自20世纪80年代以来，欧盟开始进行“天然气市场自由化”改革，进入20世纪90年代，欧盟改革开始加快。国外学者对欧盟天然气产业链结构改革进行了一些研究，但对改革措施缺少整体性归纳，而中国学者对此限于初步研究，更缺乏对欧盟天然气虚拟交易点的建立、“入口/出口”管输费结构以及管输平衡机制等系列措施研究。笔者旨在对欧盟“天然气市场自由化”改革措施及效果进行整体探讨。由于改革使天然气产业链由垄断型结构向竞争型结构演变，因此将欧盟针对产业链的这一改革称为天然气产业链结构改革。
1 欧盟天然气产业链结构改革法律框架及监管机构
1.1 三个天然气指令建设欧盟竞争型天然气产业链结构
为使天然气产业链从垄断型结构向竞争型结构演变，欧盟先后颁布了三个天然气指令，2009年的指令指出，其目的在于让所有用户都能自主选择天然气供应商，在天然气市场创造新的商业机会，促进跨境天然气交易，以此达到天然气竞争性价格的形成和资源的有效配置，为用户提供高质量的服务，服务于欧盟天然气供应安全和可持续发展。
1998年第一个指令对欧盟管输、配气系统需承担的任务等做了规定，还规定了天然气市场开放进程、监管等，并在管输、配气环节引入第三方准入机制，但只在账户层面要求管输、配气、储气等不同业务解除捆绑(分拆);2003年第二个指令对之前的指令进行了补充修正，进一步在管理权和经营权层面对解除捆绑(分拆)做出规定;2009年第三个指令又提出了三种可选的解除捆绑(分拆)的模式，即所有权模式、ISO模式和ITO模式，以及其详细规定[17]。
1.2 两个天然气管网管理条例等建设欧盟内部一体化天然气市场
对管输费用如何确定、管输能力如何分配、管网使用者输气量不确定对管网系统安全威胁如何避免等，欧盟天然气指令未做出详细规定，为此单独颁布两个天然气管网管理条例[18-19]。2005年的条例主要从管输费结构、管网第三方准入机制、管输能力分配原则、管输拥塞管理、管输运营商信息透明、管网平衡机制、管输能力交易机制等方面做出规定[18]。而2009年的条例补充的内容有：ENTSOG(European Network ofTransmission System Operators for Gas)机构的建立与任务，管网规则(Network Codes，它包括管输费规则、管输能力分配规则、管输平衡规则等在内的一系列彼此配合的管网规则)的建立与修订程序，储气设施及LNG设施的第三方准入机制、储气量分配原则及交易机制、信息透明等[19]。
为配合上述指令与条例的实施，欧盟还颁布了其他配套条例，包括：①2013年颁布的关于天然气管网系统管输能力分IN己JOL制的管理条例，它规定管网运营者通过拍卖手段按不同时间段将其总管输量分配给管输用户，从而公平透明地保证第三方准入机制实施[20];②2014年颁布的关于天然气管网平衡机制的管理条例，其目的在于促进天然气市场短期交易的发展，并提供价格信号等。此外，欧盟还对天然气管网的管输拥塞管理、各国天然气管网的互通性及管输费用的确定等问题提出了指导意见[22]。
通过这些措施，欧盟促进了跨境天然气交易，旨在建立内部一体化天然气市场。
1.3 完善监管机构确保欧盟天然气产业链结构改革
为保证结构改革的推进，欧盟要求各国层面设立监管机构，因电力与天然气产业链结构改革相似，各国通常设立两者统一的监管机构，如英国OFGEM(the Office of Gas and Electricity Markets) 。同时，欧盟也设立了欧盟层面的专门管理机构。2000年最先成立的机构是CEER(The Council of European Energy Regulators)，这是一个由各国监管机构自发成立的非盈利机构，为各国监管机构提供信息交流及互助合作平台。2003年欧盟官方成立了独立的可为各国监管机构提供咨询的ERGEG(European Regulators Group for Electricity and Gas)，促进欧盟各国在产业链结构改革上的磋商、协调与合作。应欧盟委员会要求，ERGEG在2006年将整个欧盟区域划分为3个天然气产业链改革区域，每个区域有不同的改革目标和路径[24]，这为欧盟内部一体化天然气市场的推进做出了积极的贡献。由于欧盟认为ERGEG的工作应该被拥有明确的权限且能对各国监管机构决定做出批准的机构所取代。因此，2009年欧盟成立了ACER(Agency for Cooperation of Energy Regulators)，并在2011年全面取代ERGEG。
