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天然气价改激励第三方参与

与现行的管理相比,《办法》不再以单条管道为监管对象,对每条管道单独定价,而是以管道运输企业为监管对象,区分不同企业定价。另外,定价方法为“准许成本加合理收益”,并细化了价格成本核定的具体标准,规定了八类费用不得计入定价成本。
发布时间:2016-09-05 14:14        来源:环球网        作者:

“现在一提天然气管道独立,各界都将矛头指向中石油、中石化,实际上地方管网公司更加抵触改革。

 

8月31日,国家发改委发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》,直指一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题,要求各地集中摸底和梳理天然气的各环节加价,开展成本监审工作,减少供气环节,整顿规范收费行为。

这一政策并不孤立。8月16日,发改委公布了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》(以下简称《办法》)和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,对天然气跨省管道明确了新的定价方式和标准。其中管道的收益率、折旧年限、输气损耗率等标准都和此前有较大变化。业内也预期,后期天然气跨省管输费可能出现小幅下调。

这些都表明,在天然气改革的浪潮中,“三桶油”和地方管网都将纳入,谁都难以置身事外。

跨省管道费有望降低

虽然油气改革总方案《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》还没有公布,但天然气中游的官网价格改革已经先行。

《办法》中明确提出,管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的,应当实现管道运输业务财务核算独立。

长期以来,跨省天然气管道实行的是项目成本收益法,诸如西气东输、川气东送这样的主干管道都是由政府定价,且为“单线单价”。

与现行的管理相比,《办法》不再以单条管道为监管对象,对每条管道单独定价,而是以管道运输企业为监管对象,区分不同企业定价。另外,定价方法为“准许成本加合理收益”,并细化了价格成本核定的具体标准,规定了八类费用不得计入定价成本。

管道运输定价成本由折旧及摊销费、运行维护费构成。其中有三个数据值得关注,以3年为周期,将天然气管道的收益率确定为8%,确定年度准许总收入,核定企业的管道运输费用。

据了解,现行的收益率约为12%。同时,将管道资产的折旧年限提高至30年,而此前中石油和中石化的折旧年限分别是14年和20年。另外,将输气损耗率明确为0.2%,而此前中石油的这一数据约为0.2%~0.8%。

“管道资产折旧是构成管输企业成本要素中的最大头,将折旧年限大幅提高,也将压缩企业成本。”卓创资讯天然气分析师刘广彬告诉记者,成本监审的意见刚刚公布,将在9月5日完成意见征求,还没有进入操作阶段,但结合准许收益率和输气损耗率下降来看,可能意味着未来跨省天然气管输价格会出现下降。

天然气管道业务能为中石油、中石化提供稳定的现金流,在油气行业务整体低迷的情况下,天然气管道已经是石油企业为数不多的优良资产。

刘广彬认为,即使后期天然气输配价格出现下调,预计下降的幅度也不会太大。

激励管道向第三方开放

除了对天然气输配价格进行核定,《办法》也为第三方公开准入以及天然气行业体制机制改革创造了有利条件。按照要求,石油企业在测算管道运输具体价格表后,应连同国务院价格主管部门制定的管道运价率,以及所有入口与出口的名称、 距离等相关信息,通过企业门户网站或指定平台向社会公开,同时抄报国务院价格主管部门。

另外也明确了天然气管道负荷率低于75%的,按75%负荷率对应的气量计算确定管道运价率。

中国现在的跨省天然气管道主要是由“三桶油”投资建设并运营,这些管道基础设施主要用于每个企业自己的天然气输送。但是不同企业、央企和地方之间管网的互联互通比较少,向其他天然气生产商、消费者、运输商或贸易商等第三方开放更是困难重重。

“明确计费规则,就为第三方企业准入提供了条件。”刘广彬称,有条件的企业在获得了“过网费”的收费标准等信息之后,就可以向相关部门进行申请试用管道。而将管道负荷率定位75%,也能够激励达不到这一负荷的企业,积极向第三方放开管输服务。

在上述中石油人士看来,核定天然气输配价格已经迈出了重要一步,但仍有一个问题值得关注,即《办法》中没有对地下储气库进行单独核价,这将不利于地下储气库的建设。

2015年12月持续到2016年1月,北京市出现了天然气短缺现象,北京市政不得不采取“限量保供”的应急措施,并一度暂停了工业企业生产用天然气。

“这是一种‘技术性’气荒,国内天然气供应这两年是比较充足,实际上并不是天然气真正出现了短缺。”该人士解释称,天然气管道距离长、天然气使用量在季节和每天的时间段都存在差异,这就需要调峰设施及应急系统对天然气进行调峰,保证用气高峰时的管道压力。在国内,天然气调峰设施以地下储气库为主,其具有建设成本低、储量规模大、技术成熟的特点,此外储气设施还有LNG储气调峰站以及地上储气罐等。

现在,中国的储气库“打包”在石油企业的天然气管道建设费用中。

据了解,美国的地下储气库库容1900亿立方米,形成的调峰量为1100亿立方米,调峰能力占到了消费量的15%以上。而且美国由于有峰谷气价,在用气高峰价格高,储气库中剩余的800亿立方米就可以进行套现盈利。

但在中国,地下储气库库容为150亿立方米,有效库容约为60亿立方米,占到天然气消费量的3%,调峰能力严重不足。

该人士认为,由于中国没有调峰气价机制,这次《办法》中也没有对储气库进行核价,预计未来企业建设调峰设施的积极性比较低,区域、季节气荒难以有效解决。

 

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