美國天然氣管網發展與管輸定價機制及啟示

申洪亮，方博濤

(中國石化天然氣分公司華北天然氣銷售中心，天津 300450)

2019年，國家石油天然氣管網集團有限公司成立，是國家對天然氣管道向第三方提供準入服務工作的推進，標志著中國天然氣市場化改革步入了嶄新階段。這預示著我國天然氣市場結構將發生顯著變化，同時也將迎來新的機遇與挑戰。天然氣管網建設與管輸定價模式是促進行業良性競爭的關鍵，能夠均衡管道運營商與管道用戶的利益，提高行業效率。美國天然氣行業發展最成熟，管網高度互聯，產業鏈完整，市場機制完善，借鑒其管網建設發展與市場化進程、分層次的一級二級市場建設、管輸費率定價模式的改革演變、“兩部制”費率具體計算方式等，對加快我國天然氣行業市場化進程具有重要意義，有助于加快確立適合我國國情的“兩部制”管輸定價模式，推進天然氣管網建設，保證天然氣穩定供應，為國家經濟建設助力。

1 美國天然氣管網基礎設施情況

1.1 美國天然氣管網基礎設施發展歷程

1891年，美國建成了從印第安納到芝加哥長193 km的天然氣輸氣管道，標志著遠離天然氣氣源的地區也可以使用天然氣。20世紀初，賓夕法尼亞州和弗吉尼亞州在天然氣生產方面處于領先，同期發現了門羅等多個氣田。1930年，美國天然氣產量達542億m3，探明儲量達13 027億m3。隨著高強度鋼管焊接技術的成功研發與順利應用，美國建成了長度超過1 000 km的輸氣管道，實現了天然氣跨州輸送[1]。

圖1為美國1940～2016年天然氣干線管道長度及其十年平均增速圖。 由圖1可知，1950～1970年是美國管道建設發展最快的時期，管道長度十年平均增長速度達40%左右。因為在第二次世界大戰之后，消費者對天然氣的需求快速增加，對天然氣供應提出了更高要求。1966年，美國48個州全部通氣，標志著美國國內天然氣管網基本形成。1970年前，美國快速建設大規模的管道主干設施，之后再逐步轉向州際州內的聯絡線建設，這一時期的管道建設為天然氣行業發展奠定了扎實基礎。自1970年開始，美國天然氣管網進入平穩發展階段。1972年，美國天然氣管道總長達152.5萬km，輸氣干線占41.5萬km，城市配氣管線占100.2萬km，氣田集輸管線占10.8萬km[2]。

圖1 1940～2016年美國天然氣干線管道長度及其十年平均增速圖Fig.1 The US natural gas pipeline mileage and itsten-year average growth rate from 1940 to 2016(資料來源：文獻[2])

如今的美國天然氣管網四通八達，硬件基礎設施先進完善，管道總長度位居全球第一，是規模最大的天然氣管網系統，能將天然氣輸送到48個州的幾乎任何地方。美國已建成天然氣管道系統超210個，天然氣管道超897條，在建管道155條，州際州內輸氣管道超49萬km，其中州際管道超35萬km，州內管道超14萬km，還有1 400多個壓縮機站場，11 000多個交貨點，5 000多個收貨點，1 400個互聯點以保證國內輸氣。地下天然氣存儲設施達400個，管道天然氣進出口站點達49處，有8個液化天然氣進口設施和100個液化天然氣峰值設施[2]。2019年北美在建天然氣管道達1 535萬m，計劃建設管道4 272萬m[3]。

1.2 美國主要天然氣長輸管道

為了開發利用阿拉斯加州的天然氣資源，美國于1980～1986年建成了橫貫阿拉斯加輸氣管線系統，向本土48個州輸氣，總長達763 km[4]。

美國灣流天然氣管道是墨西哥灣最大的管道，也是第一條州際管道，起自密西西比州和亞拉巴馬港灣的天然氣處理廠，穿越墨西哥灣海底，最終到達佛羅里達州西部。2002年6月建成投產，由陸地管道和海底管道共同組成，全長約1 200 km，年輸量133億m3，為佛羅里達州提供64%的天然氣。

