中國石油集團創(chuàng)新儲氣庫定價機制的做法及現實意義

張颙，杜波，董振宇，丁晨

( 1.中國石油天然氣股份有限公司財務部；2.中國石油天然氣集團有限公司財務部）

1 儲氣調峰能力要求與儲氣庫建設

儲氣調峰能力不足，已成為制約中國天然氣產業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要瓶頸之一。為加快補足儲氣能力短板，明確政府、供氣企業(yè)、城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)的儲氣調峰責任與義務，2018年8月國務院下發(fā)《關于促進天然氣協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》，要求到2020年供氣企業(yè)形成不低于其年合同銷售量10%的儲氣能力，城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力，各地區(qū)形成不低于保障本行政區(qū)域3天日均消費量的儲氣能力，作為臨時性過渡措施，儲氣能力暫時不達標的企業(yè)和地區(qū)，要通過簽訂可中斷供氣合同等方式彌補調峰能力[1]。

中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油集團）是中國最大的天然氣供應企業(yè)，中國天然氣消費量的60%是由該公司供應的，按照國務院確定的儲氣調峰主體責任，中國石油集團儲氣庫建設的任務十分艱巨。儲氣庫投資與效益不協(xié)調，影響建設單位積極性，儲氣費居高不下則影響使用單位積極性，這是制約中國儲氣庫建設的兩個主要因素。中國石油集團總部財務部門組織中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所、中國石油規(guī)劃總院、中國石油集團經濟技術研究院等科研院所，根據國家的天然氣價格政策，結合公司天然氣業(yè)務的管理體制，對儲氣庫定價問題持續(xù)開展深入研究[2-4]，通過不斷完善儲氣庫定價機制，促進儲氣庫的建設與利用，取得了顯著效果。

2 天然氣基礎設施定價的基本問題

天然氣長輸管道、地下儲氣庫、液化天然氣（LNG）接收站以及城市配氣管網構成天然氣基礎設施。制定天然氣基礎設施的收費價格需要解決兩個方面的基本問題——確定年度收費總額和設計具體收費價格。完善儲氣庫定價機制，也必須圍繞解決以上兩個方面的問題而進行。天然氣基礎設施一般都具有比較明顯的自然壟斷屬性，其收費價格往往受到政府監(jiān)管，政府監(jiān)管部門也是通過解決這兩個方面的問題來實現其政策目標。

2.1 確定年度收費總額

年度收費總額必須能夠補償運營企業(yè)為提供天然氣基礎設施服務所發(fā)生的一切合理支出，包括運行維護支出、折舊攤銷支出、所得稅及其他納稅支出，以及投資者要求的公正、合理收益。政府監(jiān)管部門在這方面要實現的政策目標是：一方面要使運營企業(yè)以一種合理的成本提供用戶所要求的服務，另一方面要使運營企業(yè)有機會回收所有合理的、謹慎發(fā)生的成本并使其投資者獲得合理的投資回報。

確定年度收費總額有兩種基本方法：服務成本法和現金流量折現法[5]。盡管兩者使用的定價模型有所不同，但都是通過限制運營企業(yè)回報率來達到價格監(jiān)管目的的定價方法，因此也被稱為規(guī)定回報率方法。

在服務成本法下，按如下公式確定年度收費總額：年度收費總額＝運行維護支出+折舊攤銷支出+所得稅及其他納稅支出+投資收益。其中，投資收益＝有效資產×準許收益率，有效資產＝固定資產和無形資產原值+營運資本-累計折舊攤銷。由于固定資產及無形資產的原值加上營運資本，代表投資者對天然氣基礎設施投資的總額，累計折舊攤銷代表投資者從收費中已回收的投資，故有效資產代表的是尚未回收的投資。

在現金流量折現法下，按如下公式確定年度收費總額。

式中：CI為現金流入量，主要是項目在經營期的年度收費總額，也包括項目結束時回收的營運資本和固定資產凈殘值；CO為現金流出量，包括在項目建設期對固定資產和無形資產的建設投資（不含建設期利息）以及在經營期對固定資產和無形資產的后續(xù)投資，在投產初期投入的營運資本，在經營期的運行維護支出、所得稅及其他納稅支出等；（CI-CO）t為第t年的凈現金流量；n為計算期，包括建設期和經營期；t為年份；FIRR為準許收益率。

