北京天然氣價格多少錢一方（收藏）

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未經許可嚴禁以任何形式轉載

南方能源觀察

歡迎投稿，投稿郵箱：

eomagazine@126.com

張雄君 北京市燃氣集團有限責任公司

楊雷 北京大學能源研究院

國家發展改革委今年5月底發布《關于完善進口液化天然氣接收站氣化服務定價機制的指導意見》（發改價格〔2022〕768號）（以下簡稱《指導意見》），隨著“十四五”期間大量接收站陸續投產，接收站之間的競爭將逐步顯現,新形勢下政府價格主管部門、監管部門，對LNG接收站投資運營方、用戶，對天然氣市場競爭格局都將產生深遠影響。

01 接收站發展概況

根據海關總署數據，2021年我國進口LNG量占天然氣進口量64.5%，占總供應量的30.5%，進口LNG接收站已成為保障我國多氣源供應來源的重要基礎設施。進口LNG氣化后進管道量約占進口LNG量的七成，約占天然氣進口量四成，“液來氣走”LNG成為我國天然氣進口的重要形式。

在國內天然氣需求增長推動下，新的LNG接收站不斷核準、已有接收站陸續擴建。根據在建和規劃數據估算，2025年我國進口LNG接收站接收能力將達到15,000萬噸左右，將形成以三桶油和國家管網為主，城燃企業、電力企業、地方管道企業、其他能源公司等為輔的接收站運營投資主體，由此產生多樣化的運營模式。

目前在役接收站運營模式分為完全對第三方開放、嘗試性對第三方開放、對股東方代加工及一體化運營四種，對第三方開放程度依次由深到淺。其中不從事天然氣供應和/或銷售的獨立LNG接收站服務運營商國家管網集團的7座接收站完全對第三方開放。根據信息公開數據統計，2021年三桶油占國家管網集團第三方服務總量約90%。而三桶油所有的9座接收站，燃氣企業、能源公司所有的6座一體化接收站主要自建自用，通過交易中心嘗試性競拍開放或定向對股東方提供代加工服務的剩余能力極少。

02 規范接收站定價方法的必要性

從2006年第一座接收站投產至今，隨著國內油氣體制改革不斷推進、國際LNG市場進一步融合，出于氣源資源多元化、天然氣供應安全保障、儲氣能力建設以及提升接收站運營效率等考慮，我國接收站功能在不斷進化，由傳統單一的再氣化終端、管網基礎設施的一個環節逐漸多元化演變為儲氣調峰設施，液態槽批氣源設施，船舶轉運和船舶加注的LNG樞紐等。

然而，接收站服務價格管理還停留在早期接收站投資核準階段，隨著在役接收站運行時間越來越長、新建接收站投產越來越多，不同接收站定價方法不統一不規范的問題逐漸凸顯。2015年進口接收站氣化服務費定價權限由中央下放至省級價格主管部門，由于缺乏統一的價格管理辦法，各接收站服務費率和定價機制各不相同。

截至目前我國在役進口LNG接收站22座，服務費率執行的是“一站一價”，公開可查到的8座接收站氣化服務費率在0.18～0.335元/方。部分接收站還公開了液態服務費率、船舶轉運費率和倉儲費率。定價依據方面，公開可查到2座接收站有國家發改委核價文號，部分接收站顯示為內部結算價或協商定價，部分接收站未公開。實踐中，服務費率一般由企業提供測算方案，報省級價格主管部門核定或備案。實際成交費率受接收站運營狀況和接收站運營模式的影響而有所波動。

隨著接收站功能多元化以及運營模式多樣化發展，原有傳統的僅將接收站視作再氣化終端和管網基礎設施的定價辦法不能涵蓋接收站的新興功能定位，也落后天然氣市場化改革進程。目前氣態服務費基本為一攬子定價，包括了接卸、儲存、氣化等服務，實踐中臨時存儲時間快的有7天的，也有30天、45天甚至60天的，超期存儲也未單獨收費。部分接收站提供氣化外輸以外的液態外輸、船舶轉運和罐箱外輸服務中的一種或幾種，采取單獨定價。

