欧盟城市燃气价格改革启示及借鉴*

“城市燃气价格改革研究”课题组

全世界几乎所有工业化国家都曾面临过以煤为主的燃料结构导致严重空气污染问题，国际经验表明，提高天然气消费比重是优化能源结构、摆脱大气污染的有效途径。西气东输全线通气十年来，我国城市燃气迈入天然气时代，从单纯居民生活用气向居民、工商业、发电、交通运输、分布式能源等多领域发展，对优化能源结构、改善环境质量、提高城镇居民生活水平发挥了重要作用。但近几年国际天然气价格不断走高，我国天然气对外依存度与日俱增，加上定价机制不够顺畅，价格问题已成为产业链上下游协调发展、天然气普及利用的重要瓶颈。与我国资源条件和产业体制类似的欧盟，在借鉴英美天然气改革模式基础上，历时十多年，通过三次能源改革，打破垄断，促进竞争，形成了一套较为成熟的天然气定价机制，在天然气90%依赖进口的条件下，较好地满足了欧盟经济发展对于天然气的需求，也使得终端用户享受到价格合理的天然气能源，其经验和做法值得借鉴。

一、欧盟燃气改革历程

欧盟天然气消费90%依赖进口，是全球最大的天然气进口方。改革前，大型燃气企业纵向一体化垄断经营，效率低下，各国之间市场分割严重，天然气供应经常处于紧张状态。20世纪90年代以后，欧盟学习英美经验，推行能源改革，其主要措施有:

1.颁布统一法案推进改革，促进欧盟统一大市场的形成。在改革准备期，以1988年通过的“内部能源市场法案”和1994年要求开放勘探和开发领域的指令为标志，欧盟已经明确了“X+1+X”的产业链改革目标，即上游气源市场和下游终端销售市场实行多家主体自由竞争，中游输配管网保持自然垄断，实施第三方气源的无歧视公平接入。

第一次能源改革以欧盟1998年发布指令要求建立欧洲天然气市场共同规则为标志，核心是推进天然气管网过境时的第三方准入，促进价格透明化。要求基础设施在能力有剩余的条件下，允许第三方协商使用，但当时的法、德两国对此表示强烈反对。

第二次能源改革以欧盟2003年发布第二个天然气指令和2005年发布1775/2005法令为标志，要求所有成员国都建立能源监管机构，对纵向一体化的垄断能源企业实行强制拆分，要求基础设施实行监管准入计费，计费标准根据投资/运行成本和适当收益率确定。

第三次能源改革以欧盟2009年发布的第三个天然气指令为标志，要求各国立法增强监管机构的独立性和监管权力，确定价格改革目标和时间表;建立独立系统运营商(ISO)和独立输送运营商(ITO)，使天然气产业链实现网运分离;推行无歧视的第三方准入，开放管网投资和运营权。由此，欧盟终端燃气市场初步形成。例如，原来垂直一体化经营的法国燃气集团(GDF)经过改革后，现已形成以法国燃气苏伊士集团(GDF Suez)为母公司，以GRTgaz(输气公司)、GrDF(配气公司)、Storagy(储气公司)、elengy(LNG接收站)等独立法人的子公司。欧盟通过三次改革，实现了天然气管网的互联互通和欧盟统一大市场的形成，供应能力和安全水平显著提高，气价保持稳定，市场有序竞争，改革取得成功。

2.改革的核心是打破垄断，促进竞争。改革前，欧洲燃气产业链结构高度纵向一体化，为打破垄断，欧盟各国采用了全面结构分拆或建立ISO的做法。前者要求自然垄断特征的管网运输公司和竞争性的燃气生产和销售公司在组织和会计上分立，后者允许垄断企业保留管网系统所有权，但管网系统交由独立运营商管理。燃气产业链分拆遵循“财务独立—业务独立—组织独立”路径，最终形成各环节相互独立、彼此竞争合作的格局。结构分拆增加了用户选择权，提高了管道服务质量，推动了燃气定价机制市场化，改革后多个供应商、销售商与用户谈判博弈，燃气价格由市场决定，价格更趋合理。管网独立后，欧盟对管网设施的建设实施了各类资本的开放投资。例如，法国的天然气管网投资中，法国政府占比36.7%，银行等金融机构占比39.5%，私人投资占比10.7%，员工持股、保险公司等其他投资占比约14%。欧盟近几年能源基础设施互联互通进展很快，与其投资开放有很大关系。

