欧盟是全球天然气消费的重要市场之一，拥有超过1.2亿的天然气用户，年销售量超过4700×108m3。经过多年发展，欧盟拥有比较完善的天然气储运设施，其中输气管道总长度约为234666km，配气管网总长度约为1649400km2;27座LNG接收站(截止到2103年底)，年气化能力2200×108m3;并建设有约110余座储气库，总工作气量达到800×108m3。

由于天然气供给链条中管道和储气库等基础设施具有自然垄断性，为打破市场垄断，营造自由竞争的市场环境，增强天然气流动性，欧盟自1998年开始推行天然气市场化。在10多年的市场化进程中，欧盟天然气市场经历了比较深刻的重组过程，了解其发展过程、特点、所遇到的问题以及应对措施对我国天然气市场化改革具有一定的参考借鉴意义。

1 市场化进程

欧盟天然气市场形成初期也同世界上其他国家一样，由大型纵向一体化能源企业自然垄断输气和储气设施，从而避免了由基础设施重复建设带来的投资浪费和高额运输成本等问题。纵向一体化企业普遍具有天然气开采或进口权，是天然气的所有者，同时其销售部门(或分公司)触及零售客户，形成了从产到销的一体化链条。

由于欧盟主张建立各领域的公平公开且具有竞争性市场，因此需要在具有自然垄断性质的行业推行改革，创造公平竞争的环境。在改革之初，欧盟界定天然气行业自然垄断环节(输配气和储气)和非自然垄断环节(生产和销售)，通过结构性调整对天然气产业链进行纵向拆分，用法律的形式规定管道公司不得参与燃气交易并有义务向所有客户提供输气服务，从而将管道的所有权与天然气的所有权分离，进而将管输业务与天然气其他业务(主要是销售业务)分离。

20世纪80年代，欧洲开始对内部能源市场进行整合及市场化改革。1988年欧盟通过了“内部能源市场法案”，作为指导后续工作的基本原则，随后在1998年、2003年分别颁布了第一和第二燃气指令，对天然气市场化的目标和过程做了基本规划，在2009年颁布了针对能源领域的第三套案并施行至今。

1.1 燃气指令

针对天然气中下游市场，1998年5月欧盟委员会发布第一燃气指令98/30/EC，制定了欧盟天然气市场化的基本准则。欧盟鼓励成员国对天然气市场进行重组并成立相应的行业监管机构，首次提出具有自然垄断性质的基础设施要对所有客户提供无歧视准入。

终端消费者不再与管道方签订购气合同，而是由销售商与管道公司签订输气合同，再将天然气销售给用户。第一指令只对市场开放程度有所要求，各国可以选择不同的方式推进改革。在相关的条款中还规定了各国可自主选择采取协商准入(经双方协商签订商业协议达成准入)或监管准入(由监管机构决定准入条件)的市场准入机制。

为了进一步加大开放程度，欧盟在1999年协调成立了由各利益相关方组成的马德里论坛(MadridForum)。通过研究讨论，在2003年促成了第二燃气指令2003/55/EC，并首次将天然气和电力系统作为并行提案。该指令强制所有成员国必须设立天然气市场监管机构，命令天然气管道在规定的时限内完成与纵向一体化公司的法律分离，同时进一步提高基础设施第三方准入(ThirdPartyAccess，TPA)的开放程度。

另外，在相对较低的投资收益率(9%~10%)下，为避免投资者减少对大型天然气基础设施的投资热情，监管机构可以为符合条件的项目设定相应的激励机制，例如在一定年限内免除所有权分离或提供第三方准入豁免权等。此外，欧盟还于2005年提出了针对长输天然气管网准入的法令1775/2005，进一步规范了管网的第三方准入标准。然而，欧盟也提出在管输费中如何体现管道运营方提供的额外服务(与上下游管道运行匹配、多用户气量分配和平衡管网系统等)仍需制定更为详细的规则。

第二燃气法令颁布实施后，欧盟调研发现部分天然气管道公司并未充分独立，新的燃气销售商依然很难进入大型能源公司的传统市场。基于这些原因，欧盟在2009年颁布了最新的燃气指令2009/72/EC和管网准入法令715/2009，称为第三套案。所有成员国均在2011年3月之前将该套法案纳入了国家法律，以进一步推进基础设施的第三方准入并在所有成员国中达到等效监管的效果。

