美国的天然气市场化改革

二、美国的天然气市场化改革

美国的能源工业市场化改革以天然气和电力工业为主，下面主要介绍美国的天然气市场化改革。

1．美国放松管制和天然气交易自由化的基本过程

美国是当今世界上最大的能源消费国。2003年，美国的初级商品能源消费达23亿吨油当量，比世界第二大消费国——中国高出一倍。2003年美国用了9亿吨石油，进口了6亿吨原油和油品。美国拥有世界最大的天然气市场，年天然气消费总量约占世界总消费量的1/4。2002年，总供给量是26.78万亿立方英尺（相当于7584亿立方米，1米等于3.2808英尺），其中当年国内生产18.96万亿立方英尺（占总供给量的70.80%），使用库存3.18万亿立方英尺（占总供给量的11.87%），进口4.02万亿立方英尺（占总供给量的15.01%）。美国国内的天然气生产集中在南部路易斯安那州和得克萨斯州的海湾地带，但天然气消费集中在东北部、中西部和沿太平洋地带，上述所有区域均须从加拿大进口天然气。生产和消费在地理上的差异意味着绝大部分天然气必须通过遍布全国的长距离运输。生产或运输上微小的问题，可能对天然气产业产生较大影响。

NGPA授权FPC自由化州际天然气市场。FPC采取一系列管制措施自由化天然气井口价格，允许批发市场的竞争，加强对州际天然气管道的管制。

《1989年天然气源泉放松管制法》（the Natural Gas Well head Deregulation Act of 1989）彻底解除了对生产者销售天然气价格的管制，打破了州际和州内市场之间的障碍。这加速了天然气产业的基本变化，天然气作为一个商品与天然气运输服务相分离。

放松管制最重要的措施是联邦能源管制委员会（The Federal Energy Regulatory Commission，FERC）1985年通过的436号命令（Order No.436）和1992年FERC通过的636号命令（Order No.636）。436号命令通过开放州际管道传输，限制长期合同，允许本地分销公司和大的终端用户绕过州际管道公司，从生产者处直接购买天然气再经由州际管道输送到消费地，构建了一个开放接入、非歧视性的运输服务。提供公开接入管道服务的公司可以收取公开的接入费，但运输服务条款由FERC管制。同时，436号命令仍然允许州际管道公司在城市门站向LDCs以捆绑方式销售天然气。

636号命令要求州际天然气管道公司将天然气销售业务从管道运输服务中分离出来，并由不同的机构处理这些事宜。结果，天然气作为一种商品与运输、储存和销售服务彻底分离，州际管道公司不再具有批发职能，消除了州际天然气管道公司通过限制接入来扭曲供给竞争的基础。636号命令通过释放多余的管道运输能力，促进了管道容量二级市场与一级市场之间的竞争。为了使州际管道运输的价格管制对天然气市场的扭曲最小化，636号命令改进了运输价格的计算方法，并引入了公司运输合同转售计划，该计划允许管道运输的任何使用者出售其已经预订的暂时或永久性的富余容量。这提高了运输合同在管道运输使用者之间的分配效率，使天然气市场参与者能够保持其运输合同与供给合同的匹配。

636号命令颁布后，FERC通过一系列命令促进天然气批发市场的竞争，增加州际管道运输的流动程度。结果，天然气产业运营发生了戏剧性变化，天然气批发从严格管制转变为自由竞争。但是，命令的实施给某些市场参与者施加了较大的转换成本，自然遭到了他们的抵制，他们对436号命令的反对特别强烈。

436号命令导致的转换成本来自于长期供给合同。1985年以前，州际管道公司参加长期供给合同，从生产者处购买天然气再销售给分销公司。由于担心20世纪70年代能源供给中断的再次出现，其中很多合同是以非常高的井口价格签订的。由于管制者允许将天然气购买成本转嫁给消费者，管道公司过高的井口价格由分销公司和终端用户共同承担。436号命令允许分销公司退出与管道公司签订的长期供给合同，允许分销公司直接从生产者那里购买天然气。但是，并不允许管道公司退出其与生产者签订的合同，产生了管道公司无法满足的合同义务。管道公司向法庭起诉436号命令，FERC颁布了新命令——1987年的500号命令，允许管道公司将转换成本的75%转移给生产者、分销公司和大的用户。在FERC制定出在各参与者之间合理分配转换成本的机制之后，上述命令才得以成功实施，管道公司才开始大规模地实施开放接入体制。