结构分拆在批发和零售环节引入竞争，给燃气管网带来了更多投资，增加了用户选择权，提高了管道服务质量，也使市场化的燃气机制得以形成。改革后，合约关系更加复杂化，燃气价格和服务条款成为多个供应商和销售商和用户谈判博弈的结果，从而真正形成了可竞争的燃气市场，燃气价格由边际消费者决定，价格更趋合理，提高了燃气行业的运行效率和服务水平。

3.输配管网公平开放普遍服务。管网开放对于公平接入和燃气市场化改革至关重要。欧盟第三次改革的重点就是输送管网拆分、建立监管框架、提高管网准入。输配气公司必须对任何第三方实行公开义务接入(TPA)，不能拒绝任何客户，也不能与母公司发生关联交易。例如，苏伊士集团的输、配气公司优先向母公司提供服务，或拒绝法燃以外的其他气源公平进入管网，这都是欧盟法律所不允许的。

4.建立统一、独立的监管机构。欧盟实行两级监管体制:各国监管机构和欧盟统一监管机构(ACER)。前者的责任是制定调整管输税率，批准投资计划和审计周期;对违反监管规则的企业进行处罚。此外，国家级监管机构也有权对网络建设和拓展做出巨大贡献的企业给予奖励，例如法国通过收入弥补性账户对企业降低的经营成本进行不超过目标预算3%的奖励。ACER的职责为制定欧盟燃气价格改革的框架和指导原则，推动跨国天然气市场体系建设，推进各国合作，推动各国特别是跨国天然气市场体系建设的完备，独立对各成员国之间关于天然气问题的争端进行沟通和做出仲裁等。

此外，欧盟还建立了听证制度，由专门机构负责对欧盟能源监管机构合作局以及各国能源监管机构的工作情况进行听证，以确保天然气体制改革的有效进行。欧盟各国燃气的安全技术方面的监管等则由政府相关部门负责。

二、欧盟燃气市场格局和输配气定价

经历三次市场化改革后，欧盟形成了有序竞争的燃气市场格局和系统的输配气定价规则。

1.市场格局清晰，终端价格构成合理。改革后，欧盟上游气源市场和下游消费市场均实现了自由竞争，中游输气、配气、储气和LNG接收站等基础设施市场则受到严格监管，形成了“X+1+X”型市场结构和“放开两头，管住中间”的定价模式。

如图1所示，上游气源市场的买方包括:天然气生产商和天然气进口商，买方可以是燃气经销商或终端客户(通常为大客户)。买卖双方通过合约实现售气交易。为了促进供气多元化，欧盟法律规定，境外天然气生产商待遇与本土生产商相同。与上游和终端市场交易“燃气”不同的是，中游输配储基础设施市场交易的是“服务”。卖方是燃气输配网络、储气设施、LNG接收站等固定资产运营方;买方是有输、配、储需求的客户，可能是终端客户、燃气经销商，也可能是专门从事燃气运输的承运商。下游消费市场的买方是各行业用户，卖方为燃气经销商，也有少部分天然气生产商和天然气进口商之间对接工业大用户。