Transco州際管道是美國最大的州際天然氣長輸管道，全長約1.6萬km，起于德克薩斯州南部，途徑12個東南部及亞特蘭大沿岸城市，最終延伸至紐約市。2018年和2019年初完成的擴建項目為原有的管道系統提升了超過230萬t的固定運輸能力。截至2019年底，該管道承擔全美15%的天然氣運輸任務。

1.3 美國天然氣生產量與消費量

圖2為美國1950～2020年天然氣年生產量和消費量情況。由圖2可知，美國近70年天然氣生產量與消費量走勢幾乎一致，說明其天然氣消費主要依靠國內生產。1950～1970年生產量和消費量呈快速增長，這也是美國加快管道建設的時期，很好地滿足了增長的天然氣需求。第一次石油危機導致國際油價大幅上漲，同時州際天然氣銷售價格受到管制，因此天然氣生產商不愿進行跨州銷售，削弱了勘探生產的積極性，1973年之后生產量明顯下降，進入長時間的平穩生產期。由于生產量與日益增長的需求不匹配，美國出現了長達十幾年的天然氣短缺。2007年以來，頁巖氣革命促使頁巖氣產量快速增長，帶動了天然氣產量增速大幅提升[5]。受到經濟環境等因素影響，個別時期出現了消費量負增長。

圖2 美國1950～2020年天然氣年生產量和消費量Fig.2 US natural gas annual production and consumptionfrom 1950 to 2020(資料來源：U.S.Energy Information Administration.Monthly Crude Oil and Natural Gas Production,Natural Gas Consumption by End Use)

截至2019年年底，美國已成為全球最大的天然氣生產國和消費國，天然氣供應能力超9 530億m3，消費量達8 782億m3，進口量776億m3，出口量1 318億m3。2018年，美國國內天然氣生產主要集中五個州，占全國產量的68%，分別是南部濱臨墨西哥灣的德克薩斯州(占22%)、東北部盛產頁巖天然氣的賓夕法尼亞州(20%)、德克薩斯州北部的俄克拉荷馬州(9%)、德克薩斯州東部的路易斯安那州(9%)、賓夕法尼亞州西部的俄亥俄州(8%)，此外，墨西哥灣產量約占4%。預計到2040年，美國能源消費量中將有30%來自天然氣[6]。

2 美國天然氣管網運營情況

2.1 美國主要天然氣管道運營商

經歷了百余年的發展變革，美國天然氣市場目前全球運營管理市場化程度最高，制度和監管框架成熟完善，市場信息公開透明，準入及競爭體系自由開放，處于完全競爭狀態。美國國內有100多家從事天然氣管道運輸的公司，均為私營企業，市場參與者經驗豐富。排名前30位的公司在輸氣能力和管網長度方面控制著大約75%以上的州際管道，前五大運營商在2015年全球油氣管道公司天然氣管道里程排名前10位，見表1[7]。

金德摩根公司(Kinder Morgan Inc.)總部位于德克薩斯州休斯頓，擁有天然氣管道超11萬km，是美國最大的天然氣管道及儲氣庫運營商。萬歐卡公司(ONEOK)是美國天然氣行業新勢力，位于俄克拉荷馬州塔爾薩，擁有4萬km天然氣管道，6個地下儲氣庫及8個天然氣加工廠(液化工廠)。能源傳輸伙伴公司(Energy Transfer Partners Company)經營美國最大規模最多元化的能源資產組合，擁有約5.6萬km天然氣管道(含液體管道)，24個天然氣加工廠(液化工廠)，天然氣儲氣能力達30億m3，公司總部位于德克薩斯州達拉斯市。威廉姆斯公司(Williams Companies)主要經營天然氣發掘、生產、收集、加工和輸送，總部位于俄克拉荷馬州塔爾薩，經營Transco等州際管道。企業產品合作伙伴公司(Enterprise Products Partners L.P)是北美最大的中游油氣公司之一，總部在德克薩斯州休斯頓，擁有約3.15萬km天然氣管道，3.12萬km天然氣液體管道，3.7 km墨西哥灣油氣管道，天然氣存儲容量達7.6億m3，液態天然氣存儲容量達19 200萬桶。