在定價方法及參數方面，現有定價收益率存在8%、10%、12%等，且對于準許成本的核定不規范。價格核定周期方面，有的接收站采用與管道成本監審核定價格周期一致的3年，也有的按1個會計年，還有的在等待新政出臺而多年未再核定。

為解決新形勢下不同類型接收站面臨的新的市場競爭格局，有必要出臺適應于改革進程的接收站服務價格管理規則，對接收站服務產品、價格機制及其監管界面進行規范，促進接收站公平開放，提升接收站利用效率；并與其他油氣管網改革政策協同整體推進，促進管網設施互聯互通，加速資源自由流動，推動區域市場化改革突破，助力建設全國統一大市場。

03 定價指導意見的主要特點

《指導意見》是第一部專門針對LNG接收站氣化服務價格管理的國家部門規章，也是繼《天然氣管道運輸價格管理辦法(暫行)》（發改價格規〔2021〕818號）之后進一步完善天然氣基礎設施服務價格管理規定的規章。

《指導意見》依據了《中華人民共和國價格法》、《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》（中發〔2015〕28號）、《政府制定價格行為規則》（國家發展改革委2017年第7號令）和《政府制定價格成本監審辦法》（國家發展改革委2017年第8號 ），在價格權限、定價環節、成本監審以及信息公開方面給出了統一的原則性指導。

3.1 明確了地方定價權限

我國不斷完善主要由市場決定價格的機制，政府定價范圍和項目分別根據中央和各地方政府定價目錄確定。《指導意見》進一步明確了LNG氣化服務費按照政府指導價管理，由省級價格主管部門制定省（自治區、直轄市）內接收站最高氣化服務價格。中央政府層面只規范相關機制，為地方制定和調整氣化服務指導價提供標準和參考。

定價權有別于投資項目核準權。根據《政府核準的投資項目目錄（2016年本）》（國發〔2016〕72號），新建300萬噸及以上進口LNG接收、儲運設施項目由國家核準，300萬噸以下及在本地擴建的項目由省級政府核準。我國在役22座接收站，由北到南分別分布于遼寧省、天津市、河北省、山東省、江蘇省、上海市、浙江省、福建省、廣東省、廣西壯族自治區、海南省共11省（直轄市），大部分由國家核準，部分由地方核準。接收站外輸管道，部分打包在接收站投資項目中一起核準，部分單獨核準。

3.2 明確了定價的服務產品范疇

《指導意見》根據接收站站內設施不同功能定位，將所提供服務和產品進行了區分，分別實行政府指導價和市場自主定價。

對“液來氣走”外輸相關工藝流程設施提供的氣化服務，可以理解為視作管網基礎設施的一個環節，對其定價方法與準許收益率，與網絡型自然壟斷環節的管輸費管理保持一致，并明確了60%的最低氣化比例，對氣化服務效率提出要求。

傳統的液態外輸服務，以及罐箱外輸、船舶轉運等發揮接收站樞紐功能的其他新興外輸服務被視作競爭性環節，將不再實行政府指導價，而由市場自主定價，由接收站與用戶根據服務成本與收益、市場供求和競爭狀況協商確定。其中液態外輸服務與液態商品市場化定價是銜接的。

將LNG接收站儲罐作為接收站附屬運營保障功能與作為大型儲氣調峰功能進行了區分，對前者規定了最高存儲天數為45天，對后者則落實了《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》（發改能源規〔2018〕637號）中對儲氣調峰設施服務實行市場化定價的規定，有助于發揮LNG接收站儲氣調峰的功能。

接收站氣化管輸設施是接收站外輸系統的一部分，與液態裝車設施或其他外輸設施共用儲罐低壓輸送泵、高壓外輸泵等設備或低壓總管、高壓總管等設備，在成本監審時要進行財務分離。

