天然氣價改激勵第三方參與 地方割據或緻坐地起價

“現在一提天然氣管道獨立，各界都将矛頭指向中石油、中石化，實際上地方管網公司更加抵觸改革。”8月下旬，在北京舉行的一個天然氣管網改革内部讨論會上，一位中石油人士列出這樣的數據：中石油4000多公裡的西氣東輸一線的平均管輸費0.79元/立方米，但到用戶終端，省級管網500公裡加價超過0.6元/立方米。其中，天然氣隻是經過一個城市門站，收費就提高0.2元/立方米。

該人士認為，如果撇開了地方管網，天然氣的管道獨立隻是個假命題。

幾天後的8月31日，國家發改委發布《關于加強地方天然氣輸配價格監管降低企業用氣成本的通知》，直指一些地方仍然存在天然氣供氣環節過多、加價水平過高等問題，要求各地集中摸底和梳理天然氣的各環節加價，開展成本監審工作，減少供氣環節，整頓規範收費行為。

這一政策并不孤立。8月16日，發改委公布了《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》（以下簡稱《辦法》）和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》，對天然氣跨省管道明确了新的定價方式和标準。其中管道的收益率、折舊年限、輸氣損耗率等标準都和此前有較大變化。業内也預期，後期天然氣跨省管輸費可能出現小幅下調。

這些都表明，在天然氣改革的浪潮中，“三桶油”和地方管網都将納入，誰都難以置身事外。

跨省管道費有望降低

雖然油氣改革總方案《關于深化石油天然氣體制改革的若幹意見》還沒有公布，但天然氣中遊的官網價格改革已經先行。

《辦法》中明确提出，管道運輸業務的企業原則上應将管道運輸業務與其他業務分離。目前生産、運輸、銷售一體化經營的企業暫不能實現業務分離的，應當實現管道運輸業務财務核算獨立。

“中石油有專門的天然氣管道局，财務獨立并非難事。”前述中石油人士表示，中石油和中石化長期實行的是一體化的“捆綁式”經營，改革最主要應将天然氣輸配業務和下遊的銷售分開。

長期以來，跨省天然氣管道實行的是項目成本收益法，諸如西氣東輸、川氣東送這樣的主幹管道都是由政府定價，且為“單線單價”。

與現行的管理相比，《辦法》不再以單條管道為監管對象，對每條管道單獨定價，而是以管道運輸企業為監管對象，區分不同企業定價。另外，定價方法為“準許成本加合理收益”，并細化了價格成本核定的具體标準，規定了八類費用不得計入定價成本。

管道運輸定價成本由折舊及攤銷費、運行維護費構成。其中有三個數據值得關注，以3年為周期，将天然氣管道的收益率确定為8%，确定年度準許總收入，核定企業的管道運輸費用。

據了解，現行的收益率約為12%。同時，将管道資産的折舊年限提高至30年，而此前中石油和中石化的折舊年限分别是14年和20年。另外，将輸氣損耗率明确為0.2%，而此前中石油的這一數據約為0.2%~0.8%。

天然氣管道業務能為中石油、中石化提供穩定的現金流，在油氣行業務整體低迷的情況下，天然氣管道已經是石油企業為數不多的優良資産。

激勵管道向第三方開放

除了對天然氣輸配價格進行核定，《辦法》也為第三方公開準入以及天然氣行業體制機制改革創造了有利條件。按照要求，石油企業在測算管道運輸具體價格表後，應連同國務院價格主管部門制定的管道運價率，以及所有入口與出口的名稱、 距離等相關信息，通過企業門戶網站或指定平台向社會公開，同時抄報國務院價格主管部門。

另外也明确了天然氣管道負荷率低于75%的，按75%負荷率對應的氣量計算确定管道運價率。

中國現在的跨省天然氣管道主要是由“三桶油”投資建設并運營，這些管道基礎設施主要用于每個企業自己的天然氣輸送。但是不同企業、央企和地方之間管網的互聯互通比較少，向其他天然氣生産商、消費者、運輸商或貿易商等第三方開放更是困難重重。

明确計費規則，就為第三方企業準入提供了條件。有條件的企業在獲得了“過網費”的收費标準等信息之後，就可以向相關部門進行申請試用管道。而将管道負荷率定位75%，也能夠激勵達不到這一負荷的企業，積極向第三方放開管輸服務。