2.2 美國天然氣市場化發展歷程

為適應天然氣工業發展和市場化特點，美國聯邦政府和州政府不斷改革完善對天然氣上游到下游的生產、管輸與配送的監管，特別是1978年到1992年期間，先后實施了逐步解除井口價控制、強制要求管道公司提供公開準入輸氣服務等政策，實現了美國天然氣行業基礎架構和監管方式的根本轉變，由此促進美國天然氣產業從最初的自然壟斷定價、全面監管階段過渡到放松監管階段，進而發展到完全市場化階段，增強了產業鏈各環節的競爭，現已形成了管網獨立、多家經營、公平接入的市場機制[8](圖3)。

表1 2015年美國排名前5位的天然氣管道運營商Table 1 The US top 5 natural gas pipeline operators in 2015

圖3 美國天然氣市場改革發展歷程Fig.3 History of US natural gas market reform

3 美國天然氣管輸費率制定

3.1 天然氣管輸一級市場與二級市場

自美國聯邦能源管理委員會(FERC)第636號法令頒布以來，州際管道公司的輸氣與銷售業務實現了徹底分離，管道運輸的服務類型逐漸增加，州際管輸服務逐步形成了一級市場與二級市場共存互補的格局[9-12]。一級市場為具有固定輸氣能力的市場，二級市場是能有效提供天然氣管輸服務的市場，未使用的運輸合同可以轉售到二級市場，減少閑置的容量，增加貿易機會，提高管輸市場的效率，促進天然氣管輸市場的發展。一級市場在整個管輸服務市場中占據主導地位[13]，采用“兩部制”費率結構，主要有固定輸氣服務和可中斷輸氣服務兩種[14](表2和圖4)。

表2 美國管道公司提供的管輸服務類型對比Table 2 Comparison of pipeline service types in US

在競爭激烈的二級市場上轉售固定運輸合同的定價應反映管道運營的短期邊際成本和容量機會成本，這種定價機制允許調整容量費和運輸服務以適應短期供需變化。例如在需求遠大于供應時，管道容量定價會很高，但在供應過剩時定價又接近零。天然氣運輸價格相對較低并穩定。

二級市場采用不同的價格監管模式[15-16]，有多種交易形式。典型形式是拍賣，有興趣的托運人競價投標。拍賣用于交易長期和短期運輸合同，但是有時嚴格的拍賣程序會因為時間要求阻礙短期合同的轉售。另一種常見的交易形式是雙邊交易，這種形式有利于轉售所有類型的運輸合同，為托運人提供更多靈活談判的條件。短期運輸合同交易也可能在現貨市場上進行，需要標準化運輸合同涵蓋所有重要方面，還需要流動現貨市場的其他特征，例如大量的買方和賣方，可用容量大，交易集中在一個或幾個地點。一個活躍的運輸合同現貨市場為金融運輸市場提供了可能，市場參與者可以獲得更低的價格和最小化的基礎風險。

圖4 美國天然氣兩級市場Fig.4 The US two-tier natural gas markets

3.2 管輸費率定價模式演變

天然氣法要求州際管道服務收費公正合理，美國聯邦能源管理委員會對管道公司的監管是基于傳統的服務成本監管，費率制定的基本原則是均衡管道公司與用戶間的利益，用戶成本責任與成本發生相匹配[17]。對于管道系統擴建工程投資，如果管道公司能夠證明擴建工程已使大部分用戶受益，聯邦能源管理委員會將允許新增成本在已有用戶中進行分配，但費率增幅不能超過5%。如果不能滿足上述條件，管道公司必須采用增量式費率，即在新增管道用戶中進行成本分攤[11]。

美國天然氣管輸定價模式側重于成本回收[18]。1938年執行“一部制”費率，由于天然氣行業市場化的發展需求，自1942年以來，美國開始執行“兩部制”，受到市場化進程與供需量等影響，“兩部制”費率定價模式不斷改革，主要體現在固定成本通過預定費回收的比例。“兩部制”區分了與輸氣量無關的固定成本和與其有關的變動成本，如果用戶使用了管道，需要支付預定費和使用費；如果沒有使用，則只需支付預定費(表3)。

3.3 管輸費率制定步驟

美國州際管輸服務定價以年度服務成本法[19]為基礎，管輸費率由各管道公司依據規定計算并由聯邦能源管理委員會批準后生效。一級市場管輸費率設計歸納為5個典型步驟[20]。

