【天然气】徐士林：一文读懂英法美德日俄六国天然气发展趋势（荐藏！）

天然气与法律华气能源猎头 2022-04-22

本文转至：天然气与法律（微号：Gas-Law）作者：徐士林襄阳华润燃气有限公司，详细请点击“阅读原文”。

文 / 徐士林襄阳华润燃气有限公司

本文通过搜集、整合国内专家学者有关世界主要天然气消费国家的专题文章，回顾世界天然气发展历程，分析英国、法国、美国、德国、日本、俄罗斯等国天然气市场的基本情况、发展阶段、利用方向、快速发展的原因。典型国家天然气市场发展基本都经历了初创期、发展期、成熟期三个阶段，其中快速发展期一般为30年左右；在利用方向上，通常快速发展初期靠工业和城市燃气带动，后期靠发电提升；积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施、合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。本文旨在业内交流学习，如有不妥，欢迎批评指正。

一、英国天然气发展趋势

1.基本情况

英国天然气（BritishGas）公司的历史可以追溯到1812年成立的煤气灯和焦炭公司(GasLightandCokeCompany)，是世界上最早的公用事业公司之一，创始人为德国人弗雷德里克·艾伯特·温莎。

英国天然气集团（BG GROUP，LSE：BG）是英国最大的能源公司之一，在全球天然气行业处于领军地位，资本总额超过480亿美元，其业务遍及五大洲25个国家。BG GROUP是一家综合性的天然气公司，集气源勘探、开采和国际市场开发为一体，并与各级政府、部门和相关单位紧密合作。致力于引领整个天然气产业链，成为天然气勘探、生产、运输、配送和供应的行业先锋。

根据1948年的燃气法案，1949年5月，英国将燃气工业国有化，超过1000家私营燃气公司和市政燃气公司被合并成12家分区域运营的燃气公司（area gas boards），这些公司后来被统称为英国燃气公司（BritishGas，以下简称BG）。英国燃气工业由此开启了国有企业独家垄断下游供应的市场格局。

2.主要发展阶段

从1986年开始，英国先后通过BG公司私有化、放开大用户市场、将管输业务与供应业务分离，到1998年最终实现天然气供应环节和销售环节的市场竞争，成为欧洲第一个将供应和输送一体化的天然气市场重构为竞争性市场的国家。英国天然气市场重构始于1986年，到1998年基本完成，大体经历了四个阶段。

①私有化与放开大用户市场

20世纪60年代，随着英国大陆架发现天然气，英国燃气工业开始重大转型，由供应煤制气转向供应天然气，为此，BG开始了为期10年左右的天然气管网建设和国内燃气设施的替换。BG公司凭借独家拥有英国陆上的天然气管网和配送网络，通过和各北海油气生产商签订长期合同控制了所有上岸的天然气，进一步强化了BG的独家垄断地位。

1982年，《石油和天然气企业法》取消了BG公司向油气生产商购买天然气的第一选择权，允许第三方进入天然气市场。但由于BG公司的垄断地位，在当时实现第三方准入实际上极为困难。

1986年，《天然气法案》推动了BG私有化、建立独立的天然气监管机构和大用户市场放开。1986年12月8日，BG公司在伦敦证券交易所上市，实现了私有化。1986年《天然气法案》授予BG公司对资费用户25年的独家供应特许经营权，同时保持了BG公司陆上天然气供应和输气业务的完整性。由于BG公司的私有化，政府无法再通过直接控制方式对BG公司进行管理，同时鼓励市场竞争需要引入新的竞争者。在这一背景下，1986年建立的英国天然气供应办公室，就成为英国天然气行业的独立监管机构。1986年的《天然气法案》取消了BG公司向大用户的独家供应权，年用气量超过25000therms的终端用户可以直接向天然气生产商购气，BG公司有义务将其他竞争性供应者的天然气通过其管道输送给终端用户。但是，1986年后的私有化并未能改变BG公司陆上天然气业务的完整性，其他供应商实际上难以进入BG公司拥有的管道，也就无法促进市场竞争。

②逐步打破垄断

1988年，在接到一些大用户的投诉后，英国垄断与兼并委员会提出应解决影响市场竞争的三个主要障碍：一是解决BG公司的反竞争行为，建议BG公司要按照公布的价格表定价。二是解决竞争者的气源问题，建议引入90:10规则，即对产自新气田的天然气，要求BG公司最多只能签署90%的气量，剩余的气量供应其他竞争者。三是要解决管道准入问题。根据90:10规则，新释放的天然气绝大部分转向了新的发电市场，而管网的第三方准入仍没有实质性进展。对此，公平贸易办公室开始实施一系列新的措施以促进竞争，包括：要求BG公司到1995年将其合同市场份额降到40%；要求BG公司将部分已经签订的供气合同释放给竞争者，使其他供应商拥有足够气源供应市场。为解决第三方准入问题，BG公司建立了一个拥有独立账户的天然气运输和储气部门。

