英国天然气生产和利用时间较早, 19世纪60年代北海油田的开发推动了天然气的广泛应用[5, 6]。2000年天然气产量达到峰值1 083× 108m3, 主要来自位于英国大陆架的多个海上油气田, 陆上产量极少。近年来, 随着海上气田的枯竭, 剩余储量和产量下降非常快, 2015年剩余储量仅为4 456× 108m3。2016年英国天然气市场交割量为874× 108m3, 其中国内产气量为281× 108m3（占32%）, 挪威海上气田进口387× 108m3（占44%）, LNG进口79× 108m3（占9%）。当年国内天然气消费量为736× 108m3, 对外依存度高达62%。天然气在英国一次能源消费中的占比达40%, 远高于全球20.3%的平均水平。居民和发电用气占比最高, 分别达到36%和24%, 因大量天然气被用于供热, 需求的季节性特征非常明显, 历年冬季比夏季的需求量高出50%~80%。
英国天然气市场改革由撒切尔夫人的公共事业私有化改革推动, 改革过程具有“ 立法先行” 的特征[7]。长期以来, 国有的英国天然气公司（British Gas）兼具监管和运营职能, 长期垄断经营全国天然气中下游产业, 从生产商购买天然气后销售给终端用户并赚取差价, 同时负责天然气管网的运营和平衡[8]。1982年油气企业法案（Oil & Gas Enterprise Act）率先剥夺了英国天然气公司向生产商购买天然气的优先权, 允许第三方进入天然气市场[9, 10]。1986年天然气法案（Gas Act 1986）批准了英国天然气公司私有化, 打破其垄断格局并强制将市场份额让渡给竞争对手, 同时要求成立独立监管机构— — 天然气供应办公室（Office of Gas Supply, 缩写为OFGAS）, 该机构后来并入天然气和电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets, 缩写为OFGEM）[6, 11]。1990— 1996年间, 英国天然气公司的市场份额从97%降至29%, 还将输配气管网彻底拆分后成立管网公司Transco, 该公司后来并入国家电网（National Grid）[5]。1995年的天然气法案（Gas Act 1995）将市场化扩展到零售领域, 并制定了英国天然气公司的退出时间表[2]。1996年3月英国颁布天然气统一管网准则（Uniform Network Codes, 缩写为UNC）, 标志着新的市场格局初步形成[1]。1998年天然气市场改革基本完成, 包括城市燃气在内的所有用户都可以自由切换供气商, 全产业链形成了完全自由竞争的市场[8]。
英国天然气批发市场以国家平衡点作为交易枢纽。国家平衡点的范围包括英国国土范围内的整个输气管网, 具有排他性, 由国家电网运营。平衡点内的管网互相连通, 天然气混合在一起, 气质和气压一致。管输费采用“ 入气口+出气口” 的定价机制, 即天然气注入或流出平衡点时需缴纳运输费用, 在平衡点内可无成本自由流动, 也无明确的输送路径。平衡点内的天然气可以通过“ 气— 气竞争” 形成枢纽价格, 该价格中已包含入气口费用, 未包含出气口费用[12]。国家平衡点建立的初衷是为了平衡管网压力, 后来才逐渐发展为交易和定价的中心。
第三方公司Xoserve Limited（简称为Xoserve）负责国家平衡点的运营, 职能类似调控中心。托运人需要将天然气注入平衡点时, 向Xoserve运营的在线系统UK-LINK提交入气指令, Xoserve与国家电网协调, 安排天然气从指定入气口进入输气管网[13]。天然气需要流出平衡点时, 提交出气指令, 操作流程类似。托运人之间达成买卖交易后, 提交交易指令, 标的天然气的所有权实现转移。
英国国家平衡点采取日平衡机制。首先由托运人负责平衡, 未平衡量当日完成现金清算。托运人的未平衡量计算公式为：未平衡量=入气量– 出气量+买入量– 卖出量。整个平衡点内的托运人未平衡量可相互进行对冲, 余量再由国家电网来平衡。
英国天然气批发市场按照交易期限可分为现货、近期和长期, 按照交易方式可分为场外交易（Over The Counter, 缩写为OTC）和交易所交易（Exchange, 也称场内交易）。