图1 欧洲大陆国家天然气市场格局图

目前，欧洲实行“气源价、终端价两头放开，监管中间管输费用”的价格模式，采用成本加成法制定管输费。这是欧洲燃气体制改革的自然选择，也获得了市场的广泛认可。在改革以前，欧洲各国基本都采用市场净回值法制定燃气价格，终端销售价格由替代燃料价格决定;输配气价则根据成本加成原则由政府制定。在燃气市场化改革的前期准备期，上游价格最早实现自由竞争;在第二次改革后，终端消费价格逐渐放开，而政府对输配及储气库等环节的价格监管则越发收紧，从以前的各国独立核算到指定统一的价格核算公式，乃至统一核算参数。管输费、储气费等价格核算方式根据成本加成原则，在保障企业获得合理利润的同时，规范了市场秩序。

从终端价格构成看，因欧盟天然气绝大部分来自于进口，故气源成本占去了近五成，配气成本高于输气成本。如图2所示，在法国居民消费气价中，供应成本占45%，输气成本占6%，存储成本占5%，配气成本占19%，市场营销成本占9%;其他(含税收等)占16%。从价格水平看，大工业用户通常低于商业用户，民用气价格最高。法国、希腊、意大利居民燃气售价较工业都高出50%以上。

2.根据“合理利润”原则制定管输价格。欧盟在计算燃气输配成本时，综合考虑了燃气企业的各项成本支出，包括运营支出和投资成本，并设定了合理的资本回报率。

在加权平均资本成本(WACC)财务核算原则下，根据各燃气企业报送的运营支出、投资成本，以及输配气量，核算出具体的骨干网输气费用和支线网配气费用。目前，欧洲燃气价格指导公式由欧洲能源监管机构合作局制定，为鼓励管网建设并保障供气安全，定价时确保管输企业盈利水平与全社会平均水平基本一致。

总输配气量主要由管道传输容量决定。由于欧洲天然气管网的投资立项、实施均受到全面监管和审批，年度管道传输容量相对确定。在稳定的天然气需求下，由于大多采用“容量预订”原则，总输配气量可以有效掌控。

运营支出(OPEX)是运营商在管输、配送和液化等环节的支出成本。运营支出的主体包括能源成本、公司运营成本、燃气网络的安全研发费用、天然气传输质量控制、传输损耗，以及部分分销商支付的网络扩展成本等。

图2 法国居民消费气价构成

资本成本(CAPEX)包括资产折旧和资产收益。根据2013年4月新实施的定价政策，长距离输气企业的资产回报在2013～2017年内设定为6.5%(实际价格、税前)，除包含已经投产运营的资产外，还包括在建工程资产和薪酬债务成本。为鼓励企业投资新建更多管线，新建资本的前十年投资回报可以上浮3%。即固定资产回报率可以高达9.5%，从而起到鼓励输气网络投资和建设的作用，利于国家天然气网络的快速发展。对于城市配气公司，由于目前欧洲各国配气网络规模基本稳定，故固定资产回报率基本保持6.5%，不再增加。

为了科学、准确地开展燃气输配定价，根据欧盟统一要求，各国监管定价四方面的准备工作，一是进行资本成本内部评估，二是委托外部顾问公司开展企业输气活动的盈利能力分析，三是举行利益相关者会商，四是综合考虑今后燃气价格政策的发展框架。

3.灵活调整燃气输配价格。欧盟要求各国输、配气价格每四年制定一次，根据运营支出OPEX、资本成本CAPEX和输配气量核算。在此基础上，根据物价水平、燃气管网输配技术经济效率、全社会收入均等原则，每两年进行一次微调。具体方法是，在之前定价基础上，采用同比例均匀调整原则，调整比例Z为:

其中:

CPI是居民消费价格指数比上年历年记录的年平均变化，由各国国家统计机构核算(法国INSEE);X是输气价格每年原计划调整量，以确保每年成本下降0.2%(保证天然气生产效率年提高0.2%);K是调整因子，根据“收入均等化”原则设定。K的最大调整范围是±2%。

由于采用了科学、透明的价格调整机制，欧洲燃气输配价格可以及时、灵活地进行调整，既满足不同用户的需要，又保护燃气企业利益，更对燃气输配网络的高效发展起到了积极地推动作用。

