除继续采用的计价方式外，新的天然气管输价格管理办法亮点多多。
7月4日，在公开征求意见一个月后，《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(暂行)》(以下简称“两个办法”)正式落地。这意味着，从2022年开始我国境内33条主要天然气长输管道仍将采用“准许收益+合理成本”的计价方式，即沿用距离法定价并配套管容分配规则;这意味着业内高度关注的“两部制”计价法暂时仍未被采用。
消息一出，意料之中。
“两部制”落选了
算是一种巧合，2022年是西气东输全面开工建设整20年。20年前，刚刚进入“十五”期间的中国相继实施了西气东输、忠武线、陕京二线等一批重大天然气管道工程建设，这些项目的实施一度在业内掀起了管输定价问题研究的热潮。
也正是这一期间，由国家发展改革委价格司牵头、中石油参加的西气东输价格研究课题组成立。当时参与研究项目的王忠和记忆犹新。“那时我们系统调研了欧美国家天然气管输定价的发展历程和经验做法，详细介绍了欧美国家普遍推行的‘两部制’管输定价模式及其优点，最后形成了系列研究成果。”
在此基础上，“两部制”被正式提出。不同于“一部制”的按照天然气输送距离收取管输费的费率标准，“两部制”采用管输价格由容量费和气量费两个部分构成，这种以成本两部制设计管输价格实质是服务成本定价法下的两部制收费机制。
细致的调研很快有了回应。2004年国家发展改革委在《关于忠县——武汉输气管道工程天然气价格等有关问题的批复》(发改价格〔2004〕2971号)和《关于陕京管道输气系统天然气价格有关问题的通知》(发改价格〔2005〕1281号)中，对忠武线、陕京线系统(包括2000年前建成投产的陕京一线和2005年建成投产的陕京二线)既核定了“一部制”模式下的综合管输费，也核定了“两部制”模式下的管输容量费和管输使用费，并明确提出分别自忠武线、陕京二线管道投产通气后一年开始执行“两部制”模式。
但这两条管道建成投产后，实际上一直按照“一部制”模式下的综合管输费执行。“此后至今，‘两部制’管输定价的推行工作在我国始终未果，业界对其关注也日渐趋冷。国家管网公司的成立让业界重新开始提起‘两部制’，但这次仍未采用。”王忠和说。
在中石化天然气销售分公司销售管理部主管席海宏看来，“两部制”迟迟没有实施是因为条件还不太成熟。“当前的运行系统还不足以支持新规则的上线和使用。”席海宏说，“国家管网公司的核心资产是管道，主要工作是设施建设及管道运行、维护和调控，高效率的运营需要一套完善的系统和规则作为支持。目前国家管网公司正在建设管容交易和调度运行一体化的运营平台，里面包括油气调控中心和管容交易中心。一体化运营平台需要一定时间来建设磨合。”
除了一体化的运营平台外，“两部制”的管道容量的分配调整是一项庞大和复杂的系统工程。“它牵涉天然气行业的多个流程，包括设施的审批建设、信息数据的公开、市场行为的监管、管道成本的监审、市场化价格的定价模式、天然气及管道法律法规的制订等各个方面。”曾在西南油气田分管管输业务的一位负责人说，“这一过程需要政府、管道运营企业、托运商、销售公司、用户、行业协会等社会各部门和机构的共同参与，并经过方案讨论、数据模拟、系统测试、社会意见征求、国家主管部门审核并公布等环节，才能正式面向社会推广使用。因此，一个新规则的讨论、制订和应用需要一定的时间，目前看，国家管网公司在成立初期不会这么快推出。”
四分天下
相比“两部制”工程量繁杂，“一部制”可能更适合现在的天然气管网发展。但很明显正在实施的“一企一价”已经不适用国家管网成立、管网统一管理的模式。
国家管网集团运营前，全国已形成19个不同的企业运价率。国家管网集团成立后，原分属三大石油公司的主干天然气管网都归并到国家管网集团旗下，形成了全国大范围的统一管道运行系统。但是国家管网集团内部还存在15个不同的运价率。“这可能导致同一区域内相同走向管道利用出现不平衡状况，影响资源流动和竞争的形成，因此有必要进行简化。“但是，如果简化为一个全国统一的运价率，又将导致西部管道的运输费用较原来出现较大幅度上涨，进而影响国家战略性天然气进口资源的消纳。”中国石油大学(北京)教授刘毅军说。
