基于“成本+收益”原則的原油管道管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制研究

余磊 皇甫建華 李國(guó)良 陳曉平 蔣璐朦

摘要：基于“管住中間，放開(kāi)兩頭”的發(fā)展思路，我國(guó)原油管道建設(shè)和運(yùn)營(yíng)不斷向市場(chǎng)化方向改革。管輸費(fèi)作為原油價(jià)格的主要構(gòu)成要素，其定價(jià)機(jī)制是上游油源和管道公司之間效益平衡的重要手段，決定了管道獨(dú)立運(yùn)營(yíng)和市場(chǎng)化改革的效果?；凇俺杀?收益”的原則和管道項(xiàng)目的整體性與異質(zhì)性，獨(dú)立型管道側(cè)重經(jīng)營(yíng)性管輸收益最大化，而一體化管道更側(cè)重服務(wù)性整體效益最大化。根據(jù)中哈、中緬及乍喀等原油管道案例，厘清了“一部制”管輸費(fèi)與“兩部制”管輸費(fèi)的模塊化構(gòu)成、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估及適用條件。其中，“兩部制”管輸費(fèi)既能通過(guò)協(xié)議輸量保障投資穩(wěn)定與快速回收，又能與國(guó)際油價(jià)、原油輸量等外部性因素掛鉤而消除內(nèi)生性風(fēng)險(xiǎn)，突破了“一部制”的應(yīng)用瓶頸。根據(jù)東非烏干達(dá)原油管道算例分析，發(fā)現(xiàn)相較于“一部制”，“兩部制”管輸定價(jià)模式的平均管輸費(fèi)更低，并據(jù)此提出在“負(fù)油價(jià)”經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)下，基于外部因素的“兩部制”模式將是管輸環(huán)節(jié)的應(yīng)用重點(diǎn)與改革方向。

關(guān)鍵詞：管輸費(fèi);定價(jià)機(jī)制;一部制;兩部制;原油管道

中圖分類號(hào)：F40722;TE322

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-5595（2021）03-0009-09

一、引言

基于“管住中間，放開(kāi)兩頭”的管網(wǎng)分離改革思路，2019年12月9日國(guó)家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司（以下簡(jiǎn)稱“管網(wǎng)公司”）應(yīng)聲落地，主要負(fù)責(zé)油氣管道建設(shè)與管輸運(yùn)營(yíng)業(yè)務(wù)，從中獲取服務(wù)性收益。其中，管輸費(fèi)作為原油價(jià)格體系的基礎(chǔ)參數(shù)，是輸油成本與管道營(yíng)業(yè)收入的關(guān)鍵構(gòu)成要素，并且能決定原油的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力。合理的管輸費(fèi)定價(jià)能夠有效調(diào)節(jié)“產(chǎn)-運(yùn)-銷(xiāo)”全產(chǎn)業(yè)鏈中的收益流向，保障原油管道投資的穩(wěn)定回收與多元主體的合理收益。在原油管道市場(chǎng)化改革進(jìn)程中，為保障能源穩(wěn)定供應(yīng)并實(shí)現(xiàn)管網(wǎng)規(guī)模效益，我國(guó)原油管道建設(shè)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)張。截至2019年年底，我國(guó)海外投資運(yùn)營(yíng)的原油管道里程已達(dá)8 597公里，國(guó)內(nèi)原油管道里程高達(dá)29 000公里。[1]但由于價(jià)格理論研究滯后，管道建設(shè)的外生性擴(kuò)張放大了定價(jià)模式單一的內(nèi)生性不足，而管輸費(fèi)是管道運(yùn)營(yíng)的唯一收入來(lái)源，管輸定價(jià)機(jī)制短板容易弱化上游托運(yùn)與股東參建的積極性，影響原油行業(yè)的市場(chǎng)化進(jìn)程。因此，梳理原油管道管輸費(fèi)模式進(jìn)而完善定價(jià)機(jī)制理論框架，是實(shí)現(xiàn)管道投資多樣化回收與商務(wù)策略優(yōu)化、推動(dòng)管網(wǎng)體系市場(chǎng)化改革與獨(dú)立化運(yùn)營(yíng)的必然要求。

隨著原油需求持續(xù)走高，作為市場(chǎng)化運(yùn)行與管網(wǎng)獨(dú)立的有效保障，管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制逐漸成為國(guó)內(nèi)外學(xué)者的重點(diǎn)關(guān)注領(lǐng)域。[2]歐盟和美國(guó)分別設(shè)置了OFGAS（Office of Gas Supply）和FERC（Federal Energy Regulatory Commission）等機(jī)構(gòu)監(jiān)督管輸費(fèi)定價(jià)，同時(shí)基于“成本+收益”原則，實(shí)行“兩部制”管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制，且充分考量了運(yùn)距因素影響。[3-6]而我國(guó)在由行業(yè)主管部門(mén)核定管輸費(fèi)到價(jià)格主管部門(mén)統(tǒng)一定價(jià)、再到門(mén)站價(jià)格的演化歷程中，管輸費(fèi)定價(jià)客體逐步由下游轉(zhuǎn)移至上游，實(shí)現(xiàn)了管道收益率法定約束并確立了“一部制”定價(jià)機(jī)制。[7]例如，中緬（緬甸皎漂—中國(guó)貴州）原油管道基于項(xiàng)目現(xiàn)金流折現(xiàn)，根據(jù)固定內(nèi)部收益率反算管輸費(fèi)[8];中哈（哈薩克斯坦阿特勞—中哈邊界阿拉山口）原油管道綜合了運(yùn)距系數(shù)，在“一部制”管輸費(fèi)的基礎(chǔ)上實(shí)行“一票制”定價(jià)[9]。然而由于管道的巨額建設(shè)投資與客觀輸量偏差，根據(jù)設(shè)計(jì)輸量測(cè)算的“一部制”管輸費(fèi)定價(jià)容易影響輸送效率且不利于投資的穩(wěn)定高效回收。[10]因此，基于“一部制”的定價(jià)缺陷，結(jié)合成本回收的構(gòu)成和期限，乍喀（乍得—喀麥?。┰凸艿啦捎糜扇萘抠M(fèi)（包括股東投資、股東收益、債務(wù)資金、債務(wù)利息等費(fèi)用回收）和流量費(fèi)（運(yùn)營(yíng)成本回收）構(gòu)成的“兩部制”管輸費(fèi)模式。[11]“兩部制”通過(guò)容量費(fèi)、流量費(fèi)分部回收固定成本和變動(dòng)成本，其中容量費(fèi)采用“照付不議”的形式回收，與協(xié)議輸量相關(guān)，與實(shí)際輸量無(wú)關(guān)，避免了由于輸量不穩(wěn)定導(dǎo)致的投資回收風(fēng)險(xiǎn)，保障了投資回收效率，因此“兩部制”逐漸成為主流模式。[12-13]

