中國油氣資源供應大量依賴進口，是能源安全問題的集中體現(xiàn)。同時，中國化石能源消費占比高，能源消費強度大，面臨著巨大的減排壓力。中國的能源問題在很多方面與韓國有相似和相通之處，當前相關部門正在編制“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃及專項規(guī)劃，韓國的能源政策與發(fā)展規(guī)劃、天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展及改革經(jīng)驗可以給我們一些啟示和借鑒。

1　韓國能源供需基本情況

1.1　化石能源

根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計》數(shù)據(jù)測算，2018年韓國一次能源消費總量折合4.30億噸標煤，為全球第8大能源消費國。2008－2018年，韓國能源消費年均增速為2.23%，能源消費彈性系數(shù)為0.45（見圖1）。從能源消費結(jié)構(gòu)來看，化石能源消費占比為88.1%，核能為10%。在化石能源消費中，石油消費量最多，為1.84億噸標煤，占比為42.8%；其次是煤炭，消費量為1.26億噸標煤，占比為29.3%；天然氣消費量為0.69億噸標煤，占比為16%。

韓國作為制造業(yè)強國和機電、化工產(chǎn)品出口大國，能源消費強度仍然較高，以全球0.68%的人口消耗了全球2.2%的能源，其中石油消耗占全球的2.8%（位列全球第8），煤炭占2.3%（位列全球第5），天然氣占1.3%（位列全球第15）。韓國是能源資源極度匱乏的國家，幾乎沒有任何化石能源儲量，水能等可再生能源的可開發(fā)量也十分有限，煤炭、石油、天然氣幾乎都依賴進口，能源對外依存度達97%。由于能源供應幾乎全部來自進口，韓國是全球最重要的能源貿(mào)易國之一，石油進口量居世界第5位，天然氣進口量居世界第3位，煤炭進口量居世界第4位。以液化天然氣（LNG）為例，2018年韓國LNG進口量為4457萬噸，僅次于中國和日本，占全球LNG貿(mào)易量的14%。

1.2　電力

截至2018年底，韓國電力總裝機容量為1.18億千瓦，其中火電0.76億千瓦，核電0.26億千瓦，水電0.06億千瓦，其他0.10億千瓦。2018年各類機組總發(fā)電量為5943億千瓦時，人均發(fā)電量為1.15萬千瓦時，是同期中國人均發(fā)電量5097千瓦時的2.56倍。其中，燃煤、天然氣、核電、非水可再生能源發(fā)電量分別為2613億、1604億、1335億和219億千瓦時，占比分別為44%、27%、22.3%和3.7%，水力發(fā)電量為29億千瓦時，其他為51億千瓦時。

為了提高本國能源自給能力，韓國政府自20世紀70年代起便注重發(fā)展核電，2011年3月，日本福島核事故后核電發(fā)展步伐放緩，更加注重核電的安全問題。根據(jù)國際原子能機構(gòu)（IAEA）的統(tǒng)計，截至2018年底，韓國核電在運行機組有24臺，總裝機容量為22.4吉瓦，全球排名第6位，居美國、法國、中國、日本、俄羅斯之后；有5臺機組正在建設，裝機容量為6700兆瓦。

韓國可再生能源發(fā)展較晚，2005年以后才陸續(xù)開始建設風電與光伏電站，2018年該國水電與其他可再生能源發(fā)電占比僅為4.18%，遠低于中國的25.83%。韓國可再生能源資源條件不豐富，不僅國土面積小，而且約70%的國土面積是山地，建設風電和光伏電站造價較高，盡管如此，近年來韓國還是制定了可再生能源發(fā)展的宏偉藍圖。

1.3　溫室氣體排放與低碳綠色增長戰(zhàn)略

隨著經(jīng)濟與人口的增長，韓國能源消費尤其是化石能源消費大幅增長，由此產(chǎn)生了大量的溫室氣體。以1980年為起點，2018年韓國能源消費增長了6.73倍，二氧化碳排放量增長了4.64倍，達到6.96億噸，占全球排放總量的2.1%，是全球第七大排放國。人均碳排放量為13.48噸，為其1980年水平的4.1倍，是全球平均水平的3.04倍；單位國內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）排放量為0.43千克/美元，比全球平均水平高約9%。作為經(jīng)濟相對發(fā)達的國家，韓國較早感受到了來自國際減排組織的壓力。早在2008年便提出“低碳綠色增長”國家戰(zhàn)略，2010年制定了《低碳綠色增長基本法》；2014年向聯(lián)合國氣候變化框架公約秘書處提交《應對氣候變化國家自主貢獻》文件，提出到2030年實現(xiàn)溫室氣體排放較基準情景減少37%的目標；2016年12月，國會通過《第一輪氣候變化應對基本計劃》和《2030國家溫室氣體減排基本路線圖》；2019年10月，國會通過《第二輪氣候變化應對基本計劃》，提出到2030年溫室氣體排放量相比2017年減少24.4%的計劃，達到2005年的排放水平。

2　韓國的能源政策和相關規(guī)劃

2.1　能源總體規(guī)劃概述

自20世紀90年代末以來，韓國先后制定和頒布了5個能源總體規(guī)劃。1997年10月頒布的《第一個國家能源規(guī)劃（1997－2006）》、2002年12月頒布的《第二個國家能源規(guī)劃（2002－2020）》制定的法律依據(jù)是《合理能源利用法》第四條——商業(yè)工業(yè)和能源部①有義務每5年制定一項持續(xù)10年或更長時間的國家能源規(guī)劃，經(jīng)國會審議確定。2008年李明博上臺執(zhí)政，基于其新提出的“低碳綠色增長戰(zhàn)略”理念，國會審議通過了《第一個國家能源總體規(guī)劃（2008－2030）》。2014年2月，基于2010年頒布的《低碳綠色增長基本法》第四十一條和《能源法》第十條，樸槿惠政府頒布了《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》；2019年5月，文在寅政府頒布了《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》。

韓國的能源總體規(guī)劃是一個涵蓋所有能源行業(yè)的綜合性規(guī)劃，旨在為該國中長期能源政策提供基本的理念、愿景、目標，同時提出有助于實現(xiàn)這些目標的重點任務，由國會審議通過后頒布。與總體能源規(guī)劃配套，政府相關部門根據(jù)需要制定專項規(guī)劃，例如分品種能源供應規(guī)劃、能源利用規(guī)劃、技術(shù)開發(fā)規(guī)劃、應對氣候變化規(guī)劃等。總體能源規(guī)劃是各項能源發(fā)展的指南，為特定能源和部門能源規(guī)劃提供原則和方向，并從宏觀角度進行統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。韓國能源總體規(guī)劃的規(guī)劃期長達20年，每5年修訂一次。

2.2　各階段的能源政策和規(guī)劃

20世紀八九十年代，韓國的能源政策主要圍繞國內(nèi)龐大的能源需求以及貧瘠的能源資源展開，實行“供給導向”能源安全戰(zhàn)略，即為韓國經(jīng)濟發(fā)展尋求持續(xù)、可靠的低價能源供應體系，以促進經(jīng)濟增長和維持市民的生活水平，提高產(chǎn)業(yè)競爭力。韓國能源行業(yè)由國有企業(yè)壟斷，1997年該國放開對石油產(chǎn)品的價格管制，但目前電、氣、熱供應價格仍由政府確定。