1992年8月，政府将竞争扩大到国内市场所有的工业和商业用户，进一步削弱BG公司在终端零售供应环节的垄断。在监管机构的持续干预下，英国一体化的天然气市场初步演化成三个市场：一是批发市场，在天然气生产商、贸易商、BG公司和独立供应商之间进行交易；二是合同市场（即大用户市场），即BG公司和独立供应商向年用气量超过25000therms（1992年后下调到超过2500therms）的大用户供气的市场；三是资费市场（tariff market），由BG公司独家向包括居民用户在内的小用户（年用气量小于2500therms）供气。批发市场和合同市场的价格放开由市场竞争形成，天然气供应办公室负责制定资费市场的费率，以保护消费者利益。

③管道与供应拆分

1994年，在天然气供应办公室的监督下，对BG公司进行了拆分，分拆后的BG公司拥有海上天然气供应、储气和所有前期已签订的供应合同；管道运输和储气业务重组为Transco，作为独立的运营商拥有下游的管道系统。BG公司供应业务与管道输送和储气业务的分拆是物理分离和财务分离的全面分拆，不但在相关建筑物或设施方面全部实现了分离，而且两种业务不再共担成本或共享服务。BG公司的分拆解决了管输业务和供应业务的内在利益冲突，管网的第三方准入开始得到有效实施，供给端的市场竞争显著增强。

④全面市场化

1995年，《天然气法案》从法律上明确了英国天然气市场实现全面竞争的时间表，为在居民用户市场引入竞争铺平了道路，建立了管道运营商、批发商和零售商的许可制度；授权天然气供应办公室发放新的供应许可证。

1996年，英国《管网条例》正式实施，明确了第三方进入管网的规则、程序以及管网使用者的责任和义务，并引入了管网日内进出气平衡的制度。

20世纪90年代中后期，英国天然气产量快速增长，天然气批发价格大幅下降，现货价格开始显著低于长期合同价格。这吸引了越来越多的参与者加入天然气批发市场交易，批发市场参与者从1995年的不足15家，快速增加到1997年的超过50家。这也促使原有以长期合同为主的定价方式逐渐转变为更灵活的以短期和现货交易为主的定价方式。BG公司拆分后，《管网条例》和第三方准入的有效实施，管网每天进出气平衡制度的建立，天然气市场竞争的增强和现货市场的快速发展，促进了居民用气市场的放开。

1998年，包括居民用户在内的所有的终端用户都可以自由选择天然气供应商。至此，英国天然气市场在供应和销售环节都实现了竞争，天然气市场重构基本完成。

二、美国天然气发展趋势

1.基本情况

美国是当今世界最大的天然气生产国和消费国，其天然气工业发达、产业链完整、市场机制完善。

美国天然气消费结构随着天然气发展变化，基本保持了均衡发展。在快速发展期，工业、民用、商业、发电均快速增长，工业用户所占比例在45%以上，天然气在工业用能中的占比由1950年的22%提升至1970年的32%；随着基础设施的逐渐完善，民用、商业用气逐渐发展起来；进入成熟期后，民用和商业消费基本稳定，发电用气是主要增长动力。1998年美国发电用气超过居民用气量，在消费结构中居第二位，2012年发电用气量又超过工业用气量，在消费结构中跃升至首位。2016年美国燃气发电量占比（34%）超过燃煤发电量占比（30.4%），成为第一大电源类型。

上游业务，美国本土的天然气生产主要集中在中部和南部各州——路易斯安那州、新墨西哥州、俄克拉荷马州、德克萨斯州、怀俄明州以及墨西哥湾。美国天然气上游竞争激烈，全美约有6300位生产商，前40位生产商产量占全美总产量近一半，每个生产商所占市场份额小，最大的生产商占比约为3% -4%，埃克森美孚公司并购克洛斯提柏石油公司(XTO )后也仅占6%。

中游业务，美国天然气工业基础设施发达，有助于平衡市场供需。全美约有160家管道公司，管线总长达55万km，日运能超过40亿m³，约有123家储存服务商，拥有400个储气点，超过1200亿m³可用容积，2006—2010年天然气存储能力增长了22%。

下游业务，销售环节主要有营销商和能源交易商，约有250家独立的天然气营销商。营销商的存在大大提高了市场效率。美国约有1200家地方配气公司，拥有190万余km的配气管线。天然气消费在美国一次能源消费中的比重上升，主要增长来自天然气发电需求的增长，过去10年新增发电装机容量的80%来自新增天然气发电站。

2.主要发展阶段

美国天然气市场发展主要经历了垄断定价、政府定价、逐步放开、市场定价

四个阶段。

①早期：1938年以前，垄断定价。

联邦对天然气监管的依据是宪法中的贸易条款，联邦制要求在州和联邦之间进行分权。州政府有权监管州内的天然气业务，联邦政府则监管跨州的天然气贸易但不干预天然气的生产和运输。由于管道公司具有的买方和卖方的双重身份，他们有很强的买方和卖方垄断力量。

