欧美典型国家天然气管输费定价机制及结算模式探究

欧洲和北美是当前全球天然气市场发展最成熟、市场化程度最高的区域。在深入调研英国、美国、加拿大、意大利天然气管网现状、管输费定价机制和管输费结算模式的基础上,分析欧美国家入口到出口结算法、解耦式入口和出口结算法、约定路径结算法、邮票制结算法的理论方法与计算模型。意大利、英国的天然气管输定价模式采用入口/出口式的两部制管输定价法。美国没有全国统一的管网容量交易平台,各管道公司自行建立容量交易平台。加拿大既有长输管道,也有区域性管网,两者定价模式不同。欧美管道公司管输定价和结算模式与本国天然气管道的运营特点相适应,与本国天然气管网的运营管理模式相适应。建议结合中国实际,在深化天然气管网公平开放改革的过程中,建立适应中国国情的管输容量交易机制与交易平台;借鉴欧美国家天然气管输采用的两部制价格模式,鼓励不熟悉天然气管道运输业的企业进入市场,进一步推动中国天然气管网的公平开放。

输气管道的输量、运距与管输费率关系研究

在对若干输气管道个案计算基础上,可以发现规划输气量下,管输费率与输送距离间存在线性关系,进一步研究可以得到输气单位体积、单位距离的管输价格与规划输气量间的函数关系,就可以实现既定输气费率下经济最远运距的计算。

基于“成本+收益”原则的原油管道管输费定价机制研究

基于“管住中间,放开两头”的发展思路,我国原油管道建设和运营不断向市场化方向改革。管输费作为原油价格的主要构成要素,其定价机制是上游油源和管道公司之间效益平衡的重要手段,决定了管道独立运营和市场化改革的效果。基于“成本+收益”的原则和管道项目的整体性与异质性,独立型管道侧重经营性管输收益最大化,而一体化管道更侧重服务性整体效益最大化。根据中哈、中缅及乍喀等原油管道案例,厘清了“一部制”管输费与“两部制”管输费的模块化构成、风险评估及适用条件。其中,“两部制”管输费既能通过协议输量保障投资稳定与快速回收,又能与国际油价、原油输量等外部性因素挂钩而消除内生性风险,突破了“一部制”的应用瓶颈。根据东非乌干达原油管道算例分析,发现相较于“一部制”,“两部制”管输定价模式的平均管输费更低,并据此提出在“负油价”经济风险下,基于外部因素的“两部制”模式将是管输环节的应用重点与改革方向。

关于跨国管道管输费计算的探讨

中外合资的大型跨国管道建设项目,涉及多个国家。从已经完成的项目可行性研究来看,按照中国的方法来测算管输费,与跨国管道的实际运营情况存在较大的差异。为了更好地开展跨国管道项目的管输费测算工作,建议:1)按照管道过境国的方法计算跨国管道管输费,以更好地反映管线的实际经济效益和管输费水平;2)准确把握和深入了解管道过境国的管输费监管原则及其变化,规避项目运营风险;3)尽可能增加对跨国管道项目的资本金投入,以利于降低项目的管输费水平;4)重视跨国管道管输费确定过程中有关参数的选取;5)对于不同的管线,由于管输费计算方法和参数存在较大差异,不宜进行单位管输费水平的简单排队、横向对比。

我国跨境油气管道管输费制定模式

从中亚、中哈和中俄陆上油气管道的管输费制定模式上可以看出,管输费的制定并没有统一的模式,但都符合成本回收和投资回报的基本原则;管输费的制定应充分考虑管道所在国政府的相关管理规定,并按照其管输费制定模式对国际通用的财务内部收益率(IRR)方法进行调整。在对外合作项目的商务交流活动中,谈判需要一定的灵活性,不宜一味坚持国内适用的财务内部收益率法的管输费制定模式。建议国内相关部门和单位,参照已经运行的跨境管道的管输费制定模式,对今后海外管道项目的经济评价和管输费制定公式进行调整与完善,以便更好地适应对外项目合作的需要。

