我国天然气管网运营机制及计费模式的几点思考

 　　一、国外发达天然气管输企业运营模式　　（一）  美国天然气管网运营模式　　1.管网情况。美国上游8000余家生产商，中游160余家管道企业（其中洲际管道企业80余家），下游1400余家分销商。美国天然气管网包括210多个管道系统，30.5万英里州际和州内管道，11000多个交气点和5000多个接气点，24个Hub，400个地下储气库。　　2.定价模式。美国的天然气管道运价采用“两部制”结构，即按照“使用费”和“容量费”。分为固定费用和使用费用。固定费用根据用户预订的运输容量来分摊，与用户的用气量无关；使用费用根据实际运输气量来分摊。　　3.费率设计。美国在636法令中规定管道债券资本加权收益率为9%，股权资本加权收益率为13%。监管机制负责州际管道公司监管，制定运营规则、运输费率。监管机构制定费率上下限，最高费率基于管道运输的平均成本，最低费率基于管道运输的可变成本。美国天然气管道由多家公司分散运营，州级管道公司运营的管网主要呈线性分布，州内管道公司运营的管网主要呈网状结构，因此，主要向托运人配置不同管段的输送能力，计价方式包括“邮票法”即同一区域同网同价、“路径法”即跨区域不同价格模式。　　4.管容分配。美国管网公司众多，需要在途径管道公司分别预定管容，管容交易采取竞价方式，起拍价为最低费率，若超出最高限价，则按照比例平均分配。　　（二）英国天然气定价模式　　1.管网情况。英国高压长输管道长度达7660公里，天然气压缩站24个，由英国国家管网公司负责运营管理，输送给12个地方配送区和大约60个直接联网用户。　　2.定价模式。英国天然气价格相对独立于欧洲天然气价格，采取两部制定价。监管机构按照成本加合理收益原则核定管网收益，投资回报率为6.8%，债券利率为2.92%，债权比利62.5%，管网固定资产折旧期为45年。管网公司据此计算政府允许最高收入，再确定容量价与用量价两部制价格。考虑英国高压管网只有英国国家管网公司一家，成本加成法核定准许收入很有可能会造成监管不力，监管机构设立一套激励机制进行监管，即被规制企业的价格平均增长率不超过零售物价指数(RPI)及相关参数，鼓励企业控制成本，并在定价模式上引入激励机制、创新机制和产出绩效来综合进行确定。每一财年结束后，根据各项指标对允许收益进行调整，实际投资回报率介于4.2-9.8%之间。　　3.费率设计。英国的天然气管网互联互通，某些出口点可能由几个入口点同时供应，很难追踪入口和出口点之间的气体流量。英国的费率设计基于“入口/出口”法，在供气网络上设定多个注入和提取点，计算每个点的边际成本，从而得到相应的费率，不同的是费率与距离无关，而只与进入点和出口点相关。　　4.管容分配。英国的管容交易分为境内和境外两部分。英国境内的管容都通过英国国家管网公司的GEMINI 系统交易。英国天然气市场和容量市场目前都供大于求，因此入气口容量的竞争性更强，采用竞价为主的方式来进行分配，竞价完毕之后，还可在二级市场进行交易。出气口容量的竞争性较弱，以申请与竞价相结合的方式进行分配，由监管部门设定天花板价，达到限价后按照“时间优先”原则进行配置。　　（三）欧盟天然气市场定价模式　　1.管网情况。欧洲是世界上天然气管网密度最大的地区，管道交叉成网、四通八达，已建成长度超过23.5万千米的天然气干线管道建有32座LNG接收站和179个地下储气库，形成了10多个地区中心，区域性管网系统既相互独立，又通过多条联络线相互连通。　　2.定价模式。英国、欧洲市场的天然气管道运价采用“两部制运价率”结构，即按照“使用费”和“容量费”分别计取。　　3.费率设计。欧洲天然气交易枢纽绝大部分是虚拟性质的，学习英国NBP模式，不区分实际的交割地，而是将区域性管网的交易都设定为一个点，其中任何一处的天然气管输价格都相同，只有上下气点容量费不同。　　4.管容交易。英国与其他欧洲国家互联管网的管容通过PRISMA 平台交易，这个平台于2013 年4 月整合了德国、法国、比利时等七个国家共19 个管道运营商而建立。欧洲各国国内的管容都较为充裕，因此PRISMA 的交易量十分活跃。