不同于以往的“一企一价”，此次《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》规定，国家管网集团根据政府制定的4个区域运价率，以及天然气入口与出口的路径和距离，明确用户的具体管道运输费用。4个区以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳3个管道关键节点为界限，将国家管网集团经营管道分别划入西北、西南、东北及中东部4个定价区域。
这种做法不是没有借鉴经验。“和中国一样拥有庞大天然市场的美国，分布着几十个交易中心，几十个交易中心背后存在最核心的理由就是由于区域太大，一个区域的价格很难代表其他区域的供需关系，于是就形成了各个区域价格。”能源战略专家赵磊说。
而中国，也面临同样的情况。
从我国跨省天然气管道布局和气体流向看，整体呈现西北、东北、西南三大进口管廊单向输送，中东部逐步联通成网的格局。这种特点决定了中国天然气的市场结构和管道分布情况呈现出“西北、西南和东北区域主要是天然气供应来源地或途经地，经济承受力相对较弱;中东部区域是天然气主要消费区域，经济承受力相对较强的特点。”能源战略专家冯保国说，划分“四个区”有利于“政府在核定各价区准许收入时，根据管道建设运营成本、未来投资需求和地区经济发展状况等因素，对各价区准许收入进行适当统筹平衡，有利于反映出比较真实的区域供需关系。”
这意味着从2022年起，每个区域会确定一个运价率;新建管道根据上述节点划入相应价区，执行所属价区运价率，下一监管周期纳入有效资产统一管理。“这符合当前改革的预期，对运价率体系进行了简化。”赵磊说。
按照天然气市场结构和管道分布情况进行区域划分后，将15个运价率减至4个运价率，既简化了运价率体系，又保持了管输费水平的相对稳定，构建起一个相对统一的运价体系，为后续进一步改革奠定了良好基础。”
8%动态准许收益率
除了将长输管网划分4个区外，和2016年《试行办法》8%固定准许收益率不同，《暂行办法》规定首次核定价格时准许收益率按8%确定，但明确指出后续会统筹考虑国家战略要求、行业发展需要、用户承受能力等因素进行动态调整。
曾参与长输管网收益率调研的赵磊说：“我们曾经也考虑过将收益率与长期国债挂钩，但考虑到收益的稳定性和可预见性，在调研了很多家企业后，决定还是沿用8%的准许收益率。”
让调研组决定沿用8%的收益率很大一部分因素源于我国天然气发展的现状。我国天然气市场处于快速发展期，天然气生产量和消费量近几年保持约10%的年增长率，但天然气管网建设仍然相对滞后。2019年，我国天然气干线管道总里程达8.7万公里，相比于发达国家，我国管网密度仍然较低。
加快天然气管网建设仍将是未来一段时期我国天然气市场发展的重点之一，我国在《中长期油气管网规划》中也明确提出管网建设目标，即2025年天然气管道里程达到16.3万公里，逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。但管道建设前期投入大、回报周期长，在加快形成“全国一张网”背景下，“需要在定价机制中给予相应激励”。赵磊说。
而8%的收益率是高于长期国债利率3-4个百分点的。天风证券分析师张丽丽为本刊记者算了这样一笔账：8%的税后全投资回报率，按照25%的税收计算，税前回报率可以达到10%左右。此外，由于管道企业的自有资金与银行贷款占比可能是3∶7、3.5∶6.5等，实际企业以自有资金撬动的投资回报率会高于8%。“目前全球的天然气管道的平均收益率也就6%~8%。与国际上相比，8%的水平还是相对较高的。”张丽丽说，“对天然气管道投资给出了明确的回报预期，有利于激发社会资本投资建设天然气管道的积极性，对促进天然气产业发展起到积极作用。”
但是，值得注意的是这个8%的收益率被明确指出后续可能会因为多种因素进行调整。动态调整并不是我们的首创。“从天然气市场成熟国家几十年改革经验看，准许收益率通常综合考虑各方面因素动态调整，以适应不同发展阶段需要。此次完善管输定价机制将准许收益率由固定的8%调整为统筹考虑国家战略要求、行业发展需要、用户承受能力等因素动态调整，充分借鉴了国际先进做法，是对天然气市场成熟经济体改革有益经验的吸收和在中国市场的合理运用。”国务院发展研究中心市场经济研究所副所长邓郁松说。
