三问管输定价新机制天然气行业能否迎来发展拐点？-北极星火力发电网

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输配气价新机制提出储气库费用，储气行业或迎新机遇。

8%的资产收益率在当前环境下恐难以大规模吸收社会资本。

75%的负荷率红线不足以使得三桶油开放管网第三方准入，油气改革仍任重道远。

10月12日，发改委发布《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)》，明确按照“准许成本加合理收益”的原则，以跨省管道运输企业法人为对象核定管道运价率。

根据文件要求，未来天然气管道运输的输配气价将主要由“准许成本”和“合理收益”以及一些税费组成，其中的“合理收益”明确为税后全投资收益率8%，这一收益率需要在管道负荷率达到75%时才能取得，在其他因素不变的情况下，如果负荷率低于75%，收益率将低于8%。两《办法》的出台标志着网络型自然垄断环节价格监管向精细化、制度化迈出实质性步伐。但在局部层面，仍有一些问题值得观望与思考。

>>>> 1、新的输配气价机制能否使得储气库行业成为独立的商业环节？

在输配气价的准许成本方面，文件规定，储气库、LNG接收站资产不计入有效资产，这标志着以后储气费和气价也将不再计入管输费。而在从前，储气库的成本是计入管输费的。这也是本次文件对原有制度的一次改变。

值得注意的是，这条规定很有可能开启中国储气库行业的一个全新时代。目前，储气库是世界主要国家重要的天然气调峰手段，相对于LNG调峰、气田调峰等其他常规调峰措施，其具有储气容量大、经济、不受气候影响、安全可靠、能合理调节用气不平衡等优点，因此成为了各国在地质条件允许下最主要的调峰方式。然而，与其他国家相比，中国储气库的发展却不尽人意。数据显示，目前，国际上天然气储气库的储存量/消费量普遍水平可达到15%，而中国2015年底则不到3%。

图：在中国2012年的天然气调峰量中，储气库调峰16%、LNG调峰24%、气田调峰28%、压减市场31%。储气库的发展短板暴露无遗。

尽管政府出台了一些指导意见，但目前仍有很多短板制约着储气库建设的追赶步伐。其中储气库盈利模式的扭曲无疑是最重要的因素之一：在目前天然气的管输价格中，虽然包含了储气库的建设费用，但却没有明确规定管输企业的储气责任。也就是说，无论管输企业有没有投资建设储气库，都可以从输配气价中收取包含了储气收入的管道运输费用，这种管输价格机制，使得储气库不像是一个独立的商业环节，更像是长输管道的附庸，这显然不能激发管输企业建设储气库的积极性（见下图）。

图：油气企业在现有的机制下缺乏建设储气库动力

在本次出台的文件中，随着储气库、LNG接收站资产不计入有效资产，储气费和气价也不再不计入管输费，这标志着政府很可能将会为储气库设计新的收益模式，而这无疑是一个关键的行业节点：如果储气库能够拥有新的盈利模式，成为一个独立的商业环节，从而能够有效调动企业投资建立储气库的积极性，并使得中国在国际大宗商品价格处于低位时尽力吸纳并储存油气，那对整个工业乃至全社会将会构成有效利好。然而节点的特点就是具有不确定性，储气库行业是否能够时来运转，仍需拭目以待。

原标题：三问管输定价新机制，天然气行业能否迎来发展拐点？

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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