②全面监管时期：1938—1977年，政府定价。

1935年，联邦调查署调查并提交报告，国会通过了《1938年天然气法》，标志着美国天然气工业进入监管时期。《天然气法》的主要规定是有关管辖权、许可和定价的规定。根据《天然气法》第1条规定，联邦的管辖权仅仅限于:1）涉及跨州贸易的天然气运输；2）采购的天然气的跨州转售；3）从事此类运输或销售的天然气公司。

从1938年到1954年，联邦电力署的监管范围只是跨州天然气管道，不涉及天然气生产商。跨州销售价格不包括生产商在气田对管道公司收取的价格（井口价），该价格由天然气管道公司转嫁给终端用户。因此,过高的井口价很容易抵消终端用户受到的其他价格保护。

1954年，最高法院在将联邦电力署的管辖权扩展到包括生产商的价格。自此，美国天然气工业进入了全面监管时期。联邦电力署对跨州销售天然气进行监管的严重后果是形成了两个天然气市场——跨州市场和州内市场。最终这两个市场出现了价格差异。由于联邦立法具有严格的放弃规定，在没有联邦批准的情况下，专门为跨州销售生产天然气的生产商不能离开跨州市场。因此,价格差异引起了天然气短缺。

1963年美国国会通过了《清洁空气法案》，更加速了美国能源消费结构的调整。

③调整与重建时期，1978—1991年，价格管制逐步取消。

1978年，天然气短缺，引起了广泛要求解除天然气市场价格监管的呼吁，为了刺激一些市场的天然气生产，国会颁布了《天然气政策法》，其要点是开始解除价格控制、刺激生产和统一天然气市场价格。《天然气政策法》也规定了天然气的分类价格和年份划分，以1977年4月20日为分界点，将天然气分为新气和旧气，旧气的价格仍然受到监管，而新气的价格可以上浮，以刺激生产。其他属于被鼓励的天然气包括“高成本”天然气、“深井气”、采于外大陆架和陆地的新天然气。还规定了“递增定价”法。递增定价法本质上属于边际成本定价，即天然气的销售价格反映了额外的生产成本，允许将天然气生产的部分“递增”成本转移到工业用户。

1985年，为了响应《天然气政策法》开放更具竞争性的井口市场的要求和应对天然气工业的经济变化，联邦能源监管委员会发布了第436号令，通过解绑的过程使得管道公司的贸易和运输业务相分离，为受到限制和不便于更换燃料的用户开放天然气管道的使用权。该法令的主要内容包括:1）鼓励管道公司提供开放和无歧视的运输服务；2）如果需求超过运输能力，开放的运输管道将按照先到先服务的原则提供运输服务；3）在合理的范围内监管运输服务价格；4）地方配气公司可以将“合同需求”转化为运输服务，并能够降低合同需求量；5）联邦能源监管委员会加快对愿意提供开放运输业务的管道公司发放新的管道设施和服务许可。

1989年，美国国会颁布了《天然气井口解除控制法》，解除了联邦能源监管委员会对天然气生产商销售市场的所有监管。

④市场化时期，1992年至今，价格完全放开。

1992年，联邦能源监管委员会发布了第636号令，规定：1）强制性地解除管道公司捆绑的销售和运输业务，即禁止管道公司从事销售天然气业务；2）总的许可授权管道公司按照市场价格进行非捆绑的销售；3）为天然气的所有卖方提供等质量的、开放的运输服务；4）运输服务的范围也包括储存服务，以便使储存服务也受制于开放规定；5）预准管道公司在合同期满或中止之后，放弃销售、间断的运输和不超过一年的不可撤销的短期运输服务。不可撤销的长期运输合同则受制于现有用户对替代报价的优先权；6）在符合行业结构重整的前提下,允许管道公司回收全部的“过渡成本”。

自此，美国通过解除对天然气井口价格的控制、强制性地要求管道公司公开准入等一系列措施，完成了对天然气工业的调整与改革，天然气的新价格形成机制也随之建立起来。

进入21世纪以后，美国页岩气革命成功使天然气生产成本大幅下降，页岩气产量迅速攀升，天然气价格一路走低，进一步刺激了天然气消费。2015年美国天然气产量达到7673亿立方米，消费量达到7780亿立方米，成为世界上最大的天然气生产国与消费国。

3.快速发展的主要原因

①丰富的资源基础，有效地保障了天然气发展。1945-1970年，美国发现气田185个，储量12.47万亿立方米，天然气产量保持快速增长，为天然气工业的发展壮大奠定了基础。

②有竞争力的价格，是天然气快速发展的基础。在天然气快速发展期，美国的气价仅为油价的15%~25%，为煤价的25%~40%，比煤炭、石油更具竞争力，天然气价格具有较为明显的优势。

③完善的基础设施，促进了天然气发展。到1966年本土48个州全部通气，逐步形成了相互连接的天然气管网，为美国天然气市场大发展创造了条件。截至2015年，美国干线管道总长度达到55万千米，配气管道200万千米。