2002年，基于國際上日益盛行的市場化結(jié)構(gòu)改革、對可持續(xù)性發(fā)展的追求、能源技術(shù)的發(fā)展，以及能源消費模式和消費意識的變化，韓國《第二個國家能源規(guī)劃（2002－2020）》對能源政策導向進行了調(diào)整，主要體現(xiàn)在四個方面。一是由先前的穩(wěn)定供給與需求開始轉(zhuǎn)向可持續(xù)發(fā)展，兼顧經(jīng)濟增長、環(huán)境保護和能源安全。主要舉措包括建立一個環(huán)境友好的低碳能源系統(tǒng)，例如優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，減少對石油的依賴，居民和商業(yè)采暖轉(zhuǎn)向天然氣，加快發(fā)展新能源和可再生能源；強化能效和節(jié)能政策；穩(wěn)定石油和天然氣進口，積極參與海外資源開發(fā)，加快國內(nèi)能源基礎設施建設；加強管理能源危機的能力等。二是能源運行由政府驅(qū)動轉(zhuǎn)向市場驅(qū)動。在發(fā)電行業(yè)已經(jīng)進行私有化的基礎上，加快天然氣行業(yè)重構(gòu)，對韓國天然氣公司（KOGAS）進行拆分，將其進口批發(fā)業(yè)務私有化，保留基礎設施并向第三方公平開放；建立天然氣交易所，促進市場對供需調(diào)節(jié)職能的形成，發(fā)揮價格調(diào)節(jié)供需的功能；設立獨立的能源監(jiān)管機構(gòu)，重塑政府角色以適應能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整。這是韓國第二個能源規(guī)劃最大的亮點，但天然氣領域的結(jié)構(gòu)重組受各方面因素制約，至今未有實質(zhì)性進展。三是對外關系由封閉轉(zhuǎn)向互聯(lián)開放。加強與國際能源組織的合作，構(gòu)建東北亞能源合作網(wǎng)絡，積極拓展海外資源開發(fā)。四是能源技術(shù)由滿足國內(nèi)需要轉(zhuǎn)向技術(shù)創(chuàng)造市場。通過發(fā)展技術(shù)擴大未來能源選擇范圍，并把能源技術(shù)作為出口戰(zhàn)略性產(chǎn)業(yè)。

2008年，面對國際上氣侯變化減排壓力、全球新能源和可再生能源快速發(fā)展、國際原油供給緊張和油價波動飆升，加之韓國國內(nèi)對經(jīng)濟增長動能轉(zhuǎn)換存在迫切需求，新上臺的李明博政府提出了“低碳綠色增長戰(zhàn)略”，并以此為指引制定了《第一個國家能源總體規(guī)劃（2008－2030）》。規(guī)劃展望了2030年五大發(fā)展愿景，提出“實現(xiàn)能源自給型社會、非石油依賴型社會、低能耗社會、綠色能源和綠色技術(shù)創(chuàng)造新增長引擎和就業(yè)機會、實現(xiàn)能源共享繁榮社會”。規(guī)劃還提出了各能源品種的發(fā)展方向和具體指標：一是大幅度提高可再生能源所占比重，到2030年在一次能源消費中的占比由2007年的2.2%提高到11%；二是努力減少石油、煤炭等化石燃料在能源結(jié)構(gòu)中的占比，由2007年的83%降到61%；三是鑒于核能具有高效、清潔、安全等特點，規(guī)劃確定到2030年新建10座1400兆瓦的核電站，使核電在韓國電力裝機中的占比由2007年的27%提高到41%，發(fā)電占比由36%提高到59%。通過綠色能源和綠色技術(shù)創(chuàng)造新的經(jīng)濟增長引擎和就業(yè)機會是規(guī)劃最大的亮點，具體舉措包括設立綠色增長委員會，制定國家溫室氣體減排指標，加大對技術(shù)研發(fā)和設備的投資，實行新的可再生能源義務配額制等。

2014年，面對國際上油價持續(xù)高企、北美非常規(guī)油氣資源大規(guī)模發(fā)展、日本福島核電站重大事故、可再生能源結(jié)構(gòu)調(diào)整（光伏和風能制造過剩，可再生能源行業(yè)正經(jīng)歷一個快速重組時期），以及國內(nèi)電力供應緊張、核電站事故頻發(fā)、民眾對核電安全的擔憂增加等國內(nèi)外形勢，樸槿惠政府發(fā)布的《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》對能源政策做出較大調(diào)整。主要目標和任務包括向需求管理政策過渡、建立分布式能源系統(tǒng)（這兩個方面為首次提出）、平衡環(huán)境和安全問題、加強能源安全和供應穩(wěn)定、建立穩(wěn)定的資源來源、能源政策反映民意6個方面。

相比2008年版的規(guī)劃，該規(guī)劃最大變化是放緩了核電發(fā)展步伐，降低對核電的依賴，核電發(fā)展目標從2030年裝機占比為41%調(diào)整到2035年的29%，強調(diào)通過加大投資力度、加強老廠管理、加強計劃性和預防性檢查等，大力加強核安全，把核電站安全運行放在首位；還強調(diào)核工業(yè)的創(chuàng)新和核電“走出去”戰(zhàn)略，通過技術(shù)、核心設備、零部件出口，力爭2020年把韓國建成核電出口大國。為滿足國內(nèi)能源需求，煤炭、石油、天然氣等傳統(tǒng)化石能源的發(fā)展目標又回歸保守，2030年在一次能源中的占比合計為77%，相比2008年版規(guī)劃61%的目標大幅增加。考慮到實際開發(fā)情況、資源基礎和部署條件，規(guī)劃大幅下調(diào)可再生能源發(fā)展目標，2035年可再生能源在一次能源中的發(fā)展目標僅為5%，相比2008年版規(guī)劃2030年11%的發(fā)展目標下調(diào)了6個百分點。在海外資源開發(fā)能力建設方面注入了新的理念，在2008年版規(guī)劃提出以國有企業(yè)為主體的基礎上，轉(zhuǎn)向國有和私營并舉，鼓勵和支持私營企業(yè)境外投資，國有企業(yè)側(cè)重高風險領域和長期投資方向，民間企業(yè)側(cè)重市場化程度高的領域，所采取的手段從并購或收購油氣田股份，擴展到取得勘探開發(fā)領域的經(jīng)營許可證。

2017年5月，文在寅上任伊始，便下令暫停營運國內(nèi)8座老舊燃煤發(fā)電廠。6月，文在寅在釜山市出席韓國首座商業(yè)運營核反應堆“古里1號”退役儀式時表示，“我們將摒棄以核能為中心的能源政策，邁向一個無核時代。我們將徹底廢止所有正在進行中的核反應堆建設計劃”。同時，他還重復了競選時的另一個承諾，在5年總統(tǒng)任期結(jié)束（2022年5月）前至少關閉10個老舊燃煤電站，以減少溫室氣體和粉塵排放。

2019年5月，韓國國會通過《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》，核心觀點包括通過能源轉(zhuǎn)型實現(xiàn)可持續(xù)增長和提高生活質(zhì)量，向清潔安全的能源結(jié)構(gòu)過渡，擴大分布式和參與式能源系統(tǒng)，增強能源產(chǎn)業(yè)的全球競爭力。

具體到各品種能源，該規(guī)劃提出：一是通過不延長既有核電廠使用壽命、不謀求新建核電設施、就核電廠乏燃料問題達成社會共識等，為核電的逐步減少奠定基礎；二是擴大天然氣作為發(fā)電燃料的作用，推動天然氣消費多樣化，促進建筑制冷天然氣利用，擴大LNG在卡車、港口拖車等交通領域的使用；三是將可再生能源發(fā)電所占比例提高4～5倍，可再生能源發(fā)電在電力生產(chǎn)中的比例從2017年的7.6%提高到2040年的35%；四是擴大氫作為運輸燃料和發(fā)電燃料的應用，2019年1月，韓國頒布了氫經(jīng)濟發(fā)展路線圖，通過電動汽車和氫動力車的擴張，減少石油在交通運輸領域中的使用；五是禁止新建和改擴建燃煤電廠，實施冬春季關停、限制發(fā)電量、電價反映環(huán)境成本等措施，大幅度減少燃煤發(fā)電。近兩年韓國的電力調(diào)度充分體現(xiàn)了上述理念，2018年3－6月空氣污染預期加重時，韓國政府對5座燃煤電廠采取了為期4個月的臨時關停措施；2019年12月－2020年2月，政府再次要求臨時關閉15家燃煤電廠，并要求所有其他燃煤電廠以80%的負荷運行。

