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南方能源观察
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张雄君 北京市燃气集团有限责任公司
杨雷 北京大学能源研究院
国家发展改革委今年5月底发布《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》（发改价格〔2022〕768号）（以下简称《指导意见》），随着“十四五”期间大量接收站陆续投产，接收站之间的竞争将逐步显现,新形势下政府价格主管部门、监管部门，对LNG接收站投资运营方、用户，对天然气市场竞争格局都将产生深远影响。
01 接收站发展概况
根据海关总署数据，2021年我国进口LNG量占天然气进口量64.5%，占总供应量的30.5%，进口LNG接收站已成为保障我国多气源供应来源的重要基础设施。进口LNG气化后进管道量约占进口LNG量的七成，约占天然气进口量四成，“液来气走”LNG成为我国天然气进口的重要形式。
在国内天然气需求增长推动下，新的LNG接收站不断核准、已有接收站陆续扩建。根据在建和规划数据估算，2025年我国进口LNG接收站接收能力将达到15,000万吨左右，将形成以三桶油和国家管网为主，城燃企业、电力企业、地方管道企业、其他能源公司等为辅的接收站运营投资主体，由此产生多样化的运营模式。
目前在役接收站运营模式分为完全对第三方开放、尝试性对第三方开放、对股东方代加工及一体化运营四种，对第三方开放程度依次由深到浅。其中不从事天然气供应和/或销售的独立LNG接收站服务运营商国家管网集团的7座接收站完全对第三方开放。根据信息公开数据统计，2021年三桶油占国家管网集团第三方服务总量约90%。而三桶油所有的9座接收站，燃气企业、能源公司所有的6座一体化接收站主要自建自用，通过交易中心尝试性竞拍开放或定向对股东方提供代加工服务的剩余能力极少。
02 规范接收站定价方法的必要性
从2006年第一座接收站投产至今，随着国内油气体制改革不断推进、国际LNG市场进一步融合，出于气源资源多元化、天然气供应安全保障、储气能力建设以及提升接收站运营效率等考虑，我国接收站功能在不断进化，由传统单一的再气化终端、管网基础设施的一个环节逐渐多元化演变为储气调峰设施，液态槽批气源设施，船舶转运和船舶加注的LNG枢纽等。
然而，接收站服务价格管理还停留在早期接收站投资核准阶段，随着在役接收站运行时间越来越长、新建接收站投产越来越多，不同接收站定价方法不统一不规范的问题逐渐凸显。2015年进口接收站气化服务费定价权限由中央下放至省级价格主管部门，由于缺乏统一的价格管理办法，各接收站服务费率和定价机制各不相同。
截至目前我国在役进口LNG接收站22座，服务费率执行的是“一站一价”，公开可查到的8座接收站气化服务费率在0.18～0.335元/方。部分接收站还公开了液态服务费率、船舶转运费率和仓储费率。定价依据方面，公开可查到2座接收站有国家发改委核价文号，部分接收站显示为内部结算价或协商定价，部分接收站未公开。实践中，服务费率一般由企业提供测算方案，报省级价格主管部门核定或备案。实际成交费率受接收站运营状况和接收站运营模式的影响而有所波动。
随着接收站功能多元化以及运营模式多样化发展，原有传统的仅将接收站视作再气化终端和管网基础设施的定价办法不能涵盖接收站的新兴功能定位，也落后天然气市场化改革进程。目前气态服务费基本为一揽子定价，包括了接卸、储存、气化等服务，实践中临时存储时间快的有7天的，也有30天、45天甚至60天的，超期存储也未单独收费。部分接收站提供气化外输以外的液态外输、船舶转运和罐箱外输服务中的一种或几种，采取单独定价。
在定价方法及参数方面，现有定价收益率存在8%、10%、12%等，且对于准许成本的核定不规范。价格核定周期方面，有的接收站采用与管道成本监审核定价格周期一致的3年，也有的按1个会计年，还有的在等待新政出台而多年未再核定。
为解决新形势下不同类型接收站面临的新的市场竞争格局，有必要出台适应于改革进程的接收站服务价格管理规则，对接收站服务产品、价格机制及其监管界面进行规范，促进接收站公平开放，提升接收站利用效率；并与其他油气管网改革政策协同整体推进，促进管网设施互联互通，加速资源自由流动，推动区域市场化改革突破，助力建设全国统一大市场。