④严格的环保政策，极大地推动天然气发展。从1955年的《空气污染控制法》到1963年的《清洁空气法》，1967年的《空气质量控制法》，再到1970年的《清洁空气法》以及后来的1977年修正案、1990年修正案等多次修正，美国逐步建立起了一个完整的法律规范体系，其中最重要的是国家空气质量标准。严格的空气质量标准推动了天然气这一优质清洁能源的不断普及。

三、法国天然气发展趋势

1.基本情况

2008年7月16日，法国两家能源巨头法国苏伊士集团（Suez）与法国燃气集团（Gaz de France，简称GDF）两大集团正式宣布联合，世界级能源巨头——法国燃气苏伊士集团（GDF Suez）正式诞生。总部位于比利时，是全球最大的能源和公用事业企业之一。公司的主要业务是天然气传送，为燃气市场及能源企业提供专业的技术支持和意见。公司以高技术的员工和丰富的资产为客户提供所需的准时及低价的服务。GDF以欧洲服务为中心，通过其发展的每一阶段为用户提供全方位服务：热电联产、供暖网络、空调及热力工程、工程服务等，其控股的高发公司已经在该领域取得了欧洲绝对的领先地位。

法国的天然气资源极其有限，因此国内天然气消费几乎都要依赖进口。法国天然气工业由法国燃气公司（GDF）经营，GDF是法国天然气进口、输送和分销领域的国营垄断经营商。GDF拥有的法国和海外的天然气供应量可满足法国天然气消费量的五分之一。挪威是法国主要天然气进口国，其次是俄罗斯和阿尔及利亚。近年来，法国从阿尔及利亚进口的天然气量有所上升，而从俄罗斯进口的天然气量有所下降。法国从荷兰进口的天然气量更小。

2.主要发展阶段

GDF在法国天然气市场的垄断地位保持到2000年8月。2000年8月，欧盟要求开放欧盟天然气竞争市场。为了满足欧盟的要求，GDF通过增加它的输送和储存能力来开始自由化进程，包括增加它的接收和管理液化天然气能力。

2007年7月1日起，法国政府全面放开了其他能源市场，彻底结束了大型企业在国内能源市场上的垄断地位，这意味着市场用户可以自由合法的选择燃气供应商。

2009年10月，法国燃气苏伊士集团表示，希望扩大其在南美秘鲁业务，计划在该国再投资5亿美元(合3.34亿欧元)发展电力项目，以满足秘鲁市场不断增长的需求，集团通过其在秘鲁的子公司Enersur投资扩建位于首都利马南部的煤气发电厂和在安第斯山脉北部建设一座水利发电站。

①计量标准：1997年法国政府制定了天然气能量计量的国家标准，以3年为过渡期，将原来的标准体积计量转变为能量计量。

②价格体系：多按热值计价，销售价格在政府管制与市场竞争机制中取得平衡。购气价格相对简单：在考虑终端销售价格以及利润等因素下，倒推出购气价格上限值，再有GDF与供应商谈判而定。销气价格相对复杂：销气价格=进气价格+（管输费+配气费+储气费+服务费）+利润。一般情况下，销价每6个月调整一次，GDF将拟调整的新价格上报政府，若政府一周内无否定答复即视为同意。但民用气需得到明确批复。但实际销售价格主要是有市场调控，特别是能源价格（原油、电、煤炭）波动。按照欧盟规定，政府必须管制管输费。为防止垄断，管道运营企业必须公开自己的管输价格，以利于用户自由选择不同的供气商。为使供应商不论气源远近都处于一个相同的竞争水平上，法国政府不允许按距离收费，而是趋向于制定基于行业平均水平的统一管输费。

③营销政策：为把天然气终端市场牢牢控制在自己手中，GDF采取了灵活的营销政策，并合理利用价格杠杆等销售手段。为争取居民用户，制定了一个详细的、以用气量为划分标准的阶梯型价格体系，用气越多越便宜。居民用气无需签订合同，只要用户提出用气申请、选择用气方案即可根据工程量大小适当收取安装费即可供气，并经过一段时间（20年左右）该管段的所有权归用户。大的工业用户采取了更为灵活的手段，如价格优惠、免费铺设供气管道、赠送配气管道、气量折扣、冬季免储气库调峰费等，但对临时用户和必然的天然气用户则采取高价策略，从中获取较高的利润回报。

四、德国天然气发展趋势

1.基本情况

德国能源资源严重匮乏，天然气供应主要依赖进口。近年来，由于国家环保标准的提高和国际石油价格的剧烈波动，德国的天然气消费不断增加。 2003年，国内天然气消费总量已经高达840亿立方米左右，在一次能源消费总量中所占比例大约为21%～22%。根据 Esso公司2003年的预测，到2020这一比例预计将达到32%。2005年德国天然气储量0.157十亿立方米，2015年天然气储量0.039十亿立方米。2005年德国天然气产量15.807十亿立方米，2015年德国天然气产量7.190十亿立方米。2005年德国天然气消费量86.253十亿立方米，2015年德国天然气消费量74.626十亿立方米。