表1是韓國《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》對各類能源供應的預測?？梢钥闯觯n國未來20年能源變化趨勢：一是2030年總體能源需求相比2017年增加15%，呈緩慢增長狀態(tài)，年均增速僅為1.09%；韓國能源消費量2030年達峰后有望回落；二是在全球低碳減排大背景下，天然氣作為清潔低碳化石能源，在韓國能源結(jié)構(gòu)中的地位進一步提升，2030年接近石油，2040年超過石油占總能源供應的1/4；2030年和2040年的天然氣供應量相對2017年分別增加24%、51%；三是2030年可再生能源供應量較2017年翻一番，達到目前核電的供應水平，2040年在能源供應中的占比超過14%；四是傳統(tǒng)化石能源煤炭和石油的份額逐漸削弱，煤炭供應量2030年達峰后開始下降，石油供應量2030年前基本維持目前的水平，但市場份額逐漸下降，由2017年的25.8%降至2040年的20.7%。

3　韓國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展概述

3.1　產(chǎn)業(yè)概況

為改善因大量使用煤炭產(chǎn)生的環(huán)境污染狀況，提高城市居民生活水平，在國內(nèi)資源匱乏的情況下，20世紀70年代末韓國政府下決心從境外引入天然氣資源。起初由韓國國家電力公司（KEPCO）負責開展LNG進口項目的前期研究工作，1983年政府下令將天然氣業(yè)務從韓國電力公司分離出來，成立天然氣專業(yè)公司——韓國天然氣公司，賦予其規(guī)劃、建設、運營管理LNG接收站和管道等基礎設施的權(quán)利，獨家負責進口LNG。1986年10月，韓國第一座LNG接收站在漢城南部的平澤建成投產(chǎn)，首船從印度尼西亞進口的LNG用于發(fā)電，次年開始供應城市燃氣。至2019年底，韓國已建成7座LNG接收站，儲罐總罐容為1289萬立方米，約為當年天然氣消費量的13%。其中5座由韓國天然氣公司建設運營，占全國接收站總罐容的90%，另外2座由大用戶自行建設（見表2）。2019年12月，韓國貿(mào)易工業(yè)和能源部和韓國天然氣公司共同舉行了第7座LNG接收站——濟州島LNG接收站竣工儀式，自此韓國17個地市全部接通了管道天然氣。根據(jù)相關企業(yè)規(guī)劃，未來5～10年，SK集團、現(xiàn)代集團等還將建設3座LNG接收站，年增接收能力500萬噸左右。

根據(jù)IHS咨詢公司統(tǒng)計，2018年韓國進口4457萬噸LNG，其中3年及以下期限合約占26%，進口量比上年增加625萬噸，增幅達16.3%（見圖2），主要驅(qū)動因素來自核電機組的預防性維護，導致核反應堆重啟推遲，加之政府在采暖季節(jié)為控制大氣污染物排放采取了暫時性關停部分老小燃煤機組的措施，由此帶來天然氣發(fā)電用氣需求量大幅增加，增幅高達14%，天然氣發(fā)電量也創(chuàng)造韓國歷史新高，在發(fā)電結(jié)構(gòu)中的占比達到27%。2019年，氣溫偏高導致采暖用氣需求下降，工業(yè)用氣增長不振，特別是核電重新啟動、可再生能源發(fā)電大幅增加導致發(fā)電用氣需求減少，韓國LNG進口規(guī)模減少，各公司進口合計4081萬噸，相比2018年的歷史高點減少8.4%。作為主要進口商的韓國天然氣公司，其LNG進口量為3407萬噸，比2018年減少11.2%?；凇兜谌齻€國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》，長期來看，在核電逐步退出、燃煤發(fā)電減少、可再生能源加速發(fā)展的戰(zhàn)略指引下，韓國天然氣市場需求仍有較大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

從消費結(jié)構(gòu)看，在1987年韓國最初使用天然氣時，95%作為發(fā)電燃料，城市燃氣僅占5%，即通過發(fā)電啟動天然氣市場。隨著城市管網(wǎng)設施的敷設，特別是韓國政府為改善環(huán)境而出臺《清潔燃料使用法》后，城市燃氣消費量快速增長，1996年，韓國城市燃氣與電力生產(chǎn)所消耗的天然氣基本相當，當年韓國天然氣總消費量為925萬噸，其中城市燃氣消費量為460萬噸，發(fā)電用氣消費量為465萬噸。1997年，韓國城市燃氣用量開始超過發(fā)電用氣，2000年發(fā)電用氣在韓國天然氣消費結(jié)構(gòu)中的占比一度降至30%，2004年開始又逐步回升，2010年恢復到45%的水平后基本保持穩(wěn)定（見圖3）。2018年，韓國發(fā)電用氣占比為44.8%，住宅、工業(yè)、商業(yè)、區(qū)域供熱和交通用氣占比分別為20.8%、18.8%、7.1%、5.6%和2.4%。

3.2　產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)

韓國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展立足于進口國外資源，天然氣產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)相對單一（見圖4）。根據(jù)《韓國天然氣公司法》《燃氣事業(yè)法》，長期以來韓國LNG進口、儲存、輸送基本由韓國天然氣公司壟斷經(jīng)營，韓國天然氣公司是法律授權(quán)的唯一批發(fā)商，以批發(fā)方式供應城市燃氣公司、燃氣電廠等大型用戶，不開展零售業(yè)務。韓國天然氣公司是國有控股企業(yè)，1999年在韓國證券交易所上市。根據(jù)該公司2019年年度報告，其股權(quán)結(jié)構(gòu)為國家持股26.15%，韓國電力公司持股20.47%，地方政府持股7.93%，國家養(yǎng)老基金持股7.57%，職工持股3.32%，境內(nèi)外投資者持股34.55%。

至2018年底，韓國天然氣公司在韓國國內(nèi)建設運營4座LNG接收站，配套建有72個儲罐，總罐容為1148萬立方米，最大汽化能力為5.15億立方米/日；運營4854千米天然氣管道、403座供氣站；2018年從海外進口3839萬噸LNG，占韓國總進口量的86.1%，為世界第一大LNG進口商。與美國和歐洲情況不同，韓國沒有建設地下儲氣庫的條件，因此只能大力發(fā)展LNG儲存設施，依靠LNG接收站的儲罐進行儲氣調(diào)峰。

自1998年起，韓國開始允許大型用戶（例如電力公司）直接進口LNG（以下簡稱“直接進口商”），但其進口的LNG只能自用，或與韓國天然氣公司和其他進口商串換。目前，韓國有SK、GS 、浦項制鐵（ P O S C O ）、韓國中原電力公司（KOMIPO）、S-Oil公司這5家LNG直接進口商，共建成2座LNG接收站。據(jù)IHS統(tǒng)計，2018年韓國直接進口商進口618萬噸LNG，占韓國LNG總進口量的13.9%；2019年進口增加到673萬噸，占比上升到16.5%，呈逐年快速上升趨勢。

在下游配氣領域，韓國實行供氣和配氣捆綁模式，住宅、商業(yè)、工業(yè)、交通、公福等終端用戶只能通過城市燃氣企業(yè)購氣。城市燃氣企業(yè)最開始由地方政府所有，20世紀90年代末韓國進行了私有化改革，有些地方還引入了境外投資者，目前韓國共有34家城市燃氣企業(yè)在授權(quán)許可區(qū)域內(nèi)開展排他性的經(jīng)營活動，從韓國天然氣公司批發(fā)天然氣，通過配氣管道向下游終端用戶零售。韓國城市燃氣領域投資經(jīng)營主體表現(xiàn)出比較集中的現(xiàn)象，排名居前四位的企業(yè)市場份額達到57%，其中SK E&S是最大的城市燃氣供應商，供氣量占到全國的22%。