3.3.1 確定服務總成本

管道公司的年度服務總成本是其為向用戶提供管道運輸服務所要求的收入總額，以收回經營成本，它是衡量管道年度“收入需求”的重要指標，為公司提供盈利機會，并為未來的增長吸引資本。年度服務總成本=資本收益+運營和維護費+管理及一般費用+折舊費用+稅費支出-稅收抵免。

表3 美國天然氣管輸費率設計方法變遷Table 3 History of US natural gas transmission rate design methods

3.3.2 管輸成本功能化

在第636號法令之前，管道成本一般分為生產、存儲和輸送三大類，之后管道公司主要職能僅為存儲和輸送。管輸成本功能化是通過將公司產生的運維及其他費用直接劃分給特定管道公司的各種功能(如存儲和/或傳輸功能)來計算[21]。運維費用直接分配給產生這些費用的職能部門。

3.3.3 管輸費用分類

成本分類分兩步：①將年度管輸服務總成本分為固定成本和變動成本，天然氣管道行業屬于資本密集型行業，固定資本的比例通常在90%以上[17]；②將固定成本和變動成本按一定方法分成容量成本(預定費)和使用成本(使用費)。在美國天然氣行業發展歷史上，變動成本通常被直接劃分到使用部分，以使其回收率與管輸量水平相匹配。 固定成本在使用部分和容量部分的劃分比例歷來都是爭議的焦點[22]，因為選擇不同成本分類方法會直接影響用戶所支付的費率，還會導致將更多成本分配給特定服務。

美國聯邦能源管理委員會根據特定行業趨勢和情況對成本進行不同分類。隨著天然氣行業背景的變化，固定成本通過使用費回收的比例也在發生變化，這與美國對天然氣利用情況密切相關。

3.3.4 管輸費用分配

美國州際管道計價設計采用“費率區間法”，將管道劃分為若干個費率區間，在同一區間內采用統一費率[21]。先將全部輸氣成本分配到不同費率區間，再基于對過去12個月不同輸氣合同的統計和適當修正，將各費率區間內所分配的容量成本與使用成本按一定方法在不同服務類型間進行二次分配[22]。

分配因子用于在服務之間分配成本，計費決定因素用于設計費率，兩者都是基于對特定客戶或客戶類別服務水平的某種度量。負載系數是對客戶使用合同權利(或高峰使用量)的度量，即其平均每日使用量與其每日合同需求量的比率。美國管道分配費用并設計郵資郵票費率。“郵票”費率是所有托運人支付的費率，與輸氣距離無關。

3.3.5 費率設計

費率設計用于將分配給司法管轄區客戶的成本直接轉換為單位費用或費率，旨在恢復管轄性服務成本，該服務成本由容量成本和使用成本組成，具體由成本分類和每種服務的成本分配確定。依據不同合同類型的成本分配確定各自的管輸費率。

固定輸氣服務管輸費率中的預訂費通常按月支付，以每日合同需求為標準，代表公司客戶每月必須支付的金額，以保證在合同到期前的任何一天都能提供合同規定的管輸服務，與實際運輸的天然氣量無關。使用費是產生的實際運輸的天然氣的費用。

可中斷輸氣服務管輸費率為體積費率，按單位運輸的氣體收費。大多數情況下，設計為100%負載狀態下的固定服務費。可中斷服務有效提高了管道負載率，有利于降低管道系統固定成本。可中斷客戶只能在固定運輸合同客戶未使用運輸權益時才可以得到輸氣服務，因此其費率是固定運輸服務的最低價。

3.4 不同管輸費率定價模式計算對比

每月預定容量以200 000英熱單位為例進行計算：負載率為10%，每天使用容量為20 000英熱單位；負載率為50%，每天使用容量為100 000英熱單位；負載率為100%，每天使用容量為200 000英熱單位。不論負載率多少，預定容量都是每月200 000英熱單位。根據不同管輸費率設計方法對應的預定費和使用費費率進行管輸單位費率計算，結果見表4～8。

表4 不同管輸費率設計方法的費率匯總表Table 4 Summary of rates under different rate design methods

表5 固定變量法不同負載系數和費率設計的影響Table 5 Effects of load factor and rate design(SFV)

表6 大西洋海岸法不同負載系數和費率設計的影響Table 6 Effects of load factor and rate design (Seaboard)

表7 聯合法不同負載系數和費率設計的影響Table 7 Effects of load factor and rate design (United)