4.建立了科学系统的价格监管体系。欧盟制定了科学、系统的价格监管规则，并改变了以往各国各自为政的局面，建立了全欧洲大陆统一的价格监管体系。具体体现在:一是明确的成本和价格核算方法，包括成本构成、折旧方式、参数选取等均有明确界定，确保各国按照同样的核算口径计算输配成本。二是统一的输配量计量规则，随着欧洲燃气管网的日益复杂，目前欧盟统一使用“输入/输入”方法核算输配量，这是计算单位输气成本的重要基础。三是科学的调整机制，一方面在既有价格调整机制下，能源监管机构综合通货膨胀、企业技术进步、鼓励管网投资等因素，执行价格调整;另一方面，能源监管机构也将考虑未来发展趋势，更新价格政策的整体设计。四是全面透明的信息披露，监管机构要求输配企业定期将关键的信息进行公开，并接受监督和监管。

三、欧盟燃气改革的启示

欧盟燃气改革基本实现了市场化、促进产业发展与保障消费者利益的三重目标，其成功经验具有积极的启示意义。

1.打破垄断、促进竞争是理顺天然气价格机制的前提条件。欧盟天然气产业链的结构拆分，促进了燃气供应和服务的竞争。目前，我国天然气行业大型企业纵向一体化严重，覆盖了勘探、开采、净化、运输、批发、乃至城市配气等环节，竞争性业务和垄断性业务捆绑经营，其他企业进入的空间很小，供应不足，价格扭曲，成本高企，效率偏低。对产业链进行市场化改革，打破垄断，促进竞争，应作为我国天然气产业改革的方向。

2.建立统一的市场体系是理顺价格机制的基础条件。欧盟的关键经验，是打破各成员国之间的市场分割和跨区域资源配置障碍，鼓励各国天然气基础设施的互联互通和自由贸易。我国可借鉴相关做法，打破行业垄断和市场分割，加强省际、城际管网的互联互通和统一市场体系建设，促进公平竞争，为天然气资源的优化配置和普及应用创造条件。

3.实施网运分开、管网开放是产业协调发展的必要条件。欧盟以管网的第三方准入作为改革突破口，实行“厂网分离”、“网销分离”、“输配分离”、“储运分离”，在竞争和监管中实现了产业协调发展。我国“三桶油”垄断经营体制是燃气供需矛盾和价格扭曲的症结所在。将管道运输与燃气销售业务相分离，实现管网独立并公平开放，是协调上下游利益关系，推动天然气行业健康发展的必行之举。

4.输、配气定价和调价机制是燃气定价制度的核心。欧盟监管机构主要对天然气输气和配送价格进行监管，并制定了输、配气定价的公式、规则和调价机制。我国目前尚未对输、配环节形成有效监管，相关价格政策处于空白。价格主管部门应加强对油气企业的成本监管，尽快核定输、配气价，并建立相应的价格调整机制。

5.统一的监管体系是公平竞争、合理定价的重要手段。独立的监管机构和统一的监管规则是欧盟燃气改革成功的关键。我国天然气价格实行中央与地方分段管理，天然气市场尚未形成统一的监管体系和监管法规，政出多门，无法可依，监管缺位与越位并存，效率不高，产业链条价格传导不顺，导致价格扭曲和发展不协调。

6.加快天然气交易市场和储气设施建设对于理顺价格机制必不可少。欧盟既建立了上游多元化的供气市场，也促进了储气设施建设，对调解供需平衡、防止金融冲击起到了重要作用。我国应放开上游气源进口和开采，鼓励天然气自由贸易，鼓励社会资本投资建设储气设施和LNG接收站，促进管网基础设施的公平开放，这有利于稳定国内市场价格，降低燃气成本，大大提高我国天然气供应和保障能力。

