原标题：高低差3倍！何时启动两部制管输费？国家管网信息公开隐藏秘密二
来源：天然气行业观察（微号：Dr-natural-gas） 作者：熙时君
10月10日，国家管网公司印发《油气管网设施信息公开的通知》及《首批托运商准入公告》，国家管网客户管理系统正式上线，看起来正式运营在即了。 不过更令人关注的其实是随着通知公告之后发布的油气管网设施公平开放信息公开，国家管网一口气公开了天然气管道、LNG接收站、储气库、原油管道、成品油管道等五大类资产信息，包括投产时间、设计能力、剩余能力、价格标准等重要信息。 此次披露的文件多大十余个，信息量很大，仔细抽丝剥茧，其实隐藏着不少关于未来国家管网运营乃至油气体制改革进程的秘密！ 第一期掰扯了下长输管道剩余管容的问题，今天第二期，继续围绕长输管道，掰扯下管输费的事。
此次国家管网公开的《天然气管道运输价格表》，涉及到旗下8家管道公司，包括了川气东送、西气东输、中缅线等核心长输管道。 2016年10月9日，国家发改委正式下发针对跨省天然气管道的《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）》。 天然气长输管线也从原先的“一线一价”变革为“一企一价”，这次公布的长输管道管输费也是按照公司来划分，价格标准沿用了2019年国家发改委最新核定的价格。 按照最新的成本监审办法，长输管道管输费其实跟很多因素相关，包括投资成本、管道负荷、运营成本等。 而从核定和公开的结果来看，各家管道公司的管输费价格差别相当大，最高的与最低的相差近4倍。 最高的是北方管道公司，管输费高达0.4594元/千方•公里，旗下拥有秦沈线（河北秦皇岛-辽宁沈阳）、大沈线（辽宁大连-沈阳），哈沈线（沈阳-长春）， 中沧线（河南濮阳-河北沧州）等，管输费高企的主要原因应该是支线管道且多条是在东北地区，市场需求较低，负荷相对低很多。 负荷同样高企的联合管道西部分公司，旗下拥有西一线西段（新疆轮南-宁夏中卫），西二线西段（新疆霍尔果斯-宁夏中卫），涩宁兰线（青海涩北-甘肃兰州）等，管输费也相对低，0.1416元/千方•公里。 当然，这些线管输费低应该还有投资成本、运营成本以及投产时间等方面的原因。 按照最新的成本监审办法，对于长输管道而言，投产时间越长，在负荷不变的情况下，理论上管输费会逐年降低。 不过，有点缺憾的是国家管网此次公布的管输费未包含已投产的中俄东线。 根据2020年3月13日，国家发改委发布《关于中俄东线天然气管道工程北段管道运输试行价格》的批复文件，正式公布中俄东线北段管道运输试行价格为0.1825元/千立方米·公里（含9%增值税）。 相对来讲，中俄东线的价格虽然比西气东输高，但对一个新建管道而言，比川气东送的0.3824元/千立方米·公里而言，已经算是比较良心的价格了。 要说起来，中国天然气管输费已经走过了三十六年的历程，随着国内天然气行业的发展与油气改革进程而不断的调整。 最早的管输费标准源自1964年，当时由于管道输送距离不远，直接按照一口价23元/千立方米。 随着供气规模扩大、市场区域拓展和管输距离增加，1976年石油化学工业部以油化财劳字1356号文对天然气管输收费标准做出明确规定，要求参照当时的铁路货运费率，实行按距离收费，不考虑管道建设或运营成本。 按距离计算的阶梯收费方式由此产生，随后在1991、1997、2010年国家发改委三次调整管输费率。 2013年，国家发改委再一次启动天然气长输管道管输价格管理改革方案的研究工作，参考发电厂电价模式，提出“标杆管输价格”思路，对跨省天然气管道实行标杆费率管理，即同一管径的天然气管道实行统一的管输费率。 但由于管道的建设条件和市场条件千差万别，这种思路存在较大的争议，而最终被搁置。如今看来，这种超前的思路其实一定程度上倒是适用于目前要形成全国一张网的国家管网公司。 最有利的方面包括显著减少政府价格管理部门制定管输价格的工作量，约束管道建设投资成本和造价，鼓励降低投资和运营成本，提高管道利用效率等。 这一年，《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）》两个办法相继发布，长输管线管输费定价进入到新时代。 