此外，为加强管网基础设施的共用，2009年欧盟成立了ENTSOG，其成员包括来自26个国家的44个管输运营商和3个关联合作方[19]，它受到ACER监督，根据其确定的Network Codes中各规则的框架指南，编制具体的规则等。
2 欧盟天然气产业链结构改革具体措施
2.1 解除捆绑，去上中下游一体化
欧盟在推行产业链结构改革前，各国天然气公司很多都实行纵向一体化发展模式，例如BGC(英国天然气公司)和GDF(法国燃气公司)，业务都覆盖了从上游到下游的整个行业，且在本国的产业链各环节均具有垄断地位，配合捆绑经营模式，使其可通过控制中游环节来阻止其他竞争对手与下游用户交易，利用上游垄断控制天然气供给，实行垄断价格;同时捆绑经营模式也使得各环节价格缺乏透明，无法在可竞争环节发挥资源配置作用。对此，欧盟的主要措施之一就是解除捆绑(分拆)，去一体化。
在实施过程中，存在着不同程度的解除捆绑(分拆)，程度最弱的是仅在财务账户上对上中下游不同业务进行解除捆绑(分拆)(accounting unbundling)，而程度最强的是要求对上中下游业务在所有权上进行解除捆绑(分拆)(owncrship unbundling)，处于中间的是经营权分拆(1egal unbundling)和管理权分拆(functional unbundling)。前者仍可保留输气网络的所有权，但需设立一个独立的公司(Independent SystemOperator，ISO)全权负责输气网络的运营;后者仍可拥有并经营输气网络，但输气网络的管理必须交给拥有独立管理权和决策权的下属子部门(称为“独立输气商”，Independent Transmission Operator，ITO)，它根据自身利益进行决策，而独立于一体化公司或其下属的其他子公司利益[3，12，25-26]。
1998年指令要求同时经营管输、配气、储气库及非天然气业务的公司，在财务账户上解除捆绑(分拆)，分离各项业务的账户，但并没有涉及所有权、经营权及管理权层面[15]。2003年指令对于管输及配气业务的解除捆绑(分拆)做出了进一步的规定：一体化公司的管输(配气)业务至少应该在公司法律形式、组织及决策上与其他业务进行分离，但一体化公司并不需要将管输(配气)业务资产的所有权与其他业务进行分离，即未要求进行所有权的解除捆绑(分拆);对于所服务消费者数量少于100000的配气运营商，特殊规定可以免除解除捆绑(分拆)。2009年指令并未对配气业务解除捆绑(分拆)进行调整，但对一体化公司的管输运营业务要求选择三种模式方案解除捆绑(分拆)：所有权模式、ISO模式和ITO模式。
2.2 逐步开放市场，推进改革进程
欧盟天然气产业链结构改革是一个循序渐进的过程，欧盟规定了各国需达到的阶段性市场开放程度。所谓市场开放程度是按照上游企业直接卖给“符合条件用户”的天然气年销售量占各国天然气年总销售量的比重来衡量。“符合条件用户”指从上游天然气供应商(生产商或进口商)直接购气的用户，管输运营商或配气运营商在此过程中仅通过提供输气服务而收取一定的管输费用。1998年指令规定，所有发电用户和年天然气消费量在2500×104m3以上的用户为“符合条件用户”，指令实施5年后降至1500×104m3，10年后降至500×104m3。而2003年指令规定，2004年7月1日开始，所有的非居民用户均为“符合条件用户”;2007年7月1日开始，所有用户均能与上游天然气供应商直接进行天然气交易。
依据天然气市场开放进程的规定，1998年指令对初始天然气市场开放程度不同的国家的开放进程做了不同规定：开放程度较低的国家，要保证市场开放程度不低于20%，指令实施5年后达到28%，20年后达到33%;开放程度较高的国家，开放程度已达到30%，要求其开放比例不低于30%，指令实施5年后达到38%，20年后达到48%。
欧盟通过对“符合条件用户”的界定，用市场开放程度控制各国改革进度，规定了各国所需达到的市场开放标准，根据各国情况，分步、渐进地推进了欧盟天然气产业链结构改革的整体进程。
2.3 实行第三方准入机制，推行无歧视的管网使用权