四、对我国城市燃气价格改革的建议

从历次能源价格改革的效果看，如果不对天然气产业链进行改革，单纯的价格改革就只能演变为屡改屡涨的调价运动，这是与改革初衷相悖之举。因此，对产业链进行市场化改革，打破垄断，促进竞争，应作为我国天然气产业改革的方向，也应成为理顺天然气价格机制的前提。建议借鉴欧洲经验，深入推进天然气市场化改革，形成“X+1+X”的市场结构，建立“管住中间，放开两头”的定价模式。

(一)区分天然气产业自然垄断性业务和竞争性业务，实施网运分开，实现管网基础设施投资、建设和运营向第三方公平开放

区分自然垄断性业务和竞争性业务确定改革思路。天然气输气、城市配气等业务具有自然垄断性，政府应该加强监管;天然气进口、批发和零售环节以及燃气设备生产业务等属于竞争性业务，政府应放松准入管制。尤其要逐步消除特别许可证制度，规范注册制度和申报制度，允许非国有资本进入，由多家、多种所有制企业共同参与竞争，充分发挥市场配置资源的决定性作用。

对天然气生产企业进行结构性分拆，实施网运分开。将管道所有权与天然气所有权相分离，管道运输与天然气销售业务相分离，实现厂网分开、网销分开、输配分开，储运分开，打破天然气生产、运输、储气、销售垂直一体化垄断格局。成立独立的天然气管道公司专门从事天然气的输送业务，保持其自然垄断性质，但可以允许多种所有制混合经营，加大对输气管线的投资建设。放开天然气的生产、进口和销售业务，由多家企业经营，形成上游和下游市场自由竞争的局面。

实施储气、LNG接收站、管网等基础设施投资、建设、运营向第三方准入公平开放。出台优惠政策，鼓励社会资本、城市燃气企业投资建设城市天然气储气设施和LNG接收站建设，引入市场机制，在用气高峰期允许储备气源参照市场化价格销售。开放城市管网投资、建设市场，鼓励多方投资者介入，逐步建立起以市场化融资为主，政策性金融机构融资、财政拨款和国际融资共存的多元化融资渠道。实现管网“第三方准入”，要求天然气管网运输企业向所有托运人开放管道运输业务，依据一定的条件代表第三方运输天然气，所有的燃气供应商都有权平等使用高压燃气管道和低压燃气管网。

(二)协同推进上下游市场开放，增加气源，保障供应，完善天然气市场体系。

打破上游勘探、生产领域高度垄断。开放上游市场，在严格市场准入的条件下，对于未登记区块，通过公开招标发放许可证等方式鼓励民间资本和外资进入上游市场。还可通过减免关税等措施鼓励LNG和管道天然气的进口，扩大供应渠道，刺激上游市场竞争。必要时可对中石油等公司进行拆分，让其一部分分公司成为独立的投资主体多元化公司。

允许下游城市燃气企业进口LNG，直接向煤制气、煤层气及页岩气生产企业购买气源。允许城市燃气企业投资建设LNG接收站，或要求上游LNG储气装置所有者将部分容量租给城市燃气企业，让城市燃气企业与LNG储气企业自主签订合约，加快储气装施容量的有效利用，保障燃气的供应安全。

改革后，我国城市燃气行业将形成“X+1+X”的市场竞争结构。第一个“X”是指上游市场主体多样化和气源多元化。“1”是指中游管输系统的唯一性，出于管网的自然垄断特性考虑，原则上一定区间只建一套管网系统，但可以由多家主体、多种资本进行投资，形成多元投资、混合经济模式进行经营，加快推进各省级、区域性天然气管网及配套基础设施的互联互通。第二个“X”是指天然气下游市场零售主体多样化。

(三)确立输、配气定价和调价机制

对输气价格采用“成本加成法”定价，待市场发育成熟后，可采取基于业绩的“价格上限法”定价。最重要的有两点:一是对管输气成本进行监管。二是确定管网公司的合理投资收益率。根据欧盟、美国经验，一般为11%左右。

