天然气价格改革如何影响管道运营.docx

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天然气价格改革如何影响管道运营

天然气价格改革如何影响管道运营？

一、国家天然气价格改革调整方案

2013年6月28日，国家发改委发布发改价格[2013]1246号文《关于调整天然气价格的通知》。

新的天然气价格调整方案总结了广东、广西天然气价格形成机制试点改革的经验，采用天然气市场中心下的净回值方法确定各省市天然气门站价格。

天然气价格与燃料油和液化石油气（LPG）这两种可替代能源挂钩，两者权重分别取60%和40%。

等热值可替代能源价格按照燃料油和液化石油气单位热值价格加权平均计算。

为尽快建立新的天然气定价机制，同时减少对下游现有用户的影响，平稳推出价格调整方案，新的天然气价格调整方案区分存量气和增量气，其中增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气保持合理比价的水平，存量气价格分步调整。

增量气门站价格按照广东、广西试点方案中的计价办法，一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平，并不再按用途进行分类。

存量气门站价格适当提高，其中化肥用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米250元，其他用户用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米400元。

居民用气价格不作调整。

存量气和增量气中居民用气门站价格均不作调整。

2013年新增用气城市居民用气价格按该省。

这里门站价格为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括省内天然气管道经营企业、城镇管道天然气经营企业、直供用户等）在天然气所有权交接点的价格。

现行门站价格由天然气出厂（或首站）实际结算价格（含13%增值税）和管道运输价格组成。

二、价格改革对我国天然气管道项目运费评价方法的影响分析

目前，国内外天然气管道项目经济评价对于管输价格的确定方法主要有成本加成方法和净回值方法两种类型，国内管道项目评价主要采取成本加成法，国外管道项目因国别而不同。

1．成本加成方法

我国管道运输价格实行严格的政府定价，按照补偿成本、合理赢利、有利销售、同时兼顾用户承受能力的原则核定。

管道运输价格分为两类，一类是“老线老价”，另一类是“新线新价”。

其中“老线老价”是1991年以前执行国家统一运价标准的管道；“新线新价”是指新建设的管道，采用“一线一价”的定价方法。

管道建成后，运输价格由企业报国家价格主管部门，得到批准后单独执行。

现行常规输气管道经济效益分析方法是基于成本加成法反算管输费的经济评价方法，成本加成定价法是按产品单位成本加上一定比例的利润制定产品价格的方法。

在实际操作中，管道项目效益分析是基于一定基准收益率水平和管道项目获得管输价格条件下进行的财务效益分析，即在国家现行财税制度和价格体系的前提下，从项目的角度出发，计算项目范围内的财务效益和费用，分析项目的盈利能力、清偿能力和财务生存能力。

管输收费标准一般按单位管输量收取费用的形式，简称“管输费”，以元/立方米的单位管输费和管输量计算管输收入；或者按单位周转量收取费用的形式，简称“管输单价”，以元/立方米1000千米或者元/千立方米千米的单位管输单价和周转量计算管输收入。

2．净回值方法

国际能源署（IEA）将价格净倒算定义为：

将所有替代燃料经过利用效率和环保成本换算后，用户可获得的最便宜的替代燃料交付价格。

一旦预测出价格倒算值，再减去原油（天然气）的井口价格，就可以得到管输价格。

净回值测算管输费方法的依据是“市场价值定价原理”。

原油（天然气）的目标市场价格即销售价格一经确定，原油（天然气）的井口价格与管输价格之和就相应确定了，即销售价格＝井口价格＋管输价格。

上游生产企业可以与管道公司就井口价格以及管输价格进行协商谈判，以确定一个双方可以接受的合理的价格，即在原油（天然气）供应商与管道投资者之间寻求一个利益平衡点。

实际上，在一个相对独立的市场环境中，最终价格（包括井口价格、管输价格）确定的基础是上游生产企业边际收益等于管道公司的边际收益。

目前，在这种评价方法下，国外管道项目可实现的收益率维持在6%～8%。

成本加成方法与净回值方法在研究思路上是不同的，前者从企业本身出发，考虑其成本及投资回收，并获得一定的收益，而没有从市场角度研究目标市场的可接受能力。

这无形中会助长管道公司增加投资及成本，以获取更高收益的欲望。

净倒算方法恰恰相反，它是从市场的角度研究管输价格，在逻辑上比较合理，但是在理论以及实际操作上还很不完善。

实际上，许多国家都采用成本加成和市场净倒算相结合的方法确定管道的管输价格。

3．我国管道评价方法存在的矛盾和问题

在国家天然气价格改革的相关通知中，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理，可以看到未来国家仍然对天然气管道项目的管输费实行申报核准制度。