浅析中哈原油管道管输费的制定策略

中哈原油管道全长2828千米,分属三个公司。哈萨克斯坦国家反垄断委员会对于中哈原油管道管输费的规定,与中国国家发展和改革委员会对管输费的规定存在着明显的区别,前者是当期费率,后者是运营期的平均费率,实施效果对于管输企业的经营和发展有着不同的影响。文章还分析比较了滨里海地区BTC管道(巴库-第比利斯-杰伊汉)、CPC管道(田吉兹-新罗西斯克)与KCP管道(中哈管道)的运价水平,提出了提高中哈管道竞争力的途径。建议择机对中哈管道全线三家管道公司的资产进行整合,为全线实行"一票制"管输费创造有利条件,从而降低整体管输费,吸引滨里海地区的原油资源使该管道高负荷运行。

哈萨克斯坦与中国天然气管道管输费定价机制异同分析

在天然气管道定价机制上,哈萨克斯坦与国内在法律、法规和计算方法等方面存在诸多差异。介绍了哈萨克斯坦天然气管网发展及其管输费定价机制,分析比较了其与国内管输费计算方法和结果上的不同之处。

乍得原油管道管输费模型的构建与优化

充分借鉴国内外管输费模式,综合考虑项目利益、乍得政府诉求以及管输费计算模型合理性等因素,构建了乍得一、二期原油管道全生命周期与输量比例相融合的管输费计算模型。该模型有三大创新点:一是构建了"资本性支出回收+操作费用回收+贷款利息回收+边际商业利润"计算模型;二是引入"边际商业利润",保证管道项目在全生命周期获得既定的内部收益率;三是创立按"输量比例"要素进行投资回收,较好地匹配了上游项目上产节奏。按照该模型测算,截至2016年12月底,中方收取的一、二期管道乍得政府矿费油管输费累计达3856.52万美元。该成果对石油天然气管道项目处理类似问题具有一定借鉴意义。

天然气价格改革对管道项目评价方法的影响探讨

2013年6月底,国家发改委发布新的天然气价格调整方案,天然气门站价格的推行和实施将对天然气产业各个环节产生不同的影响。就天然气管道建设项目而言,在新的天然气价格改革方向下,管输费测算方法的不同潜在趋势将明显影响此类项目的经济评价方法。现行的管道项目评价方法是以成本加成法反算管道项目管输费。本文提出标准管输费、标杆管输费或者管输价格空间三种方式正算管输价格,作为新建管道的运费标准计算管输收入。建议未来新建管道项目评价时的效益测算采用正算和反算结合的方法。

美国储气调峰成本疏导机制及其启示

当前,国内业界对天然气产业链中储气调峰成本的疏导研究主要集中于地下储气库→供气企业环节,对供气企业→燃气公司→终端用户这两个环节的研究则相对薄弱,导致上一级主体储气调峰成本难以顺利疏导的情况时有发生,在一定程度上影响了我国储气能力建设的良性循环。为了解决上述问题,以美国为例,对其储气调峰成本在天然气产业链中疏导的全过程进行了系统梳理,并选取天然气调峰特性和我国京津冀地区相似的科罗拉多州为研究样本,结合具体项目和实际操作过程进行了深入剖析。研究结果表明:①美国储气调峰成本通过产生、流转和分配3个环节完成疏导,3个环节层次分明,公平和效率各有侧重;②能否获取预期收益是相关主体是否参与调峰的决定性因素;③在调峰过程中经营主体高度重视经营风险控制,尽量缩小风险敞口。进而对我国储气调峰成本疏导机制提出了建议:①进一步完善相关法律制度建设,逐步建立兼顾规范性和灵活性的调峰责任划分机制;②进一步理顺疏导机制,让各环节都有稳定的收益预期;③研究将一部分储气调峰成本纳入管输费的可行性。

