保持相似趋势。
      目前,我国天然气市场正处于快速发展阶段,未来20年,我国的天然气干道及地方管网将进一步完善、市场需求还将持续快速增长、天然气进口量和对外依存度将不断增加和攀升,而当前的天然气定价机制和监管模式存在诸多问题,有碍于天然气工业的健康发展。面对我国当前天然气供应主体相对比较单一、管网建设有待进一步完善、管道运营主体较少、市场成熟度相对较低的情况,当前的天然气定价应借鉴日欧(欧洲不包括英国)模式中的成功经验。但从长远来看,市场定价也是我国未来天然气定价的发展方向,因此,我国还应借鉴英美模式在这方面的成功经验,设立专门的天然气监管机构,并制定独立的天然气法律,逐步推进管道“第三方准入”,对国内天然气的出厂价逐步放开,而对具有自然垄断属性的高压管输环节和地方管网环节的管输服务费和配送服务费依然实施严格监管等,这样,在经过未来20几年的发展,当我国的天然气工业进入相对成熟期之后,天然气价格也将实现由市场定价的目标。
参考文献:
[1] 杨凤玲,王海旭,杨庆泉.对美国天然气法律与政策的思索   [J].国际石油经济,2003;(11):39~42
[2] 杨凤玲,周庆方,杨庆泉.美国天然气价格研究及启示[J].天然气工业,2004;24(4):114~117
[3] 天然气业务定价、结算与商业运营研究[M].《天然气业务定价、结算与商业运营研究》编写组编著.北京:中国市场出版社,2008.7
[4] 洪波,许红.欧美的天然气定价机制及价格监管对我国的启示[J].石油规划设计,2009.1:5~9
[5] 胡奥林.国外天然气价格与定价机制[J].国际石油经济,2002.4:40~45
[6] 王国樑等.天然气定价研究与实践[M].北京:石油工业出版社,2007.2
[7] IEA. Natural Gas Information 2010[DB/OL]. 2010.4.http://www.iea.org/