03 定价指导意见的主要特点
《指导意见》是第一部专门针对LNG接收站气化服务价格管理的国家部门规章，也是继《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》（发改价格规〔2021〕818号）之后进一步完善天然气基础设施服务价格管理规定的规章。
《指导意见》依据了《中华人民共和国价格法》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）、《政府制定价格行为规则》（国家发展改革委2017年第7号令）和《政府制定价格成本监审办法》（国家发展改革委2017年第8号 ），在价格权限、定价环节、成本监审以及信息公开方面给出了统一的原则性指导。
我国不断完善主要由市场决定价格的机制，政府定价范围和项目分别根据中央和各地方政府定价目录确定。《指导意见》进一步明确了LNG气化服务费按照政府指导价管理，由省级价格主管部门制定省（自治区、直辖市）内接收站最高气化服务价格。中央政府层面只规范相关机制，为地方制定和调整气化服务指导价提供标准和参考。
定价权有别于投资项目核准权。根据《政府核准的投资项目目录（2016年本）》（国发〔2016〕72号），新建300万吨及以上进口LNG接收、储运设施项目由国家核准，300万吨以下及在本地扩建的项目由省级政府核准。我国在役22座接收站，由北到南分别分布于辽宁省、天津市、河北省、山东省、江苏省、上海市、浙江省、福建省、广东省、广西壮族自治区、海南省共11省（直辖市），大部分由国家核准，部分由地方核准。接收站外输管道，部分打包在接收站投资项目中一起核准，部分单独核准。
《指导意见》根据接收站站内设施不同功能定位，将所提供服务和产品进行了区分，分别实行政府指导价和市场自主定价。
对“液来气走”外输相关工艺流程设施提供的气化服务，可以理解为视作管网基础设施的一个环节，对其定价方法与准许收益率，与网络型自然垄断环节的管输费管理保持一致，并明确了60%的最低气化比例，对气化服务效率提出要求。
传统的液态外输服务，以及罐箱外输、船舶转运等发挥接收站枢纽功能的其他新兴外输服务被视作竞争性环节，将不再实行政府指导价，而由市场自主定价，由接收站与用户根据服务成本与收益、市场供求和竞争状况协商确定。其中液态外输服务与液态商品市场化定价是衔接的。
将LNG接收站储罐作为接收站附属运营保障功能与作为大型储气调峰功能进行了区分，对前者规定了最高存储天数为45天，对后者则落实了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637号）中对储气调峰设施服务实行市场化定价的规定，有助于发挥LNG接收站储气调峰的功能。
接收站气化管输设施是接收站外输系统的一部分，与液态装车设施或其他外输设施共用储罐低压输送泵、高压外输泵等设备或低压总管、高压总管等设备，在成本监审时要进行财务分离。
《指导意见》通过政府指导价与接收站灵活定价相结合的方式实行价格监管，鼓励气化服务费 “一省份一最高指导价”。省级价格主管部门在此框架下制定本省最高气化服务费率，接收站在满足不超过所在省份最高气化服务费率要求下，自行制定本接收站服务费率。通过分层级的价格管理流程，一方面可保证接收站通过政策保障获得政府许可范围内的收益，另一方面给接收站留有创新产品、提升效率空间，可激发市场主体活力，一定范围内自主承担市场风险，扩大合理有效投资。
04 《指导意见》的影响
随着“十四五”期间大量接收站陆续投产，天然气市场化改革在政府监管、价格改革等方面的推进，《指导意见》对新形势下天然气市场竞争格局将产生深远影响。对政府价格主管部门、监管部门，对LNG接收站投资运营方、用户等也提出了新的要求。
LNG作为天然气的一种产品形式，最终要进入市场销售，LNG接收站服务仅仅是LNG产业链上的一个环节，对接收站气化服务用户而言，LNG靠岸后从接收站码头接收装置法兰到用户交付点之间发生的气化服务费+管输费是影响成本的关键因素。基础设施服务成本的均等化将进一步促进作为商品本身的天然气竞争。