3.3 體現出氣化服務費的成本補償和資源配置兩個功能

《指導意見》通過政府指導價與接收站靈活定價相結合的方式實行價格監管，鼓勵氣化服務費 “一省份一最高指導價”。省級價格主管部門在此框架下制定本省最高氣化服務費率，接收站在滿足不超過所在省份最高氣化服務費率要求下，自行制定本接收站服務費率。通過分層級的價格管理流程，一方面可保證接收站通過政策保障獲得政府許可范圍內的收益，另一方面給接收站留有創新產品、提升效率空間，可激發市場主體活力，一定范圍內自主承擔市場風險，擴大合理有效投資。

04 《指導意見》的影響

隨著“十四五”期間大量接收站陸續投產，天然氣市場化改革在政府監管、價格改革等方面的推進，《指導意見》對新形勢下天然氣市場競爭格局將產生深遠影響。對政府價格主管部門、監管部門，對LNG接收站投資運營方、用戶等也提出了新的要求。

4.1 推動天然氣區域市場的競爭

LNG作為天然氣的一種產品形式，最終要進入市場銷售，LNG接收站服務僅僅是LNG產業鏈上的一個環節，對接收站氣化服務用戶而言，LNG靠岸后從接收站碼頭接收裝置法蘭到用戶交付點之間發生的氣化服務費+管輸費是影響成本的關鍵因素。基礎設施服務成本的均等化將進一步促進作為商品本身的天然氣競爭。

我國已經確定按四個價區確定管輸運價率，在省網層面，如浙江、廣東等采取的是以同網同價為主的管輸費率，此次《指導意見》鼓勵LNG氣化服務價格實行“一省份一最高限價”，區域內管輸費率相同，如接收站氣化服務費也一樣的話，就可以擴大區域市場上不同來源的商品天然氣本身的競爭，而不用考慮這些天然氣從哪個氣源而來（管輸費及氣化費的影響），有利于增進市場規模。

天然氣市場化改革下步的重點將是在省網及區域市場層面，《指導意見》對于構建區域天然氣市場具有明確的方向性指引。

4.2 具體氣化費的明確是下步工作的關鍵

省級價格主管部門要由原有的核定單一接收站氣化服務價格，轉變為通過核定本省所有接收站與氣化服務有關的總的準許成本、有效資產、氣化總量，從而制定出本省氣化服務費最高指導價。由單一到整體，由定價或備案到指導價的轉變，對地方政府價格管理提出新要求。地方要在今年年底前建立適應新形勢下的LNG氣化服務費價格管理辦法和成本監審規則，氣化服務與其他業務的成本分攤和歸集將成為成本監審的難點和關鍵。

工藝流程環節中氣化服務與液態裝車服務、船舶轉運服務等的成本分攤，儲罐作為氣化服務環節的內部臨時存儲功能與獨立倉儲、儲氣功能的成本分攤，這些是區分政府定價與市場自主定價的界面。另外，考慮到本省天然氣行業發展、經濟發展與用戶價格承受力等因素，本省最高指導價與毗鄰省份的銜接問題，本省在役接收站與在建和/或規劃接收站之間、運行時間較長接收站與新投產接收站之間的成本差異等問題也要提前考慮。

原定價中準許收益率高于8%的接收站和氣化量達不到核定氣化能力60%的接收站，氣化服務費率將下降。地方價格主管部門規定的不超過8%的準許收益率是以實現不低于核定氣化能力60％為前提的。最低氣化量可以有效規避用受監管的氣化服務成本補貼市場化業務成本的可能性。

需要說明的是，氣化能力不同于接收站接收能力。根據《液化天然氣接收站能力核定方法》（SY/T 7434-2018），接收站能力是由碼頭接收能力、儲罐周轉能力和外輸設施能力三項中的最小值確定。而氣化能力是儲罐低壓輸送泵、儲罐高壓輸送泵、氣化器和與氣化工藝相關管道輸送能力的最小值。