最显著的变化是管输费监审的对象不再是单根管道或者系列管网，而是针对管道公司整体考核。同时，有原来对项目投资收益的控制转变为对由管道公司准许收益率的控制。 “管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，即通过核定管道运输企业的准许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，核定管道运输价格。” “准许收益率按管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于 75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。” 随后，2017年和2019年，国家发改委公布了两次经过核定的长输管线管输价格。 2020年10月，国家管网公司正式接收三大油资产，开始逐步运营。 按照“X+1+X”的油气改革设想，未来国家管网公司将要连接各处资源，包括进口管道气、国产气、进口LNG等，通过互联互通的管网输送至全国各地终端市场，形成上游多气源、下游多用户、全国一张网的产业新格局。 但如果真要向这种新格局过渡，目前沿用的“一企一价”管输费办法恐怕还存在着不少的难点或问题。 既往的管输费是根据距离定价，核定的价格方式都是以内陆气田向东部延伸核价。这种方式，在管网未互联互通、单向运行、气源来源少的情况下非常简便易行。 但对于未来多气源来源、多输送通道的情况下，运输路径和距离难以扯得清，管输费也就无从谈起了。 还有一个最大的争议点，那便是随着未来沿海接收站越来越多，东部乃至华中地区的资源流向将会倒置，原来以内陆气田向东部核算管输费的方式便无法适用。 对于国家管网而言，只能单纯依靠管输费收入，无法像原来三桶油是一体化销售模式可以从气源销售和管输两者来平衡收益，未来管输费的收取对于国家管网至关重要。 现行管输费按照“使用付费”的原则收取，若上下游计划性不强便可能出现申报了管容但未使用也不付费的情况，这肯定是国家管网不愿意看到的。 于是乎，在这种背景之下，两部制管输费方式被很多人提出来。 两部制管输费不是新鲜事物，欧美很多国家都应用多年。 两部制管输费由容量费和气量费两个部分构成：管道公司通过容量费回收固定成本，通过气量费回收变动成本。 容量费对应固定费用，主要用于回收管道企业固定成本，包括管道折旧及摊销费、准许收益、固定性操作维护费用及税费等，与预定容量有关，与实际是否使用、使用多少无关。 气量费对应变动费用，主要用于回收管道企业的变动成本，包括燃料费、材料费、输气损耗等，它仅与使用量有关（同“一部制”价格类似）。 其实早在2000年，国家发改委便提出了采用国际上通行的“二部制”管输费定价思路，并在后来对忠武线、陕京线的管输费核定中采用了“两部制”，核定了管输容量费和管输使用费。 只是因为种种原因，并未彻底执行，最后这两条线也还是回归到了“一部制”价格。 如今结合前期曝出的一些信息以及相关发声来看，两部制管输费恐怕势在必行。 两部制说起来简单，但具体如何执行和落实其实还是一个大工程，需要考虑到全国各地资源条件、市场条件、承受能力等各方面因素，是个不小的难题。 之前见到中石油南方销售公司提出了一种基于冬季最大日用气量来计算容量费、基于省内外资源距离加权计算气量费的方案，有一定的逻辑自洽性，最终是哪种方式就看未来国家管网的运营机制了。 最后，想说的一点是，两部制管输费从本质来说在兼顾公平原则上合理保护了管网建设方的基本收益，对于要使用管容的上下游而言，实则提出了更高的要求。尤其是对于下游城燃企业而言，其实压力可能会非常大。 一方面，一旦启动两部制管输费，城燃企业有可能需要一次性支付大额的容量费，资金压力比较大；另一方面，未来国家管网对于管容使用的计划准确性肯定会有相匹配的考核，而城燃企业用户千千万，下游用气需求很难甚至不可能预测精准，很容易发生偏差。 当然，对于国家管网而言，建议针对每条管线不同的负荷率来考量管输费收费问题，同时也需要及时推出二级管容交易市场，以帮助解决下游用气波动难题，同时促进产业进一步市场化。来源：天然气行业观察（微号：Dr-natural-gas） 作者：熙时君