天然气管道站场适应性改造和支线管道建设投资收益模式探讨

近几年,天然气管道站场适应性改造和支线管道建设投资增长迅速,而干线管输费核定时未包括这部分投资,使得站场适应性改造收费缺乏依据,企业自建支线管输费也较难得到批准,导致这部分投资难以回收。站场适应性改造应坚持独立建设、独立运营的管理模式,可考虑通过管输费三年调价机制、高可靠性供气费、管网建设综合配套费等获取投资收益。但这三种收费模式的可操作性取决于国家和各级政府部门的政策支持以及管道运营企业与气价承受能力不同的主要下游用户的谈判。支线管道的建设可以通过独资、合资、用户自建等方式进行,建议收费模式仍以管输费为主,管道运营企业可以联合适当的合作伙伴或者天然气用户共同向政府主管部门报批管输费。

乍得-喀麦隆原油管道输送收费模式分析

乍得-喀麦隆管道是埃克森美孚等公司利用国际资本为多巴原油外输而修建的跨国原油管道。乍-喀管道通过资本回报模式计取管输费,管输费由管道运营费用、债务本息费用、固定流量费用和变动流量费用四个部分构成,在考虑项目债务还本付息的基础上给予股东10%的资本回报率。该模式在实现投资快速回收的同时,大幅降低了管输成本,为上游油田降本增效创造了空间,这对埃克森美孚等国际石油公司是较为有利的,对乍得和喀麦隆政府而言则是利弊兼有。就我国石油公司修建境外跨国油气管道项目而言,应合理制定管输收费策略以服务于上游油田和下游市场,采用交叉持股方式分别成立独立管道公司,并尽量引入国际资本,以降低管道投资风险和引入第三方监管。

再论计算天然气运距的“顺流周转量分配法”

天然气计价中应按输气运距的长短收取不同的管输费,这是由管输总成本随输气平均运距增加而递增的规律所决定的,也是国家在法规性文件中多次重申的原则。天然气管输运距的正确计算已成为管输费按运距计价的关键。本文完善了计算管输运距的“顺流周转量分配法”,并推证其正确性及实用性。

国外天然气管输业的运营管理与发展动向

天然气管输业是天然气工业的重要组成部分,各国政府十分重视天然气管输业的监管,设有专门的行业监管部门或机构,由法律确定其管辖权限或职责。管输费率是天然气管输业监管的重点之一,通常采用两部制(输能费和输量费)费率并按服务成本法制定。欧美国家天然气管输公司的专业性很强,其运营与管理的主要宗旨和目标是安全、按质、按量、准时、高效、低耗地向用户供气,使输气公司获得最高经济效益,股东获得最大回报并履行社会责任。在天然气管输业放松管制的趋势下,管输公司采取了多种方式降低成本、提高运营效率。借鉴和学习国外经验,建议我国设立专门的天然气行业监管部门或机构,统一管理全国天然气的产、供、输、配、销;制定全国天然气工业中长期发展战略;尽早规范或制定与天然气管输相关的法规或管理办法;对管输费率实行“回收成本、合理盈利”的管理办法,逐步推行管输费按输能费和输量费两部计收的办法;对天然气管输业实行税赋优惠政策,减轻下游消费者的负担。

中国天然气价格市场化改革进展分析

经过多年发展,中国天然气价格初步形成了LNG和管道气两个相对独立的价格体系.LNG是中国天然气市场供应和消费的重要组成部分,其价格呈现鲜明的区域性和季节性差异,季节波动性明显,完全由市场供需形成.管道气是中国天然气供应和消费的主要方式,其价格按照"管住中间,放开两头"的改革思路,市场化程度不断提升,目前气源价格已全部放开,管输和配气环节价格监管不断加强,门站价格以市场净回值法为基础试点放开,季节差价和调峰气价开始起步.随着市场化进程推进,中国天然气定价机制将进一步优化,门站价格将被逐步取消,定价方法将由体积计价逐渐向热值计价转变,多元化的差别化价格体系将进一步完善.建议国家及天然气企业加大对天然气价格策略的研究,根据市场形势的变化及时推出市场化改革政策,以保障整个市场秩序的平稳有序.