法令规定欧盟委员会设立长输管道运营商联合体(EuropeanNetworkofTransmissionSystemOperatorsforGas，ENTSOG)和能源监管机构合作署(AgencyfortheCooperationofEnergyRegulators，ACER)。ENTSOG在欧盟层面上负责详尽的管网发展规划并制定统一的规范;ACER则负责促进各国监管机构之间的合作，决定豁免权的发放并仲裁各国监管机构之间的分歧，落实ENTSOG提出的管网规范。

天然气管网的投资成为该套案中比较重要的部分，套案要求制定天然气管网10年发展规划(TenYearsNetworkDevelopmentPlan，TYNDP)，分别从欧盟、成员国和管道企业层面，通过对资源(包括非常规天然气)的发展和基础设施投资的预测，评估未来十年市场的供求发展和天然气储运能力，找出管网物理瓶颈，监管投资，加强对管网发展的统一规划。

1.2 保障供应指令

基于近年来多次出现的供气中断现象(如俄乌天然气纠纷)，欧盟在2004年提出保障供应指令2004/67/EC，首次将供气安全纳入了市场整合，从而确保异常或紧急状况下(在用气高峰时，出现较大范围的基础设施异常状况)天然气的安全供给和正常贸易。

2010年欧盟执行了新的994/2010法令，通过明确市场参与者的职责和企业所需承担的供应义务，进一步提高天然气的供应保障。法令要求各国必须对其管网进行全面的风险评估以制定相应的应急预案。同时，引入电力系统风险评估的“n-1”原则，将管网长期发展规划与“n-1”评估结合，为有利于提高供气安全的新建工程纳入发展规划提供理论依据。

2 市场结构

2.1 多元化

随着欧盟逐步推进天然气市场化，传统天然气产业链中的自然垄断环节被逐渐剥离，形成独立的输配气/储气公司，无歧视的第三方准入得到了比较好的贯彻，终端用户有更多燃气销售商可供选择，从而提高了市场的竞争性。市场化后的天然气产业链不再是单纯串联结构。伴随着新参与者的出现，天然气在产业链中的流动趋向多元化(图1)。

随着纵向一体化能源企业的逐渐分解，天然气市场中逐渐涌现出新的市场参与者，其中比较重要的有：

1)销售商/供气商(Shippers/Suppliers)：天然气的所有者，从生产商或进口商处购买天然气并销售给终端消费者;与管道运营公司签订输气合同，向管道公司支付相应的运输费用。

2)贸易商(Traders)：只参与市场中的天然气买卖贸易，一般不与管道运营方或客户直接交易。

3)输气/配气公司(TransmissionSystemOperators，TSOs/DistributionSystemOperators，DSOs)：负责输气和配气管道的运营，向市场提供管输服务，收取运费，自身不再参与天然气的贸易。

4)储气库运营公司(StorageSystemOperators，SSOs)：负责储气库的运营，向市场提供储气服务，收取储气库使用费。

此外，市场中还形成了相应的国家监管机构(NationalRegulatoryAuthorities，NRAs)和天然气期货/现货交易中心(如英国的NationalBalancingPoint和德国的VirtuelleHandelspunkte)。

2.2 供气模式

对燃气销售商来说，天然气储运设施的第三方准入为其与区域内传统供气商公平竞争管道使用权提供了保障。此外，燃气销售商不再获准与用户签订长期合同，这也为新的销售商提供了更多进入市场的机会。另一方面，市场化带来多种供气模式，消费者可以根据自己的需求，自由组合不同气源、不同价格的天然气以节约成本。

图2分别展示了传统的天然气市场和充分市场化的天然气市场中的供气模式。在传统的天然气市场中，一般由一个长期合同满足用户需求，供气方需要同时保障用户基本负荷和调峰的需求，因此通常也伴随着较高的费用;而在充分市场化的天然气供给中，用户不再从单一的销售商处买气，可以自由组合由不同供气商提供的多种供气合同从而获得最佳的经济效益。市场中根据不同的供气模式形成了例如基本负荷、半年/季度负荷、月度负荷和周负荷(或日负荷)等供气合同，通常基本负荷合同下的天然气价格最低，短期负荷合同中的价格最高。