FERC认识到有必要修改636号命令。在非捆绑环境下，天然气传输的价值变得十分清晰，特别是高峰期运输费率与天然气价格无关。这主要是基于一个事实：在美国的许多区域，天然气商品市场决定天然气传输的价值。根据636号命令，在非高峰期间，管道公司和发货人可以调整运输费率。但是，在高峰期间，FERC不允许运输费率超过最高价格限制，这减少了发货人在短期市场上的购买。发货人可以不选择容量或他们需要的容量数量。发货人或者在下游市场以反映运输市场价值的价格购买天然气，或者支付超量罚金。在上限价格管制下，发货人不能获得释放的容量，因为容量持有者在容量价格低于他们通过捆绑销售取得的收益时，不愿意释放他们持有的容量。在高峰期，释放容量的价格上限管制不能有效地限制卖者为取得运输服务必须支付的价格。它限制的只是买者购买运输容量的选择。

使用自己的天然气供给满足高峰需求，发货人必须对运输合同以外的超量运输支付罚金。FERC发现，对容量释放的限制阻碍有效容量市场的形成，扭曲了用户容量选择。无论高峰期还是非高峰期，长期管道运输合同的持有者都必须支付最高费率。在非高峰期，他们不能通过容量释放收回成本，高峰期也不能取得额外的收益。他们只能寻求捆绑交易，无论捆绑交易是不是最有效的经济选择。

解决这个问题只能是创建短期容量的二级市场，通过不受管制的交易取得释放容量的市场价值。于是，FERC集中于开发短期再销售能力和标准化的天然气供给和运输合同，并于2000年2月颁布了637号命令，要求采取进一步的措施提高天然气市场效率，鼓励容量释放，向被套住的用户提供减少持有长期管道容量的成本。637号命令决定在2002年9月30日前取消对短期释放容量（Shortterm Released Capacity），即少于1年的释放容量的价格上限管制。637号命令还允许管道公司对高峰和非高峰容量实施差别定价，但要求提供更透明的定价信息，更有效地监管市场势力和不适当的差别定价。

2．放松管制前后美国天然气产业的结构变化

放松管制改变了美国天然气产业的结构。1985年以前，美国天然气产业的结构是，一体化管道公司在生产地购买天然气，并通过管道将其运输到目的地市场。管道公司只对买者提供完全捆绑的服务，即本地买者只能购买经过传输的天然气。生产、管道运输和分销环节都处于严格管制和长期合同约束之下（见图1-5）。生产者以受管制的价格在产地将天然气销售给州际管道公司，州际管道公司将天然气输送到城市门站（the City Gate），并以受管制价格销售给本地分销公司（LDCs），本地分销公司通过向终端用户销售回收天然气成本和传输成本。在这种体制下，州际管道公司在城市门站向本地分销公司的天然气销售将天然气成本和运输成本捆绑在一起。将天然气产品和传输服务费率捆绑在一起，是这个体制的中心特征。显然，州际管道公司向本地分销公司销售天然气以及本地分销公司将天然气销售给居民、商业和工业消费者时，拥有地理方面的特许权和垄断权，天然气价格受到严格管制。

图1-5　放松管制前美国天然气产业的结构（1985年以前）

作为放松管制的一部分，从1985年起管道公司开始向发货人（包括买者和卖者）提供非歧视性的公开接入运输服务。1985～1992年，州际管道开放接入产生了天然气市场新的组成部分——竞争性批发市场和独立交易商（见图1-6）。只要与天然气管道部门有运输服务合同，用户能够直接在产地向生产者购买天然气，不需要批发商提供天然气和运输服务。但是，管道部门对用户收取的运输服务费仍然受到FERC的管制，按照传统的回报率程序进行收费。这期间管道公司和独立交易商（marketers）直接竞争，结果出现了买卖天然气的经纪人，这些经纪人不依靠受管制的供气者和运输服务，他们为地方经销商和终端用户供应天然气。需要指出的是，美国天然气产业有众多生产厂商，他们的产品销售给州际天然气管道部门和独立交易商。在这种市场结构中，很容易区分天然气的生产成本、管道输送成本和分销成本。