目前已有研究主要集中在原油管道管輸費(fèi)模式的具體應(yīng)用上，缺乏對(duì)管輸費(fèi)模式的系統(tǒng)梳理和適用條件分析，在定價(jià)機(jī)制理論方面的研究尚不足。定價(jià)機(jī)制研究的滯后限制了管輸費(fèi)的選擇空間與應(yīng)用范圍，導(dǎo)致管輸費(fèi)模式設(shè)計(jì)缺乏理論依據(jù)，管輸環(huán)節(jié)成本居高不下。隨著原油能源戰(zhàn)略地位不斷提高，管道公司亟需系統(tǒng)梳理管輸費(fèi)模式，完善價(jià)格體系框架，進(jìn)而推動(dòng)市場(chǎng)化改革進(jìn)程。因此，本文基于獨(dú)立型和一體化管道視角，厘清管輸費(fèi)的構(gòu)成、定位及功能，對(duì)比“一部制”與“兩部制”管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制，分析不同模式的使用風(fēng)險(xiǎn)及適用條件，并結(jié)合算例探究二者的成本回收效率與應(yīng)用效果，從而有針對(duì)性地提出管輸定價(jià)的建議，實(shí)現(xiàn)原油管道投資的穩(wěn)定回收和管輸環(huán)節(jié)的高效運(yùn)行。

二、管輸費(fèi)構(gòu)成及原理

原油管道既為多元化油源主體提供壟斷性、競(jìng)爭(zhēng)性、非排他性的原油有償輸送服務(wù)，也為下游居民、企業(yè)等終端用戶提供來(lái)油渠道，是連接上游生產(chǎn)和下游銷(xiāo)售的紐帶，且受到政府監(jiān)管，呈現(xiàn)出明顯的公共資源屬性，其“產(chǎn)-運(yùn)-銷(xiāo)”體系如圖1所示。而管輸費(fèi)作為原油管道的唯一收入來(lái)源，既要保障管道項(xiàng)目投資與運(yùn)營(yíng)成本的穩(wěn)定回收，又要調(diào)節(jié)原油市場(chǎng)主體間的利益流向與分配，是管輸環(huán)節(jié)的關(guān)鍵因素。合理的管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制有利于管輸環(huán)節(jié)規(guī)模經(jīng)濟(jì)和范圍經(jīng)濟(jì)最大化，進(jìn)而反哺上游環(huán)節(jié)發(fā)展，最后形成良性循環(huán)。管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制綜合了投融資、運(yùn)營(yíng)成本及收益等多元因素，因此厘清管輸費(fèi)構(gòu)成及原理是保障合理與有效定價(jià)的前提。

（一）管輸費(fèi)構(gòu)成

管輸費(fèi)是指基于“成本+收益”原則，在原油運(yùn)輸過(guò)程中由管道公司向上游收取的服務(wù)性成本費(fèi)用，主要由投資成本、運(yùn)營(yíng)成本及合理收益構(gòu)成（如圖2所示）。

（1）投資成本是指原油管道建設(shè)期間發(fā)生的資本金投入及金融機(jī)構(gòu)借貸投入，具體包括股東直接投資、政府及商業(yè)銀行貸款、國(guó)際金融機(jī)構(gòu)貸款、出口信貸等。原油管道項(xiàng)目投資體量巨大，是影響管輸費(fèi)的主要因素。（2）運(yùn)營(yíng)成本是

指原油管道投產(chǎn)運(yùn)行后所發(fā)生的除折舊費(fèi)用外的作業(yè)成本和管理成本，具體包括動(dòng)力燃料費(fèi)、人員費(fèi)用、損耗費(fèi)用、修理費(fèi)用、其他運(yùn)營(yíng)費(fèi)用、無(wú)形資產(chǎn)攤銷(xiāo)、其他管理費(fèi)及安保費(fèi)用等。（3）合理收益是指評(píng)價(jià)期內(nèi)原油管道項(xiàng)目逐年現(xiàn)金流入與現(xiàn)金流出構(gòu)成的凈現(xiàn)金流應(yīng)實(shí)現(xiàn)既定的內(nèi)部收益率。其中，現(xiàn)金流入主要包括管輸服務(wù)的營(yíng)業(yè)收入、固定資產(chǎn)余值及流動(dòng)資金回收;現(xiàn)金流出主要包括項(xiàng)目資本金、流動(dòng)資金支出、債務(wù)本金償還及利息支出、經(jīng)營(yíng)成本、營(yíng)業(yè)稅金及所得稅。現(xiàn)金流入與現(xiàn)金流出的差額即為當(dāng)年凈現(xiàn)金流。

（二）管輸費(fèi)原理

基于管道項(xiàng)目的整體性與異質(zhì)性，原油管道主要分為獨(dú)立型管道和一體化管道。其中，獨(dú)立型管道是指管道公司完全獨(dú)立于上游油源，二者自負(fù)盈虧且互不影響;一體化管道是指管道公司與上游油源存在股權(quán)交叉，雙方共同追求原油行業(yè)“產(chǎn)-運(yùn)-銷(xiāo)”體系的整體效益最大化。由于管輸費(fèi)的本質(zhì)是管道攫取上游一定比例的原油收益，管道公司的獨(dú)立程度會(huì)影響管輸費(fèi)的收益調(diào)節(jié)方向，因此本文將分別從獨(dú)立型和一體化視角探究管輸費(fèi)原理。