服務成本法和現金流量折現法的適用范圍有所不同。將多個不同時期建設的天然氣基礎設施項目放在一起統(tǒng)一定價，例如制定天然氣長輸管網和城市配氣管網的服務收費價格，要采用服務成本法而不能采用現金流量折現法，主要是因為構成管網的各條管線通常都是不同時期建設的。制定單個項目的服務收費價格，例如制定儲氣庫、LNG接收站的收費價格，對管道采取“一線一價”方式制定收費價格，如果項目的經營期較短（不足30年），最好采用現金流量折現法（采用服務成本法會導致項目在投產初期收費價格較高而后期較低），如果經營期較長（不少于40年），最好采用服務成本法（采用現金流量折現法需要對較長時期的歷史數據進行追溯）。

歷史上，中國采用現金流量折現法以“一線一價”方式制定管輸價格，管輸價格中包含儲氣庫費用，例如國家發(fā)改委在2003-2005年制定的西氣東輸一線、陜京一線和二線以及忠武線的管輸價格，均采用現金流量折現法，管輸價格中都包含儲氣庫費用。2013年7月國家發(fā)改委在全國推廣門站價格管理，管輸價格以及包含在管輸價格中的儲氣庫費用，都包含在國家發(fā)改委制定的各省門站價格中。2016年10月國家發(fā)改委下發(fā)通知，規(guī)定跨省天然氣管輸價格采用服務成本法以“一企一價”方式制定，且管輸價格中不再包含儲氣庫費用[6]，儲氣服務價格由供需雙方協(xié)商確定，儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成[7]。2017年8月國家發(fā)改委下發(fā)通知，規(guī)定按新的管輸價格管理辦法核定的跨省管輸價格從2017年9月1日開始執(zhí)行，并同步下調各省基準門站價格。至此，各省基準門站價中不再包含儲氣庫費用，供氣企業(yè)可以在基準門站價之外按市場化原則單獨向城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)、直供工業(yè)用戶等下游買方收取儲氣庫費用，但雙方必須單獨簽訂合同，約定氣量和價格。

2.2 設計具體收費價格

年度收費總額確定后，還要通過一定的成本分類和分配程序，形成具體的收費價格，這一步驟也被稱為費率設計，政府監(jiān)管部門可以通過費率設計達到與現行市場條件相適應的政策目標。例如，在美國，州際管道公司負責天然氣運輸和儲存業(yè)務，在1992年以前，運輸和儲存服務實行捆綁定價，從1992年起實行非捆綁定價。1952年美國聯(lián)邦政府監(jiān)管機構規(guī)定，州際管道公司在設計收費價格時固定成本的50%通過容量費回收，另外50%的固定成本和全部變動成本通過使用費回收；為應對20世紀70年代出現的州際間天然氣供應短缺，抑制工業(yè)用氣，1973年美國聯(lián)邦政府監(jiān)管機構規(guī)定，固定成本的25%通過容量費回收，其余75%的固定成本和全部變動成本通過使用費回收；20世紀80年代，當州際間天然氣供應出現過剩時，美國聯(lián)邦政府監(jiān)管機構在1983年規(guī)定，全部變動成本及固定成本中的權益資本收益及其所得稅通過使用費回收，其余固定成本均通過容量費回收；為促進管道開放和“氣與氣”競爭，1992年美國聯(lián)邦政府監(jiān)管機構規(guī)定，全部固定成本都通過容量費回收，只有變動成本通過使用費回收[8]。

在歐美天然氣市場發(fā)育較為成熟的國家，天然氣基礎設施的收費價格通常被設計成兩部甚至三部結構，其中運輸和儲存業(yè)務采取典型的“容量費+使用費”兩部制。在兩部制收費方式下，接受固定供氣服務的用戶需要支付容量費和使用費，不管實際提氣量是多少，容量費按照合同約定的日最大供氣量支付，計算公式為：每日容量費＝日最大供氣量×容量費率。使用費按照實際提氣量的多少支付，計算公式為：每日使用費＝每日實際提氣量×使用費率。