前西德从1963年开始，从荷兰进口天然气。但是由于进口气源单一，到1965 年，前西德天然气消费仅为20亿立方米，占全国一次能源消费总量的1%。20世纪70年代初期，俄罗斯和挪威的天然气先后开始进入前西德市场，可供天然气数量随之迅速上升。前东德的天然气行业起步于20世纪60年代末，当时，其天然气生产和消费数量微乎其微，城市居民和公用设施都以使用煤制气为主。这一阶段，两德的天然气工业分别处于成长期和起步期。

1989年两德统一到目前为止，德国天然气管网设施建设蓬勃发展，天然气置换煤制气的过程迅速推进，整个行业在短短的15年，就经历了高速成长期和成型期，并成功迈入了气源多元化、行业参与者众多、基础设施完善、市场消费需求稳定、天然气供应充足的成熟期。

天然气供应现状，2003 年，德国国内生产的天然气在天然气消费总量中所占比例为20%，其余80%的需求分别依靠从俄罗斯（占消费总量的35%）、荷兰和挪威（各占20%），以及丹麦和英国（合计5%）进口的天然气来满足。2017年，根据欧洲统计局数据，德国进口天然气中的50%至75%来自俄罗斯。

1995年，东部各州天然气置换煤制气和运输配送管网的大规模兴建过程基本结束，基础设施全面到位。

到2002国国内管道总长已经达到37.5万千米，其中大约27%为高压管线， 38%管线，35%是低压管线，管道沿线共有压缩站37个，地下储库40多个（不含19个正在建设、扩建和规划中的储库）。

除此之外，与城市配气管网配套的天然气减压厂、混合厂和调压、计量、监测、通讯等配套设施也日趋完善。全国发达先进的天然气基础设施，不但为国内天然气运输、储备和供应提供了可靠的保障，还有效承担了向其他周边国家大量中转进口天然气的任务。

目前，德国从事天然气生产、进口、运输和配送业务的国内外企业多达750 家，所有公司都属于私营性质，这些企业大致可以划分为三类：第一类主要是四家从事天然气生产和进口供应业务的公司，这类公司大多拥有自己的长输管网系统，属于集生产、进口、贸易和运输业务以及电力、供水等跨行业经营于一身的大型上下游一体化公司；而且由于各自进口的天然气来源、质量和热值不同，长输管网的建设和输气标准也各有差异，因此在自己的管网覆盖区域内具有垄断性经营地位。第二类是国内天然气跨区域性长距离运输配送企业，主要有15家，负责向地区性供应企业输气。第三类是区域性和地方性天然气配送公司，这些公司都有各自固定的配气管网和配送服务区域，并在该区域内具有垄断地位。

反垄断机构就限制企业滥用市场垄断地位，促进行业公平竞争进行合作；审批与非欧盟成员国签订的期限超过两年的能源进口合同和保障国家能源供应安全；通过行业协会等中介机构定期（尤其是在冬季用气高峰到来之前）与行业各参与方进行对话、沟通与协调，以落实政府的各项方针政策和法律法规，实现国家的经济与能源发展战略目标。

除非出现市场失灵或突发性能源供应紧急状况，政府主管部门对于天然气、电力和其他能源行业参与者的具体商业经营活动一般既不施加任何行政干预，也不提供任何特殊的优惠政策和财政补贴。

行业协会的自律作用德国天然气行业的管理模式与欧洲其他主要成员国有着较为明显的差别。德国天然气行业参与者的市场行为和技术资质基本上依靠行业自律加以规范，而历史悠久的德国行业协会则是这种自我管理模式赖以成功的必要前提条件。德国全国性天然气行业协会共有两家，一家是总部设在柏林的德国天然气与水经济协会, 共有水和天然气行业的会员企 1300家；另一家是德国天天然气行业与水联合会，总部设在波恩，会员总数为12000 个，其中包括1300 家德国供气供水企业，1500 家相关设备制造企业，200 家州、区级相关机构和科研院所以及 9000 多个个人会员。

2.主要发展阶段

1998年欧盟天然气法令出台之后，德国为在天然气行业落实欧盟开放市场的具体要求，也通过了“能源经济法修订法案”，并且按照德国传统的三方协商方式制定了落实该法案的具体规定。对于诸如电力和天然气等关乎国计民生并具有自然垄断特点的网络性行业，主要通过反对限制竞争法、反托拉斯法等普遍适用的全国性经济法律法规，以及“能源经济法”等行业性相关法律法规，从宏观的角度规范行业参与各方的市场行为，防止和限制企业形成并滥用市场垄断地位，保障行业的健康有序发展。

2004年，新的能源能源经济法草案已经通过了德国内阁批准，并呈报德国参议院以待审议通过。新的能源经济法草案就德国天然气和电力行业长期发展目标、监管机构设置及其职权与监管程序、能源供应企业的责任与权利、运输配送业务分离、第三方网络准入、网络连接与普遍服务义务、输配服务条件与收费等做出了明确的框架规定。该法草案将原先的德国电信邮政监管机构改组为德国电力、天然气、电讯和邮政监管局，综合负责上述四个行业的监管工作。