3 运营模式

3.1 管输模式

管道运营公司在市场化过程中逐渐转变成为只提供运输服务而不再参与天然气的贸易的企业(图3)。天然气销售企业从生产商或贸易商处购得天然气，与管道运营公司签订输气合同，委托其将天然气输送至指定站场交付相应用户。管道生产和运行管理成本均反映在管输费中由委托方支付。

随着管网的发展及管道在市场中角色的转变，欧洲天然气管输计价模式也逐渐发生变化。在市场化初期，被广泛应用的是“点到点(Point-to-Point，P2P)”模式：管道公司根据自己管网的工艺特点，预先制定出一系列的输气合同，每份合同都包含天然气进气和下载的站场及流经的管线。燃气销售商需要在这些固定的输气路径中选择其需要的产品。

例如，图4中的管网有A、B两个供气点，D、E两个分输站和一个储气库C。在P2P系统中，该运营公司制定了3种输气合同，分别包括从A到D、B到C及C到E3条路径(蓝色虚线)。当销售商签订了合同#1，便只能将A点的天然气输至D而无法输送至其他市场，而其他气源的天然气也无法输送至D点所在的市场。由于P2P系统中的输气合同必须包含具体的路径，因此管输费也建立在输送距离的基础上，距离越长，运费越高。P2P输气模式具有灵活性不足的缺点。

目前很多欧洲国家已经将其管输计价模式转变为“入口/出口(Entry-Exit，E/E)”模式。在该模式下，管道公司公布管网中各个站场的进出气能力，燃气销售商通过选择进气点和下载点并预定进出气能力来达成一份输气合同(一份合同中可选择多个进气和分输点)。

销售商预定的进气量和下载量必须保证总量相等以确保整个系统的物理平衡。管输费中包括预订相应站场进出气能力的费用，输送距离不再是运费的参考因素。该系统中销售商可以有更多选择，从不同的气源将气输送至不同的市场，灵活性较P2P模式有较为明显的提高，但短距离的输气费用较以前有所升高。

在E/E系统中，管道运营企业需要在公开的交易平台上公布所有站场的进气或分输能力以供客户进行预订。客户随后的日指定(销售商对次日进入管道和从管道提出的气量进行指定，一般需详细说明次日中每小时的气量)必须在其所预定的站场进气/下载能力之内;否则，管道公司有权拒绝输送超量部分;如安排输送，则会对日指定与预定额之间的差值进行惩罚性收费。

管道公司发布的站场能力一般通过分析历史运行数据得出(辅以管网仿真模拟计算等方法)。以分输站为例(图5)，在发布某一时间段内该站场的分输能力时，通常参考该站历史同期的流量纪录，在预留一定安全区间后，选择历史最低分输流量作为其发布的可供预定的保供分输能力———管道公司能够100%保证的分输能力。保供分输能力与站场的实际最大分输能力之差就构成了可中断能力———管道公司不能完全保证的分输能力。根据预定的保供分输能力，销售商可以购买一定比例的价格相对低廉的可中断分输能力。

3.2 日常业务流程

在成熟的天然气市场中，天然气管输业务的日常运作主要包括如下几个步骤：

1)获取资质

首先，客户(燃气销售商)需要从监管机构(NRAs)获取相应的执照，然后方可与管道运营企业及其他市场参与者进行相关商业行为。

2)预定输气量

客户(燃气销售商)根据其需要，与管道公司签订输气合同，预定相应站场在特定时间段内的进气量及下载量(实际的日指定量应不大于预定的气量)。欧盟现已开放了预定输气量的二次交易平台，如用户预定的输气量与其预期的日指定量差距较大，用户可以通过二次交易平台将其预定的输气量交易。

3)日指定

用户必须在前一天向管道运营方通报其第二天的输气计划，明确说明每个站场每个小时的进气和下载计划，从而使管道企业能够及时制定相应的运行方案。一般情况下，用户进行日指定之后至该日06：00之前的几个小时内，有权根据实际情况对日指定进行一次变更。