表8 修正固定變量法不同負載系數和費率設計的影響Table 8 Effects of load factor and rate design(MFV)

由表9可知，管輸費率和負載系數有關：在使用費中包含更多成本對低負載系數用戶有利，如“一部制”和聯合法；在預訂費中包含更多成本則對高負載系數用戶有利，如固定變量法和修正固定變量法。費率設計方法目的是減少對低負載率用戶造成影響，提高對高負載率用戶的影響。“兩部制”費率法能夠更好地區分用戶，高負載系數用戶的輸氣成本將降低，低負載系數用戶的輸氣成本將提高。

表9 不同負載系數在不同費率設計方法下的單位費率對比Table 9 Summary of the effects of rate designand load factors

3.5 其他費率設計方法

1) 小客戶費率。在美國，小客戶通常是低負載率，每天都不以恒定量運輸天然氣，往往出現季節性波動。大多數管道都有特定的基于體積費率設計的費率表服務小型客戶，該費率根據高于小客戶的實際負載系數而設計，負載系數越高，單位價格越低。

2) 基于距離的費率。基于距離的費率可以反映天然氣運輸成本隨運輸距離的增加而增加，靠近氣源的客戶支付較低的費率，遠離氣源的客戶支付更高的費用，適用于具有單向氣流和變化負載率的長線管道系統。

4 對中國的啟示

研究美國天然氣管網建設運營與管輸定價模式的發展歷程，對我國天然氣行業市場化進程有重大借鑒意義。

4.1 啟示

4.1.1 天然氣基礎設施建設為天然氣行業市場化奠定扎實基礎

從美國天然氣市場化進程來看，天然氣基礎設施建設起重要作用。自美國天然氣管網大力發展以來，天然氣產量與運輸量大幅增加，促進了管道商的興起，管輸市場開始形成競爭，提高了行業水準。中國天然氣資源稟賦相對較弱，資源分布不集中，勘探開發難度大、投資高、回報低。經過幾十年的發展，目前我國進口天然氣管道陸續開通，國家基干管網基本形成，部分區域性天然氣管網逐步完善，非常規天然氣管道蓬勃發展，“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經形成，互聯互通相關工作正在全面開展。 截至2017年底，我國長輸天然氣管道總里程達到7.7萬km。 2019年，新增供氣能力共5 000萬m3/d，其中“南氣北上”約3 000萬m3/d、“東北入關”約2 000萬m3/d，有力促進了天然氣產供儲銷體系建設。

4.1.2 天然氣二級市場是市場化體系的重要載體

美國天然氣一級市場和二級市場互為支撐，增強了市場的活力，促進了天然氣行業多層次、差異化發展。天然氣交易中心是天然氣市場體系中的重要載體，為市場參與者提供了公平公開的交易場所，能夠促進天然氣市場更全面地放開價格的競爭性，為管輸價格市場化起到推動作用。1988年成立的亨利中心是美國規模最大的天然氣交易中心，主要進行交易服務和期貨交割，具有代表性和地區影響力，其天然氣價格已經成為美國然氣現貨市場的價格基準標桿。美國共有24個天然氣交易中心，在天然氣市場中發揮重要媒介作用。目前，我國上海和重慶兩大石油天然氣交易中心發展態勢良好，應該把握國家的發展戰略，利用有利的區位優勢，開拓業務，豐富交易品種，拓寬渠道，增大規模，在國內和國際上發揮重大作用。

4.1.3 健全天然氣市場監管體系，發揮政府監管職能，制定適時政策

自20世紀以來，美國政府通過政策引導推動了以市場化為主要目標的天然氣改革，比如公開準入政策，消費者可以直接向生產商購氣并通過州際管道運輸，管道公司不再從事天然氣銷售業務等，強制要求管道公司分離運輸與銷售業務對美國天然氣市場化起到了里程碑式的推動作用[23]。市場結構由單一線性逐步演化為豐富的管網結構，增強了市場流動性，提高了市場效率。天然氣政策不應該僅僅著眼于解決當前問題，更應該充分認識到市場整體波動變化，恰當的政策不僅可以保護天然氣消費者的利益，也能激勵管道運營商，達到雙贏。2017年5月中共中央、國務院《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》中提出“分步推進國有大型油氣企業干線管道獨立，實現管輸和銷售分開”。這一舉措將為放開兩頭創造條件[24]，有助于我國天然氣市場化工作的推進。放開第三方準入管輸基礎設施建設，將能使中國從更加開放的天然氣市場中受益[25]。2017年我國天然氣供需矛盾突出，2018年國家發展和改革委員會要求中國石油、中國石化和中國海油與下游用戶簽訂全年用氣量合同，以保障民生用氣，對國內天然氣交易市場化定價提出了更迫切的要求。

