配气价改意见发布天然气价格监管完整体系建成
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配气价改意见发布天然气价格监管完整体系建成

近年来,国家在加快推进天然气行业竞争性环节价格市场化改革的同时,也着力加强具有自然垄断属性的输配环节价格监管。

从之前开始的跨省长输管道运输价格及成本监管、省级管网的运输价格及成本核算到末端城市燃气配气环节成本核算及价格制定等整个运输环节已实现全阶段的监管,而在此之前,我国对下游城镇燃气配送环节价格监管仍相对滞后。

为加强城镇燃气配送环节价格监管,促进天然气行业健康发展,国家发展改革委近日发布《关于加强配气价格监管的指导意见》(以下简称《意见》)。

据了解,该《意见》是继2016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)》中游管输改革之后,对天然气下游配气环节的明确规范。自此,国内天然气产业链从跨省长输管道,到省级管网系统,到城市燃气配气管网等建立起相对比较完善的价格监管机制,形成市场化改革的基本监管框架。

打造价格监管完整体系

有人将跨省长输管道、省内短途运输管道、城市配气管网比喻为天然气供应的“主动脉”“主要血管”“毛细血管”。随着价格改革的逐步完善,终端价格将是市场化改革的重要战场。

在2016年,国家出台了《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)》,建立起中游管道运输价格监管规则。但对下游城镇燃气配送环节价格监管相对滞后。其中包括,配气价格尚未单独核定,目前多数地方都是直接管理销售价格,并没有单独核定配气价格,不利于各环节成本和价格清晰界定。而且,监管规则不健全,目前部分省份地方制定了燃气价格管理办法,但有的地方还没有明确的价格管理规则。

中国人民大学经济学院副院长郑新业认为,《意见》是继2016年对管道运输环节建立起价格监管规则以后,国家进一步对下游城镇燃气配送环节建立起价格监管规则。这意味着天然气产业链从跨省长输管道到省内短途运输管道,再到城市配气管网等各垄断环节均建构起较为完善的价格监管制度框架。

《意见》是国家加强自然垄断行业价格监管的又一重要举措。《意见》出台后,天然气产业链从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城市配气管网等各个垄断环节均构建起较为完善的价格监管制度框架,必将对天然气市场产生深远的影响。

下游城镇燃气配送环节价格监管规则建立后,意味着天然气产业链全环节价格监管体系的完善。

有分析人士指出,一直以来,我国的天然气从跨省的长输管道,到省内短途运输管道,天然气产业链上各个垄断环节此前都已经建立了价格监管体系,但到各个城市内部的配气管网“最后的一公里”上,以往是缺乏足够的监管。随着《意见》的出台,整个监管体系当中遗漏的最后环节也得到完善。

“具体到天然气行业,价格改革的目标就是要‘管住中间,放开两头’,实现气源和销售价格放开由市场形成,对属于网络型自然垄断环节的管道运输和配气价格则要严格监管。”国家发展改革委有关负责人表示,此次《意见》的出台,正是为了指导地方更加规范、科学地监管配气价格,并为进一步推进天然气各环节价格改革创造条件。

中国石油大学教授刘毅军表示,随着价格监管完整体系的形成,价格管理部门应将重心放在自然垄断环节的监管上来,把改革举措进一步落实到位。

收益率上限为7%

据悉,投资收益率是影响配气价格水平的关键指标之一,也是各方关注的焦点。根据《意见》,配气的准许收益按照有效资产乘以准许收益率计算确定。准许收益率为税后全投资收益率,按不超过7%确定。

对于上线不超过7%,国家发改委相关负责人指出,《意见》提出的投资收益率上限水平,是在借鉴天然气市场成熟的欧美国家经验基础上,综合考虑国内城镇燃气行业特点、发展现状,以及用户承受能力等因素确定的。

《意见》提出核定配气价格时投资收益率原则上不超过7%。这是政府根据国外经验、国内环境等制定的投资收益率上限水平标准,在此基础上,各地方可根据实际情况制定符合自身情况的具体收益率。