图1-6　管道运输开放后美国天然气产业的结构（1985～1992）

1992年以后，管道公司成为单一的承运人，不再购买或销售天然气，管道被要求按与其子公司相同的费用表和条款为其他人运输天然气（见图1-7）。州际天然气管道运输和天然气买卖的分离，使天然气批发市场进入充分竞争状态。天然气零售和批发价格的自由化，吸引许多新公司进入批发市场。随后发生的零售公司之间、生产者之间的竞争对批发价格施加了压力。价格竞争不仅惠及批发市场参与者，而且惠及天然气终端用户。1985年以来，美国天然气名义价格下降或保持稳定，这意味着实际价格下降。1988～1995年间井口价格下降26%，城市门站（天然气管道与本地分销的结点）价格下降了24%。尽管天然气零售价格总体呈下降态势，但分销的利益并不均衡。像电力和工业这样的大用户，天然气需求的75%来自竞争性批发市场，1988～1995年间实际价格下降了26%～31%。多数小用户仍依赖本地分销公司，商业用户的天然气需求只有25%直接来自批发市场。结果，1988～1995年间，居民和商业用户的天然气实际价格只下降了12%。

图1-7　天然气销售与管道运输分离后美国天然气产业的结构（1992年以后）

放松管制以后，FERC积极地放松对天然气的管道设备和管道运输的管制，促进了管道部门、经销商和大规模使用者对天然气产地的竞争。尽管主要的天然气管道公司仍然居于垄断地位，但一些线路通过建设新的管道引入竞争。目前，美国的天然气批发市场竞争非常充分，生产者、管道公司、独立交易商、分销公司和大用户在大量的区域市场上进行交易。天然气交易主要由独立交易商安排，独立交易商代表生产者、分销公司和大用户购买和销售天然气。许多交易发生在位于主要市场中心和州际管道交叉处的现场交易市场（Spotmarkets），如图1-8所示。重要交易也发生在金融市场，在金融市场市场参与者最小化现货交易市场的价格风险。

图1-8　现场交易市场的格局

自放松管制特别是管道运输和天然气交易分离以来，美国天然气市场发生了根本变化。

首先，交易地点从城市门站转移到井口，再从井口转移到州际和州内管道的主要结点（Hubs）。在分离以前，大量的用户在城市门站在管道公司控制下购买天然气。分离以后，下游用户在产地直接从生产者和独立交易商处购买天然气。将购买地点转移到生产地使天然气用户可供选择的商品源数量大大增多。从原来的一两家管道供给者增加到数十家上游供给者。于是，生产区域市场中心发展起来，生产者和经销商聚集在一起。20世纪90年代以来，美国天然气的批发交易又逐渐从井口转移到州际和州内管道的主要结点。现在，多数天然气交易发生在大的结点和市场中心。

结点被一家或几家州际管道公司经营，它们拥有管道相互连接的结点。结点允许市场参与者从多个独立的来源取得天然气，并将其运往不同的市场，消除了从井口到消费地通过合同约束天然气和管道容量的必要性。发货人可以通过多个结点统一考虑供给线路，分散供给风险，最小化天然气购买和运输成本。结点的经营者通过提供多样化服务——从天然气运输到储存、处理和交易，来提高发货人和独立交易商的流动性。

结点在天然气批发市场非常普遍。自从1988年5月路易斯安那州在Erath建立第一个结点以来，美国已经建立了50多个结点。Henry结点是美国最大的结点，由隶属于Texaco公司的Sabine Pipe Line Company经营，在这里，交易商与来自中西部、东北东南部和海岸地带的用户进行交易。在美国，几乎所有主要的结点都已经发展成现场交易市场，天然气交易不间断地进行。Henry结点是最主要的现场交易市场，高度的流动性和有效的现场交易市场在连续基础上决定天然气价格。Henry结点的天然气价格对美国天然气产业起着关键作用。天然气产业参与者使用这个结点的价格评估他们的合同组合，做出消费或生产决策。