1.獨(dú)立型管道的“混合策略博弈”

獨(dú)立型管道是指管道公司與上游油源完全獨(dú)立，基于“理性經(jīng)濟(jì)人”假設(shè)，管道公司與上游油源都會(huì)選擇不同策略實(shí)現(xiàn)自身利益最大化，且二者策略均構(gòu)成對(duì)立型策略集，其中上游油源的策略集為{接入，不接入}，管道公司的策略集為{準(zhǔn)許，拒絕}。基于信息不對(duì)稱的市場(chǎng)性質(zhì)，上游油源與管道公司將隨機(jī)選擇策略，且要保證自身策略選擇使對(duì)方無(wú)法進(jìn)行策略針對(duì)，屬于“混合策略博弈”。假設(shè)管道公司選擇“準(zhǔn)許”策略的概率為x1，選擇“拒絕”策略的概率為x2;上游油源選擇“接入”策略的概率為y1，選擇“不接入”策略的概率為y2。

假設(shè)在運(yùn)營(yíng)期N年內(nèi)，上游油源的原油勘探開(kāi)采成本為Z，年管輸費(fèi)成本為Y，年原油銷(xiāo)售收入為X，管道公司管道建設(shè)投資為I，運(yùn)營(yíng)期僅考慮管輸服務(wù)的現(xiàn)金流入（即管輸費(fèi)收入）為Y1，現(xiàn)金流出為T(mén)，市場(chǎng)利率為i。由于上游油源的管輸成本即為管道管輸收入，可得Y1=Y。因此，當(dāng)上游油源申請(qǐng)“接入”管道且管道公司“準(zhǔn)許”時(shí)，上游油源與管道公司逐年收益分別為W1=X-Y-Z/N與W2=Y-T。當(dāng)上游油源“不接入”或管道公司“拒絕”時(shí)，由于前期勘探開(kāi)采及管道建設(shè)的沉沒(méi)成本，上游油源收益均為W3=-Z，管道公司收益均為W4=-I。而當(dāng)上游油源“不接入”且管道公司“拒絕”時(shí)，上游油源和管道投資的期望收益低于機(jī)會(huì)成本，表明項(xiàng)目不具有經(jīng)濟(jì)性，上游油源與管道公司均不參與項(xiàng)目投資，不會(huì)發(fā)生資本支出，因此獲取資本的基礎(chǔ)收益（即機(jī)會(huì)成本）W5=iZ與W6=iI。各種不同策略選擇下，上游油源與管道公司的收益組合見(jiàn)表1。

在混合策略博弈中，上游油源的策略選擇y1與y2應(yīng)使管道公司選擇x1與x2策略的期望收益相等，且策略概率之和為1。

x1X-Y-ZN+x2（-Z）=x1（-Z）+x2（iZ）x1+x2=1

x1=Z（1+i）X-Y+Z2+i-1N

x2=X-Y+Z1-1NX-Y+Z2+i-1N（1）

即上游油源的策略選擇集合為

x1=Z（1+i）X-Y+Z2+i-1N，x2=X-Y+Z1-1NX-Y+Z2+i-1N。

同理，管道公司的策略選擇x1與x2應(yīng)使上游油源選擇y1與y2策略的期望收益相等。

y1（Y-T）+y2（-I）=y1（-I）+y2（iI）

y1+y2=1 ?y1=（1+i）I（2+i）I+Y-Ty2=I+Y-T（2+i）I+Y-T（2）

即管道公司的策略選擇集合為y1=（1+i）I（2+i）I+Y-T，y2=I+Y-T（2+i）I+Y-T。此時(shí)，雙方均無(wú)法通過(guò)單獨(dú)改變隨機(jī)選擇的概率分布來(lái)提高期望收益，實(shí)現(xiàn)了混合策略博弈的納什均衡。在管道投資I與現(xiàn)金流出T保持不變的前提下，當(dāng)管輸費(fèi)Y越高時(shí)，x1越高且y1越低，管道公司收益率越高從而更傾向于準(zhǔn)許，上游油源管輸成本增加從而更傾向于不接入，與經(jīng)驗(yàn)相符。

在工程實(shí)踐中，為保障收益最大化或損失最小化，上游油源和管道公司在保障正向收益前提下會(huì)追求利益最大化。但由于原油先開(kāi)采后運(yùn)輸，管道建設(shè)滯后于原油勘探開(kāi)發(fā)，導(dǎo)致“混合策略博弈”中上游處于被動(dòng)地位。因此，當(dāng)上游油源完成勘探開(kāi)發(fā)后，即使運(yùn)營(yíng)期間逐年收益為負(fù)，但只要滿足X-Y>0，上游也會(huì)選擇接入管道進(jìn)行原油“運(yùn)-銷(xiāo)”，從而彌補(bǔ)前期的沉沒(méi)成本。因此，當(dāng)管輸費(fèi)滿足式（3）約束時(shí)，{接入，準(zhǔn)許}是“混合策略博弈”的納什均衡解。

X-Y>0Y-T>0 T

其中，維持管道公司的年現(xiàn)金支出T為管輸費(fèi)收入下限，上游的原油銷(xiāo)售收入X為管輸費(fèi)收入上限。然而由于管輸環(huán)節(jié)的壟斷性，獨(dú)立型管道管輸費(fèi)更傾向于資本金投資與運(yùn)營(yíng)成本快速回收，這增強(qiáng)了管道公司實(shí)行上限管輸費(fèi)的利己動(dòng)機(jī)，因此實(shí)踐中管輸環(huán)節(jié)受到政府監(jiān)管并提前規(guī)定內(nèi)部收益率，進(jìn)而保證管輸費(fèi)的合理取值。