3.3　天然氣定價

韓國天然氣定價總體上基于成本傳遞機制，即總成本加上合理收益原則。供給終端用戶的天然氣價格由兩個環(huán)節(jié)組成：一是韓國天然氣公司的批發(fā)價；二是城市燃氣公司的零售價，在韓國天然氣公司批發(fā)價基礎上增加了配氣費，由韓國天然氣公司直接供氣的大用戶則不含城市配氣費用。

韓國天然氣公司天然氣批發(fā)價由原料費和供應費兩部分組成，原料費包括境外采購成本、海上運輸成本、保險、關稅、進口附加費等（見圖5）。韓國進口LNG以中長期合同為主，價格大多與油價掛鉤，隨國際油價波動而波動。為了反應進口價格和匯率的波動，供電力用戶的原料費每個月調(diào)整一次，供城市燃氣用戶的原料費每兩個月調(diào)整一次，但前提是原料費疊加匯率變化幅度超過±3%，旨在避免價格變動過于頻繁。在韓國引進天然氣的前15年，韓國天然氣公司批發(fā)價格按體積進行計價，后由于天然氣熱值發(fā)生了較大變化，自2012年起調(diào)整為按熱值計價。批發(fā)供應費由接收站處理費和管輸費兩部分構(gòu)成，由國家能源主管部門核定，每年進行計算和調(diào)整?？紤]不同類型用戶用氣特點和供氣成本的差異，為了削峰填谷，或為了鼓勵居民用氣，改善居民生活水平和大氣環(huán)境，韓國政府和韓國天然氣公司對批發(fā)供氣費的分攤在不同發(fā)展階段采取了不同策略，總體趨勢是用氣平穩(wěn)且具備冬季調(diào)峰或可中斷特性的發(fā)電用戶、工業(yè)用戶收費水平明顯偏低，并且針對冬季、夏季和其他季節(jié)制定不同的供氣費標準，冬季價格可能是夏季的2倍左右。此外，居民與發(fā)電、工業(yè)用戶之間的交叉補貼難以避免，這一點與中國的天然氣、電力供應交叉補貼情況類似。

城市燃氣公司的零售價格由韓國天然氣公司批發(fā)價格加上城市燃氣公司的配氣成本組成，配氣費因地區(qū)和城市燃氣公司不同而存在差異。零售價格由當?shù)卣鷾?，原則上每年核定一次，零售價格的計算方法和制定基于貿(mào)易工業(yè)和能源部頒布的詳細導則。

3.4　市場化改革

韓國20世紀90年代末期啟動天然氣行業(yè)的改革，制定了產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)重組計劃，不過受各方面因素影響進展并不順利，拆分韓國天然氣公司的計劃落空，進口批發(fā)及管網(wǎng)設施依然由韓國天然氣公司獨家負責。盡管如此，韓國天然氣行業(yè)市場化改革仍然在推進之中，管網(wǎng)設施第三方準入得以施行，直接進口商進口的氣量近兩年明顯增加。

3.4.1　20世紀90年代末的天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)計劃

韓國天然氣行業(yè)改革的主要導火索是1997年的亞洲金融危機，政府試圖通過將國家天然氣公司進行拆分和私有化（包括國家電力公司），引入競爭機制來改善行業(yè)效率低下的問題。1997年10月，韓國國會通過了《國有公司私有化專項法案》，為國有公司私有化奠定了法律基礎，同一時期國會通過的《第一個國家能源規(guī)劃》提出在電力和天然氣行業(yè)中建立競爭性環(huán)境。1998年7月，韓國政府宣布正式啟動國有公司私有化計劃，包括出售韓國國家電力公司和韓國天然氣公司在內(nèi)的11家國有企業(yè)，并計劃在2002年完成韓國天然氣公司的私有化，消除市場準入的障礙，計劃出臺之際韓國政府持有韓國天然氣公司50.2%的股份。

1999年11月，韓國商業(yè)工業(yè)和能源部發(fā)布了《天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)基本計劃》，旨在提高天然氣行業(yè)的資源配置和管理效率，推動天然氣行業(yè)的發(fā)展，并通過擴大消費者選擇來提高服務質(zhì)量。2001年8月底，確定了詳細的重組方案。根據(jù)方案，將韓國天然氣公司的進口和批發(fā)業(yè)務拆分成3個子公司，其中2個出售給私營部門，其余1個作為韓國天然氣公司的子公司，承接已簽訂的“照付不議”國際長期貿(mào)易資源采購合同，出售時間將在以后決定；隨著設施運營和銷售業(yè)務的拆分，LNG接收站和跨區(qū)域管網(wǎng)組成的基礎設施向第三方公平開放，長期看，韓國天然氣公司將只保留LNG基礎設施和輸氣管道的運營管理權(quán)。對于在地方壟斷體制下運作的城市燃氣零售環(huán)節(jié)，將根據(jù)批發(fā)業(yè)引入競爭的進展情況分步促進競爭。為使進出口公司之間的競爭公平透明，將建立獨立的監(jiān)管機構(gòu)，修訂和加強監(jiān)管制度。《第二個國家能源規(guī)劃（2002－2020）》繼續(xù)主張對天然氣產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)進行重組，推進市場化、私有化和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整的“三步走”改革方略（見圖6）。

1999年，韓國天然氣公司著手進行第一階段的私有化改革，這一階段改革的主要目的是減少政府的參與程度。1999年11月，韓國天然氣公司舉行首次公開募股，出售其股權(quán)的43%。然而，進一步拆分韓國天然氣公司并擴大私有化程度的計劃并沒有持續(xù)下去，被擱淺的原因主要有以下三個方面。

一是對能源安全問題的擔憂。在天然氣市場化改革初期，關于改革是否會威脅韓國能源供應安全問題一直處于爭論之中，擔心復雜的私有化進程可能會阻礙LNG進口安全，私有化改革勢必影響到韓國天然氣公司LNG進口資源采購和合同簽訂。巧合的是，就在各方討論私有化詳細計劃期間，2001－2003年韓國接連出現(xiàn)天然氣供應危機，韓國天然氣公司被迫限制向電廠供氣。雖然這些危機并不直接由對韓國天然氣公司的重組改革引起，但是引起民眾對能源安全問題的高度關注，也影響了對天然氣行業(yè)市場化改革的看法。

二是國際LNG長期“照付不議”合同的履行和責任轉(zhuǎn)移問題。根據(jù)改革方案，市場化后燃氣電廠、城市燃氣等用氣企業(yè)將可以繞過韓國天然氣公司，從新成立的LNG貿(mào)易公司購氣，或進入國際市場直接采購，但這需要解決韓國天然氣公司之前簽訂的“照付不議”資源采購合同問題。這些合同中，最早到期的也要到2007年，最晚為2024年，同時原有合同LNG采購價格很可能高于新簽訂的合約。因此，改革中的制度安排必須包括新老合同的合并，確保原有合同按約定執(zhí)行，確保不同進口企業(yè)之間的公平競爭。當時提出兩種解決方案，一是將LNG采購協(xié)議轉(zhuǎn)讓給從韓國天然氣公司拆分出來新成立的三家貿(mào)易批發(fā)分公司，二是韓國天然氣公司繼續(xù)承擔既有合同“照付不議”責任。韓國天然氣公司和韓國能源經(jīng)濟研究所經(jīng)過研究之后，認為第一個方案可以營造一個公平公開的競爭氛圍，政府也更傾向于該方案，但這一問題的復雜性成為影響天然氣市場改革的重要原因。

三是受到韓國天然氣公司工會強烈反對。2001年，韓國商業(yè)工業(yè)和能源部組織起草的三部關于重組的法律《韓國天然氣公司法（修訂版）》《城市燃氣經(jīng)營法（修訂版）》和《能源委員會法》提交給國民議會，但尚未獲得批準。2002年初，韓國天然氣公司工會舉行集體罷工，強烈反對公司私有化，他們認為私有化之后會在天然氣進口批發(fā)部門進行大規(guī)模裁員。2003年，新一任總統(tǒng)盧武鉉上臺之后，考慮到工會的反對和前一屆政府在這一問題上的混亂，各方面對改革缺少共識，宣布韓國天然氣公司拆分和私有化計劃暫不開展。