中游管输环节被认为具有自然垄断性，而天然气生产、进口、批发和销售环节被认为是需要引入竞争的环节，在天然气供需双方达成交易后，必须通过管输没施来输送天然气，市场主体能否无歧视地获得管输设施使用权成为改革的关键，为此欧盟引入第三方准入机制。
1998年指令就规定各国应该提供客观、透明、非歧视的第三方准入机制，并就协商形式的第三方准入(Negotiated Third PartY ACCCSS)和监管形式的第三方准入(Regulated Third Party Access)做了说明。两者的不同在于：①实行前者的国家不要求有独立监管机构，而实行后者的同家需要有独立监管机构;②前者管输费由管输所有者与需要管输服务的公司通过协商达成，管输所有者拥有一定的议价权，而后者是公开、统一的管输费，能够提供更透明、更非歧视的管输服务。该指令没有明确说明在哪些领域实行第三方准入，只足笼统说明对天然气系统实行第三方准入[2，30]。2003年指令对第三方准入机制有了进一步规定：明确指出对管输及配气系统和LNG设施实行第三方准入;各国在这些领域均要基于公开、统一的管输费来实行监管形式的第三方准入机制。该指令对储气库设施的第三方准入做了特殊规定：准入并不是强制的，在技术和经济上有需要时才实行，且各国可选择实行协商或监管形式的第三方准入。
2.4 促进双边交易，提供高效管输服务
解除捆绑(分拆)使更多市场主体包括天然气生产商、进口商(大批发商)、小型批发商、终端用户之间能够直接进行天然气交易，第三方准入保证了上述市场主体能获得无歧视的管输服务。但这些市场主体之间真正能顺利进行交易，且交易又不会对管输运营安全和效率造成影响，还需要其他措施配合，欧盟通过建立虚拟交易点(也称天然气枢纽)作为天然气买卖双方交易平台，通过制定一系列相关的管网规则来协调各国管输系统的管理。
虚拟交易点(Virtual Trading Point)的基本目的是提供一个电子平台，使得天然气买卖双方(亦为管网使用者)能够不经管输运营商、不受物理位置限制地直接进行双边天然气转让。在大多数情况下虚拟交易点也是管输运营商进行管输平衡的平台，管输平衡平台(Balancing Platforms)是在平衡机制规则下，管输运营商实施管输平衡的平台。这种混合平台的典型例子是英国的NBP(National Balancing Point)。而如德国等国家则有单独用于管输平衡的平台[33]。
管网规则是欧盟为解决跨境交易及欧盟内部一体化天然气市场问题，对输气管网建立的一系列规则，共包括12个方面具体规则。在2014年4月欧盟制定的3年工作规划中，要建立起来的管网规则包括管输费规则(Network Code on Tariffs)、管输能力分配规则(Network Code on CAM)、管输平衡规则(NetworkCode on Balancing)、互操作性(互用性)规则(Network Code on Interoperability Rules)。
在管输费用的确定上，欧盟引导各国使用“入口/出口”管输费结构，要求管网使用者在天然气入口/出口预定其输入/输出能力，而管网使用者需缴纳的管输费就是其分别在入口和出口为其输入和输出能力所缴纳的费用之和。管网使用者对输入和输出能力的预定是分开的，缴费也是彼此独立的。欧盟层面的管输能力分配规则针对的是互联点管输能力的分配，解决跨境管输问题，具体通过拍卖机制的设定来解决互连点上管输能力分配问题，管输运营商要建立管输能力预定平台(Capacity Booking Platforms)来实施管输能力拍卖。为使可拍卖的管输能力产品的期限与天然气交易期限相适应，欧盟互联点上的管输产品包括年、季、月、日前和日内的管输能力产品。
管网入口和出口的压力差越大，运输能力越强，但此时管网的储气能力会下降，管输运营商要在两者之间进行权衡，达到最高的运营效率。如果仅依靠管网使用者自发的商业交易，入口和出口压力与管网系统内的充气量无法得到控制，影响管网的运营效率，也要考虑对管网系统的安全性造成的威胁[35]。为此，欧盟引入管输平衡机制来保障管网系统的安全、高效运营。在管输平衡机制下，管输运营商根据管网使用者当日提交的信息，确定管网使用者的日非平衡量，日非平衡量等于管网使用者当日天然气总输入量和总输出量的差额，如果两者相等，则管网使用者当日是平衡。当出现非平衡时，管输运营商通过向管网使用者买气或卖气进行平衡，并通过低买高卖来弥补其进行平衡的成本。此外，管网使用者也自行通过双边交易平衡其非平衡量。