在兩部制收費方式下，接受固定供氣服務的用戶為每立方米天然氣所負擔的管輸費可按如下公式計算：單位氣量管輸費＝容量費率/用戶的負荷系數+使用費率，其中，用戶的負荷系數＝用戶的日均提氣量/日最大供氣量。用戶的負荷系數是衡量用戶季節(jié)用氣均衡程度的一個指標，負荷系數越低，表明季節(jié)用氣越不均衡。很顯然，在兩部制收費方式下，接受固定供氣服務的用戶，季節(jié)用氣越不均衡，其為每立方米天然氣所負擔的管輸費就越高，這種定價機制促使用戶改善用氣結構，提高季節(jié)用氣均衡性，從而有利于提高管道利用效率，減少儲氣庫建設投資。如果用戶需要接受固定供氣服務但又無法改善用氣結構或提高季節(jié)用氣均衡性，就必須承擔相應的儲氣調峰成本，這有利于促進儲氣庫投資建設。對運輸和儲存服務無論是采取捆綁定價還是非捆綁定價，上述分析結論都是成立的[9]。

歷史上，中國也曾嘗試對管輸收費（含儲氣庫費用）采取兩部制。忠武線和陜京二線分別于2004年和2005年投產，國家發(fā)改委在忠武線和陜京管道系統(tǒng)采取兩部制收費，但最終沒有獲得成功。門站價格管理于2013年7月在全國推廣后，管輸價格不再與城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)、直供工業(yè)用戶等下游買方發(fā)生直接聯(lián)系，由于門站價格是綜合反映氣源供應成本和管道運輸成本的運銷捆綁價格，對促進儲氣庫建設針對性不強。對此，中國結合自己的實際情況，采取行政手段與市場手段相結合的辦法，加快推進儲氣設施建設。一方面規(guī)定各責任主體的儲氣能力建設指標并實行問責制，另一方面允許供氣企業(yè)按市場化原則向下游買方疏導儲氣調峰成本。中國石油集團作為中國最大的天然氣供應企業(yè)，為確保公平、公正，僅當接受固定供氣服務用戶的最大日量倍數超過一定水平時，對超過最大日量倍數規(guī)定值的氣量收取適當的儲氣調峰費。最大日量倍數也是衡量用戶季節(jié)用氣均衡程度的一個指標，為用戶的最大日供氣量÷日均提氣量，與用戶的負荷系數互為倒數關系。

3 中國石油集團創(chuàng)新儲氣庫定價機制的做法

3.1 儲氣庫定價屬于供氣企業(yè)內部價格管理范圍

目前，中國對天然氣實行門站價格管理，中國石油集團、中國石化集團等從事跨省天然氣銷售業(yè)務的供氣企業(yè)，按照國家發(fā)改委的門站價格政策向城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)、直供工業(yè)用戶等下游買方銷售天然氣。國產天然氣的出廠價格、進口天然氣的到岸價格、管輸價格、地下儲氣庫的儲氣費以及進口LNG的汽化費等，或作為供氣企業(yè)的內部結算價格，或只與供氣企業(yè)發(fā)生聯(lián)系，與下游買方不發(fā)生直接聯(lián)系。其中，管輸價格、進口LNG的汽化費按照“準許成本加合理收益”原則實行政府定價，國產天然氣的出廠價格、地下儲氣庫的儲氣費由供氣企業(yè)自己制定，進口天然氣的到岸價格由供氣企業(yè)與境外出口商通過合同約定。

可以看出，依據中國現行的天然氣產、運、儲、銷價格體系，儲氣庫定價屬于供氣企業(yè)的內部價格管理，儲氣費主要是供氣企業(yè)的內部結算價格（對外提供儲氣服務目前還只是個別現象），這與許多國家儲氣庫實行公平準入、儲氣庫的收費價格受政府管制有很大區(qū)別。以中國石油集團為例，其所屬的油氣田企業(yè)負責儲氣庫的建設與運營，天然氣銷售企業(yè)作為儲氣庫的使用單位，油氣田企業(yè)按照集團公司制定的儲氣價格向天然氣銷售企業(yè)收取儲氣費，天然氣銷售企業(yè)按照國家門站價格政策向下游買方銷售天然氣，用門站銷售收入補償儲氣費支出。