2.一體化管道的整體收益最大化

由于一體化管道在管道公司與上游油源之間存在股權(quán)交叉，{接入，準(zhǔn)許}策略組合是實(shí)現(xiàn)整體收益最大化的必然選擇。但由于股權(quán)占比不同，整體收益受原油銷(xiāo)售收益與管輸收益等多元因素影響。假設(shè)α表示上游油源股份占比，β表示管道公司股份占比，且收益按股權(quán)比例分配，則整體收益滿足式（4）約束。

maxW（α，β，Y）=αW1+βW2=αX-ZN-βT+（β-α）Y

s.t. W1=X-Y-ZNW2=Y-T? （4）

當(dāng)上游油源股權(quán)占比為0時(shí)，整體收益最大化即追求獨(dú)立型管道的管輸收入最大化;當(dāng)管道公司股權(quán)占比為0時(shí)，整體收益最大化即追求管輸費(fèi)成本最小化;當(dāng)上游油源與管道公司股權(quán)占比均非0時(shí)，整體收益為股權(quán)占比與管輸費(fèi)的非線性函數(shù)。因此，一體化管道管輸費(fèi)更傾向于收益的調(diào)節(jié)分配，協(xié)同上游油源與管道公司實(shí)現(xiàn)收益最大化。

三、管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制

原油管道基于“成本+收益”原則進(jìn)行管輸定價(jià)，但由于管道建設(shè)屬于資本密集型產(chǎn)業(yè)，前期建設(shè)投資體量巨大，因此投資成本回收是管道運(yùn)營(yíng)效率與效益的基礎(chǔ)保障。根據(jù)管道投資回收效率，國(guó)際原油管道管輸費(fèi)定價(jià)主要分為“一部制”與“兩部制”管輸費(fèi)模式（如圖3所示），且目前逐步由“一部制”向“兩部制”管輸費(fèi)過(guò)渡。

（一）“一部制”管輸費(fèi)

“一部制”管輸費(fèi)指不區(qū)分成本類型，一次性回收評(píng)價(jià)期內(nèi)的資本金投資及回報(bào)、債務(wù)本金及利息、運(yùn)營(yíng)成本等所有費(fèi)用支出，結(jié)合現(xiàn)金流折現(xiàn)法并按設(shè)計(jì)輸量反算的管輸費(fèi)定價(jià)模式。為保障實(shí)現(xiàn)基準(zhǔn)內(nèi)部收益率，原油管道根據(jù)實(shí)際運(yùn)營(yíng)情況定期（3～5年）調(diào)節(jié)管輸價(jià)格?；谶\(yùn)距系數(shù)差異，主要分為平均管輸費(fèi)與單位管輸費(fèi)。

（1）平均管輸費(fèi)是指原油管輸環(huán)節(jié)中運(yùn)距不變，根據(jù)逐年管輸量與成本支出反算的管輸費(fèi)，呈現(xiàn)“單入口—單出口”特征。

F1=∑nt=1（COt-Rt-St-Wt）（1+ic）-t∑nt=1Qt（1+ic）-t? （5）

式中：F1為基準(zhǔn)收益率下的平均管輸費(fèi);COt為第t年管道公司總成本支出，包括固定成本和變動(dòng)成本;Rt為管道運(yùn)營(yíng)補(bǔ)貼收入;St為固定資產(chǎn)余值回收;Wt為流動(dòng)資金回收;ic為項(xiàng)目基準(zhǔn)收益率;Qt為第t年管道實(shí)際輸量或調(diào)整輸量;n為原油管道評(píng)價(jià)期，包括建設(shè)期與運(yùn)營(yíng)期。

（2）單位管輸費(fèi)是指基于原油管道注入點(diǎn)與分輸點(diǎn)間的運(yùn)距參數(shù)，根據(jù)逐年單位周轉(zhuǎn)量（管輸量與運(yùn)距乘積）與成本支出反算的管輸費(fèi)，呈現(xiàn)“（多）入口—（多）出口”特征。

F2=∑nt=1（COt-Rt-St-Wt）（1+ic）-t∑nt=1∑mk=1Qk×Lkt（1+ic）-t? （6）

式中：F2為基準(zhǔn)收益率下的單位管輸費(fèi);Qk為第k（k=1，2，3…m）個(gè)“注入點(diǎn)—分輸點(diǎn)”的實(shí)際輸量或調(diào)整輸量;Lk為第k（k=1，2，3…m）個(gè)“注入點(diǎn)—分輸點(diǎn)”的運(yùn)輸距離。

基于“一部制”的平均管輸費(fèi)，中緬原油管道分段運(yùn)營(yíng)管理，管道公司采用“郵票制”管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制（單位管輸費(fèi)）。但是，“郵票制”管輸費(fèi)模式下運(yùn)距較長(zhǎng)的注入點(diǎn)管輸費(fèi)過(guò)高，不利于上游油源接入而影響管輸效率。因此中哈原油管道制定了“一票制”管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制（平均管輸費(fèi)），即管道全線實(shí)行統(tǒng)一管輸費(fèi)率，降低平均管輸價(jià)格從而吸引上游油源接入，以保障管道公司投資的穩(wěn)定回收。

（二）“兩部制”管輸費(fèi)

“兩部制”管輸費(fèi)是指基于原油管道評(píng)價(jià)期內(nèi)協(xié)議輸量（預(yù)定管容量）與實(shí)際輸量，通過(guò)容量費(fèi)與流量費(fèi)分別回收固定成本與變動(dòng)成本，現(xiàn)金流折現(xiàn)法反算的管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制。其中，容量費(fèi)是指基于協(xié)議輸量回收管道投資、債務(wù)本金及利息等固定成本，與實(shí)際輸量無(wú)關(guān)，但單位容量費(fèi)與實(shí)際輸量成反比;流量費(fèi)是指基于實(shí)際輸量回收管道逐年的運(yùn)營(yíng)成本，與實(shí)際輸量成正比，但單位流量費(fèi)與實(shí)際輸量無(wú)關(guān)。