欧盟天然气市场化进程及启示

随着天然气消费需求的持续增长和产业链结构日趋多元化,我国提出了一系列天然气市场化改革方案以推动天然气产业链市场化并逐渐向竞争性结构演变。欧洲作为世界天然气消费的重要区域,经过多年发展,其天然气市场和储运设施均已相对成熟。伴随着欧盟近年来推行的天然气市场化措施,欧盟的天然气市场经历了较为深刻的重组过程。通过对欧盟天然气市场化进程的研究,探讨了当前欧盟天然气市场的多元化组成和基本运作原理,着重阐述了天然气管道和储气库等储运企业在完全市场化的天然气市场中所扮演的角色及其运营模式,并归纳了其不同输气模式下管输计费方式。总结欧盟的经验可知,天然气市场的市场化需要满足以下条件:①设立必要的监管机构;②以相对成熟的管网设施和消费结构为前提;③制定相应的经济刺激措施以缓解市场化带来的管道投资热情下降等问题。该成果为推动中国天然气市场化改革提供参考。

冀-宁管道改扩建工程经济评价方法的选用

近年来,在国际油价大幅上涨引发的石油项目投资热潮背景下,我国各类石油天然气管道项目纷纷提上日程。如何根据投资目标、项目特点、经济评价原则,选择有效的经济评价方法显得尤为重要。以冀-宁管道(安平—青山)南段改扩建工程为例,对不同经济评价方法的选用进行了分析。根据项目不同特点及数据现状,冀-宁管道复管(泰安—青山)工程与增压工程分别采用类似"新设法人法"与"增量效益法"的经济评价方法。论述了"新设法人法"及"增量效益法"的经济评价原则、方法、评价参数,选取定量与定性相结合的经济评价方法,进而得出行之有效的评价结论。

营业税改征增值税对长输油气管道项目财务评价的影响

油气管道项目可以分为管道运输服务模式和运输加销售模式两种类型。交通运输业营业税改征增值税仅对缴纳营业税的管道运输服务模式的油气管道项目经济评价产生影响营业税改征增值税会直接影响建设项目的投资造价水平、生产经营成本及利润,影响经财务评价的编制程序和报表格式,财务评价指标值也将发生变化。本文简要解读交通运输业营改增的有关政策,分析了营改增后对长输油气管道项目财务评价的影响,分析了投资估算中增值税抵扣的操作、增值税抵扣对于资金筹措的影响,提出了相应的处理方法。

天然气管网经济效益研究与系统设计

我国天然气管网已经形成全国性供气网络,管网在保证全国供气的可靠性与连续性等方面具有重要意义。然而,管网存在诸多问题有待解决:天然气调度复杂、输配任务繁重;管网进出气点、分输点、管线、输配气场站数量众多;管径规格、压力等级差异大,现有调配制度仍以进出气平衡为主要标准,未能充分考虑用户、输气效益等问题。因此,研究了各管网公司管输费计算、最佳输气路线计算,并引入改进的单纯型法优化现有输气方案,同时开发出了相应软件便于工作人员使用,为该管网安全可靠经济的输气性运营提供支撑。

天然气管输成本测算与合理收费方法探讨

天然气管输收费以管输成本为基础,这是目前公认的作法。本文从分析天然气管输成本的影响因素入手,推导出在一定管道条件下,管输成本与运距、输气量的关系,从而给出了天然气管输成本测算公式,说明了管输成本的构成与形成规律,证明了我国制定的按管榆运距收费的办法有一定根据,同时指出其缺陷和不足,并提出了按管输成本构成特点和国际通行的两部制收费办法的建议。