作為供氣企業(yè)的內部價格管理，儲氣庫定價的核心問題是如何平衡內部相關企業(yè)的利益關系，一方面要解決儲氣庫投資與效益不協(xié)調問題，調動儲氣庫建設與運營單位的積極性，另一方面要解決儲氣費居高不下的問題，調動儲氣庫使用單位的積極性，特別是作為儲氣庫使用單位的天然氣銷售企業(yè)，目前還承擔著國家政策原因形成的進口天然氣銷售虧損，其負擔已經很重，制定儲氣庫的收費價格，必須充分考慮它們的意見。

3.2 創(chuàng)新儲氣庫定價機制的具體做法

2015年中國石油集團一批新建儲氣庫相繼投產，包括新疆油田呼圖壁儲氣庫、西南油氣田相國寺儲氣庫、遼河油田雙6儲氣庫、大港油田板南儲氣庫、華北油田蘇橋儲氣庫、長慶油田陜224儲氣庫等。受中國對天然氣基礎設施定價普遍采用完全氣量法收費的做法影響，中國石油集團制定上述儲氣庫的儲氣費標準最初也是采用完全氣量法，分為注氣費和采氣費，按照實際注氣量和采氣量分別收取。儲氣庫的建設周期較長（通常為5～8年），新建儲氣庫在投產初期實際注采氣量遠低于設計儲氣能力，采用完全氣量法定價導致項目在投產初期效益較差甚至出現嚴重虧損，影響了儲氣庫建設和運營單位的積極性。另一方面，采用完全氣量法收費，儲氣庫工作氣容量的周轉利用效率越高，使用單位支付的儲氣費就越高，也不利于調動儲氣庫使用單位使用儲氣庫的積極性。

為了促進儲氣庫的建設與利用，中國石油集團全面創(chuàng)新儲氣庫定價機制，形成了一套完整的儲氣庫定價方法與制度，具體做法如下。

3.2.1 采用規(guī)定回報率方法制定儲氣費

對新投產的儲氣庫，以集團公司批準的項目可行性研究報告為基礎，采用現金流量折現法制定初始儲氣費。根據項目建設投資、經營成本、儲氣能力、實際注采氣量等的變化，每隔3年對儲氣費進行一次校核調整。為保證定價方法的連續(xù)性，避免因改變定價方法對儲氣庫的運營方或使用方產生重大影響，重新核定價格時應繼續(xù)采用現金流量折現法，除非追溯歷史數據比較困難或采用服務成本法更符合實際情況。

3.2.2 合理確定準許收益率和經營期

中國石油集團《石油建設項目經濟評價方法與參數》規(guī)定儲氣庫項目的財務基準收益率為6%，項目經營期和固定資產折舊年限均為30年?？偛控攧詹块T按6%的準許收益率和30年經營期核定儲氣費，同時規(guī)定只有滿足以下條件，實際收益率才能達到準許收益率：一是年度實際儲轉量達到儲氣庫已形成的工作氣容量，即容量周轉利用效率達到100%；二是實際經營成本不能超過定價成本。

3.2.3 引進標準成本制度

對維護修理費、職工薪酬、安全生產費用、廠礦管理費、公司管理費等定價成本的核定，均依照中國石油集團《石油建設項目經濟評價方法與參數》中的有關計算方法和標準確定。對《石油建設項目經濟評價方法與參數》中沒有統(tǒng)一標準的費用，例如井下作業(yè)費、測井試井費、材料費、燃料費、動力費、監(jiān)測費等，按照近3年的實際平均水平作為定價成本的取值標準。

