天然气管输分区定价的历史背景、意义及对跨省跨区输电定价的启示

2022年，我国开始对跨省天然气管输价格实施分区定价、按路径形成价格的定价机制，并于2023年核定了四个价区的管输价格。实行分区定价有利于促进资源流动和天然气市场竞争、支持天然气管网发展、降低终端用气成本。跨省跨区输电与输气具有一定相似性，可以借鉴天然气分区定价，采用同一方向跨省跨区线路打捆定价。并在此基础上，推动输电定价逐步从一部制电量电价向一部制容量电价或两部制电价过渡。

（来源：中国电力 作者：姚力、赵茜、尤培培 指导专家：王能全）

一、我国天然气管输定价机制的历史沿革

天然气管输价格是天然气管道运输经营企业，通过管道向天然气经营企业或者用户提供输气服务的价格。改革开放以来，我国天然气管输定价机制改革大致分为四个阶段。

“统一定价”阶段（1978年至1984年）：采用一部制气量定价模式，根据用户实际输气量乘以运价来计算管输费用，运价参照铁路货运费率制定。一部制气量定价计算简单，易于被用户了解和接受，适用于天然气产业发展初期，但是随着管网规模化发展，容易造成用户负担不合理、管输能力无法充分利用等问题。

“一线一价”阶段（1984年至2016年）：根据经营期评价法①对新建的长输管线按照“一线一价”核定管输价格。1984年国家实行“拨改贷”“利改税”政策，之前由国家拨款建设的输气管道，管输价格仍由国家统一制定。之后建成的管道根据项目现金流收支平衡情况，分别确定管输价格。

“一企一价”阶段（2017年至2021年）：管输核价方法由经营期评价法调整为服务成本法，所有跨省管道以管输企业为单位分别核定运价率②。服务成本法按照“准许成本加合理收益”原则，通过核定准许成本、监管准许收益确定总准许收入，然后除以管道周转量确定管输运价率。2019年，国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）成立并全面接管原分属于“三桶油”的相关油气管道设施，“一企一价”以管输企业为单位核定价格的基础不再存在。

“分区定价”阶段（2022年至今）：国务院价格主管部门核定国家管网公司管输业务的总准许收入，并将其分配至西北、西南、东北及中东部四个价区，从而测算各价区管输运价率。2023年，国家首次核定四大价区运价率，西北是内陆国产气的重要产地和中亚进口管道气的途径地，运价率在四大价区中最低；西南由于地形地貌复杂、管道建设运维成本高，运价率为四大价区中最高。

纵观天然气管输定价机制的沿革，主要呈现出“两变两不变”的特点。变化的方面，一是从分管线、到分企业、再到分区域，管输价格的核定数量逐步减少，价格规则更加统一、管输费用更易结算，有助于推动管网向全社会用户公平开放，提高资源配置效率；二是天然气管输核价方法从和铁路货运费率挂钩、到经营期评价法、再到服务成本法，管输成本监审更为规范、监管力度不断加强。不变的方面，一是管输价格始终由政府统一核定，确保了价格稳定、控制垄断利润；二是一直沿用了按距离的一部制气量定价，有利于管输价格改革的平稳过渡。

二、天然气跨省管输分区定价的意义

实行分区定价机制主要具有以下三点意义。

一是形成了相对统一的管输价格标准，有利于促进资源流动和形成多元竞争的天然气市场。价区运价率乘以管输路径出入口间的运输距离，就可以计算出管输服务具体价格，易于理解、方便结算。简化运价率还为用户自主选择气源供应商和管输路径创造条件，促进气源间的“气气竞争”。

二是较高的准许收益率体现了对天然气管网发展的支持。“分区定价”办法中明确了8%的准许收益率，较“一企一价”办法中“准许收益率按管道负荷率不低于75%时取得8%投资回报”的要求进一步宽松。8%的准许收益率高出当前30年期国债收益率5个百分点以上，也高于跨省跨区输电工程5个百分点的资本金内部收益率。天然气管道建设前期投入大、回报周期长，较高的准许收益率能够提高管网公司的准许收入，一定程度上保障管道投资成本的回收。

三是大部分价区的管输价格有所下降，有利于降低终端用气成本。相较于“一企一价”办法，东北、西南运价率明显下降，西北基本持平，中东部管道有升有降，如图1所示。川气东送运价率下降28.5%，能够减少上海等地的川气使用成本。部分之前定价过高的管道大幅降价，例如东北价区的秦沈线、哈沈线、大沈线运价率下降了60.9%。