∑nt=1（P1t×Q1t+P2t×Q2t-CO1t-CO2t）（1+ic）-t=0? （7）

式中：P1t為第t年容量費(fèi);Q1t為第t年上游油源與管道公司的協(xié)議輸量;P2t為第t年管道流量費(fèi);Q2t為第t年上游油源的實(shí)際輸量;CO1t為第t年的固定成本，包括資本金投資回收與回報(bào)、債務(wù)本金及利息回收;CO2t為第t年管道運(yùn)營(yíng)的變動(dòng)成本;ic為基準(zhǔn)收益率;n為原油管道評(píng)價(jià)期。由于國(guó)際油價(jià)與實(shí)際輸量的不確定性，“兩部制”管輸費(fèi)可與國(guó)際油價(jià)、上游產(chǎn)量等外生性變量掛鉤，消除管輸價(jià)格的內(nèi)生性波動(dòng)。

1.與外部因素?zé)o關(guān)的“兩部制”管輸費(fèi)

以乍喀跨境原油管道為例，其線路全長(zhǎng)1 081千米，管徑762毫米，建設(shè)期為2000年10月至2003年6月，運(yùn)營(yíng)期為25年，投產(chǎn)后設(shè)計(jì)輸量為25萬(wàn)桶/日（約1 200萬(wàn)噸/年），投資高達(dá)22億美元。乍喀管道將管輸成本分為資本金投資與回報(bào)、債務(wù)本金與利息、運(yùn)營(yíng)成本。根據(jù)“兩部制”管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制，分別用固定容量費(fèi)Y1t、變動(dòng)流量費(fèi)Y2t與調(diào)節(jié)管輸費(fèi)Y3t協(xié)同保障成本高效回收并實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定收益。

Yt=Y1t+Y2tQt+Y3t

Y1t=IN1+I-∑n1t=1IN1t-1i1+CrN2+? C-∑n2t=1CrN2t-1i2

Y2t=CO&M

Y3t=∑n3t=1（COt-CIt）（1+ic）-t∑n3t=1Qt（1+ic）-t? （8）

式中：I為管道資本金投資;N1為資本金投資回收年限;i1為資本金投資收益率;Cr為管道債務(wù)本金（忽略短期貸款與流動(dòng)資金貸款）;N2為債務(wù)本金還款年限（等額本金）;i2為借款利率;CO&M為管道逐年運(yùn)營(yíng)成本;COt為評(píng)價(jià)期內(nèi)管道現(xiàn)金流出;CIt為評(píng)價(jià)期內(nèi)除管輸費(fèi)外的現(xiàn)金流入;ic為評(píng)價(jià)期管道基準(zhǔn)收益率;Qt為逐年管輸量。

管道投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)后，固定容量費(fèi)主要回收資本金投資與回報(bào)、債務(wù)本金及利息。運(yùn)營(yíng)期內(nèi)按規(guī)定年限逐年回收等額的資本金投資與債務(wù)本金，同時(shí)基于第t-1年中未回收的資本金投資與債務(wù)本金分別測(cè)算投資回報(bào)與債務(wù)利息，在第t年中一并回收。變動(dòng)流量費(fèi)主要回收管道每年維持正常運(yùn)輸及維修所發(fā)生的運(yùn)營(yíng)成本支出。同時(shí)，基于評(píng)價(jià)期逐年的現(xiàn)金流入與現(xiàn)金流出反算調(diào)節(jié)管輸費(fèi)，從而保障評(píng)價(jià)期內(nèi)原油管道實(shí)現(xiàn)既定內(nèi)部收益率。而調(diào)節(jié)管輸費(fèi)與單位管輸量的固定容量費(fèi)和變動(dòng)流量費(fèi)則共同構(gòu)成了單位管輸費(fèi)，其中固定容量費(fèi)與協(xié)議輸量相關(guān)，變動(dòng)流量費(fèi)和調(diào)節(jié)管輸費(fèi)與實(shí)際輸量相關(guān)。

2.與外部因素相關(guān)的“兩部制”管輸費(fèi)

根據(jù)管輸費(fèi)定價(jià)原理，原油銷(xiāo)售收入是管輸費(fèi)成本的上限取值。由于國(guó)際油價(jià)存在不確定性，當(dāng)油價(jià)處于低位時(shí)，管輸費(fèi)只能下降以保障上游油源接入的可行性;當(dāng)油價(jià)處于高位時(shí)，管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制的滯后性會(huì)影響管道投資回收效率，導(dǎo)致管道公司運(yùn)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)系數(shù)較高。因此，“兩部制”管輸費(fèi)統(tǒng)籌兼顧上游油源與管道公司的利益調(diào)節(jié)與風(fēng)險(xiǎn)分擔(dān)，結(jié)合外部因素設(shè)置管輸費(fèi)取值的上下限，可保障管道投資的有效回收。

P1=P1t+P2t

s.t. ∑nt=1（P1t×Q1t+P2t×Q2t-CO1t-CO2t）

（1+ic）-t=0

Pa

式中：P1t為第t年容量費(fèi);Q1t為第t年上游

油源與管道公司的協(xié)議輸量;P2t為第t年管道流量費(fèi);Q2t為第t年上游油源的實(shí)際輸量;CO1t為第t年的固定成本;CO2t為第t年管道運(yùn)營(yíng)的變動(dòng)成本;ic為基準(zhǔn)收益率;n是原油管道評(píng)價(jià)期;Pa為上游油源與管道公司商定的管輸費(fèi)下限;Pb為管輸費(fèi)上限。