其次，天然气销售公司逐渐成为美国天然气产业充满活力与竞争的组成部分。它们实现的交易份额从1987年的20%增加到1995年的49%。首批销售公司出现在20世纪80年代末，1992年636号命令颁布以后发展迅速。它们作为生产者、管道公司和分销公司的补充，把天然气从一地运往另一地并销售。天然气销售通过最小化交易成本以及供给和价格风险惠及其他市场参与者。它们将市场参与者的供给和需求汇集在一起，通过大量的合同使供给与需求相匹配，使买者和卖者按照最有利的合同交易，降低了交易成本。同时，大量合同汇集在一起，可以使个别合同的供给和价格风险多样化，避免了供给和需求各有其特点时以双边交易为基础的风险。独立交易商将各种合同汇集在一起，能够更好地吸收供给和需求的波动。

由于天然气市场日趋复杂，销售公司寻求扩大规模和范围，以满足客户多样化的需求。1995年和1996年的交易商合并，提高了销售的集中度。1994年，最大的10家交易商安排的日交易量平均达310亿立方英尺，占美国平均日交易总量的42%。1996年，由于几个大交易商的合并，最大4家交易商完成的交易就达到这个比例。尽管如此，小交易商仍然起重要作用，特别是在对大交易商没有吸引力的本地市场。

再次，州际传输管道的垄断地位受到来自接入和绕道的竞争的挑战。在放松管制过程中，FERC要求管道公司向其顾客开放天然气传输服务。换句话说，它们必须做好准备，输送或者是由最终使用者或者是由当地销售商购买的天然气，向自己的顾客提供接入服务成为管道公司的义务。同时，用户既可以直接从天然气生产者那里购买天然气，通过管道公司的传输服务将天然气运输到消费地，也可以从管道公司那里购买天然气。这样，即使用户位于当地销售商的特许经营范围之内，也可以与州际管道而不是LDC相连接，用户（主要是大用户）得到了一条绕道，即绕过本地公用事业企业的机会，即绕过LDCs的机会。

美国的经验表明，用户绕过本地分销系统，在产地或储存地购买天然气，支付传输和分销费用，使用管道将天然气运输到消费地，可以有效地限制传输者和分销者在天然气市场的垄断势力。绕道最可能影响的是价格结构，而不是供给者。绕道使拥有另外供给来源的用户在与公用事业企业谈判时将处于强有力的地位，削弱了州公用事业委员会决定价格的权力。同时，居民用户仍然需要州公用事业委员会的保护。

最后，近年来管道领域也开始竞争。由于Nova将新设施注入现存设施引起管道的费用上涨，与其临近的发货人建造了自己的管道。为了应对竞争威胁，Nova放弃了长期以来实施的统一费率（无论传输距离远近都收取同样的费率），寻求管制者批准以距离为基础的费率，并于1999年秋季获得批准。Nova/TCPL管道面临的更激烈竞争来自于Alliance管道公司，后者建设一条横穿加拿大阿尔伯达省到美国芝加哥南部的管道。从芝加哥东部到加拿大安大略省的Vector管道也在2000年底投入使用。这些管道在同一个市场上竞争，改变了1960年以来一直由Nova/TCPL垄断经营的格局。从加拿大阿尔伯达省到美国和加拿大中部市场的天然气传输开始了竞争。为了应对Alliance管道公司的竞争，防止发货人流失到Alliance管道公司，TCPL开始与发货人协商确定费率。

3．州对LDC的价格监管——天然气成本复原（GCR）

美国天然气产业实行联邦和州两级管制。州际交易置于联邦能源管制委员会的管制之下，州内管制由州公用事业委员会负责。FERC是能源部内的一个独立管制机构，其职能是监管美国电力事业、天然气产业、水电项目和石油管道运输系统，具体职责包括颁发非联邦水利设施许可证、天然气管线合格证明书，管制天然气、原油和成品油传输管线的费率、电力费率和电力事业的其他方面。FERC的使命是管制和监督能源产业，以使其符合美国公众的经济和环境利益。

州对本地天然气分销商的管制可以追溯到19世纪中叶。对燃气经销商的价格和进入的管制的经济理由是自然垄断理论。价格和市场准入的管制对于提高可靠性、安全性、最小成本供给和防止垄断价格都是必要的。州公用事业委员会是一个强有力的机构，它的建立大大改进了政府管制的技术。它把专业人员与行政权威结合在一起，既拥有干预的能力，又拥有有效干预的知识。它拥有为公共利益服务而对所实施的决策不断地进行监督以及在必要的时候随时加以修正的手段。在受管制的市场上，美国50个州对公用事业的管制存在一些差异。这里仅以俄亥俄州（Ohio）为例说明州对天然气产业的价格管制。俄亥俄州是美国中北部位于五大湖区的州，人口1009万。