4)日指定审核确认

管道运营方对用户提交的日指定进行审核，确保指定量与其之前预定的管道输气量无冲突，并且检查管道工况是否具备输送条件;同时还需要与上下游的管道公司进行沟通，保证顺利交接。在审核结束后，管道公司会及时通知用户审核结果，告知其日指定被接受或者驳回。

5)计量交接与气量分配

天然气市场化后，同一市场区域内涌现出新的销售商，多个销售商通常共用同一管网和同一计量分输站。终端用户用气的不确定性往往造成分输站的实际下载气量与各个销售商在该站指定的气量总和有所出入，因而造成在每日核算管输费时产生一定误差。由于终端用户大多采用月度或年度计量方式，各个销售商均不能及时判断各自用户的具体超欠情况。因此必须设置相应的规则将这部分误差合理地分配给各个销售商以完成每日结算。欧盟允许各国的管道运营商采取不同的方式，例如按比例分配或协商分配等。

6)系统平衡

为了保证流入和流出管网的天然气总量相等，保持管网进出平衡，管道运营方引入了相应的措施对系统进行平衡。其主要方法是对实际输气量与指定量存在较大偏差的用户进行经济性惩罚，用以支付管道运营方在维持管网的合理管存或调用储气库注采气时产生的成本。

7)计费

在输气完成后，用户需按照管道运营方开具的费用清单支付管输费。管输费的组成一般有以下几个部分：①站场进气/分输能力的预订费用;②针对实际输送气量的计费(热值计量);③当指定量超出之前预定的站场进气/分输能力时，如管道公司安排了输送，则需要收取相应的惩罚性费用;④用户数据管理及维护的费用;⑤平衡输气系统所产生的费用。

4 结论

通过对欧盟天然气市场化进程的回顾，可以发现天然气市场化过程通常具有以下几个特点：

1)开放的天然气市场无法自然形成，需要由政府制定相应政策推动。

2)所有进行天然气市场化的欧盟国家均成立了天然气市场监管机构。

3)欧盟的天然气市场化与电力系统的市场化同步进行。

4)除德国外大部分欧盟国家的天然气管网均只由一家或少数管道公司负责运营。

5)天然气市场化的关键步骤是基础设施(管道和储气库等)的独立运营，所有权的分离是保障无歧视地推进基础设施准入和确保市场公平透明的最有效的措施。

6)在整个市场化过程及开放的天然气市场中，相关市场信息的开放透明至关重要。

7)市场的开放可针对不同类型的用户，通过一定的时间逐步进行。

8)第三方准入机制一般经历从协商准入到监管准入的过程，近年来逐渐倾向于直接形成监管准入的模式。

9)在市场化过程中，有可能对新建基础设施的投资积极性产生负面影响，因此需要制定相应的优惠政策鼓励投资。

10)天然气定价模式伴随着市场化过程从单一化向多元化转变。

11)需建立起一套完整的适应市场化的管输计价模式和管道运营模式。

通过总结可以发现，推动天然气市场化必须满足一定的条件：

①需要由政府成立相应的监管机构，对整个市场化过程进行规划和监管，并推动相关立法，保证市场化过程中信息清晰透明，同时及时调整政策以应对市场化过程中产生的问题。

②由于市场化之后投资者对新建管道设施的投资热情明显降低，因此在进行天然气市场化之前，管网和市场都应该发展至相对成熟的阶段(管网输气能力有一定余量，用户数量和结构均相对稳定)。

③为应对投资热情的下降，需要从国家层面上制定相应的经济鼓励措施。

研究欧盟天然气市场化的发展进程为我国当前提出的天然气市场化提供了一定的参考。目前，我国天然气和管道行业还处于高速发展时期，伴随着用气量的逐年增长和市场区域的逐渐扩大，需要新建大量输配气管线;同时，为满足管网调峰的需求，加快储气库的建设也刻不容缓。因此，我国的天然气储运设施对投资还有很强烈的需求。在这样的背景下，我国的天然气市场化需要更为严谨的顶层设计和制度建设，对采取的具体措施必须开展完善而详细的研究和探讨。