且在天然气作价办法中，确定市场中心价格并测算各省市门站价格时，各省市门站价格与市场中心价格差额由长输管道运输距离和运输单价决定。

未来国家对天然气管道项目的管理形式是仍然采用“一线一价”的成本加成法，还是选择门站价格中隐含的标准管输单价，或者选择净回值方法，甚至是其他方法，仍然具有不确定性。

从目前来看，天然气价格改革给管道项目评价带来两方面的问题。

（1）成本加成法不能适应新机制

成本加成法测算管输费就是通过管道运输过程中整条链发生的成本费用总额（包括输送成本、税收等），再加上管道的合理利润确定出来的管输费，也即按照一定的基准收益率反算管输费。

而按照目前国家天然气价格改革思路，明确实行省门站价格，上海为价格基准点，与可替代能源挂钩，省之间价差流向以主要长输干线管道平均运输单价和运距确定，回推到各省市门站价格。

各省市的管输价格空间等于门站价格和气源价格的差值。

（2）反算管输费不利于投资控制，不能判断效益能否实现

按照目前规定的管道项目经济评价方法，设定基准收益率，反算管输费，管输费由投资的数额大小决定，这一做法不能判断投资高低是否合理，也不能判断效益的大小。

目前管道投资水平越来越高，其中有安全、环保、自控水平建设标准的要求，有地方征地、赔偿标准提高的影响。

虽然反算管输费时收益率能达到要求，但项目管输费能否实现是不确定的，按照国家天然气价格改革方案，只有小于管输价格空间的管输费才是可能实现的。

三、适应天然气价格改革的管道项目经济评价方法探讨

基于国家天然气价格改革中天然气管道管输费核定方法的不确定性，考虑天然气管道项目建设投资控制和运营效益保障的因素，参照国内外天然气管道项目经济评价方法的利弊，除保持现有的成本加成方法反算管道项目管输费以外，笔者提出三类正算管输费的测算方法。

1.标准管输费

“标准管输费”是指通过标准工程量和经济输量的设计，合理估算新建管道项目建设投资，假设运营成本消耗指标，在相关规定的评价期、达产期等参数下，采用成本加成方法测算不同管径下的平均管输价格，确定新建管道的管输费水平。

以此作为未来新建管道项目管输费的标准，正算一定标准管输费下新建管道项目的经济效益，并与基准收益率进行比较，判断新建管道项目在经济上的可行性。

其中标准工程量的设定只考虑一般性条件，例如在一定输量、管径、压力、输送距离条件下，所涉及线路工程量、站场工程量以及燃料动力消耗和定员；不考虑一些特殊的条件，例如高程、分输量对燃料动力消耗的影响。

输气管道主要工程量的测算通过对已建和已完成编制可行性研究报告的长输天然气干线管道地区等级、压气站、分输站、阀室的资料统计分析，结合输气管道工程相关标准规范及经验进行确定。

建设投资估算范围包括线路工程、压气站、分输站、阀室以及配套的电力线路、通信线路、道路等辅助工程。

按照《石油建设工程投资参考指标长距离输送管道工程册》（2009年）中的投资参考指标估算线路工程费用，采用综合指标法估算建筑工程费用。

其他费用按工程费用的12%估算，临时征地费按2万元/亩估算，永久征地按20万元/亩估算，预备费估算按工程费用和其他费用之和的12%计算。

假设项目6年达产，基准收益率取8%和10%，分别选取406毫米、508毫米、610毫米、660毫米和1016毫米五种管径进行测算和分析。

经测算，各管径下的标准管输费，标准管输费随着管径的增大而逐渐降低，在8%基准收益率下406毫米管径的标准管输费达到1.115元/立方米1000千米，在8%基准收益率下1016毫米管径的标准管输费为0.214元/立方米1000千米。