天然气成本复原（The Gas Cost Recovery，GCR）是地方分销公司（Local Distribution Company，LDC）购买天然气支付的实际成本。这部分成本由LDC以没有利润的方式转递给用户。根据法律规定，LDC不能通过GCR取得利润，能够复原的只能是购买天然气的实际成本。LDC通过天然气的分销（Distribution）而不能通过天然气的购买和再销售取得利润。

（1）GCR的确定。GCR由以下四个部分构成：①预期的天然气成本（Expected Gas Cost，EGC）。EGC是LDC预计在未来一个季度支付的天然气购买价格，包括购买天然气本身的成本以及通过州际管道系统将天然气从生产地输送到事业服务地的传输成本。由于GCR至少每3个月调整一次，LDC应该以最佳能力计算未来3个月的预期购买成本。②实际调整（Actual Adjustment，AA）。AA代表先前向用户收取的EGC和LDC实际支付的天然气成本之间的差异。③平衡调整（Balance Adjustment，BA）。BA是先前调整的最终校正。④退款和和解调整（Refund and Reconciliation Adjustment，RA）。RA代表两个不同的部分。Refund由LDC因为过去购买天然气，从跨州管道和其他供给者收到的款项。上述款项通常由于FERC依据法院判决发布的命令，而导致的管道公司向其用户的退款。Reconciliations来自于PUCO根据财务审计或管理（绩效）审计发布的命令。

一般情况，LDC至少每3个月调整一次GCR，以便反映天然气价格的变动。对于参加了用户选择计划并选择了天然气供给者的用户，GCR由账单上的天然气供给费用取代。需要注意的是，GCR可以向上也可以向下调整，但调整并不是费率增加，也不反映LDC的任何盈利，仅仅表示天然气购买成本调整。参加天然气选择计划的用户，在签订12个月天然气供给计划以后将失去上述调整。

（2）PUCO的作用。州法律要求GCR以美元为基础调整。PUCO监督和审计每个LDC的管理政策和业绩，特别是GCR的每个变化，以便确定LDC是否以最低可能价格购买可靠的天然气，防止LDC通过GCR取得利润。根据法律，LDC被授权调整GCR，但应该证明在调整中不包括利润。

这样做的理由，一是因为天然气的买卖在市场上进行，天然气价格由供给和需求决定，这要求对这个过程进行持续的评估；二是为了确保GCR计算的准确，在财务审计中发现的错误通过退款和和解调整纠正。管理审计主要对较大的LDC，每两年进行一次。审计均由有资格的专业审计公司实施，任何不谨慎的成本都要通过退款和和解调整返还给用户。

（3）PUCO的天然气费率比较图（居民用户）。PUCO公布的端到端图可以为用户提供关于目前天然气价格选择、合同条款和估算的年总成本的概要比较（见表1-1）。用户可以选择固定价格计划（Fixed Rate Plan）或变动价格计划（Variable Rate Plan），前者在合同期内价格保持不变，后者在给定的合同期内价格可以浮动。一旦选定了天然气供给者，用户就成为竞争性天然气的用户，费率根据合同规定的供给者的价格确定。虽然可能有经PUCO认可的其他供给者，但端到端图只列出新用户积极注册的供给者。

表1-1　目前天然气的端到端选择

注：调查日期截至2003年10月1日。Vectren Source公司的（b）只限于互联网注册用户。

资料来源：PUCO网站。

这里以VEDO（Vectren Energy Delivery of Ohio）为例来说明费率确定过程。VEDO的用户费率是基于PUCO认可的GCR费率，Vectren Energy Delivery of Ohio Chart列出目前PUCO认可的GCR。与固定费率不同，为了保证地方事业公司收取的费率既不高于也不低于其实际成本，VEDO的GCR费率根据实际成本每月调整一次。VEDO对居民和小商业用户以100立方英尺（one hundred cubicfeet，Ccf）为单位确定费率。2003年的预期年总成本是根据上年平均天然气消费量880Ccf计算的。