3.4.2　2003年以來天然氣產(chǎn)業(yè)重組進展

2003年，韓國政府對1999年發(fā)布的《天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)基本計劃》進行了部分調(diào)整和補充，但仍然認為LNG進口和批發(fā)環(huán)節(jié)應引入競爭。若不拆分韓國天然氣公司批發(fā)進口業(yè)務，應引入新的主體進入市場，允許私營企業(yè)開展LNG進口業(yè)務；基礎設施繼續(xù)由韓國天然氣公司壟斷經(jīng)營，但應向其他有需要的主體開放。然而，即便如此，在競爭開始階段，LNG長期進口合同的復雜性，仍使得私營企業(yè)開展LNG進口業(yè)務受到不同程度限制。2004年，重構(gòu)計劃仍在商議中，6月份韓國政府僅宣布了對電力部門進行私有化的決定，韓國天然氣公司的股權(quán)結(jié)構(gòu)保持不變（當時政府持股26%，政府控股的國家電力公司持有24.5%，地方政府持有9.9%，私人投資者持有38.8%），韓國天然氣公司拆分重組計劃自此被擱置。

2005年，韓國的天然氣市場化改革成為美國和韓國之間的一個外交問題，韓國的美國商會建議進一步拆分韓國天然氣公司的管道業(yè)務和LNG接收站業(yè)務。2006年，國際能源署（IEA）的一項研究報告建議對韓國天然氣公司采取有效的運銷分離措施，但韓國《第一個國家能源總體規(guī)劃（2008－2030）》沒有做出對韓國天然氣公司進行拆分和實行運銷分離的決定。

《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》從兩個方面提出改進天然氣產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)：一是理順對私營部門直接進口LNG的規(guī)定。鑒于現(xiàn)有法律規(guī)定LNG直接進口商所進口的LNG只能自用或出售給韓國天然氣公司，或與其他進口企業(yè)交換天然氣，因此需要修訂《城市燃氣商業(yè)法》，放寬進口天然氣的銷售和交換條例，使LNG直接進口商能夠更有效地進行供需管理，以遏制天然氣壟斷體系可能造成的低效現(xiàn)象，降低天然氣進口價格。二是為私營企業(yè)開展LNG貿(mào)易業(yè)務建立制度框架。鑒于北美頁巖氣大規(guī)模開發(fā)和出口將帶來全球LNG供應量增加，且北美天然氣價格相對便宜、對目的地沒有限制，韓國應抓住這一機遇，讓更多的私營企業(yè)參與LNG國際貿(mào)易。

2019年，鑒于現(xiàn)行LNG直接進口商制度導致發(fā)電企業(yè)間存在結(jié)構(gòu)性的利潤差③，同時現(xiàn)行發(fā)電用氣定價機制在吸引低價資源方面的作用有限，韓國《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》指出，當前需要穩(wěn)定天然氣市場供需，提高天然氣發(fā)電的效率和公平，以應對LNG直接進口比例的提高。為此，要完善天然氣直接進口制度，加強直接進口商對穩(wěn)定供需的自我管理責任。直接進口商的天然氣供應申請期從原來的3年變更為5年，直接進口商在放棄進口LNG后，如果再要求韓國天然氣公司供應天然氣，需額外收取費用；改進燃氣發(fā)電定價機制，從原料氣進口平均成本定價轉(zhuǎn)向個別成本定價，避免電廠之間的不公平競爭。

3.4.3　韓國天然氣公司基礎設施自愿開放服務

雖然韓國天然氣公司的拆分和私有化改革沒能持續(xù)下去，但韓國天然氣基礎設施向第三方開放得以施行。韓國1999年2月8日通過的《城市燃氣商業(yè)法》廢止了韓國天然氣公司LNG進口和接收站建設的獨家壟斷權(quán)，其他企業(yè)（指工業(yè)和發(fā)電大用戶）在向商業(yè)工業(yè)和能源部提出申請后，可以自行建設LNG接收站，或與韓國天然氣公司協(xié)商租用LNG接收站，通過韓國天然氣公司管網(wǎng)輸送天然氣。政策出臺伊始，幾乎沒有企業(yè)對此感興趣，直到2003年韓國著名的鋼鐵公司浦項制鐵和K電力公司在南部光陽港合資的LNG接收站建成，獲得LNG進口許可證，并與韓國天然氣公司簽訂了輸氣合同。

2005年，來自阿曼石油公司的首船LNG進港接卸，由此揭開了大用戶直接進口LNG的序幕。在新體制下，浦項制鐵公司不再必須從韓國天然氣公司購買包含LNG商品以及接收、汽化、輸氣服務在內(nèi)的捆綁式服務，只需要從韓國天然氣公司購買管輸服務即可。2007年，GS-加德士石油公司（雪佛龍與GS集團的合資公司）獲得LNG進口許可證，與阿曼的Qalhat液化天然氣公司簽訂了LNG購銷合同，并計劃2012年在保寧地區(qū)建成自有LNG接收站（實際上2017年才建成使用），在保寧LNG接收站未建設完成之前，GS-加德士公司將繼續(xù)從韓國天然氣公司購買LNG基礎設施和管輸服務。

3.4.4　城市配送領域改革

根據(jù)《天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)基本計劃》，第一階段僅對韓國天然氣公司的LNG進口和批發(fā)業(yè)務進行拆分，城市燃氣領域改革的目標主要是鼓勵各方參與輸配氣業(yè)務，成立更多的配氣公司，新建更多的聯(lián)絡管道。任何公司只要獲得韓國政府許可，都能夠在配氣設施不發(fā)達的區(qū)域建設和運營配氣設施，此外還可以建設直接將天然氣輸送至大型用戶的聯(lián)絡管道。第二階段，隨著天然氣批發(fā)市場的競爭趨于激烈，將開放準入的范圍擴展到配氣領域，要求城市燃氣公司進行運銷分離，即分別成立配氣管網(wǎng)運營公司和天然氣銷售公司。在第二階段初期，城市燃氣公司中的大型用戶可自主選擇上游供氣商，然后從城市燃氣公司單獨購買配氣服務；后期，對小型居民和商業(yè)用戶采取相似制度。

然而，如前文所述，韓國天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)計劃在2003年后被擱置，城市配氣領域的改革也沒有得以進行，仍然采取配售一體化經(jīng)營模式，后期政府的關注點主要集中在價格透明和公平合理方面。

4　啟示

4.1　適時調(diào)整國家能源政策和戰(zhàn)略方向

20世紀80年代以來，韓國政府立足本國資源稟賦，圍繞社會經(jīng)濟發(fā)展情況，積極響應民眾關切，踐行環(huán)境保護和綠色低碳發(fā)展理念，跟蹤研判全球能源供需形勢，適時調(diào)整其能源發(fā)展戰(zhàn)略重點。20世紀八九十年代，韓國以保障社會經(jīng)濟發(fā)展和民生用能、提高產(chǎn)業(yè)競爭力為主要目標，尋求建立低價、可靠的能源供應體系，能源領域全面實行國有制，政府深度參與供求計劃和價格決策。

進入21世紀，韓國政府開始關注可持續(xù)發(fā)展，提出建立一個環(huán)境友好的低碳能源系統(tǒng)；在歐美主要國家市場化改革浪潮帶動下，能源運行由政府驅(qū)動向市場驅(qū)動轉(zhuǎn)變，在發(fā)電行業(yè)率先完成了私有化改革，放開了對石油價格的管制，天然氣行業(yè)制定了重構(gòu)計劃，基礎設施向第三方開放；對外關系由封閉轉(zhuǎn)向開放，鼓勵國有公司參與海外資源開發(fā)。