2004年7月，完成运输配送管网和天然气商品供应业务的法律分拆，并逐步从法律地位上的分离过渡到组织、财务和管网经营的彻底分离。

2007年7月，最终实现允许任何消费者自由选择自己的供气商，向所有用户全面开放天然气市场的目标。

3.主要消费情况

目前，德国的居民、商业、工业和电力用气十分普及，天然气作为一种高效清洁能源，在环境保护、节能和使用便捷等方面的优点在德国早已家喻户晓。2002年德国国内天然气消费结构来看，居民和商业用气位居第一，占天然气总消费量的49%，工业用气为24%，发电厂用气13%，其他领域用气 14%。其中，天然气在居民和商业能源消费中所占比例为35.6%，在工业能源消费中所占比例约为25%，在发电行业能源消费中所占比例为8%。基于价格、环保和使用便捷方面的综合考虑，天然气成为居民用户、商业网点、学校、公共游泳场馆等公共建筑供暖、餐饮和热水供应的首选能源，而且供暖用气的普及程度最为瞩目。目前46%的居民住宅供暖使用天然气，新建住宅用气供暖的比例更是高达75%，明显超过用油和用煤供热的比例。各类天然气用户稳中有增，下游市场业已成熟。迄今为止，德国的天然气行业已经成为国家能源供应的第三大支柱（第一位为石油，占能源供应总量的38%，第二位为煤炭，占25%），并且有望在不远的将来上升到第二大能源支柱，继续为国家的能源供应安全和国民经济的增长发挥不可替代的重要作用。

4.市场价格机制

价格的形成主要遵循通过能源法规定上限和市场调节当期价格水平的原则，费率一般涵盖商品生产与进口成本、基础设施投资运营成本、管输配送服务成本和企业的适当经营回报。提供捆绑式服务的各地方配气公司在制定自己的价格体系时，还要综合考虑其他可竞争性能源特别是石油的市场价格水平，以及各自服务区内消费者的承受能力，并且要结合用户的规模、全年用气量的多少和用气的稳定程度划分出不同的收费等级。

五、日本天然气发展趋势

1.基本情况

日本的天然气改革最早可以追溯到1995年，当时规定年消费200万立方米的大用户可以自主选择供气商，随后在1999年、2004年和2007年分别将这一数字降低到100万、50万和10万立方米，以期形成市场竞争，但由于实际上的上下游一体化模式并未改变，国内天然气仍然是顺价销售给最终消费者。

日本是亚洲最早发展起来的天然气市场，天然气基本全部依靠进口。上世纪60年代日本开始进口LNG，多年来一直保持了世界上最大天然气及LNG进口国的地位。去年日本天然气消费1200亿立方米，约占其一次能源消费的22％，是世界第五大天然气消费国。长期以来，日本天然气市场由少数寡头企业垄断。东京、大阪和东宝燃气拥有全日本约70％的天然气管网。

日本天然气进口一直采用的是与油价挂钩的照付不议合同。直到目前，亚洲包括中国所签的大部分LNG进口合同也都是参照这个价格体系，甚至挂钩的油价也是日本的一揽子进口平均油价JCC。由于国际油价的上涨，采取油价挂钩模式定价的天然气价格长期远高于欧美，甚至一度是它们价格的几倍之多，形成所谓的“亚洲溢价”。日本国内在指责这种不合理的价格体系时，也日益认识到这更多的是由于自己缺乏市场化定价体系所致。

亚太将会是全球增长最快的天然气市场，但却未形成市场价格指数。日本及中国的天然气采购商在与美国天然气出口商谈判价格时，不得不采用美国的价格指数来定价，自然感到谈判地位不对等，但却也无从选择。缺乏市场化的结构，就不能形成市场化的价格，这是一个基本规律，20多年来日本的经验非常确凿地证明了这一点。

2.主要发展阶段

新一轮的天然气改革从2017年4月开始。按照一个渐进式的改革路线图，日本将重组传统的上下游一体化的市场结构，最终形成三个相对独立运行的部分：上游包括液化天然气（LNG）接收站及相应的进口贸易商，中游是管输服务，下游是天然气零售业务。

从这一时间节点开始，按照新规，全部的天然气零售用户都可以自由选择供气商。为了让市场在天然气定价中起决定性作用，政府将逐步退出天然气市场零售价的制定。

新的政策要求所有LNG接收站必须向全社会公布他们接收站的年度使用情况及费率体系，政府有权来审议相关的商业条款，如果被认为不当，政府有权要求整改。

改革也设定了管道业务分拆的目标，到2022年，三大天然气公司（东京燃气、大阪燃气和东宝燃气）的管道业务也要进行分离，从而进一步完善管道的第三方公平准入。

3.主要消费情况

日本天然气资源十分贫乏，但日本政府却十分重视天然气的消费，采取各种

政策措施促进天然气消费，使天然气消费量以年均5%～10%的速度增长。

日本的天然气市场发展以发电作为切入点，发电厂自主进口LNG，减少中间环节费用，降低发电成本，促进发电用气量的增长。尤其是2011年福岛核事故后，核电的缺口由天然气发电来弥补，日本当年天然气消费突破1000亿立方米。从1970年第一座燃气电厂南横滨电厂350兆瓦机组投产，到2015年日本天然气发电在电力结构中的占比已经达到39%。发电耗用的天然气占天然气消费总量的比例达到69%。主要措施有：