图 国家管网公司主要管道运价率

三、天然气跨省管输分区定价机制

对跨省跨区输电定价的启示

在分区定价基础上实行天然气管输两部制定价，将更加有利于优化管输资源配置、推动天然气管网高质量发展。一部制气量定价无法引导管网容量（管容）资源优化配置，在气源购销与管容预定间出现偏差时，可能发生管容不够和占而不用的情况。两部制定价③能够鼓励用户有效利用已经占用的管容，对于合理分配、高效使用管容具有重要意义，被美国、英国、日本等国采用。

我国跨区电力流向比较明确，西北、西南电力主要流向华东、华中，东北流向华北，送受电区域之间通常有多条同一方向的输电线路。2021年，国家发改委以发改价格规〔2021〕1455号印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，明确规定跨省跨区专项工程的输电价格由国务院价格主管部门逐项工程核定，实行一部制电量电价形式。虽然其中指出“送受端明确、潮流方向相对固定且基本一致的多条专项工程，可统一核定输电价格”，但目前尚未有开展的案例。可以借鉴天然气跨省管输分区定价，采用同一方向跨省跨区线路打捆定价，试点先行、逐步推开，并推动输电定价模式向一部制容量电价或两部制电价转变。

实行同一方向跨省跨区线路打捆定价有三点优势。一是统一的输电价格有利于统筹跨省跨区输电能力，解决线路输电效益“苦乐不均”的问题，支持全省、全区可再生能源外送消纳。二是跨省跨区输电价格选择和结算得到简化，送受端电力交易更加容易，能够促进电力市场竞争。三是核定的统一定价可以为新建跨省跨区输电工程提供价格参考，引导合理投资。

三峡送华东直流群具有输电方向高度一致、受端经济承受能力强等优点，建议作为打捆定价的先行试点。三峡送华东直流群包含“葛南、龙政、林枫、宜华”四条直流跨省跨区输电线路。首先，四条直流线路均是从湖北向华东的上海、江苏等地输电，投运时间长、运行情况稳定、输送电量大、利用效率高，实行打捆定价的风险较小。然后，都是主要输送清洁的三峡水电，具有跨省跨区输送可再生能源的价格改革示范效应。最后，受端省份经济发达、用电需求大，上海和江苏人均GDP在全国各省份中分别位列第二和第三，对电价改革的承受能力和接受程度较高。

内蒙古送华东的沙戈荒大基地外送通道未来也可纳入试点。“十四五”以来，国家积极推动“沙戈荒”大型新能源基地建设，2022年提出2030年规划风光基地总装机约4.55亿千瓦，外送3.15亿千瓦。目前初步规划了十项配套跨省跨区输电工程，其中有三项落点在华东④。考虑将内蒙古送华东的沙戈荒外送通道纳入试点，一是目前外送通道仍处于规划阶段，保障合理收益的沙戈荒大基地外送价格机制研究也正在同步开展，推进打捆定价机制的阻力较小；二是通道以输送风光新能源为主，作为试点能够为大规模跨省跨区输送新能源的核价积累经验、提供参考。

在同一方向跨省跨区线路打捆定价的基础上，输电定价逐步从一部制电量电价向一部制容量电价或两部制电价过渡。采用经营期电价方法核定一部制电量电价，工程的实际输电利用小时数决定了输电工程的投资效益。但受水、风、光等可再生能源发电存在波动性等因素影响，未来年输送电量存在较大不确定性。考虑到跨省跨区输电工程绝大部分成本为固定成本，仅线损为变动成本，宜采用相对稳定的成本回收方式，比如一部制容量电价和两部制电价。

总的来看，同一方向跨省跨区线路打捆定价对于促进可再生能源消纳、推动全社会能源转型具有重要意义。打捆定价能够提高可再生能源跨省跨区消纳的能力，提升可再生能源在电力消费中的占比；便于送受端电力交易，促进送端发电企业竞争；统筹通道成本收益核算，保障输电线路投资回收；在此基础上推动一部制容量电价和两部制电价，能够进一步挖掘输电通道能力、促进电网高质量发展。注：①经营期评价法是按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标。②天然气管输运价率是每一标准体积天然气的距离运费，单位是元/( 千立方米· 千米)。③天然气管输两部制定价是将管输费划分为固定管输费与变动管输费，固定管输费根据用户预订的管输能力收取而与实际输气量无关，变动管输费根据用户实际输气量收取。④分别是内蒙古库布齐沙漠基地送电上海工程、内蒙古沙漠基地送电江苏工程、内蒙古沙漠基地送电华东工程。