為規(guī)避市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)，管輸價(jià)格P1通過(guò)設(shè)置上下限實(shí)現(xiàn)上游油源與管道公司的市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)。其中，Pb為管輸費(fèi)上限，Pa為管輸費(fèi)下限。當(dāng)油價(jià)較高時(shí)，上游油源讓利給管道公司從而加快管輸成本回收，但是規(guī)定了回收上限Pb;當(dāng)油價(jià)較低時(shí)，通過(guò)確定管輸成本回收的最低下限Pa來(lái)減緩管輸成本回收，從而確保上游油源利益（如圖4所示）。因此，基于國(guó)際油價(jià)的管輸費(fèi)能夠平衡上游油源和管道公司的收益，防止收益過(guò)度傾斜，降低了上游油源與管道公司外部性風(fēng)險(xiǎn)。但是，當(dāng)國(guó)際油價(jià)長(zhǎng)期處于低位時(shí)，管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制與油價(jià)掛鉤會(huì)影響管道成本回收效率，降低管道建設(shè)與運(yùn)行的積極性。

同理，上游原油輸量是單位管輸費(fèi)的測(cè)算基礎(chǔ)。當(dāng)上游油源產(chǎn)能下降時(shí)，管道單位管輸費(fèi)升高，不利于上游油源接入從而影響管道投資回收;當(dāng)上游油源產(chǎn)能較高時(shí)，管道單位管輸費(fèi)降低從而不利于管道高效運(yùn)營(yíng)，因此需設(shè)置管輸費(fèi)取值的上下限以保障投資的穩(wěn)定回收。而在項(xiàng)目實(shí)踐中，一般以設(shè)計(jì)輸量作為上游油源與管道公司間的協(xié)議輸量總量，避免了上游油源產(chǎn)能過(guò)高導(dǎo)致的外部性風(fēng)險(xiǎn)。

3.基于“兩部制”管輸費(fèi)的衍生思考

管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制的核心思想是實(shí)現(xiàn)合理收益的同時(shí)盡可能地降低管輸單價(jià)，即一方面保障管道公司實(shí)現(xiàn)既定的內(nèi)部收益率，另一方面降低上游油源的管輸成本，實(shí)現(xiàn)整體效益最大化。而在現(xiàn)行的管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制下，“一部制”管輸費(fèi)將整體項(xiàng)目成本平均回收;“兩部制”管輸費(fèi)則在“一部制”模式基礎(chǔ)上提出了管道成本分塊回收的理念，將投資與協(xié)議輸量掛鉤后單獨(dú)回收，避免由于上游資源不足而導(dǎo)致管道效益受損。因此，未來(lái)管輸費(fèi)模式的設(shè)計(jì)及優(yōu)化，應(yīng)基于“兩部制”邏輯，通過(guò)協(xié)議輸量保障管道成本穩(wěn)定回收的同時(shí)，立足于項(xiàng)目的輸量計(jì)劃、稅收優(yōu)惠等因素將成本分塊回收，通過(guò)調(diào)整不同成本的回收方式，在實(shí)現(xiàn)管道既定效益的同時(shí)降低上游油源管輸成本，從而提高管輸定價(jià)的靈活性與管道運(yùn)營(yíng)的高效性。如調(diào)整投資回收年限和折舊年限實(shí)現(xiàn)管道稅務(wù)統(tǒng)籌規(guī)劃，縮短投資回收期;設(shè)計(jì)與管道輸量以及油價(jià)掛鉤的成本回收上下限，保障項(xiàng)目逐年自由現(xiàn)金流的充裕性，提高項(xiàng)目的財(cái)務(wù)生存能力。

（三）管輸費(fèi)差異化分析

依據(jù)管輸費(fèi)原理分析，管輸費(fèi)的根本目標(biāo)為在提供管輸服務(wù)的同時(shí)保障管道投資的高效回收與穩(wěn)定回報(bào)，但不同模式的管輸費(fèi)在管道全生命周期內(nèi)呈現(xiàn)不同的波動(dòng)特征，如圖5所示。其中，“一部制”管輸費(fèi)本質(zhì)是管輸服務(wù)的平均價(jià)格水平，即將原油管輸環(huán)節(jié)中前期與后期低輸量的高管輸費(fèi)風(fēng)險(xiǎn)均攤至項(xiàng)目全生命周期。但管道投資回收期較長(zhǎng)，投資風(fēng)險(xiǎn)較高，此外還存在前期營(yíng)業(yè)收入較低導(dǎo)致投資回收、債務(wù)本金及利息償還等經(jīng)濟(jì)壓力，后期管輸價(jià)格不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力從而影響管道整體效益等經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)“一部制”管輸費(fèi)與實(shí)際輸量掛鉤，不能有效激勵(lì)上游油源均衡輸油從而影響管道的利用效率。因此，上游原油產(chǎn)量與輸量相對(duì)穩(wěn)定時(shí)管道適合采用“一部制”管輸費(fèi)（見(jiàn)表2）。

“兩部制”管輸費(fèi)通過(guò)分部回收突破了“一部制”的應(yīng)用瓶頸，通過(guò)協(xié)議輸量既能保障投資回收與期望收益，又能促進(jìn)上游油源均衡輸油從而提高管道利用效率。由于容量費(fèi)的加速回收，“前高后低”的管輸價(jià)格特點(diǎn)與上游油源產(chǎn)能節(jié)奏相匹配，且上游油源與管道公司的風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)能夠有效規(guī)避管道投資的回收風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，基于現(xiàn)金流的時(shí)間價(jià)值，“兩部制”平均管輸費(fèi)通常低于“一部制”管輸費(fèi)，契合了上游油源的輸油成本最小化原則。但是，“兩部制”管輸費(fèi)計(jì)算及修正較為繁瑣，且前期管輸價(jià)格較高，不利于吸引上游油源接入。另外，在原油管道運(yùn)營(yíng)后期的t1點(diǎn)，雖然管道固定成本已完全回收，但上游原油產(chǎn)量與輸量大幅減少而管道運(yùn)營(yíng)維護(hù)等變動(dòng)成本基本不變會(huì)導(dǎo)致管輸價(jià)格驟升，從而影響管道正常運(yùn)營(yíng)。因此，當(dāng)上游原油產(chǎn)量與輸量不確定時(shí)，管道適合采用“兩部制”管輸費(fèi)（見(jiàn)表2）。