在上述中石油人士看來，核定天然氣輸配價格已經邁出了重要一步，但仍有一個問題值得關注，即《辦法》中沒有對地下儲氣庫進行單獨核價，這将不利于地下儲氣庫的建設。

2015年12月持續到2016年1月，北京市出現了天然氣短缺現象，北京市政不得不采取“限量保供”的應急措施，并一度暫停了工業企業生産用天然氣。

“這是一種‘技術性’氣荒，國内天然氣供應這兩年是比較充足，實際上并不是天然氣真正出現了短缺。”該人士解釋稱，天然氣管道距離長、天然氣使用量在季節和每天的時間段都存在差異，這就需要調峰設施及應急系統對天然氣進行調峰，保證用氣高峰時的管道壓力。在國内，天然氣調峰設施以地下儲氣庫為主，其具有建設成本低、儲量規模大、技術成熟的特點，此外儲氣設施還有LNG儲氣調峰站以及地上儲氣罐等。

現在，中國的儲氣庫“打包”在石油企業的天然氣管道建設費用中。

據了解，美國的地下儲氣庫庫容1900億立方米，形成的調峰量為1100億立方米，調峰能力占到了消費量的15%以上。而且美國由于有峰谷氣價，在用氣高峰價格高，儲氣庫中剩餘的800億立方米就可以進行套現盈利。

但在中國，地下儲氣庫庫容為150億立方米，有效庫容約為60億立方米，占到天然氣消費量的3%，調峰能力嚴重不足。

該人士認為，由于中國沒有調峰氣價機制，這次《辦法》中也沒有對儲氣庫進行核價，預計未來企業建設調峰設施的積極性比較低，區域、季節氣荒難以有效解決。

地方割據成改革難點

在國家發改委明确将對天然氣輸配價格核定之後，不少從業者質疑認為，隻對跨省管道進行核定，不應忽視占全國27%的省級支幹管道。

半個月之後，國家發改委對于地方天然氣輸配價格的通知下發。要求各地發改委和物價局全面梳理天然氣各環節價格，厘清氣源價格（購進價格）、省内管道運輸價格、配氣價格和銷售價格。

同時，加強對省内管道運輸價格和配氣價格監管，及時開展成本監審，合理确定折舊年限、供銷差率、職工薪酬等成本參數，對輸配價格偏高的要适當降低。

其中還包括了減少供氣環節、取消不合法合規的收費項目，并建立長效監管機制。

按照要求，各地發改委、物價局要在2016年年底前将有關落實情況、取得的成效及問題建議彙報給國家發改委價格司。
天然氣輸配價格核定，從中央走向地方，地方燃氣企業都被推至改革的“風口”。

中國石油大學工商管理學院教授劉毅軍告訴《中國經營報》記者，中央對于監管“三桶油”的天然氣輸配價格操作起來并不難，難點就在于大大小小的地方燃氣企業。所以國家發改委先發布上述通知，協調地方集中開始進行成本監審工作。

“從一些地方的天然氣銷售價格上看，區域管網的輸配價格仍有較大的下調空間，特别是配氣環節要進行規範。”劉毅軍認為，地方天然氣管網投資建設情況複雜，投資主體多元，建設規模和時間也有較大差異，地方企業的利益訴求會更加複雜，所以地方天然氣輸配價格核定工作會比較困難。

由于涉及到特許權經營，地方燃氣企業多壟斷了下遊銷售環節，“坐地起價”、高價捆綁銷售燃氣設備、收取低于市場的安裝費材料費等诟病長期存在。

根據能源機構安迅思的數據，國内省級天然氣管輸價格多為每立方米0.25元~0.5元，除了輸氣費外，還有終端燃氣的配氣費。以浙江省的工業天然氣銷售價格成本組成為例，氣源價格占39%，國網的管輸費占24.79%，省網管輸費占5.41%，城市配氣費占30.76%。

今年4月份以來，廣東、浙江等省份已經開始下調天然氣輸配價格，為工業企業降低成本。

“國家發改委的文件剛剛公布，地方還處于摸底、征求意見階段，并不意味着輸氣價格馬上就會下調。”陝天然氣董秘辦人士表示，2015年9月，陝西省物價局已經出台文件将全省非居民用氣管輸費平均降低10%，預計今年再次下降的可能性小。

陝天然氣是陝西省目前唯一的天然氣管道運營商，主要業務是陝西省的天然氣管網運營以及下遊分銷，其中天然氣輸送業務占比九成。

“地方天然氣的輸配價格中央管不着，也很難管。”一位不願具名的天然氣人士認為，國家發改委隻是提出了指導意見，其中“适當降低”并沒有明确标準，這可能給地方操作“開口子”。