欧盟进行管容交易时，设置一个专门的账户，各监管机构的监管费率应作为拍卖底价，超过准许收益的部分纳入专门账户，资金只能用于投资建设管网降低拥塞，或激励运营扩大其最大运输容量，不能算作公司可支配收益。　　（四）欧美管道运营模式几点思考　　欧美天然气管网设施较为完善、发达，管网运行负荷相对较低，市场化程度相对较高。　　1.均采用两部制收取管输费。因管网设施较为完善，尤其是美国还有多个管道运营企业，为避免出现“占而不用”，保障管输企业的基本收益，定价模式均采用“两部制”结构，依据用户预订管容收取容量费，回收管网建设带来的固定成本，再依据实际用量收取使用费回收可变成本。　　2.依据管网特点设置不同定价模式。欧美市场看，管输计价方式主要包括邮票法（同网同价）、路径法（跨区域分别定价）、上/下气点价格法等。美国管网系统复杂，在同一区域内互联互通程度较高、难以计算天然气实际物理输送路径的复杂网状管输系统，采取同网同价，在跨区域长距离高压运输管网中输送距离是构成管输成本的重要影响因素，采用跨区域之间单独定价。欧盟及英国国土面积、管网覆盖范围普遍较小，各自形成了较为完整的环网，管道运输能力有较大冗余，采用了上/下气点价格法。　　3.管容分配主要采取竞价方式。欧美天然气管网设施完善，整体较为富余，均主要采用了管容交易方式来配置管容。同时美国、英国采取设置最高限价方式抑制管输企业富余收益，欧盟采取类似方式进行控制。　　二、国内天然气管网运营情况　　（一）管网设施情况　　2004年，西气东输一线工程投产后，我国天然气利用步伐加快，2010—2018年年均增长214亿方，年均增速12.5%，天然气在一次能源消费中占比由2000年的4%上升到7.8%。与之对应的是天然气管网快速建设，截止2018年底已建成长输天然气管线7.6万公里，2019年12月初中俄东线北段投产，已建成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”供气格局。　　我国长输管网建设需提前落实资源、市场，输送能力主要基于上游油气田或境外进口气资源量，而不是下游市场潜在需求。目前干线管道里程和密度仅为美国的1/8，主干管道建成后处于高负荷运行状态，在采暖季基本无剩余能力。　　长期以来，管网设施都是上游企业内部单独规划及投资建设，建成后相互独立运营，网格化程度低。经过2017年冬季考验，2018年开始加强长输管网、省网及沿海LNG接收站互联互通，目前已打通部分关键节点，但远未满足灵活调度要求。　　（二）定价模式　　我国目前均采取一部制定价。国家发改委在制定西气东输管道的管输价格时，考虑不同用户用气负荷特征等差异，采取的是分类定价，不是国际通行的“容量费+使用费”的两部制定价方式。国家发改委在陕京管道系统和忠武线的管输定价中尝试使用“容量费+使用费”两部制定价方式，文件要求在项目投产一年后执行，由于部分用户抵制，中石油未能实现有效推行，“两部制”试点没有取得成功。　　主要原因如下：一是我国天然气用户之间交叉补贴情况普遍，若推行两部制，需将气源价与管输费单独计价，将消除不同用户之间的交叉补贴，必将造成民生及“大民生”用气价格大幅提升，而此部分用气价格受到严格管制，注定不具备可操作性。二是上述两条管道及批发销售均为中石油内部经营，由企业进行内部消化。　　（三）费率设计　　我国天然气管输费价格形成分四个阶段：统一定价（1964-1976 年）、按距离收费（1976-1984 年）、按线路收费（1984-2016 年）和按企业收费（2016 年至今）。　　2016年10月，国家发改委颁布关于印发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》的通知，采取“准许成本加合理收益”的原则定价，以管道运输企业而非管线为监管对象，价格公布方式改为国家核定管道运价率（元/立方米*千公里），企业测算并公布进气口到出气口的具体价格水平。　　准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。其中管道运输定价成本由折旧及摊销费、运行维护费构成，其中天然气管道按照30年计提折旧。　　2017年8 月，国家发改委发布关于核定天然气跨省管道运输价格的通知，公布了13家跨省管道运输企业的天然气跨省管道运输价格。　　天然气跨省管道运输价格表（元/千立方米·公里）
