湖北模式下的天然气价改是否值得效仿
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湖北模式下的天然气价改是否值得效仿

过去一年,天然气价格改革给人的印象是政策多且力度大。2016年,天然气行业价格改革政策密集出台。8月,国家发改委出台《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》,要求各地政府梳理天然气各环节价格、整顿输配气价格,建立长效监管机制。10月,又陆续出台《天然气管道运输价格管理办法(试行)》、《天然气管输定价成本监审办法(试行)》、《关于明确储气设施相关价格政策的通知》,鼓励社会资本参与管道、储气库建设,为实施基础设施第三方公平准入、深化天然气价格市场化改革奠定基础。

终端气价降了,但工业、车用、发电用气价格仍高于居民气价

受门站价格和管网输配价格下调影响,多地开始下调非居民终端用气价格。广州市工业用户终端气价较2015年下降0.49元/立方米,降至4.36元/立方米;浙江省天然气开发有限公司向各城市燃气企业(包括城市高压公司)销售的非居民天然气门站价格下调0.1元/立方米,降至2.19元/立方米;北京工业用户终端气价下调0.24元/立方米,降至2.92元/立方米;上海工业用户终端气价下调0.22元/立方米,降至3.57元/立方米;厦门、咸阳等城市也纷纷下调非居民终端气价,各地调价后,工业、车用、发电用气价格仍高于居民用气价格,对非居民用气价格的拉动作用有限。

湖北代表下一步地方天然气价改革方向?

在油气体制改革文件尚未发布之前,天然气价格改革应该说已经“超额”完成任务。而下游城市燃气价格改革却始终是犹抱琵琶半遮面,引起了各界广泛关注和猜测。

2017年2月份,湖北省物价局就天然气价改发布《湖北省天然气价格管理办法(试行)》(以下简称办法),向社会公开征求意见。《办法》有如下特点:第一,分为省内短途管道运输价格、配气价格和销售价格,统一纳入价格管理;第二,提出销售价格放开,省内短途管道运输价格和配气价格实行政府定价;第三,价格制定与价格调整方面,主要参考了国家发改委《天然气管道运输价格管理办法(试行)》;第四,对企业的投资收益率和管网输配气损耗率进行了规定。应该说,《办法》确实做了很多新的尝试,但是在部分内容上仍然值得商榷。

准许成本VS合理成本,准许收益率6% VS 8%

关于“准许成本”与“合理成本”的问题。首先,《天然气管道运输价格管理办法(试行)》中曾经提出“准许成本”的概念,并且采用了服务成本定价法。就国际上较为发达的燃气市场来说,日本、韩国等国家的城市燃气定价均采取全成本定价方式,对成本的定义为“合理成本”。日本《燃气公用事业法》在制定城市燃气费用方面规定了三个原则:成本加成、合理报酬和普遍服务。就合理报酬这一原则而言,规定了应当按照有利于企业未来健康发展所需的合理成本和收入来确定回报率。而普遍服务意味着,城市燃气被赋予履行普遍服务义务,在用户发展、管网设施建设期间,即使没有任何经济效益,也要进行先期投入,以保障不同区域各类用户的需求,而管输定价主要考虑合理的则是运行负荷和资产利用率。所以,《办法》中所说的“准许成本”可以在管输定价中使用,而在城市燃气行业中“合理成本”的表述似乎更为准确。

关于配气价格准许收益率问题。《办法》中对于配气价格准许收益率规定为6%,而《天然气管道运输价格管理办法(试行)》中规定管道投资项目的准许收益率为8%。首先,天然气管输服务与城市配气服务按客户对象和业务规模划分,前者属于批发业务,后者属于零售业务,规定配气服务的零售利润率低于管输批发利润率不符合一般商业定价原则;其次,就亚洲地区城市燃气行业市场化程度较高的日本来说,政府给予城市燃气行业年平均利润率接近8%。欧洲天然气市场成熟国家也实行管输项目与城市配气项目投资收益率相同的定价政策,例如英国管网公司(National Grid)的管道项目收益率大约为8.9%-11.8%,其下游城市燃气配气管网收益率大约在8%-10%。在目前我国城市燃气基础设施发展水平还远不及发达国家同行的情况下,城市燃气行业应该是仍处于政府给予政策鼓励的发展阶段。

目前,我国城镇化率仅57%,根据城镇化发展规划的要求,到2020年要达到60%以上。根据《天然气发展报告(白皮书)》,城镇化率每提升1%,将带动天然气消费量200亿立方米,因此未来天然气的需求空间广阔。就城镇化率较低的主要内陆和经济欠发达地区而言,管道天然气用户数量少,且多集中在经济发达的省会城市和地级城市的中心城区,城镇居民天然气气化率、管网覆盖范围和城市天然气利用水平还很低。随着国家“煤改气”力度的加大,未来郊区、农村地区将成为天然气推广利用的重点区域。但同时开发城郊和偏远农村地区用户市场的难度和风险都在增加。因此,需要政府保持一定合理的收益率水平,来鼓励和吸引更多的社会资本进入城市燃气领域,做好农村地区“煤改气”工作。

关于管道负荷率的问题。首先,城市燃气企业要面对居民、工业、公共服务业、采暖、发电(制冷)等用户,各类用户的用气不均匀系数差异较大,为各类用户提供天然气供应而投资建设的管道负荷率是明显不同的,采用统一的配气管道负荷率显然是不科学的;其次,城市配气管网的峰谷差要明显高于上游长输管网,往往是峰值期间的管道负荷率达到80%以上,而低谷期间的管道负荷率不及30%,但是,燃气企业的人员管理、管道和场站设施都是按照最大峰值进行投资配备的,如果统一按照平均75%的规定,则燃气企业的管道最大负荷率有可能要超过90%,并且与管网设施有关的投资都要按照90%的负荷率来支出,这显然是提高了城市燃气企业的投资额,降低燃气企业的基础设施投资方面的积极性。

关于管网损耗率问题。由于城市老旧配气管网多、更新改造难度大以及第三方破坏漏损和逐级降压气损等因素的影响,造成配气管网损耗率要明显高于上游长输管网。根据部分城市燃气企业的数据显示,大中型城市的配气管网输配气损耗率基本在5%—8%之间。

最后还想特别强调两点:第一,就投资风险而言,城市燃气项目显著高于管输项目。管道投资项目的风险在于能否事先锁定大规模客户,其无需考虑对下游用户的普遍服务义务及地方政策风险。而城市燃气项目投资必须要依据城市规划,由燃气企业提前做好管网和场站设施建设,按照公共服务均等化原则,企业必须要履行普遍服务义务。同时,由于地方政府换届、经济结构调整、维稳、特许经营权重复授予等产生的非市场性风险,也会对燃气企业经营产生较大影响。因此,燃气企业不仅要面对市场风险,还要面对复杂的政策风险。

第二,关于交叉补贴。在目前的价格改革文件中都没有提出如何解决交叉补贴的问题,这实际上就造成了一个显著的矛盾。如果部分非居民用户只购买配气服务而不承担相应的交叉补贴义务,则势必导致这部分非居民用户承担更少的交叉补贴义务,那么结果就是只能依靠大幅度提高居民气价以减少交叉补贴,但这显然行不通。那么只能通过适当提高准许收益率的方式来提高配气价格,这部分非居民用户分担相应交叉补贴义务,从而也有利于调动城市燃气企业向非居民用户提供配气服务的积极性。当然,我们也可以适当考虑未来采取两部制价格机制,按照容量费和使用费的方式从根本上解决交叉补贴问题。

(文章来源:南方能源观察)