待天然气上游生产市场和下游消费放开，“X+1+X”市场竞争结构形成后，逐步采用“价格上限法”，对被监管企业的产品或服务价格在一定时期设置一个上限，被规制企业价格平均增长率不得超过零售物价指数(RPI)减去生产率增长率(X)。价格上限模型表达式为:

式中，Pt——当前需要制定的规制价格;Pt-1——上一期价格;RPI——零售物价指数(通货膨胀率);X——一定时期内生产率增长的百分比即效率系数(由监管机构制定)，一般是2% ～5%。

对城市配气价格仍然采用“成本加成法”定价。即

城市燃气价格=投资成本+运营成本+利润

投资成本可以分为新建设施和已运营设施的固定资产投资来计，新的项目前10年固定资产投资回报率为9% ～10%，鼓励社会资金投入;成熟管网设施按固定资产投资回报率7%～8%计算。另外，运营成本中增加对于通货膨胀率和提高燃气运营企业效率的考量，促进燃气企业提高生产率。

输气、配气价格应定期进行调整。欧洲大陆要求各国输、配气价格每四年调整一次，每两年进行一次微调。考虑到我国的实际情况，建议每三年与政府价格主管部门(或天然气监管部门)重新审核并调整天然气输气、配气价格。

(四)建立上下游价格联动机制。

目前，我国燃气上下游定价和调价分属不同层级政府部门审批和管理。上游生产企业因不涉及终端用户，定价和调价不须经价格听证这一程序，而下游燃气供应商因涉及终端用户，调价须经价格听证，因此，往往出现上下游调价不同步，甚至存在上游天然气价格调整后数月、一年后下游燃气价格都难以得到调整。城市燃气企业面临较大经营风险，尤其是在当前国内天然气涨价呼声较高的情况，建立一个天然气上下游能够“同时、同方向、费用全额，价税一起”联动的调整机制尤有必要，从而保证下游燃气经营企业不因时间滞后而独自承担购气涨价成本。

(五)矫正交叉补贴，理顺终端用户价格。

从理论上讲，居民用气由于必须进门入户，其供气成本远大于工业用气，价格要高于工业用气。从国际上看，英美工业大用户气价通常都低于商业用户，民用气价格则最高，欧盟也是如此。例如，法国、希腊、意大利居民燃气售价较工业都高出50%以上。但我国现行城市居民燃气定价仍建立在福利设施概念之上，价格和价值严重偏离。天然气作为清洁能源，其推广使用将有助于生产企业提高产品质量，优化能源结构，保护环境，但却要交叉补贴居民价格，使工业用户承受了过高的燃气供应成本，制约了企业的转型升级和结构调整，也削弱了我国制造业的国际竞争力。此外，我国经济结构调整需要提高第三产业比重，而目前城市商业用户也承担了较高的用气成本，这也与促进服务发展的产业政策目标相抵触。

天然气市场化改革到位后，应矫正交叉补贴，理顺终端用户价格。消除燃气价格的福利性，逐步提高居民用气价格，使其与供气成本相适应。实行阶梯定价，实行按用气量大小制定差价。完善税收政策和救助机制。为避免改革后的价格刚性上涨和利益进一步向资源企业、垄断企业集中，一方面要通过健全资源税、扩大征收暴利税等政策调节利益分配，另一方面要建立对弱势群体的补充和救助机制。理顺价格结构，遵循国际市场价格规律，还原工业、商业、居民生活用气的价格排序，即居民＞商业＞工业。

(六)建立健全天然气价格监管体系。

健全城市燃气价格监管方面的法律法规。建议制定城市燃气价格管理办法，明确定价原则、管理体制、定价程序、价格结构及价格监督等内容，使天然气价格监管有法可依、有据可循。

建立相对独立的天然气监管机构。按照“政监分离”的原则，成立独立的监管机构，对天然气价格和市场准入进行监管，并主要行使以下职责:向被监管企业发放许可证;批准(或否决)被监管企业价格(收费)方案;设置被监管业务的准入条件;与邻国监管机构就跨境管道进行沟通等。