3.2.4 采取“容量費+使用費”兩部制收費方式

容量費用于回收固定性運行維護支出，包括井下作業(yè)費、測井試井費、職工薪酬、折舊攤銷支出、維護修理費、廠礦管理費、公司管理費等。容量費費率按如下公式確定：容量費費率＝固定性運行維護支出/定價采用的儲氣庫工作氣容量，定價采用的儲氣庫工作氣容量為制定價格時儲氣庫已形成的工作氣能力。使用費用于回收可變性運行維護支出（包括材料費、燃料費、動力費、監(jiān)測費、安全生產費等）、所得稅及其他納稅支出和投資收益，使用費費率按如下公式確定：使用費費率＝可變性運行維護成本/實際注采氣量+（投資收益+所得稅及其他納稅支出）/（2×定價采用的儲氣庫工作氣容量），實際注采氣量按照近3年的實際平均水平確定。

3.2.5 容量費和使用費采取不同的計取方式

儲氣庫以對內服務為主，同時對外出租容量。對內提供儲氣服務時，儲氣庫運營企業(yè)按如下方式與內部天然氣銷售企業(yè)結算儲氣費：每月容量費＝（定價采用的儲氣庫工作氣容量-對外出租的庫容）/12×容量費費率；每月使用費＝對內提供儲氣服務每月份工作氣實際注采氣量×使用費費率。對外出租庫容時，儲氣庫運營企業(yè)按如下方式與外部用戶結算儲氣費：每月容量費＝對外出租的庫容/12×容量費費率；每月使用費＝對外提供儲氣服務每月份工作氣實際注采氣量×使用費費率。

創(chuàng)新方法于2018年首先在管道運輸企業(yè)經營的地下儲氣庫中試行，包括為西氣東輸管道配套建設的金壇、劉莊儲氣庫，為陜京管道系統(tǒng)配套建設的大港、京58儲氣庫。管網運營機制改革后，上述儲氣庫劃歸國家石油天然氣管網集團有限公司，目前為中國石油集團租用儲氣庫，儲氣費繼續(xù)按照原先核定的價格執(zhí)行。創(chuàng)新方法經過進一步完善后于2021年在油氣田企業(yè)經營的地下儲氣庫（中國石油集團目前的自營儲氣庫）中推廣，包括新疆油田呼圖壁儲氣庫、西南油氣田相國寺儲氣庫、遼河油田雙6和雷61儲氣庫、大港油田板南儲氣庫、華北油田蘇橋儲氣庫、長慶油田陜224儲氣庫、大慶油田四站儲氣庫群等。

4 創(chuàng)新儲氣庫定價機制的現實意義

4.1 促進儲氣庫的建設，加快補足儲氣能力短板

儲氣庫定價機制創(chuàng)新方法得到了儲氣庫建設和運營單位的普遍歡迎。該方法改善了儲氣庫投資與效益的關系，提高了儲氣庫建設單位加快推進儲氣庫建設的積極性，一批新建儲氣庫將陸續(xù)投產，已投產的儲氣庫加快擴容工作。在創(chuàng)新方法下，儲氣庫的固定性運行維護支出是通過容量費回收的，由于容量費的收取與核定價格采用的儲氣能力有關，與儲氣能力是否實際使用無關，因此即使是在儲氣庫投產的初期，在創(chuàng)新方法下儲氣庫經營企業(yè)不會虧損。在創(chuàng)新方法下，投資收益是通過使用費獲取的，由于使用費的收取與儲氣能力的實際使用有關，因此儲氣庫的容量周轉利用效率越高，儲氣庫運營企業(yè)獲得的經濟效益越好。

4.2 促進儲氣庫利用，降低使用單位負擔

在創(chuàng)新方法下，儲氣庫使用單位為儲存1立方米天然氣支付的儲氣費即單位儲氣費＝容量費費率/儲氣庫容量周轉利用效率+2×使用費，其中儲氣庫容量周轉利用效率＝（年度實際注氣量+年度實際采氣量）/（2×定價采用的儲氣庫工作氣容量），定價采用的儲氣庫工作氣容量為核定價格時儲氣庫可以達到的儲氣能力。這表明，儲氣庫容量周轉利用效率越高，儲氣庫使用單位負擔的單位儲氣費越低，儲氣庫使用單位負擔降低，最終受益的是天然氣消費者，因此創(chuàng)新方法解決了儲氣費居高不下的問題。創(chuàng)新方法最顯著的特點是利用價格杠桿促進儲氣庫容量周轉利用效率的提高，通過提高儲氣庫的利用效率，使儲氣庫的運營方和使用方乃至終端用戶都從中受益。