在标准管输费的设计中，如何确定“标准性”、如何实现“标准性”是模拟测算中的重点问题。

标准性的实现需要大量管道项目统计资料的支持，来合理估算管道建设投资，合理确定管道运营成本，从而使得测算的管输费具有代表性。

只有这样才能够科学地衡量不同管径新建管道的经济效益，不至于高估管输费使评估的项目效益高于实际效益或者低估管输费使投资者看不到实际的收益。

2.标杆管输费

“标杆管输费”是指取全国长输干线管网系统或者局部管网系统的平均管输价格，或者不同管径下的平均管输价格作为新建管道项目的管输费，用确定的标杆管输费计算新建管道的管输收入，测算项目财务内部收益率指标，并与基准收益率比较，判断新建管道项目在经济上的可行性。

目前国家已核定价格的长输管道包括西一线、西二线、忠武线、陕一线、陕二线、川气东送、渝济线、长宁线、鄯乌线、轮库线、中沧线11条管道，现运营的陕京三线执行陕京二线管道运价。

扣除储气成本的影响，按照周转量测算各自的管输单价，取加权平均值作为全国干线管网的平均管输价格，指导新建管道的建设。

在标杆管输费的测算中，取全国长输干线管网系统的平均管输价格还是取局部管网系统的平均管输价格，或者不同管径对应的平均管输价格，其影响明显不同。

一是现有管道建设年限不同造成建设投资水平不同，反算的管输费水平不同；二是现有管道核定的基准收益率不同，从原有的12%降到现在的8%，反算的管输费水平不同；三是不同管径管道因其设计输量不同，管输单价差异较大，小管径管道的管输单价明显大于大管径管道。

因此标杆管输费的设定标准将显著影响新建管道项目的经济效益。

3.管输价格空间

“管输价格空间”是指参照净回值评价方法，取不同天然气市场门站价格减去不同气源加权平均采购气价形成新建管道项目的管输价格空间，以此作为新建管道项目的管输费，按照不同市场分输量计算管输收入，测算项目财务内部收益率指标，并与基准收益率比较，判断新建管道项目在经济上的可行性。

对于独立的管道运营商和独立的运营管道，可以简单确定管输价格空间，对于管网系统运营商则需要统筹考虑不同天然气气源和不同管道运输的交叉。

尽管国家已明确天然气价格改革的最终目标是不再监管天然气出厂价格，但并未就未来的出厂价格改革给出具体的指导意见。

在国内天然气资源地税收政策的影响下，天然气出厂价格必然随着天然气门站价格改革的推进而推进，从而使剩余的价格空间成为约束管道项目管输费的必然因素。

通过目标市场天然气门站价格和资源加权出厂价界定管输价格空间，每年的平均管输费等于不同市场加权平均销售气价减不同气源加权平均采购气价。

假设各省市实行天然气门站价格，在此基础上天然气产区采用一定原则调整出厂价格，则剩余价格空间留给管道项目。

以某年天然气管道气规划配置结构为例，各省市门站价格减去各省市加权平均出厂价形成各省市的管输价格空间，各省市管输价格空间有的小于零、有的等于零，大部分大于零，全国平均管输价格空间基本维持在0.5元/立方米以上。

在管输价格空间的测算中，在国家放开天然气出厂价格的前提下，上游开发环节与中游运输环节对于天然气门站价格具有的利润空间的不同切分，使得管输价格空间的大小不定。

中国的石油石化企业在处理油气开采业务和管道运输业务效益比重的过程中，必然与资源地政府在如何确定出厂价格方面存在不断的博弈。

不管是管网系统下的分省管输价格空间还是单个管道的管输价格空间，其大小与上游出厂价格在门站价格中所占的比重密切相关，也影响着新建管道的经济可行性。

四、调整管道项目评价方法的建议

鉴于国家天然气价格改革的指导方向是管理天然气门站价格和管输价格、放开天然气出厂价格，未来国家如何监管新建管道项目，成为管道项目经济评价亟待关注的重点。

通过对国内外管道项目评价方法以及管输费测算方法的研究可见，天然气管道项目的经济评价方法存在正算和反算两种类型，其中反算即仍然沿用现有的成本加成方法，通过基准收益率测算管输费；正算即采取标准管输费、标杆管输费或者管输价格空间三种方式测算管输价格，作为新建管道的运费标准计算管输收入，测算管道效益并判断其可行性。

建议未来新建管道项目评价时的效益测算采用正算和反算结合的方法，通过正算控制投资规模，避免高估冒算，通过反算衡量费用标准，避免投资浪费。

标准管输费、标杆管输费或者管输价格空间的测算均有一定的假设前提和计算条件，只有在原则、方法明确的情况下，上述三种管输费对于新建管道项目才具有一定的指导意义。