长久以来, 英国依靠长期协议来保证天然气的供给, 经历了3个阶段[2]。1990年之前买卖双方为了分担投资风险, 保证供应量和减少价格波动而签订长期协议, 协议价格通常与油价、电价和通胀率等挂钩, 期限超过25年, 85%以上的协议量照付不议, 还不允许重新商议价格。1990年后签署长期协议的主要目的转变为从银行获得贷款用于建设气电厂, 因此期限缩短为15年, 照付不议的协议量升至95%。2000年后, 受市场化和国家平衡点建立的影响, 长期协议的发展体现出几大趋势：①长期协议的数量和供气量逐年减少; ②合同期限更短; ③有价格回顾条款, 即有重新议价的窗口; ④照付不议的协议量逐渐减少至零。2016年长期协议量为371× 108m3, 约占英国天然气消费量的1/2, 其中照付不议量为170× 108m3, 约占46%。协议价格使用“ S形曲线” 模型, 挂钩月前（Month Ahead）NBP价格指数[2]。实质上, 现阶段长期协议仅为了保住供应量, 交割价格随天然气市场价格波动。
OTC是英国天然气现货和近期市场的重要交易方式。1994年, 在发电厂的积极推动下, 出现了最早的场外交易市场。恰逢英国油气产量快速增加, 现货价格低于长期协议价格约30%, 促使场外市场的交易量和流动性快速上升, 市场参与者逐渐增多。1997年NBP 97标准合约的推出, 进一步推动了场外市场的发展。近几年, 场外市场的Churn Rate（交易量除以交割量）维持在16~21, 流动性充沛。场外交易主要通过经纪商的电子平台进行撮合, 市场份额较高的经纪商有ICAP、Prebon、Spectron等。场外交易自由灵活, 便于实物交割。但因存在交易对手风险, 需要通过保函、信用证等操作方式来规避。2008年次贷危机后, 中央对手方清算模式逐渐替代传统的双边清算模式, 场外交易市场走向标准化和高效。
目前洲际交易所（Intercontinental Exchange, 缩写为ICE）同时运营期货和现货的交易所交易。1997年伦敦国际石油交易所（International Petroleum Exchange, 缩写为IPE）发布了首份NBP天然气期货合约, 随后又陆续推出多份天然气期货和期权合约[5, 14]。
随着远期市场的发展, 期货和期权交易量快速上升。2001年伦敦国际石油交易所被洲际交易所收购。1999年APX-ENDEX创立了英国天然气现货交易所ENDEX, 2013年也被洲际交易所收购。现货市场不间断运营, 全部交易量都需要在当日进行实物交割, 总交割量占英国天然气实物交割量的1/9, ICE-ENDEX作为中央对手方负责清算和交割。与场外交易相比, 交易所在政府的严格监管下运营, 具有标准化程度高、流动性好、透明度高、买卖价差小、交易量大、市场参与者多等特征。
目前英国天然气批发市场有120多家参与者, 包括由国内生产商和进口商组成的供气方, 零售商和大用户构成的用气方, 金融机构和贸易公司为主的中间商, 以及利用季节价差和日间价差盈利的库存商（图1）。随着天然气市场走向成熟, 天然气价格逐渐脱离油价的影响, 形成“ 气— 气竞争” 的定价机制, NBP也发展为具有全球影响力的基准枢纽。
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图1 英国天然气市场格局简图 |
零售市场由6家大型供气商（BG Group、EDF、EON、RWE Power、 Scottish Power、SSE）和其他中小型供气商组成。2011年之前, 市场中只有这6家大型供气商。近年来, 新的参与者不断进入市场, 达到52家, 中小型供气商的市场份额也不断提高。随着智能电表的推广应用, 需求侧管理发展很快, 最终用户可以根据实时价格和服务质量自由切换供气商, 平均切换时间为17天, 未来将在2天内实现切换。
城市燃气市场占零售市场份额的61%, 其中前文所述6家大型供气商占86%, 其他37家中小型供气商占14%。1986年的私有化改革大幅降低了中间环节成本, 使输配气费用下降了17%, 中断率下降了30%。目前城市燃气用户的账单中, 天然气批发成本占46.55%, 输配气费用占22.93%, 供气费用占16.58%, 供气商利润占6.31%。非城市燃气市场占零售市场的39%, 服务于各种规模的工业和商业用户。除6家大型供气商外, 中小型供气商也积极参与这个细分市场。