我国已经确定按四个价区确定管输运价率，在省网层面，如浙江、广东等采取的是以同网同价为主的管输费率，此次《指导意见》鼓励LNG气化服务价格实行“一省份一最高限价”，区域内管输费率相同，如接收站气化服务费也一样的话，就可以扩大区域市场上不同来源的商品天然气本身的竞争，而不用考虑这些天然气从哪个气源而来（管输费及气化费的影响），有利于增进市场规模。
天然气市场化改革下步的重点将是在省网及区域市场层面，《指导意见》对于构建区域天然气市场具有明确的方向性指引。
省级价格主管部门要由原有的核定单一接收站气化服务价格，转变为通过核定本省所有接收站与气化服务有关的总的准许成本、有效资产、气化总量，从而制定出本省气化服务费最高指导价。由单一到整体，由定价或备案到指导价的转变，对地方政府价格管理提出新要求。地方要在今年年底前建立适应新形势下的LNG气化服务费价格管理办法和成本监审规则，气化服务与其他业务的成本分摊和归集将成为成本监审的难点和关键。
工艺流程环节中气化服务与液态装车服务、船舶转运服务等的成本分摊，储罐作为气化服务环节的内部临时存储功能与独立仓储、储气功能的成本分摊，这些是区分政府定价与市场自主定价的界面。另外，考虑到本省天然气行业发展、经济发展与用户价格承受力等因素，本省最高指导价与毗邻省份的衔接问题，本省在役接收站与在建和/或规划接收站之间、运行时间较长接收站与新投产接收站之间的成本差异等问题也要提前考虑。
原定价中准许收益率高于8%的接收站和气化量达不到核定气化能力60%的接收站，气化服务费率将下降。地方价格主管部门规定的不超过8%的准许收益率是以实现不低于核定气化能力60％为前提的。最低气化量可以有效规避用受监管的气化服务成本补贴市场化业务成本的可能性。
需要说明的是，气化能力不同于接收站接收能力。根据《液化天然气接收站能力核定方法》（SY/T 7434-2018），接收站能力是由码头接收能力、储罐周转能力和外输设施能力三项中的最小值确定。而气化能力是储罐低压输送泵、储罐高压输送泵、气化器和与气化工艺相关管道输送能力的最小值。
原有接收站气化服务成本与外输管道管输成本有交叉补贴的，接收站气化服务费将发生变化。对于部分站线一体项目的接收站，如果接收站外输管道沿线有开口分输而存在接收站与管道间交叉补贴的，接收站服务费率将提高。另外，部分接收站与外输管道在投资核准时或打包核准，或同属于一家投资者，在财务账目上不一定严格分离。为便于地方价格主管部门制定最高指导价，接收站要将气化服务业务与其他业务从财务上分离，以建立符合成本监审要求的单独核算账目。如果是用接收站成本补贴外输管道的，接收站服务费率将提高。
同一投资者在不同省内拥有多个接收站的，其定价策略将相应调整。不排除出于市场战略考虑，投资者原来考虑所有接收站的整体投资回报，不同接收站之间可能存在交叉补贴。《指导意见》之后，具体接收站定价将遵循省内定价管理办法，且受到省内最高限价的约束。
《指导意见》仅对以气态交付的气化服务价格定价机制作出规定，并明确其他服务都交给市场，为接收站在监管范围内创新设计和制定具体气化服务价格留有自主空间，以及为市场化发展衍生服务提供了依据。接收站可通过价格和产品设计，最大化提升接收站利用效率，提高接收站竞争力和收益。
一是受监管的气化服务收费将向多样化发展。在不超过本省最高气化服务指导价的基础上，具体接收站可将运营模式、商务运作经验与服务市场需求相结合，创新设计出更适合自身特点的服务费率与产品。
（1）费率计量单位可维持现有体积单位以衔接下游管道气销售，还可以按热值单位以衔接上游国际进口气源采购，也响应了国家提出的开展能量计量的要求，适应将来多气源计量需要；
（2）费率设计方法除维持现有的一部制计价，还可以根据需要设计为区分容量费（或预定费）和使用费（或气量费）的两部制计价，成本分摊和定价效率将更适合于固定成本占比远大于变动成本的基础设施费率需要；
（3）费率产品设计除现有不区分时段和用户类型的固定价格，可以进一步丰富为根据季节性供需变化的弹性浮动价格，还可以根据服务的可中断性与不可中断性，对中长期用户、年度用户和临时用户实行不同幅度的价格优惠等，利用价格杠杆调节服务供需。实际上，我国最早的接收站中海油广东大鹏LNG接收站一期工程，气化服务费采用的就是能量计量和两部制费率设计。气化服务费按容量费95%和气量费5%的比例分别收取，容量费单价为元/天，气量费单价为元/吉焦。不过，该项目为站线一体化工程，气化服务费包含到终端用户的外输管输费。