四、算例分析

在烏干達(dá)原油外輸管道項(xiàng)目中，管道長(zhǎng)約824千米，建設(shè)投資約126億美元，建設(shè)期為3年，運(yùn)營(yíng)期為25年，所得稅率為20%，采用余額遞減法在25年內(nèi)折舊。以該項(xiàng)目為例測(cè)算“一部制”與“兩部制”管輸費(fèi)。為簡(jiǎn)化分析，假設(shè)建設(shè)投資全部由股東資本金出資，評(píng)價(jià)期內(nèi)無(wú)貸款發(fā)生，忽略通貨膨脹影響;同時(shí)，為保障管輸費(fèi)測(cè)算結(jié)果的準(zhǔn)確性，控制成本參數(shù)、稅收參數(shù)及國(guó)際油價(jià)等變量保持相同。其中，“一部制”管輸費(fèi)一次性回收全部成本，“兩部制”管輸費(fèi)分為容量費(fèi)和流量費(fèi)收入。流量費(fèi)收入主要回收原油管道逐年的運(yùn)營(yíng)管理成本，與實(shí)際輸量相關(guān);容量費(fèi)收入主要回收股東投資及投資回報(bào)，與協(xié)議輸量相關(guān)，回收年限為10年。

（1）當(dāng)烏干達(dá)原油管道不存在免稅條款時(shí)，基于10%的內(nèi)部收益率反算“一部制”與“兩部制”管輸費(fèi)（見(jiàn)表3）。根據(jù)管輸費(fèi)的投資估算內(nèi)容與經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)，可以發(fā)現(xiàn)不同管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制雖然在營(yíng)業(yè)收入與稅后利潤(rùn)方面存在差異，但由于內(nèi)部收益率相同，平均管輸費(fèi)更低、投資回收期更短的“兩部制”更符合上游與管道公司的“雙贏”格局。

（2）當(dāng)烏干達(dá)原油管道存在免稅條款時(shí)（假設(shè)運(yùn)營(yíng)期前7年免稅），基于10%的內(nèi)部收益率反算的“一部制”與“兩部制”管輸費(fèi)（見(jiàn)表3）。結(jié)合管輸費(fèi)的投資估算內(nèi)容與經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)，可以發(fā)現(xiàn)相較于全生命周期不免稅，有免稅期的在免稅期內(nèi)不同管輸定價(jià)機(jī)制的特點(diǎn)相同，且“兩部制”管輸定價(jià)的平均管輸費(fèi)較低更有利于縮短投資回收期。同時(shí)，在相同的免稅期內(nèi)，“兩部制”管輸費(fèi)的降低程度大于“一部制”，更利于上游油源接入，如圖6所示。

綜上所述，相較于“一部制”管輸費(fèi)，原油運(yùn)輸環(huán)節(jié)中“兩部制”管輸費(fèi)分別針對(duì)上游油源和管道公司存在“替代效應(yīng)”和“收入效應(yīng)”。一方面，“兩部制”管輸費(fèi)將管道現(xiàn)金流入前移而加速投資回收，表現(xiàn)為平均管輸費(fèi)的正向替代效應(yīng);另一方面，評(píng)價(jià)期內(nèi)“兩部制”管輸費(fèi)中平均年?duì)I業(yè)收入較低，表現(xiàn)為平均管輸費(fèi)的負(fù)向收入效應(yīng)。由于替代效應(yīng)高于收入效應(yīng)，相較于“一部制”，“兩部制”的平均管輸費(fèi)更低，相同免稅期下杠桿效應(yīng)更強(qiáng)。“兩部制”既有利于降低上游管輸成本吸引油源接入，又能保障管道公司投資收益從而提高建設(shè)運(yùn)營(yíng)積極性，是烏干達(dá)原油管道的應(yīng)用方向。

五、結(jié)論

原油管道在提供管輸服務(wù)時(shí)，應(yīng)立足于科學(xué)的管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制，協(xié)同實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)許成本的高效回收與管道投資的合理收益。本文基于管輸費(fèi)構(gòu)成及原理，結(jié)合中哈、中緬及乍喀等國(guó)際原油管道實(shí)際案例，系統(tǒng)梳理了“一部制”管輸費(fèi)與“兩部制”管輸費(fèi)模式，根據(jù)管輸費(fèi)的模塊化構(gòu)成、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估及適用條件開(kāi)展了差異化分析，并結(jié)合算例探究了不同管輸費(fèi)模式的應(yīng)用效果。

（1）獨(dú)立型管道傾向經(jīng)營(yíng)性定位實(shí)現(xiàn)自身收益最大化，一體化管道傾向服務(wù)性定位實(shí)現(xiàn)整體收益最大化。獨(dú)立型管道與上游完全獨(dú)立，基于“混合策略博弈”保障資本金投資與運(yùn)營(yíng)成本的回收，并實(shí)現(xiàn)管輸收益最大化。但上游處于被動(dòng)地位會(huì)導(dǎo)致管輸價(jià)格存在升高趨勢(shì)，管輸環(huán)節(jié)需強(qiáng)化政府監(jiān)管以保障管輸費(fèi)的合理取值。而一體化管道與上游存在股權(quán)交叉，應(yīng)基于股權(quán)結(jié)構(gòu)及國(guó)際油價(jià)等多元因素，強(qiáng)化上游與管道公司間原油收益的調(diào)節(jié)與分配，實(shí)現(xiàn)整體效益最大化。