①以立法的形式促进天然气消费。70年代，日本政府通过《天然气公用事业法》管理城市天然气公司。该法规定由通产省确定气价和划定城市天然气公司的销售范围,各城市天然气公司不得跨区经营。1994年又制订并实施了《天然气市场自由化法》，该法解除了政府对大用户和供气公司的气价管制，允许年消费天然气量达200万立方米以上的大用户与供气公司直接谈判气价，并且可向任何供气公司购气。这就进一步促进了天然气的消费。
②大力发展燃气企业。政府积极支持和鼓励发展燃气企业，在燃气企业建立初期给予一定的减免税，并在贷款上予以优惠；同时，各级政府还直接投资创办燃气企业。据统计，日本全国共有244家燃气企业，其中173家是私营企业，71家属各级地方政府所有。大的燃气企业有3家，分别是东京、大阪和东帮瓦斯株式会社，,供气量约占全国的75%，用户占三分之二。
③支持与鼓励天然气发电。政府采取包括直接投资、优惠贷款和减免税在内的各种政策措施支持和鼓励天然气发电，使天然气发电从无到有，得到了极大的发展。1970年从美国阿拉斯加进口液化天然气，供南横滨电厂350MW机组发电，开始利用天然气发电。据统计，日本每年用于发电的液化天然气量约占其进口量的60%，占发电燃料总消费量的25%。
④大力发展燃气空调。日本经济腾飞时期的20世纪60年代末，就意识到燃气空调有削减夏季电力高峰压力、填补夏季燃气低估的益处，从政府到民间一致推动燃气空调的发展，大约用了10年时间，燃气空调占据日本中央空调市场的85%左右。日本燃气空调的迅猛发展，除燃气空调设备自身优势外，很大程度得益于政府和燃气公司实施的一系列有效的支持措施：政府贷款和减免税收，燃气公司实行优惠气价并大力宣传，还直接投入大量人力物力财力对空调技术进行研究和开发。
⑤支持和资助天然气实用技术开发。特别是开发天然气的消费新用途，对某些技术还给予低息贷款和税收优惠，甚至直接资助重点项目的开发研究，并带动私营公司对天然气实用技术的研究投入，使日本在研究开发天然气汽车、燃料电池、废热利用、天然气摩托车、天然气燃烧技术、燃气空调、燃气泄漏报警系统、管道建设和维护等方面处于领先地位。
⑥政府以各种方式会同各公司建立某些机构促进天然气产业发展。如成立天然气促进会，协调政府会同各家公司的合作和信息交流，成立天然气协会，协调各燃气公司的天然气实用技术研究；目前，日本天然气协会协调研究的实用技术研究项目有热电联产、小型家用燃气空调、天然气汽车等。
⑦采取财政信贷措施支持天然气进口。银行一般以股本金形式支持日本在国外天然气项目的投资者（如三菱三井公司）在国外的投资项目（如文莱、印尼的LNG项目），又如日本在卡塔尔的液化天然气项目中有4家日本银行和2家欧洲银行提供20亿美元贷款，为日本9家天然气公司购买卡塔尔的LNG提供信贷支持。同时，日本进口的LNG关税给予优惠。

六、俄罗斯天然气发展趋势

1.基本情况

俄罗斯天然气工业股份公司，简称Gazprom，中文常简称其为“俄气”。公司总部位于俄罗斯首都莫斯科，由俄罗斯联邦资产管理总局控股。“俄气”为中欧、东欧和前独联体各国提供所需的几乎全部天然气，是世界最大的天然气开采企业。俄罗斯天然气公司是一个全球性能源公司。据报道，大约为世界天然气产品的25%，是本国俄罗斯天然气公司GNP的8%。

俄罗斯天然气工业股份公司在2013年财富世界500强中利润总额380.862亿美元，排行世界第3。利润率24.81%，排行世界第9。营业额1535.3亿美元排行世界第21。2018年7月19日，《财富》世界500强排行榜发布，俄罗斯天然气工业股份公司位列49位。

俄罗斯天然气公司的经营范围从勘探到加工，交通运输及销售。供应地区遍及俄罗斯的每个地区，公司产品出口到欧洲的25个国家。主要从事天然气勘探、开发、生产、加工、储运以及销售。此外，还从事多种经营，包括旅游业、农业、航空以及通讯等业务，并计划向石油工业渗透。

在快速发展期，最初以工业用户为切入点，1965年天然气消费量为1298亿立方米，其中工业占56%，发电占27.7%，化工占4.8%，城市燃气占11.5%。工业燃料中，冶金工业的消费量最多，其次是机械和机械制造业。随着产量的提高及基础设施的完善，国内燃气发电、供热逐渐发展起来，成为天然气增长主要动力。2012年俄罗斯用气结构以发电(32.7%)和供热(22.2%)为主。