从国际经验看,通常认为天然气配送环节经营风险低于长输管道,相应地收益率应低于管道运输。从国内情况看,一方面,目前我国城镇燃气行业处于快速发展阶段,管网设施尚不完善,收益率的选取应当有利于鼓励企业投资、促进行业持续发展;另一方面,城镇燃气属于重要公用事业,直接关系中小企业发展和居民生活,收益率水平不宜定得过高。

有专家指出,《意见》将收益率上限确定为7%,考虑了投资收益与风险正相关的关系,充分体现了燃气行业属于公用事业的特点,也有利于调动各方面投资积极性。

在业内人士看来,英美发达国家配气企业的全资产收益率(ROA)一般在6%以下,由于我国城市燃气事业尚处快速发展期,包括“接驳费”在内的税后ROA大体在3%-10%之间。此次《意见》中7%的有效资产税后全投资收益率上限反映了配气行业的中等水平,既有利于调动燃气企业投资积极性,促进燃气行业发展,又考虑了用户承受能力。

刘毅军认为,目前我国许多新城区需要进行大规模的管网建设,部分老城区的管网也亟待改造。7%的回报率上限充分考虑了各地的差异性。

燃气公司面临挑战

“此前,一般城镇燃气公司的投资收益率大概在10%左右,再加上接驳费等费用,行业的收益率非常可观。”一位央企内从事天然气规划的人士告指出,“对于企业来说,此次《意见》出台意味着收入会有所降低。”

有分析指出,此次《意见》规定的仅是最高收益率的情况下,省级政策有可能出现更低的收益率。

举例来说,以先于国家出台配气价格监管政策的湖北省为例,2月9日该省出台了《湖北省天然气价格管理办法(试行)》,规定本省省内短途管道运输价格投资收益率为8%,配气的投资收益率仅为6%。

在业内人士看来,这样的低收益率显然对城镇燃气公司的盈利能力产生了威胁。“对于大型的燃气公司来说还好,一方面多元化的经营使他们的抗风险能力较强,另一方面在一二线城市的布局也使他们拥有更优质的市场环境。但对于那些在三四线城市开展业务的小型燃气公司来说,收益率的降低是个挑战。”有分析师说道。

除此之外,现在争论的另一个焦点就是“接驳费”。

据了解,城市燃气设施可以分为三部分,一是市政燃气设施;二是从市政燃气设施到建筑区划红线外的管网设施;第三部分是用户燃气设施,包括建筑区划红线内的用户共有设施(庭院管道、调压器等)及用户专有的户内燃气设施。第三部分即为国际通行实践中所指的燃气接驳和工程安装费,构成广义的“接驳费”。

由于燃气接驳和工程安装属竞争性业务,《意见》明确配气准许收益包括第一二部分的收益,但不包括第三部分收益,即接驳费交予市场定价,不受政府监管。

“接驳利润通常在燃气的企业里占到毛利率的40-60%,如果不含接驳费,则对燃气公司利润影响不大,也是一个平均水平的收益率。如果包含接驳费,利益缩水将比较严重,特别是对于已经有一定规模性的燃气企业。” 中国建筑西北设计研究院新能源设计研究中心运营部经理杨超告诉《中国产经新闻》记者。

北京思亚能源咨询公司总裁李瑶认为,对于准许成本的定义明确把售气和接驳费列为配气业务之外的业务,不能算成配气业务成本或者收入的一部分。在这个规定之下,实际上要求城市燃气公司进行一个配售的财务分离,虽然没有要求进行法律分离或者所有权分离,但是财务分离已经是比较明确。

监管制度的清晰为企业提供了一个明确的预期,使得企业投资更有目的性,保证了企业的收益,而另一方面,也对目前企业的一些盈利方式产生了挑战,使得企业不得不在提质增效上下功夫。

对此,《意见》鼓励各地建立激励机制,科学确定标杆成本,低于标杆成本的可由燃气企业与用户利益共享,激励企业提高经营效率、降低配气成本。

(文章来源:中国产经新闻)