2008年，面對國際油價飆升、溫室氣體減排壓力和國內(nèi)尋求經(jīng)濟增長新動能的渴望，韓國政府系統(tǒng)提出了“低碳綠色增長戰(zhàn)略”，將可持續(xù)發(fā)展確定為能源政策新目標，通過綠色能源和綠色技術(shù)創(chuàng)造新的經(jīng)濟增長引擎和就業(yè)機會，為此規(guī)劃提出大力發(fā)展核電，到2030年核電裝機占比提升到41%，煤炭等化石能源在一次能源中的占比降至61%，可再生能源占比達到11%。面對日本福島核事故后國內(nèi)外對核安全問題的擔憂，2014年韓國《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》能源政策更加關注核電安全，降低了核電發(fā)展目標，核電裝機占比由2030年的41%調(diào)整到2035年的29%；考慮到可再生能源發(fā)展緩慢的現(xiàn)實，將2035可再生能源發(fā)展目標調(diào)整為占比5%；傳統(tǒng)化石能源回歸保守，2035年在一次能源中的占比提升到77%；為獲取穩(wěn)定可靠的油氣資源，政策支持和鼓勵民營企業(yè)走向海外。

面對國際上可再生能源快速發(fā)展的態(tài)勢，加上擔心核安全問題，《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》提出了超前的具有世界引領性的發(fā)展戰(zhàn)略：一是停止新建核電設施，按期關?，F(xiàn)有核電機組，逐步退出核電；二是大幅度提高可再生能源發(fā)電所占比例，2040年達到35%；三是通過階段性關停老舊燃煤機組、禁止新建擴建燃煤電廠、控制現(xiàn)役機組運行負荷等措施，減少燃煤發(fā)電對環(huán)境的影響。

當前中國正在制定“十四五”規(guī)劃，可借鑒韓國能源發(fā)展戰(zhàn)略和政策取向，全面把握世界能源綠色低碳發(fā)展大勢，鼓勵可再生能源發(fā)展，適度發(fā)展核電，重視核電的全生命周期安全，控制并盡可能減少煤炭消費，穩(wěn)定石油消費，促進天然氣消費，發(fā)揮天然氣電力調(diào)峰和支撐電力供應的作用。

4.2　支持和引導各類企業(yè)“走出去”獲取海外天然氣資源

為保障社會經(jīng)濟發(fā)展和民生用能需求，韓國國家能源政策無論是早期的供給導向還是后來的低碳綠色方向，始終都把穩(wěn)定供應作為首要目標，通過多種手段支持和引導本國企業(yè)“走出去”獲取海外資源，投資上游資源開發(fā)，從而抵消資源價格上升給本國經(jīng)濟帶來的沖擊，并保證韓國企業(yè)生產(chǎn)的資源可以優(yōu)先供給本國，穩(wěn)定資源供給。

針對油氣供應幾乎全部依賴進口、能源領域較為封閉的問題，韓國《第二個國家能源規(guī)劃（2002－2020）》提出，加強與國際能源組織的合作，積極發(fā)展與產(chǎn)油國的外交關系，參與海外資源開發(fā)，提高在全球能源市場的影響力；構(gòu)建東北亞能源合作網(wǎng)絡，成為亞洲能源中心。在促進海外天然氣業(yè)務發(fā)展方面，規(guī)劃提出必須促進韓國企業(yè)在上游的投資，允許私人企業(yè)自主決策海外項目的投資，參與海外資源的勘探開發(fā)和生產(chǎn)，政府同時對此提供必要的支持；在海外發(fā)展的初期階段，鼓勵韓國天然氣公司與工程公司結(jié)成共同體以應對風險，參與天然氣上游生產(chǎn)、LNG工廠的投資建設，將投資入股作為新簽訂LNG購銷合同或延長現(xiàn)有合同的條件。

韓國《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》強調(diào)要增強長期能源安全能力。為此，提出使用新的指標和術(shù)語考量海外資源開發(fā)項目，將原來的“自給自足率/自我發(fā)展率”（self-sufficiencyrate/self-development rate）改為“資源發(fā)展率”（resource development  rate），并將其作為一個長期的政策指標，而不是一個短期的僵化的損害投資效率的績效指標，以確保國有能源企業(yè)的成長以勘探為中心。規(guī)劃還提出加大在經(jīng)營許可、勘探開發(fā)方面的投入，減少單純股權(quán)投資行為，增強國有能源企業(yè)中長期發(fā)展能力；在擁有經(jīng)營權(quán)的項目上加大投資規(guī)模，集合國內(nèi)企業(yè)力量增強共同進入新市場的能力。在天然氣方面，利用韓國天然氣公司強大的LNG購買力，結(jié)合資源引進，在北美和其他資源地區(qū)開展縱向一體化項目，確保掌握開發(fā)、液化和運輸?shù)雀鱾€環(huán)節(jié)所需的關鍵技術(shù)和運營能力；通過加強技術(shù)、信息和人力資源的交流，以及與全球領先公司的聯(lián)合勘探，建立關鍵能力。

規(guī)劃特別提出，促進私營部門對海外資源開發(fā)的投資：一是通過倍增資源開發(fā)基金的投資擔保計劃、加強對基金投資者的本金保護、穩(wěn)健資產(chǎn)證券化等措施，提高資源開發(fā)類公司在資本市場的吸引力和投資能力；二是擴大對私營部門的支持，例如增加對成功還貸項目的預算，修訂貸款制度，鼓勵建立公私合營企業(yè)，發(fā)揮公有企業(yè)在高風險勘探階段領先、私營部門在低風險開發(fā)和生產(chǎn)階段領先的優(yōu)勢等；三是促進私營企業(yè)進入相關領域，促使國有資源公司與相關私營企業(yè)之間的合作（例如成套設備制造企業(yè)、船舶建造企業(yè)等），共同進軍海外市場。在政策的激勵下，韓國國家石油公司（KNOC）、韓國天然氣公司、韓國資源公司（KRC）以及三星、現(xiàn)代、SK、LG、浦項制鐵等一批國際知名財團組成聯(lián)盟，在海外油氣資源開發(fā)中取得了驕人業(yè)績。

中國油氣資源高度依賴進口，目前參與海外資源開發(fā)的企業(yè)主要是三大石油公司，民營企業(yè)參與有限?？山梃b韓國經(jīng)驗，通過投融資、稅收、保險等政策，支持地方國有能源企業(yè)、民間企業(yè)等更多的主體“走出去”，鼓勵國有與民營企業(yè)合資合作，發(fā)揮各自在技術(shù)、資金、決策靈活性等方面的優(yōu)勢。企業(yè)“走出去”戰(zhàn)略可以與國內(nèi)天然氣資源開發(fā)、儲運設施建設運營、天然氣銷售等行業(yè)政策結(jié)合，例如優(yōu)先授予相關資質(zhì)、許可證等。

4.3　穩(wěn)妥推進天然氣結(jié)構(gòu)重組和市場化改革

受北美和歐洲主要國家天然氣市場化改革影響，20世紀90年代末期韓國提出進行天然氣市場化改革和結(jié)構(gòu)重組，計劃拆分韓國天然氣公司的LNG進口批發(fā)業(yè)務并進行私有化，繼而施行運銷分離、設施公平開放，允許韓國天然氣公司之外的其他企業(yè)建設LNG接收站、直接進口海外資源等，希望通過打破韓國天然氣公司的壟斷地位、引入競爭機制來提高行業(yè)效率。但是，在改革推進過程中，由于政府和公眾對私有化可能引起能源安全問題的擔憂，加之履行國際LNG“照付不議”長期合同和責任轉(zhuǎn)移問題的復雜性，特別是韓國天然氣公司工會的強烈反對，各方對改革的必要性和迫切性沒有達成共識，2003年之后韓國天然氣公司拆分和私有化計劃擱淺。韓國政府認為，天然氣屬于民生和戰(zhàn)略性能源，國家主導天然氣資源進口和管網(wǎng)設施建設運營是非常必要的，天然氣公司國有便于統(tǒng)籌和平衡天然氣供需，把控能源安全。