英国天然气管网主要建于20世纪50~60年代, 依据北海油田产出天然气的气质来设计, 由英国天然气公司建设, 一直沿用到现在。由于英国国土面积有限, 北海油田生产的天然气通过海底管线输送至沿海接收站, 处理后直接进入输气管网。输气管网目前拥有8 000 km管道, 23个压缩机站, 输送压力为4.5~8.5 MPa。配气管网分为8片, 由4家公司分别运营, 无经营权交叉[9, 10]。3条跨国管线分别与荷兰、比利时和爱尔兰相连, 实现双向输气[2, 5]。有2个LNG接收站, 气源主要来自卡塔尔。还有18个储气库, 主要用于调节季节性需求量的峰谷差。
4.2.1 监管目标及办法
由于天然气输气和配气管网具有自然垄断的属性, 英国政府被迫施行严格监管[9, 10]。天然气和电力市场办公室作为直接监管机构, 基于新公共管理理论确立了以特许经营为基础的监管框架, 核心目标是通过价格监管来实现管网运行的经济和高效, 其他目标包括管网平衡, 保障供应和防止垄断等。价格监管的具体目标为：①风险与收益平衡。既要确保输配气公司获得与风险相匹配的投资收益, 又要防止其利用垄断地位获得超额收益。②降低输配气管网的运行成本, 实现用户整体利益最大化。③减少交叉补贴, 实现不同用户间的公平, 现在与未来用户间的公平。
英国采用了投资回报率监管法, 即考虑合理的资产价值、运营支出、资本支出和投资回报率等因素后, 为公司设立允许收入, 并依据允许收入核定管输费费率。监管中强调激励机制, 以提高系统运行效率和监管效率。监管过程细分为价格控制监审和费率监审两个部分。价格控制监审是为了防止输配气管网利润过高, 而费率监审则是为了防止不同用户之间及不同用气时间之间的交叉补贴。管输费是基于入气口和出气口来征收的, 因此入气口和出气口的容量核定是费率监审的前置条件。下文以输气管网为例, 详细介绍具体的监管办法。
4.2.2 价格控制监审
输气价格控制监审每5年更新一轮, 目前正在执行第五轮, 从2014年4月1日至2021年3月31日。本轮采用RIIO模型, 使激励（Incentives, 缩写为I）、创新（Innovation, 缩写为I）和绩效（Outputs, 缩写为O）对运营商的收入（Revenue, 缩写为R）产生直接影响。RIIO模型的计算公式如图2所示。
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图2 RIIO模型计算公式图 |
天然气和电力市场办公室将输气管网的职能划分为管网运营（Transportation Operation, 缩写为TO）和系统运营（System Operation, 缩写为SO）2个部分, 分别进行监审。对2个部分职能的监审均采用以下关键财务指标：投资回报率为6.8%, 债权利率为2.92%, 债权比例为62.5%。区别在于固定资产折旧期, 管网运营为45年, 而系统运营为7年。
管网运营和系统运营的激励机制各不相同。管网运营的激励机制包括安全、可靠性和可供性、客户满意度、增加输送容量与接入和环境保护5项指标。而系统运营的激励机制则包括减少损耗、日内余量平衡、需求预测、减少温室气体排放、合理安排维保、阻塞管理、减少损耗和信息公开等8项指标。每一项指标有不同的权重, 财年结束后, 根据各项指标的完成情况（绩效）对允许收益进行调整, 实际投资回报率介于4.2%~9.8%。另一个激励性政策是成本分摊机制, 实际发生成本与允许成本的差额, 44%由国家电网分摊, 56%由托运人分摊。
4.2.3 容量核定
输气管网有30个集合入气口（Aggregate System Entry Point, 缩写为ASEP）和224个出气口。采用计算机模拟的方法来核定输气管网各入气口和出气口的容量（图3）。因天然气供给和输气管网的供给长期大于需求, 所以从需求预测入手, 由供给侧来匹配需求侧, 实现虚拟管网上的供需平衡。
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图3 容量核定的计算机模拟流程图 |