4.3 促進儲氣庫運營企業(yè)降低成本，提高效率

如前所述，包括儲氣庫在內的天然氣基礎設施，由于具有比較明顯的自然壟斷屬性，其收費價格往往受到政府監(jiān)管。服務成本法和現金流量折現法是制定天然氣基礎設施收費價格的兩種基本方法，其共同特點都是通過限制被監(jiān)管企業(yè)回報率來達到價格監(jiān)管目的，也被稱為規(guī)定回報率方法。規(guī)定回報率方法一方面消除了被監(jiān)管企業(yè)對超額利潤的所有期望，可以有效地兼顧被監(jiān)管企業(yè)與用戶雙方的利益。另一方面，在自然壟斷領域，由于沒有競爭，通過規(guī)定回報率的方法旨在通過收入和實際成本的平衡來消除自然壟斷企業(yè)對超額利潤的索取，這勢必不能很好地激勵被監(jiān)管企業(yè)提高效率、降低成本，采用標準成本制度，就可以很好地彌補規(guī)定回報率方法的不足。中國石油集團創(chuàng)新儲氣庫定價機制的一項重要內容就是在核定價格時引進標準成本制度，鼓勵儲氣庫運營企業(yè)降本增效，實現高質量發(fā)展。

4.4 為實現儲氣價值顯性化形成典型示范效應

國家發(fā)改委、財政部、自然資源部、住房城鄉(xiāng)建設部、國家能源局5部門在2020年4月聯(lián)合下發(fā)《關于加快推進天然氣儲備能力建設的實施意見》，要求儲氣設施經營企業(yè)完善內部管理機制，建立健全投資回報價格機制，實現儲氣價值顯性化，形成典型示范效應[10]。中國石油集團通過創(chuàng)新儲氣庫的定價機制，形成了一套完整的儲氣庫定價方法與制度，可以為中國建立健全儲氣庫的投資回報機制，實現儲氣價值顯性化形成典型示范效應，進而通過價格機制促進儲氣設施建設與利用，補足儲氣能力短板。

4.5 為改善天然氣基礎設施價格管理形成典型示范效應

中共中央、國務院2015年發(fā)布的《關于推進價格機制改革的若干意見》提出，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進天然氣價格改革。近年來，中國著力構建從跨省長輸管道到省內短途運輸管道再到城鎮(zhèn)配氣管網的價格監(jiān)管制度框架，在加強天然氣基礎設施價格管理、“管住中間”方面取得了顯著成績，但也存在諸多不足之處需加以改善。主要表現在：一是天然氣基礎設施的準許收益率偏高，例如中國核定管輸價格時準許收益率取8%而且只要管道平均負荷率達到75%即可，目前歐美天然氣市場發(fā)育成熟國家的準許收益率一般不超過6%。中國天然氣對外依存度較高而且進口價格也較高，天然氣基礎設施準許收益率偏高會進一步加大境外天然氣資源引進的難度。二是普遍采用完全氣量法定價，很少采用國際通行的“容量費+使用費”兩部制，從而無法體現天然氣基礎設施容量的價值，這不僅不利于提高天然氣基礎設施的利用效率，也與推行天然氣基礎設施公平準入、加快建立“X+1+X”油氣市場體系不相適應。此外，在價格管理中普遍沒有引進標準成本制度，不利于提高天然氣基礎設施運營企業(yè)降低成本、提高效率的積極性。中國石油集團通過創(chuàng)新儲氣庫的定價機制，包括合理確定準許收益率、引進標準成本制度以及采用“容量費+使用費”兩部制，可以為中國改善包括長輸管道、地下儲氣庫、LNG接收站、城市配氣管網在內的天然氣基礎設施的價格管理形成典型示范效應，推動中國加快實現“管住中間、放開兩頭”的天然氣價格改革目標。