提高天然氣行業(yè)的效率和公平、降低供氣成本、保持供需穩(wěn)定一直是韓國政府追求的目標，適度引進其他所有制企業(yè)作為補充，可產(chǎn)生“鯰魚效應”。1999年《城市燃氣商業(yè)法》修訂后，發(fā)電企業(yè)等直接進口商經(jīng)過韓國商業(yè)工業(yè)和能源部批準后可以自行建設LNG接收站，從國際上直接采購進口LNG，從而開啟了基礎設施的協(xié)商準入模式。20年來，直接進口商從租用韓國天然氣公司的LNG接收站到自行建成投產(chǎn)2座接收站，進口資源規(guī)模從初期的幾十萬噸增加到2019年的673萬噸，市場化改革在逐步推進。近兩年，在國際LNG資源供應寬松、價格低位運行的大背景下，直接進口商自行采購資源、擴建或新建LNG接收站的熱情高漲。例如，2018年5月，浦項制鐵能源公司所屬仁川燃氣電廠與韓國天然氣公司的LNG長期購銷合同到期后沒有續(xù)約，而是自行成立了貿(mào)易公司開展LNG進口業(yè)務，并于2019年4月接手運營光陽LNG接收站；2019年韓國電力公司旗下兩家子公司分別與馬來西亞石油公司簽訂了60萬噸和25萬噸5年期采購合同。根據(jù)IHS的分析，未來10年韓國天然氣公司之外的其他企業(yè)直接進口LNG資源量將達到1030萬～1240萬噸。

自2004年西氣東輸管道投產(chǎn)后，中國開始大規(guī)模和大范圍地利用天然氣，比韓國1987年從海外規(guī)?；M口LNG晚17年，但中國天然氣市場改革進程相比韓國要快許多。特別是2019年，中國天然氣市場化改革步入快車道，頒布了管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法，放開國內(nèi)上游準入，組建國家管網(wǎng)公司，上中下游正在形成“X+1+X”的市場格局。三大石油公司之外的民營企業(yè)、地方國有企業(yè)相繼進入國際市場直接采購LNG，建設LNG接收站和區(qū)域管網(wǎng)。中國經(jīng)濟發(fā)展正在加速進入換擋期，各類能源消費增速趨緩，相應地天然氣行業(yè)從兩位數(shù)快速增長轉(zhuǎn)向個位數(shù)穩(wěn)定發(fā)展階段，受新冠肺炎疫情影響，2020年中國天然氣消費失速成大概率事件。

伴隨管網(wǎng)獨立運營，中國天然氣市場化改革進入深水區(qū)，天然氣市場體系將全面重構(gòu)，各方面主體都需要適應新格局，重新進行市場定位和價值重塑，中國在天然氣定價、管網(wǎng)運營、設施準入、管輸和儲氣調(diào)峰定價、市場公平、區(qū)域均衡發(fā)展等方面還有許多問題尚待解決。對此，一方面要按照黨中央的部署加快建立統(tǒng)一開放、競爭有序的現(xiàn)代化市場體系，另一方面，需增強工作的系統(tǒng)性、整體性及協(xié)同性，秉持漸近式改革理念，做到“小步快跑不停步”，近期重點在油氣管網(wǎng)公司高效運營、有效監(jiān)管及市場公平競爭、行業(yè)安全平穩(wěn)運行等方面發(fā)力。

4.4　妥善解決“照付不議”長期貿(mào)易合同問題，避免無序競爭

為了保障天然氣穩(wěn)定供應，避免出現(xiàn)能源安全問題，韓國天然氣進口和批發(fā)業(yè)務長期堅持國有的韓國天然氣公司一家主導的管理體制。1999年的《天然氣產(chǎn)業(yè)重構(gòu)基本計劃》曾提出將韓國天然氣公司的進口和批發(fā)業(yè)務拆分和私有化，通過國有和私營公司之間的競爭，建立天然氣低價進口體系。但是，由于擔心過度競爭會造成供需失衡進而引發(fā)能源安全問題，特別是韓國天然氣公司簽訂的“照付不議”資源采購合同處理轉(zhuǎn)讓非常復雜，這一激進的改革方案沒有落地。2003年以后，韓國政府在引入新資源進口商方面采取了較為溫和的做法，對進口商的管理采取了準入和審批制，獲得批準的直接進口商進口的LNG只能自用而不允許轉(zhuǎn)售。通過這種方式有效規(guī)范了韓國天然氣市場秩序，避免多主體無序和盲目競爭。

2017年以來，一些燃氣電廠與韓國天然氣公司的供氣合同陸續(xù)到期，適逢美國頁巖革命后大量LNG尋求出口，國際LNG市場供應寬松，價格處于低位，加上文在寅政府對天然氣發(fā)電重新定位，有獨立進口能力的企業(yè)更多地轉(zhuǎn)向自主進口LNG，帶動韓國天然氣公司之外其他企業(yè)LNG進口量快速增加。為應對LNG直接進口比例的提高，韓國《第三個國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》提出完善直接進口制度，加強天然氣直接進口商在穩(wěn)定供需管理中的責任，天然氣供應申請期從原來的3年變更為5年，放棄直接進口后，如果再要求韓國天然氣公司供氣需額外收取費用。

中國天然氣市場長期以來實行上中下游一體化管理模式，上游供氣企業(yè)承擔了管網(wǎng)建設和資源保供責任。為了滿足市場快速發(fā)展需要，在資源供應緊張時期，三大石油公司遵循國際慣例簽訂了一批“照付不議”長期協(xié)議。國際市場風云變幻，而國內(nèi)天然氣消費很大程度上受政策影響，總是在供不應求和供過于求之間周期性調(diào)整。2015－2016年，中國天然氣市場出現(xiàn)前所未有的供應寬松局面，三大石油公司簽署的“照付不議”長期協(xié)議導致天然氣消納困難，被迫折價銷售。當時國內(nèi)尚沒有民間企業(yè)參與競爭，三大石油公司的管網(wǎng)業(yè)務也沒有剝離，進口氣銷售造成的虧損尚可通過管輸收入來彌補。之后，連續(xù)三個采暖季天然氣供應緊張，使得相關基礎設施不斷擴張。進入2020年，全球經(jīng)濟周期性下行疊加新冠肺炎疫情大面積蔓延，天然氣市場整體陷入疲軟，供應嚴重過剩，東北亞LNG現(xiàn)貨價格持續(xù)跌破3美元/百萬英熱單位，接下來的消費淡季價格將徘徊在3美元/百萬英熱單位左右。

目前，中國沿海LNG接收站已建成投產(chǎn)22座，滿負荷運行整體接卸能力可達9000萬噸/年，再加上中俄東線北段建成投產(chǎn)，國內(nèi)天然氣市場競爭進入白熱化。低氣價客觀上有利于天然氣消費，是擴大進口的極好窗口期，但是，如果一些企業(yè)大規(guī)模低價進口LNG，可能會導致國內(nèi)市場供需嚴重失衡。LNG儲罐持續(xù)高位運行，主要進口商高油價時期簽訂的“照付不議”長期協(xié)議將面臨違約風險，甚至會引發(fā)外交爭端，長期來看不利于中國天然氣產(chǎn)業(yè)健康穩(wěn)定發(fā)展。