（2）相較于“一部制”，“兩部制”管輸費(fèi)有效降低了管道運(yùn)營(yíng)的外部性風(fēng)險(xiǎn)?！耙徊恐啤惫茌斮M(fèi)是指不區(qū)分成本，根據(jù)基準(zhǔn)收益率反算的固定管輸費(fèi);“兩部制”管輸費(fèi)是指通過(guò)分別與協(xié)議輸量、實(shí)際輸量掛鉤的容量費(fèi)與流量費(fèi)，分塊回收固定成本與變動(dòng)成本，根據(jù)基準(zhǔn)收益率反算的變動(dòng)管輸費(fèi)。傳統(tǒng)的“一部制”管輸費(fèi)由于管道投資回收期長(zhǎng)且實(shí)際輸量不確定，不能有效保障投資的穩(wěn)定回收與期望收益。而“兩部制”管輸費(fèi)中容量費(fèi)與協(xié)議輸量掛鉤，實(shí)現(xiàn)了上游油源與管道公司共同承擔(dān)外部性風(fēng)險(xiǎn)，保證了投資的穩(wěn)定與加速回收。在原油“產(chǎn)-運(yùn)-銷(xiāo)”產(chǎn)業(yè)鏈不確定性較高的國(guó)際背景下，尤其面臨著新冠疫情等因素所導(dǎo)致的“負(fù)油價(jià)”等經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)，基于原油產(chǎn)量與價(jià)格的“兩部制”管輸費(fèi)將是管輸費(fèi)定價(jià)機(jī)制的應(yīng)用重點(diǎn)與改革方向。

參考文獻(xiàn)：

[1] 高鵬，高振宇，劉廣仁.2019年中國(guó)油氣管道建設(shè)新進(jìn)展[J].國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2020，28（3）：52-58.

[2] 董康銀，孫仁金，李慧，等.我國(guó)天然氣價(jià)格改革構(gòu)想研究——基于天然氣產(chǎn)業(yè)鏈角度分析[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2015（10）：60-61.

[3] 邱凌越，殷建平.我國(guó)天然氣輸配環(huán)節(jié)定價(jià)改革的研究——兼析美國(guó)、歐盟天然氣輸配環(huán)節(jié)定價(jià)[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2019（8）：52-55.

[4] 李宏勛，丁鵬，張濤.石油天然氣管道共建共享博弈分析[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（社會(huì)科學(xué)版），2014，30（5）：1-7.

[5] Alonso A， Olmos L， Serrano M. Application of an Entry—exit Tariff Model to the Gas Transport System in Spain[J]. Energy Policy， 2010，38（9）：5133-5140.

[6] Bermúdez A， Gonzlez-Díaz J， Gonzlez-Diéguez F J， et al. Gas Transmission Networks in Europe： Connections between Different Entry-exit Tariff Methodologies[J]. Applied Energy， 2016，177：839-851.

[7] 毛家義.中國(guó)天然氣管輸價(jià)格管理體制與定價(jià)機(jī)制的歷史演進(jìn)[J].國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2017，25（12）：31-37.

[8] 石凱.我國(guó)跨境油氣管道管輸費(fèi)制定模式[J].國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2011，19（8）：90-93.

[9] 郭沂，楊濱影，焦石.從中哈原油管道項(xiàng)目看大型跨國(guó)管道運(yùn)輸定價(jià)方式[J].國(guó)際經(jīng)濟(jì)合作，2016（10）：61-65.

[10] 丁浩，董光亮.我國(guó)天然氣管輸定價(jià)方法及模型的研究[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2012（8）：32-33.

[11] 晏飛，宋鎮(zhèn)，高永剛，等.乍得—喀麥隆原油管道輸送收費(fèi)模式分析[J].國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2016，24（11）：97-102.

[12] 張颙.我國(guó)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷(xiāo)價(jià)格體系：現(xiàn)狀、問(wèn)題與建議[J].天然氣工業(yè)，2019，39（1）： 131-137.

[13] 羅大清.我國(guó)天然氣管輸定價(jià)問(wèn)題探討——以“兩部制”管輸定價(jià)為視角[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2014（1）：61-64.

責(zé)任編輯：曲 紅

Study on the Tariff Pricing Mechanism of Crude Oil Pipeline Based

on the Principle of "Cost & Revenue"

YU Lei1，3，HUANGFU Jianhua2，LI Guoliang1，CHEN Xiaoping3，JIANG Lumeng4

（1.School of Economics and Management， China University of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266580， China;

2.Capital University of Economics and Business， Beijing 100070， China;

3.China Petroleum Planning & Engineering Institute， Beijing 100089， China;

4.Pipeline Department， China National Oil and Gas Exploration and Development Company， Beijing 100034， China）

Abstract：Based on the development path of "controlling the middle and letting go of both ends"， the construction and operation of crude oil pipelines in China have been continuously reformed towards the market-oriented direction. As the main component of crude oil price， the tariff pricing mechanism is an important means to balance the benefits between the upstream and the pipeline company， which determines the effect of independent operation of pipeline and market reform. Based on the principle of "Cost & Revenue" and the integrity and heterogeneity of pipeline projects， the pricing principles of independent pipeline and integrated pipeline are studied. It is found that the former emphasizes the maximization of operational pipeline transport revenue and the latter emphasizes the maximization of overall service benefit. According to the cases of China-Myanmar and Chad-Cameroon crude oil pipelines， the modular composition， risk assessment and applicable conditions of the "One-Part Tariff" and "Two-Part Tariff" pipeline transport fees are clarified. Among them， the "Two-Part Tariff" pipeline transportation fee can not only accelerate the investment recovery through the agreed volume of transportation， but also be linked to external factors such as international oil price and crude oil transportation to eliminate endogenous risk， breaking through the application bottleneck of "One-Part Tariff". Finally， based on the calculation example of Uganda crude oil pipeline in East Africa， this paper analyzes the substitution effect and income effect of "Two-Part Tariff" pipeline transport pricing compared with "One-Part Tariff"， and correspondingly puts forward that "Two-Part Tariff" pipeline transport pricing based on external factors will be the application focus and reform direction under the economic risk of "negative oil price".

Key words： tariff; pricing mechanism; One-Part Tariff; Two-Part Tariff; crude oil pipeline