3 欧盟天然气产业链结构改革效果
3.1 天然气枢纽和交易所的形成
欧盟在解除捆绑和实行第三方准入机制等基础上，通过虚拟交易点，为天然气买卖双方提供了交易平台，同时管网使用者也在虚拟交易点上通过标准化天然气合约的交易完成其管输平衡，增加了虚拟交易点的交易量。这些极大促进了短期OTC(Over The Count)市场的发展，形成了各国天然气交易的市场中心，又称为天然气枢纽(gas hub)。
由于各国改革进程不同，虚拟交易点建立时间也不同，加之市场参与者数量及与邻国进行天然气交易的灵活程度等影响，各国天然气虚拟交易点的发展程度不同，但近年均获较快发展。直到2000年，西北欧仅有两个天然气枢纽，为英国1996年建立的NBP及比利时2000年建立的Zeebrugge。随后，德国的HubCo(在2004年变为BEB，在2009年变为Gaspool)于2002年建立;荷兰的TTF和意大利的PSV于2003年建立;法国的PEGs于2004年建立;奥地利的CEGH于2005年建立;德国的EGT(2009年并入NCG)于2006年建立;2009年，德国Gaspool和NCG建立。至2009年，欧盟天然气枢纽的格局基本形成(图1)。
在虚拟交易点进行的交易大部分为天然气短期标准合约(title products/locational products/temporal products)，交易方式为一对一交易，价格由双方协商，由虚拟交易点形成的天然气短期市场被称为OTC市场;此外，交易所在促进天然气短期市场交易上也发挥了重要作用。不同于虚拟交易点的双边交易，交易所的交易为匿名交易，使交易所运营方成为所有交易的交易对方，并采取清算机制避免违约风险，且交易价格由公开竞价产生。在交易所交易的天然气产品有两大类，一类是现货产品，如目前(day-ahead)和日内(within-day)天然气产品，另一类是衍生品市场，主要是指期货，有期限不同的天然气期货产品。交易所天然气产品的出现是市场逐渐成熟的表现，当市场力量和交易流动性达到一定程度，交易所产品会随之产生，通过期货合约等为交易者提供风险规避手段。随着虚拟交易点天然气短期交易的增加，交易所的天然气产品也相继产生，两者相互配合、促进。交易所有在虚拟交易点进行交割的天然气日前合约和日内合约，而交易所天然气期货合约也在虚拟交易点进行交割;另一方面，交易所为市场参与者提供了双边交易以外的其他交易方式，与虚拟交易点一起促进了天然气市场的交易量，同时，前者公开竞价确定的天然气标准合约价格，提高了市场透明度，交易量与透明度的增加降低了交易成本。表1是欧盟各虚拟交易点及与天然气相关的交易所发展情况。
3.2 天然气短期市场的发展
随着欧盟各OTC市场双边交易的发展，市场交易量的增加，相应交易所的天然气产品出现，进一步促进了欧盟天然气短期市场的发展。图2是欧盟各天然气枢纽的0TC市场交易量，可以看出2003-2012年各天然气枢纽交易量均呈现上升趋势，NBP以外的天然气枢纽总量从2003年远不足500TwH(Trillion-Watt-Hours，万亿瓦时，下同)到2012年交易量超过了6000TWH，发展迅速;而NBP因成立早，英国产业链结构改革进程快，是最为成熟的天然气枢纽，其2012年的交易量为13765TWH，占欧盟地区总交易量的近70%。在交易量持续升高的同时，图3中可以看出在相同的时期内，欧盟的天然气消费量并没有发生较大幅度的变化，在5000TWH附近上下浮动，这说明与产业链结构改革之前相比，通过天然气枢纽的交易量在增加、转手交易更多，即欧盟短期市场更具流动性了。