　　三、天然气管网运营模式几点思考　　国家管网公司成立后，管网设施建设将逐步加快，最终形成全国“一张网”、东西互补、南北互济、海陆互通、资源多元、调度灵活、安全可靠的统一供气格局，搭建完整、高效天然气运输网络。2035年以后，国内天然气消费量将超过6000亿方，天然气管网将构建“五横四纵、三群、五中心”的天然气输送体系。考虑基础设施有一定建设周期，天然气管网全面公平开放也需要较长过渡期，两个阶段运营模式分别建议如下：　　（一）过渡期内运营模式几点建议　　1.维持“一部制”定价模式　　管网公司成立初期，由于管网的供应格局没有大的变化，小概率会出现“占而不用”情况，即便不用管容释放后也会很快会得到补充，投资回报能得到保证。若推行两部制，需提前支付预定容量费，一定程度增加用气成本，建议现阶段维持“一部制”方式。　　2.费率可定期核定调整　　管网设施独立后，随着管输和销售分开，现有的气源价与管输价捆绑在一起测算的统一门站价格将被拆分为“管输价格”与“天然气价格”，管输价格无法与天然气价格交叉补贴，在民生及“大民生”用气彻底放开管制前，可探索研究将此部分价差由上游、管输企业及地方政府共同承担。结合近年海气登陆比重加大资源物理流向发生变化及管网部分互联互通运力增加的情况，建议定期重新核定各管输企业费率，现阶段仍采取一企一价，准许收益率可参考当前按管道负荷率不低于75%时按照核定的投资回报的原则确定。　　3.逐步演变为“条+块”计费模式　　针对干线运距较长，如西气东输系统新疆至甘肃段，中俄东线黑龙江至环渤海区域等，可采取路径法定价，按照运距计费，整体呈条状。针对于各省区独立成网，进气点与下气点互相交织，为鼓励不同气源间的市场化竞争，鼓励在欠发达区域投资支线建设，各区域初期可按照同网同价，即邮票法定价。　　4.调整管容分配方式　　现阶段暂不开展管容交易。欧美天然气网络发达，管网具有较大富余能力，可在高限费率内竞拍取得基本收益。此轮天然气体制改革核心是“管住中间”。我国目前管网设施属于紧平衡状态，即便按照低价竞拍也容易达到最高限价，不存在管容交易基础，且有雄厚经济实力企业在管容竞拍中占有较大优势，在一定程度限制外部资源准入。　　国家能源局已经搭建管网设施采集报送与公开系统，下一步建议在此基础上建设大数据管网系统，将实时采集管网运行关键参数，对于新准入订单进行模拟仿真，实现第三方无歧视性准入。管容分配遵循“保障存量、民生优先、先买先得、即买即配”原则：　　一是尊重历史。现阶段执行《油气管网设施公平开放监管办法》是在不影响存量情况下，对外开放剩余能力，可探索优先保障截止2019年底管网存量资源管存。逐步核定存量部分民生及“大民生”气量，考虑自然增幅，下一步考虑优先保障此部分管容，其余部分逐步由市场决定。　　二是保障民生。优先保障存量及新增资源民生及“大民生”部分。　　三是有序配置。市场化量部分，交易系统相当于国家管网的订单系统，买卖双方根据公开的模拟管容数据实时下单，先买先得，即买即配，达成交易意味着管容按照国家定价自动匹配，避免了人为因素的干扰和尴尬。对于调峰的储气库气量部分，研究在交易系统子模块允许可变的库容价格事前交易。　　（二）市场培育成熟后的运营模式展望　　1、逐步完善“条+块”计费模式　　注气点较为简单的省份亦可采取“上气点/下气点”计费模式。长三角、珠三角、环渤海、两湖等等特定区域，注气点与取气点相互交织，可在不同区域结合实际情况分别采取区域同网同价或“上气点/下气点”定价模式。　　2、逐步演变为两部制定价　　市场化程度提高后，国家将逐步取消民生及“大民生”价格管制。管容也将出现富余，为避免出现“占而不用”，帮助管输企业有序收回投资，逐步过渡到两部制定价模式。　　3.逐步开展管容交易　　管网设施逐步完善，管容出现富余后，具备管容交易的基础。考虑我国主干管网为一家企业，可参考英国模式，将管输费率增长与零售物价指数、成本控制进行挂钩，并设置最高限价，达到后按照比例分配或“时间优先”方式配置。　　为帮助管网公司实现管网运行平衡，交易中心与管网公司紧密衔接，依据管网剩余管输能力或需要调节平衡气量，开展周前、日前、日内平衡气量交易，实现管网运行平衡。