模拟过程包括以下步骤：①根据输气管网（包括已建和计划新建）的物理结构在计算机软件中建立虚拟管网; ②将每个出气口的需求预测数据（未来10年的用气峰值）作为其出气量的初始值; ③入气口按供气方的优先级进行排序, 确定各入气口的入气量（作为入气口基准容量）, 直至管网总入气量与总出气量平衡。优先级为：海上气田自产气> 跨国管线进口气> 长期库存气> 进口LNG> 中期库存气> 短期库存气; ④增加单个入气口的入气量, 直至触及管网运行的约束条件（Constrains）, 此时的入气量就是该入气口的最大容量, 入气口最大容量与入气口基准容量的差值为入气口增量; ⑤增加单个出气口的出气量, 直至触及管网运行的约束条件, 此时的出气量就是该出气口的最大容量, 也被定义为出气口基准容量。
4.2.4 费率监审
管网运营的允许收入通过各入气口和出气口的容量费来征收, 50%通过所有入气口, 另外50%通过所有出气口（图4）。结合输气模型和费率模型, 基于长期边际成本可确定各入气口和出气口的容量费底价（Reserve Price）。输气模型是一种基于管网结构的最优化模型, 其目标函数为输气管网的最小总周转量（单位为GWh· km）, 由此可确定管网中的流量分布和路径。选择任一地点作为参考节点（Reference Node）, 即可计算出各入气口和出气口的相对长期边际成本（相对输气距离）。费率模型通过核算管道的建设成本, 可推导出单位输气成本。再结合入气口总允许收入和各入气口的基准容量, 可对相对长期边际成本进行调整, 求出调整因子, 进而得到各入气口的长期边际成本, 即为容量费底价, 见公式（1）。出气口容量费底价采用类似的计算方法。
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图4 容量费率核算的流程图 |
式中EntryAR表示入气口总允许收入, £ ; EntryARi表示入气口i的允许收入, £ ; EntryLMCi表示入气口i的长期边际成本, £ /（GW· h）; EntryBCi表示入气口i的基准容量, GW· h; EntryRLMCi表示入气口i的相对长期边际成本, km; UC表示单位输气成本, £ /（GWh· km）; AF表示调整因子, 其取值与参考节点的选择有关。
系统运营的允许收入通过各入气口和出气口的商品费来征收, 50%通过所有入气口, 另外50%通过所有出气口（图4）。费率统一, 与具体入气口或出气口无关。
英国天然气市场和容量市场目前都供大于求, 因此入气口容量的竞争性更强, 采用拍卖为主的方式来进行分配, 拍卖完毕之后, 还可在二级市场进行交易。出气口容量的竞争性较弱, 以申请与拍卖相结合的方式进行分配。Xoserve公司利用Gemini系统组织容量分配。
入气口容量按照期限从长到短的顺序进行拍卖（表1）：①季度拍卖采用向上叫价时钟拍卖法（Ascending Clock Auction, 是公开拍卖的一种, 标的物的竞价按照卖方预设的阶梯价格由低至高、依次递增, 买方需跟进并报出阶梯价格下的购买量）, 价格分为21个等级（P0~P20）, P0为容量费底价, 对应基准容量, P1~P20是通过入气口增量模型（Incremental Entry Capacity Release）计算出的阶梯价格/（£ /GW· h）, 对应增加后的容量。价格从低到高进行逐级竞价, 当报价总容量大于本级价格对应的拍卖容量时, 进入下一级价格继续拍卖, 直至报价总容量小于或等于本级价格对应的拍卖容量, 此时的报价总容量为实际成交量, 本级价格为实际交易价格; ②月度、月前和自主拍卖采用递减价格拍卖法（以歧视价格结算）, 只有一轮, 由买方自主确定报价并密封递交, 开标后按照报价从高至低排序, 依次根据各竞价方的竞价容量来分配, 直至拍卖容量分配完毕或达到拍卖底价时结束, 按各竞价方的实际报价来结算。③即期拍卖包括日前、日内和日前闲置3种, 均采用统一价格拍卖法, 与递减价格拍卖法类似。区别在于, 以结束时的最低报价作为统一的结算价格。前6种都是固定容量的拍卖, 只有日前未用是可中断容量的拍卖。
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表1 容量拍卖方式对比表 |
出气口容量根据期限分为连续多年容量、年度容量、日（固定）容量和日（非峰值）容量。连续多年容量和年度容量分配采用申请制, 以容量费底价作为容量费率。日（固定）容量和日（非峰值）容量采用统一价格拍卖法, 日（固定）容量的拍卖底价为容量费底价, 日（非峰值）容量的拍卖底价为0。
拍卖或申请获得容量后, 托运人需在规定时间内缴纳容量费以锁定容量, 并根据入气量或出气量缴纳商品费。