尽管欧盟天然气短期市场获得了很大发展，但天然气需求量中仅有部分通过短期市场获取，短期市场相对长期协议在天然气需求量中所占比重仍处于较低水平;各国天然气枢纽的成熟程度也存在很大差异。表2说明了各国天然气枢纽不同发展程度，采取流转率(Churn Ratio，也称Retrading Ratio)指标，它指一定数量的产品从最初进入市场到最后到最终使用者手中之间被交易的次数，是衡量市场流动性和市场深度的重要指标。表2中采用了两种计算方式，一种是枢纽总交易量(åTraded，包括OTC市场和交易所的交易量)与枢纽净交易量(Net Traded)的比率，在标的商晶全部在天然气枢纽交易的情况，它能很好地反映市场流动性，但欧盟天然气需求中部分天然气通过长期协议的方式进行交易，它会高估市场流动性;为此，可另外采用总市场流转率(Gross Market Churn Ratio)来衡量，其定义为枢纽总交易量与该国市场总需求量(åDemand)的比率。从表2主要枢纽2011年总交易量/市场需求量;3)表中数据来源于本文参和2012年的一季度交易情况看，欧盟各国短期市场的发展程度存在较大差距，其中英国NBP和荷兰TTF发展较为成熟，而德国和法国流动率很有限，法国甚至在2012年还出现了下降，两国短期市场发展很有限，因通过其交易的天然气(实际交割的天然气)仅占到它们国内天然气总需求量的15%左右，而英国这一比例在2012年已经达到50%左右[4]。
3.3 天然气长期协议定价方式的转变
随着欧盟产业链结构改革的推进，各国产业链逐步向竞争型结构演变;虚拟交易点和交易所的天然气产品发展促进了天然气短期市场的发展，交易量逐年上升，并形成了能反映市场供需情况的竞争性枢纽价格，该价格使得天然气长期协议价格由“油-气”挂钩逐步向“气-气”挂钩转变口“。转变的主要原因包括：①竞争性枢纽价格是天然气长期协议从“油-气”挂钩向“气气”挂钩转变的必要条件。②在欧盟传统垄断型产业链结构下，进口商或批发商以“油-气”挂钩的方式向生产商购买天然气，再以该方式卖给用户，使其面临的价格变动风险比较低;随着产业链结构改革的推进，他们与下游用户的交易通过天然气枢纽、采用竞争性枢纽价格完成，面临较高的价格风险，尤其是当油价上涨时。他们要求生产商在长期协议中也采取“气-气”挂钩的定价方式，以降低价格风险[4，32]。③最初采取“油气”挂钩的定价方式，是因为油市场比较成熟而天然气市场还不够成熟，而油又与天然气存在着能源替代关系。但从欧盟近几年的发展看，油与天然气之间的替代关系在削弱。短期看，用户在天然气与油之间进行切换要付出一定成本，包括燃油设备和库存设施的维护以及转化的不便性，都使得天然气用户缺少转换的动力;长期看，以发电为例，要实现天然气与油之间的替代，天然气电厂应该在一段时期内能够改用油来发电，很多天然气电厂的设备如果长期转化成燃油，会导致效率降低以及加速发电机的损耗，在工业、民用及商业领域也是如此[7];同时随国际天然气市场的变化，尤其是亚洲LNG需求的快速增长以及北美页岩气革命，使得国际天然气供给格局发生了变化，这些因素对欧盟天然气价格有更直接、快速的影响，这使得相对不灵活的“油-气”挂钩的定价方式更为不合理[9]。
在英国，上述向“气-气”挂钩的转变已经完成，不论是长期协议还是在短期市场的交易，均以NBP价格为参考基准[4]，长期协议主要与日前交易价格或者期货(通常一个月交割的)价格相挂钩。根据估计，在2011年和2012年，整个欧盟天然气供应中大约分别只有58%和57%是采用“油-气”挂钩定价方式的长期协议，预计在2014年将下降至50%，这说明欧盟天然气长期协议的定价方式正在从“油-气”挂钩逐步向“气-气”挂钩的定价方式转变[32]。
4 结论
1)为实现欧盟产业链结构由垄断型结构逐步向竞争型结构演变，并形成欧盟内部一体化天然气市场，欧盟相继颁布了三个天然气指令和两个管网管理条例等，通过解除捆绑措施去除了上中下游一体化，通过设定不同阶段的市场开放程度推进了改革进程，而采取第三方准入机制使管网使用者获得无歧视的管输服务。
2)为促进双边交易以及提供高效管输服务，欧盟还采取了一系列彼此配合的措施，通过建立虚拟交易点来作为天然气买卖双方交易的平台;通过建立管网规则协调各国管网系统的管理，解决跨境交易及欧盟内部一体化天然气市场问题。
3)虚拟交易点通常也是管输运营商进行管输平衡的平台，它促进了这些点的天然气合约交易量，使其成为各国天然气市场交易中心。管网规则引导各国使用“入口/出口”管输费结构来确定管输费用，采取拍卖的方式将管输运营商的输气能力分配给管输用户，通过平衡机制的建立控制管输系统的日输气量来提高管输系统安全性等。
4)虚拟交易点的建立和交易所天然气产品的发展，共同促进了欧盟天然气短期市场的发展，形成了反映天然气供需的竞争性天然气价格，为欧盟天然气长期协议定价与竞争性天然气价格挂钩提供了必要条件，促进欧盟天然气长期协议定价向“气-气”挂钩的定价机制转变。