总费率由供给者天然气商品价格加上VEDO传输费率构成，但不包括销售税、本地事业传输费和用户服务费。VEDO传输费率由Throughput Charge、Migration Rider、PIPPRider、SB287Excise Tax Rider、Transportation Program Cost Rider、GCR Transition Rider和Gross Receipts Excise Taxon Riders构成，可以按季度浮动。

VEDO的GCR Transition Rider是根据先前年度天然气成本复原与实际成本差异，向用户返还或征收的调整额。尽管要对每位用户未来12个月内承担的传输费进行估定，但GCR Transition Rider并不包括在用户账单内。原因在于，GCR Transition Rider只影响合同期少于12个月的用户的传输费。

VEDO and Supplier Total Rates与税收不同。VEDO根据天然气的消费量计算总收入税。法律要求供给者根据销售的天然气量估定用户地方销售税（County Sales tax）。表中VEDO的总费率包括总收入税，但不包括地方销售税。地方销售税税率在俄亥俄州各地不同，预期年总成本按6%的平均税率计算。预期年总成本包括向供给者支付的天然气价格、税金、月度服务费和本地传输费。

（4）PUCO如何估算预期的年总成本。表1-2说明了PUCO如何估算预期年总成本，用户的支出将根据实际消费量而变化。表1-2和表1-3使用的传输费率不同，表1-2中天然气传输费率使用$0.16018/Ccf，表1-3用合同期在12个月以内的传输费率$0.21713/Ccf。所以使用两个不同的费率，是因为构成传输费率一部分的GCR Transition Rider（$0.05430，plustax）已经包含在VEDO的GCR中。

（5）选择天然气供给者。用户选择计划允许用户自行选择天然气供给者。竞争向用户提供更多的选择，并不意味着在家里或其他用户处安装新的天然气管道。分销管道（包括户内管道）仍然由本地天然气分销公司拥有和经营。天然气服务的分销费率仍然由PUCO管制，但用户可以选择天然气服务中的供给者，供给者通过受管制公司的分销线路向用户提供天然气。

表1-2　使用VEDO的用户预期年总成本（根据GCR）的计算

资料来源：PUCO网站。

表1-3　使用固定费率的用户预期年总成本的计算

资料来源：PUCO网站。

表1-4　天然气用户选择计划的用户注册情况

注：表中数字截至2003年10月。

资料来源：PUCO网站。

只有取得PUCO许可的供给者才能向用户出售天然气。PUCO根据管理、技术、财务标准确定供给者能否取得供气资质。目前，俄亥俄州天然气的主要供给者有Cincinnati Gas& Electric、Columbia Gas of Ohio、Dominion East Ohio和Vectren Energy Delivery of Ohio，本地天然气事业（Local Natural Gas Utility）将继续承担输送义务。

某些供给者可能以比较低的价格提供天然气，某些供给者可能以固定价格或可变价格向用户提供合同期限长短不同的天然气。来自本地天然气分销公司的天然气价格必须由PUCO批准，并且随批发市场上天然气价格的变动而变动。

俄亥俄州法律允许本地团体代表居民集体购买天然气、洽商合同条款和天然气供给价格。多数政府组织的集体购买属于“选择排除”计划，即所有本地居民自动参加集体采购，除非他们主动拒绝参加。地方政府实施“选择排除”的集体采购，需要居民的事先投票表决并取得多数赞成。

无论用户是继续使用本地天然气事业还是转换到另一个供给者，本地天然气事业都将继续对用户的天然气安全承担责任，像以往一样确保可靠的天然气服务。PUCO承诺，保证更换供给者的用户继续取得安全、可靠和充分的天然气服务。

如果用户选择的供给者无法向用户供气，无论任何原因，LDC都将以当前受管制费率承担供气义务。如果出现天然气紧急事故，或关于账单、计量、天然气管道、安全的投诉和询问，用户可以与本地天然气事业联系（账单上有联系电话）。用户关于天然气供给合同的投诉和询问，可以与供给者联系。如果投诉和询问没有解决，用户可以向PUCO投诉。

LDC将继续读表。某些供给者可能给其用户开账单或委托LDC向其用户开账单。用户可能收到一份或两份账单，这取决于供给者和LDC之间的协议。如果收到两份账单，其中一份是LDC将天然气传输给终端用户的传输费用，另一份是天然气商品费用。如果收到一份账单，该账单则包括以上两项费用。