在业内多数专家看来，短期内8%的收益率应该变化不大。这既保持了政策的衔接和平稳过渡，又为未来预留了调整空间。管网基础设施一直被认为是风险较低、回报稳定的优质资产标的，动态调整可以更好地和资金成本变动等市场因素相协调。“十三五”以来，我国天然气管网基础设施投资和建设滞后，互联互通不足，未来一段时间还需要大力补短板。“保持适当的收益率水平是支持管道运输行业投资和建设的重要手段。从长远来看，保持收益率动态调整可以对能源系统的协调发展起到引导作用。”赵磊说。
延长10年折旧年限
在席海宏看来，最让他关注的是此次“两个办法”中把天然气管道折旧年限从原《试行办法》规定的30年延长到40年。这个既参与过榆林至济南输气管道的建设、投产及改造升级等多项工程，又在埋头苦干7年后转入天然气市场营销工作的“双料冠军”深深懂得这延长了10年的意义。
意义在于这样一笔账。
以川气东送及榆济线为例。相比较摊销费用及运行维护费中的职工薪酬费用，这两条线路输气管道折旧在准许成本中的比例较高，分别占到川气东送及榆济线总折旧费用的76%及58%，占到川气东送及榆济线准许成本的47%及29%。如果将管道折旧年限由30年延长至40年，随之带来的管道折旧成本优化幅度约为25%。假设管道折旧成本占准许成本比例为40%，则折旧延长带来的准许成本优化幅度约为10%。在川气东送及榆济线的数据基础上进行测算，折旧年限的延长将分别减少准许成本2.22及0.34亿，从而减少准许收入幅度为4.8%及3.9%。因此，在气量不变的情况下，管输费用或将产生近5%的降幅。
“管输费用降低了，在气量不变的情况下，这一改革红利将有效顺至终端，助力下游用气成本的优化，从而进一步刺激价格敏感用户的用气需求，推动天然气行业的良性有序发展。”席海宏说。
在管输运营中，折旧、摊销及运行维护费为准许成本三大要素。除了《价格管理办法》外，另外出台的《成本监审办法》就是专门为这三个要素的监审说明。除了折旧年限由30年延长至40年，对比2016年监审办法，此次成本监审环节也有多个变化。
摊销方面，2016年文件明确计算机软件按5年摊销，其他按30年摊销;此次明确原则上按不少于10年摊销，相关土地使用权按40年摊销;运行维护费方面，职工教育经费最高不得超过计入定价成本的工资总额的比例由2.5%提高到8%。并细化了设备设施和房屋建筑物等固定资产的折旧年限和残值率，规定无形资产摊销年限原则上不少于10年，与管道相关的土地使用权按40年摊销。
此外，对于管道弃置、封存费及承担国家应急保供任务而发生的储气服务费也有了明确的规定。这部分费用是否纳入定价成本，在2016年试行办法中没有明确，在两个暂行办法中作为其他费用被明确列入输气成本。国家管网集团除提供管道运输服务，同时也拥有储气库、LNG接收站等资产，提供储气服务、LNG接收加工服务。
根据两个暂行办法规定，国家管网集团应当单独建立账目，单独核算管道运输业务成本和收入，储气服务、LNG接收加工服务成本不得计入管道运输成本。“但是国家管网集团为承担国家要求的应急保供任务而发生的储气服务费用，最终受益者是全体管道天然气用户，因此两个暂行办法把这部分费用纳入输气成本，由全体用户分担，更为合理。”中国石油大学(北京)油气政策与法律研究中心主任陈守海说。
“相比2016年版本的《成本监审办法》，2022年的成本监审更加具体、严格。”赵磊说，“国家管网集团属于网络型自然垄断企业，两个办法进一步细化了相关监管要求，在充分考虑企业经营实际的前提下严格控制成本，符合国家加强网络型自然垄断环节价格监管的政策导向，有利于释放油气管输定价机制改革红利。”同时，两个办法借鉴国际先进经验，提出建立年度成本报告制度，有助于提升监管的及时性和有效性。
责任编辑：石杏茹
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（编辑：王星）
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