4.1.4 設計符合國情的“兩部制”費率定價模式，分階段推進價格改革

從美國天然氣管輸費率的改革歷程來看，合理適時地調整管輸費能夠保證管道投資方的收益，吸引管道投資者，促進州際管道建設，提高輸氣能力，最終使消費者受益，促進天然氣行業的正向發展。目前美國管道公司的成本回收主要通過兩部制費率定價模式，同時考慮了不同用戶的差異。這一方式比較公平地兼顧了管道運營商和消費者的利益，既保證了管道商的基本投資收益，又確保了管輸用戶的管輸費用處于合理水平。對于我國而言，目前季節調峰仍然面對較大壓力，通過回收預定費能夠體現用氣高峰期管道容量的價值。我國現行一部制管輸定價方法，不能反映用戶差異且存在用戶間交叉補貼等弊端，而“兩部制”合理地區分了用戶用氣特性差異并體現了成本責任的公平性，這將成為我國天然氣交易市場化的必然趨勢。

我國天然氣長輸管道運輸價格曾經采取過“老線老價”“新線新價”“一線一價”“一企一價”原則核定管輸費，隨著我國陸續啟動重大天然氣管網建設，國家發展和改革委員會曾嘗試采取“兩部制”費率法制定陜京線、忠武線的管輸價格，但沒有成功執行[26]。目前我國天然氣行業快速發展，天然氣管網和市場已形成一定規模，國家管網公司的成立，既為推行“兩部制”管輸定價模式創造了良好的外部條件，也意味著推進“兩部制”管輸定價模式、制定公平兼顧管輸企業和管輸用戶正當利益的管輸費是必要且迫切的。根據我國國情推進“兩部制”管輸定價模式的制定，將對我國天然氣市場的發展起到積極促進作用，我國用戶對天然氣生產、輸送和利用特點也逐漸有了較全面系統的理解，具備了推行“兩部制”管輸定價的基本市場條件。

4.2 經驗借鑒

對于我國具體推行“兩部制”管輸費率而言，需要重點借鑒以下經驗。

1) 科學合理地劃分預定費和使用費，分階段逐步推進“兩部制”費率改革。在美國天然氣發展早期階段，50%固定成本分配到預定費，50%固定成本和所有變動成本分配到使用費。1989年以來，所有的固定成本分配到預定費，變動成本分配到使用費。這一方式有利于保證管道投資商的收益，同時也會增加消費者的預約容量風險，消費者需要更謹慎地計劃。為避免對我國天然氣用戶輸氣成本在短時間內產生巨大波動，在“兩部制”費率推行的初始階段，可以將部分固定成本分攤到預定費中，起步階段比例可以定得低一些，其余固定成本和所有變動成本分攤到使用費中，待運行一段時間，隨著消費者接受程度的增強，天然氣市場化不斷完善，再逐步提高固定成本分配到預定費中的比例并最終達到合適范圍。

2) 建立天然氣管輸費率動態監管調控機制。美國天然氣短缺時期，25%固定成本分配到預定費，75%固定成本和所有變動成本分配到使用費中，這一調整可以抑制天然氣低價使用，減少天然氣用量。隨著管道運營的發展推進，不同階段的實際輸氣量與輸氣成本會產生動態變化，受到市場大背景和管道技術的發展等因素影響，天然氣供應量會出現充足與短缺的波動，建立動態監管調控機制可以保證天然氣市場規范有序。

3) 研究按運距確定管輸費率的“兩部制”費率法。隨著我國天然氣管網互聯互通工程的進展，統一采用一種模式對所有管線進行費率計算的難度將會不斷增加，也會提高監管難度。研究按運距確定兩部制管輸費率定價模式的實際操作方案將有助于我國天然氣行業市場化的穩步推進。