二是推动接收站大力发展不受监管的液态外输等外输服务及其他衍生服务。气化服务不仅面临着对第三方开放和价格监管，随着LNG接收站越来越多，其能力还有过剩的可能性，这将促使接收站针对不受监管的环节开展多元化经营。除了传统的液态外输服务，接收站可根据自身资源条件开发船舶转运、船舶加注、保税仓、冷能利用等特色服务，这些特色服务区别于主营的同质化的传统服务，可发展接收站作为枢纽的额外功能。此外，与窗口期开放有关的港务、停泊、护航，船货进口审批、清关及报检类的进口手续服务等辅助性增值服务也是一块小市场。2018年冬季，中海油通过交易中心开展了2期进口LNG接收站窗口期竞拍试点，公开资料显示的类似相关服务收费分别为0.265元/方和0.300元/方。
接收站站内设施LNG储罐有三个功能，一是作为气化服务环节中的临时储存罐，其价值被内化到气化服务费中。二是作为保税罐，其价值独立于气化服务费之外，是接收站作为枢纽功能的体现。由于需要单独申请资质及相关国际转运业务较少，目前只有个别接收站有配置，远期会有发展。三是与地下储气库一起构成主要的季节性储气调峰设施，其价值独立于气化服务费之外，暂没有显性化，但潜在价值很大。
随着近年来加大储气能力建设的要求，接收站储罐罐数向多、罐容向大发展。公开资料显示，在役在建的接收站配套储罐数最多达20座、单个储罐罐容最大可达26.6万立方米。还有进口LNG接收站是以应急储备项目的名义被核准建设的。另外，鼓励异地建设和租赁储气调峰设施政策推动下，还发展出LNG储罐与LNG接收站属于不同投资者的商务模式，例如香港中华煤气投资拥有新天绿色能源曹妃甸接收站2个储罐。因而，无论从功能上还是从商务模式上，都对储罐独立于气化服务费之外的储气服务价值显性化提出要求。
我国鼓励储气设施运营企业通过提供储气服务获得合理投资收益，或利用天然气季节价差获取销售收益。《指导意见》明确接收站储气服务价格采用市场自主定价，将推动储罐储气调峰功能独立显性化，其作为季节性套利基础设施的价值将得到进一步发挥。
天然气最终用户所支付的价格是进口LNG到岸价、接收站气化服务费、管输费（LNG接收站外输管道费或跨省管输费、省内短途管道等）、配气费各环节费用加合。在具有类似接收能力和服务产品供应的多个接收站为同一消费市场提供通道的区域，外输管道管输费基本相同，接收站间的竞争将趋于激烈。气化服务费高低将成为竞争的关键。当然，前提条件是接收站与管道容量足够且对第三方开放。
LNG产业链是一个协同的整体，LNG气化服务仅是其中一个环节，其费用占比较小，主要竞争还在于气源的量和价。国际LNG气源（尤其是现货气源）价格波动较大，接收站气化率受国际气源进口量和价格的影响很大。对于独立LNG接收站，完全靠气化量获得收益。如果气化量低于设计气化能力60％，则实际收益率可能达不到8％。
资源型LNG进口企业追求产业链一体化，拥有气源、接收站和终端市场，这种一体化接收站不仅仅是中游管网基础设施，还是上游资产，靠LNG长协量保证气化量，抗风险能力远大于独立的接收站。不过，一体化运营的接收站气化服务费多用于内部结算，服务费率高低对市场影响不大。随着我国接收站整体接收能力提升，为提高LNG接收站运营效率，一体化接收站也会将剩余能力对第三放公平开放，此时将与独立接收站处于同一竞争环境。因此，将来有可能发展出接收站气化能力部分保留一体化、部分对第三方开放的监管模式，以创造出同等竞争环境，从而推动发展出更低的气化服务费和更好的服务与产品，促进资源流动。
05
展望
《指导意见》按照“放开两头，管住中间”的改革方向，既吸取了国际上成熟天然气市场对接收站的监管经验，也结合了我国接收站及天然气行业发展阶段的现实情况，与最新的天然气管输价格管理办法相衔接。未来有望各省价格主管部门根据本省及邻省天然气资源、基础设施与市场情况，进一步出台本省接收站价格管理办法及成本监审细则；也有望单一接收站和/或拥有不同省份的多个接收站所有者充分发挥创新和积极性，根据资源特点和战略布局，探索出进一步提升效率的接收站服务定价及服务产品。通过政策推动与实践探索，实现价格引导市场竞争，进而撬动资源供应多元化和消费成本下降。
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审核 冯洁
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