2.主要发展阶段

俄罗斯天然气市场的发展大致可以划分为起步阶段、发展阶段、大发展阶段、调整重组和市场化改革5个阶段。

①起步阶段，1955年以前。1930年苏联政府在全苏第一次天然气大会上提出“在民用及工业领域广泛利用天然气”。1946年，苏联建成了萨拉托夫至莫斯科的长输天然气管道，莫斯科市实现了天然气化，标志着俄罗斯现代天然气工业的诞生。
②发展阶段，1956-1969年。1956年苏联政府将天然气从石油行业分离出来，成立了专门的天然气管理局，1969年在该局的基础上又成立了天然气工业部。在此期间，苏联发现一批气田，到1970年苏联的天然气储量已增长到29.49万亿立方米，超过美国成为天然气储量最大的国家。
③大发展阶段，1970-1989年。西西伯利亚的几个特大气田先后投入开发，使得苏联天然气产量迅速提高，1983年苏联超过美国成为世界第一大产气国。随着西西伯利亚天然气资源的开发，苏联铺设了几条从西西伯利亚气田至欧洲部分中央地区的长输气管道，截至1989年，苏联境内干线输气管道总长约21万千米。1950-1990年快速发展期，天然气消费量年均增长95亿立方米，年均增速10.2%。
④市场化阶段，1990年至今。1990年后，随着苏联的解体，俄罗斯天然气工业进入了调整、重组和市场化改革阶段。1991-1998年，苏联解体后，由于经济的不稳定以及资金短缺，天然气产量开始下滑，消费量持续下降。1993年，在国家天然气康采恩基础上，俄罗斯天然气工业国家股份公司成立，1998年改为天然气工业开放式股份公司(Gazprom)。经过近20年的调整与改革，目前俄罗斯的天然气生产、运输、销售形成了主要由Gazprom垄断，其他企业共同参与的局面。1999年至今，俄国内天然气消费比较稳定，2015年俄天然气消费量3915亿立方米，排名世界第二位。

3.快速发展的主要原因

①国家能源政策调整，鼓励天然气利用。

1930年全苏第一次天然气大会上提出在民用及工业领域广泛利用天然气，国家开始发展天然气工业。1959年苏联政府提出用石油、天然气代替煤炭政策，天然气进入迅速发展时代，产量和消费量迅速增加；1979年在石油产需矛盾加剧的情况下，政府提出以天然气和煤代替石油的政策，天然气市场最终走向成熟。

②新的资源发现为天然气发展提供资源基础。

随着高加索、乌克兰，中亚的乌兹别克斯坦和土库曼斯坦，西西伯利亚一批大气田被勘测发现和投入开发，苏联天然气产量迅速提高，天然气年产量从1950年的84亿立方米增加到1989年的7960亿立方米，平均年增量202亿立方米。1983年苏联超过美国成为世界第一大产气国。

③完善的天然气管网和储气库设施保障消费。

1950年，苏联境内天然气管线总长约2000千米，70年代中期以后，苏联开始大量铺设长距离、大口径输气管道，1980年干线管道增加到13.1万千米。苏联解体后，这些管输系统由Gazprom公司集中管理，保证了国内天然气安全供应。截至2015年，俄罗斯统一供气系统包含干线输气管道超过17万千米、配气管道65.44万千米、26座地下储气库，工作气量736亿立方米。

④政府控制天然气价格，天然气相对煤炭、石油具有较大价格优势。

苏联时期，政府控制天然气生产、运输及销售各环节，按照经济计划调整天然气价格。苏联解体后，为稳定经济，俄罗斯政府在国内对天然气实行低价政策。在政府的控制和补贴下，俄罗斯的天然气价格长期低于煤炭和石油价格。直到2004年，天然气价格才开始逐步超过煤炭价格。

主要参考文献：

【1】邓郁松，英国天然气市场重构的历程与启示，《调查研究报告》，2017年第6号（总5081号）

【2】金雷，王一君，开放市场环境下法国燃气分配公司发展经验及启示，《城市燃气》，2013年08期

【3】郜峰，马宝玲，耿长波，王曦，美国天然气市场发展历程及启示，《资源与产业》，2013年10月

【4】李宏勋，潘长青，英美天然气产业监管及其借鉴，《中国能源》，2011年08期

【5】李晓东，德国天然气行业发展现状及对我国的启示，《国际石油经济》2005 , 第13卷第3期

【6】杨雷，日本天然气改革：逼出来的市场化，《财经》杂志2018年第20期

【7】李宏勋，赵玺玉，张荣旺，日本政府促进天然气消费的政策措施及其启示，《天然气工业》2002，第22卷第6期

【8】赵忠德，武松，杜艳，吴浩筠，郜婕，世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示，《国际石油经济》，2017年08期

来源：天然气与法律（微号：Gas-Law）作者：徐士林襄阳华润燃气有限公司
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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