對此，建議借鑒韓國市場化改革和解決韓國天然氣公司長期貿(mào)易合同的做法，在疫情影響等特殊時間，國家層面能夠加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)和指導，一方面要求各類用戶首先履行與供氣企業(yè)已經(jīng)簽訂的合同，另一方面適度調(diào)控沒有長期協(xié)議壓力的市場主體LNG現(xiàn)貨采購量，研究新進口低價資源分擔高價長期協(xié)議資源、搭配銷售的可行性。還可以借鑒國家征收石油特別收益金或油價調(diào)控風險準備金的做法，對低價進口LNG銷售獲取的超額利潤收取特別收益金，收益金的使用本著透明和公平的原則，用于補貼部分弱勢群體和公益性行業(yè)。此外，城市燃氣、燃氣發(fā)電等部分企業(yè)自主進口LNG，還會產(chǎn)生同一區(qū)域內(nèi)、同行業(yè)不同企業(yè)之間的公平性問題，建議價格主管部門根據(jù)實際購入成本區(qū)別性核定終端銷售價格或燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價。

4.5　多措并舉穩(wěn)定供應，解決天然氣應急調(diào)峰問題

從韓國近20年保障國內(nèi)天然氣供應的經(jīng)驗看，除了支持本國企業(yè)“走出去”參與境外資源開發(fā)外，還從以下幾個方面著手解決天然氣穩(wěn)定供應和調(diào)峰問題。

一是注重跨國交流與合作?！兜诙€國家能源規(guī)劃（2002－2020）》提出成立一個LNG價格改進委員會，由當時占全球液化天然氣進口量72%的韓國、日本和中國臺灣以及民間部門共同參與，以改進進口LNG價格公式中對買方不利的條款，降低進口價格；針對絕大部分LNG進口資源來自東南亞和中東地區(qū)的情況，韓國提出必須像歐盟和美國一樣促進管道氣進口，將與中國聯(lián)合開展引進俄羅斯東西伯利亞天然氣的工作列入國家戰(zhàn)略。《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》提出，加強與亞洲大型天然氣進口國之間的合作，定期舉行韓日、韓中天然氣對話，就重大問題采取集體行動；與主要能源生產(chǎn)國建立協(xié)商機制，加強國際合作的基礎，在北美，通過韓加、韓美天然氣論壇研討會等，擴大在非常規(guī)天然氣領域的合作。

二是注重進口來源及合同的多元化?！兜诙€國家能源規(guī)劃（2002－2020）》提出，鑒于從中東地區(qū)進口LNG的比例已超過50%，進口渠道單一的局面正在加劇，需要尋求多元化的供應來源；在簽訂進口合同時，將中短期合同與長期合同的比例由當時的8∶92提高到30∶70?！兜诙€國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》提出，積極應對全球天然氣市場變化（例如北美頁巖氣），LNG進口來源多元化?！兜谌齻€國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》第二項任務提出，改善天然氣進口組合，促使進口來源多元化，以提高經(jīng)濟可行性和穩(wěn)定供應。

三是提高進口合同的靈活性?！兜诙€國家能源規(guī)劃（2002－2020）》提出，為了靈活應對國內(nèi)天然氣需求，需要采取多種措施提高天然氣進口合同的靈活性。例如，利用國際LNG供應轉(zhuǎn)向買方市場的有利時機，積極推動簽訂隨季節(jié)性變化的合同或冬季獨家進口合同，而不是采用目前全年平均的進口時間表；采用S曲線價格公式，以保證在國際油價突然變化時天然氣進口價格能夠保持穩(wěn)定；通過國際液化天然氣進口商集團（GIIGNL）等國際組織，不斷努力改進LNG采購合同的非靈活性，包括解除合同中有利于賣方的“照付不議”條款，擴大減量權(quán)?！兜谌齻€國家能源總體規(guī)劃（2020－2040）》提出，引進多種進口價格指數(shù)，以緩解油價波動帶來的影響；將現(xiàn)有以長期合同為主的LNG引進結(jié)構(gòu)改為短期、中期、長期以及現(xiàn)貨合同相結(jié)合的多樣化結(jié)構(gòu)，以抵御天然氣需求不可預測產(chǎn)生的影響。

四是提前規(guī)劃建設儲運設施，加強需求側(cè)管理。韓國每一階段的能源規(guī)劃對天然氣基礎設施都有描述，提前規(guī)劃和部署LNG接收站和管網(wǎng)系統(tǒng)，并進行供需管理。例如，《第二個國家能源總體規(guī)劃（2015－2035）》提出，及時擴建LNG儲存設施、汽化及管道運輸設施，更好地應對冬高夏低的消費格局；成立由貿(mào)易工業(yè)和能源部、韓國天然氣公司、韓國電力交易所、韓國城市燃氣協(xié)會等參與的特別工作組，有計劃地提前管理每年冬季的天然氣供需，在緊急情況下迅速做出反應，例如啟動備用燃油發(fā)電機組，修改預防性維護計劃等；通過提供安裝支持、開發(fā)提高效率的技術(shù)、減免天然氣進口關稅（2014－2016年進口天然氣關稅全額退還）等手段，擴大天然氣空調(diào)在大型建筑物的應用，創(chuàng)造淡季消費需求。規(guī)劃特別提出，自2016年8月起實施天然氣儲備制度，以應對異常寒潮、天然氣生產(chǎn)國沖突等可能造成的天然氣供應中斷。天然氣戰(zhàn)略儲備的規(guī)模參考國外來確定，西班牙的天然氣戰(zhàn)略儲備規(guī)模相當于冬季需求的20天，波蘭相當于進口的30天。

韓國的天然氣供應主要由韓國天然氣公司負責，調(diào)峰責任也由其承擔。為此，韓國天然氣公司的天然氣批發(fā)價格按月或季節(jié)調(diào)整，實行原料氣成本傳遞機制，用氣波動性大的企業(yè)需支付較高的儲轉(zhuǎn)費用。中國天然氣利用規(guī)模已超過3000億立方米，北方地區(qū)季節(jié)性調(diào)峰需求超過年消費量的15%以上。2018年國家發(fā)改委發(fā)布的相關文件已明確了各方的儲氣調(diào)峰責任，其中季節(jié)性調(diào)峰責任由上游供氣企業(yè)承擔。

國家管網(wǎng)公司獨立運營后，上游供氣企業(yè)的部分儲氣庫和LNG接收站將劃轉(zhuǎn)給國家管網(wǎng)公司，其儲氣調(diào)峰能力被削弱。同時，盡管調(diào)峰氣市場化定價政策已經(jīng)明確，但在現(xiàn)階段儲氣設施不足、各類資源管制定價與市場化定價并存的情況下，尚不能全部通過市場化來解決天然氣調(diào)峰問題。因此，迫切需要根據(jù)儲氣調(diào)峰資產(chǎn)劃撥情況，重新界定上游供氣企業(yè)和國家管網(wǎng)公司之間的調(diào)峰責任。與此同時，為了降低冬季臨時采購天然氣的市場風險，供氣企業(yè)宜超前謀劃、精細化供需管理，滾動進行模擬測算，提前落實冬季資源缺口，通過中短期合同和現(xiàn)貨合同協(xié)同解決長期季節(jié)性用氣需求問題。

中國天然氣市場長期穩(wěn)定增長的趨勢不會改變，在低油價疊加新冠疫情影響下，未來較長一段時間內(nèi)國際LNG市場都將持續(xù)低迷，為新增資源采購提供了非常好的時機。 中國主要天然氣進口商可增加中期、短期和現(xiàn)貨合同，優(yōu)化LNG進口組合，使以長期合同為導向的進口產(chǎn)品組合多樣化，增強應對全球天然氣市場不確定性的能力。從成本和穩(wěn)定性出發(fā)，在談判中爭取天然氣價格指數(shù)和調(diào)價機制多樣化，爭取資源方按需求季節(jié)性變化供氣和安排船期，改變傳統(tǒng)上“合理均勻”和“固定間隔”的船期安排。中國與韓國、日本在同一緯度，季節(jié)溫差不大，調(diào)峰方面互補性不強。但是，中日韓三國都是天然氣消費和資源進口大國，在資源采購、應急方面有很大的合作空間。政府間和公司間可加強戰(zhàn)略和商務合作，通過貨物互換、互供或設施共享來加強天然氣供應管理。