原有接收站氣化服務成本與外輸管道管輸成本有交叉補貼的，接收站氣化服務費將發生變化。對于部分站線一體項目的接收站，如果接收站外輸管道沿線有開口分輸而存在接收站與管道間交叉補貼的，接收站服務費率將提高。另外，部分接收站與外輸管道在投資核準時或打包核準，或同屬于一家投資者，在財務賬目上不一定嚴格分離。為便于地方價格主管部門制定最高指導價，接收站要將氣化服務業務與其他業務從財務上分離，以建立符合成本監審要求的單獨核算賬目。如果是用接收站成本補貼外輸管道的，接收站服務費率將提高。

同一投資者在不同省內擁有多個接收站的，其定價策略將相應調整。不排除出于市場戰略考慮，投資者原來考慮所有接收站的整體投資回報，不同接收站之間可能存在交叉補貼。《指導意見》之后，具體接收站定價將遵循省內定價管理辦法，且受到省內最高限價的約束。

4.3 推動接收站產品多樣化和差異化

《指導意見》僅對以氣態交付的氣化服務價格定價機制作出規定，并明確其他服務都交給市場，為接收站在監管范圍內創新設計和制定具體氣化服務價格留有自主空間，以及為市場化發展衍生服務提供了依據。接收站可通過價格和產品設計，最大化提升接收站利用效率，提高接收站競爭力和收益。

一是受監管的氣化服務收費將向多樣化發展。在不超過本省最高氣化服務指導價的基礎上，具體接收站可將運營模式、商務運作經驗與服務市場需求相結合，創新設計出更適合自身特點的服務費率與產品。

（1）費率計量單位可維持現有體積單位以銜接下游管道氣銷售，還可以按熱值單位以銜接上游國際進口氣源采購，也響應了國家提出的開展能量計量的要求，適應將來多氣源計量需要；

（2）費率設計方法除維持現有的一部制計價，還可以根據需要設計為區分容量費（或預定費）和使用費（或氣量費）的兩部制計價，成本分攤和定價效率將更適合于固定成本占比遠大于變動成本的基礎設施費率需要；

（3）費率產品設計除現有不區分時段和用戶類型的固定價格，可以進一步豐富為根據季節性供需變化的彈性浮動價格，還可以根據服務的可中斷性與不可中斷性，對中長期用戶、年度用戶和臨時用戶實行不同幅度的價格優惠等，利用價格杠桿調節服務供需。實際上，我國最早的接收站中海油廣東大鵬LNG接收站一期工程，氣化服務費采用的就是能量計量和兩部制費率設計。氣化服務費按容量費95%和氣量費5%的比例分別收取，容量費單價為元/天，氣量費單價為元/吉焦。不過，該項目為站線一體化工程，氣化服務費包含到終端用戶的外輸管輸費。

二是推動接收站大力發展不受監管的液態外輸等外輸服務及其他衍生服務。氣化服務不僅面臨著對第三方開放和價格監管，隨著LNG接收站越來越多，其能力還有過剩的可能性，這將促使接收站針對不受監管的環節開展多元化經營。除了傳統的液態外輸服務，接收站可根據自身資源條件開發船舶轉運、船舶加注、保稅倉、冷能利用等特色服務，這些特色服務區別于主營的同質化的傳統服務，可發展接收站作為樞紐的額外功能。此外，與窗口期開放有關的港務、停泊、護航，船貨進口審批、清關及報檢類的進口手續服務等輔助性增值服務也是一塊小市場。2018年冬季，中海油通過交易中心開展了2期進口LNG接收站窗口期競拍試點，公開資料顯示的類似相關服務收費分別為0.265元/方和0.300元/方。

4.4 LNG儲罐的儲氣調峰功能將通過服務價格顯現

接收站站內設施LNG儲罐有三個功能，一是作為氣化服務環節中的臨時儲存罐，其價值被內化到氣化服務費中。二是作為保稅罐，其價值獨立于氣化服務費之外，是接收站作為樞紐功能的體現。由于需要單獨申請資質及相關國際轉運業務較少，目前只有個別接收站有配置，遠期會有發展。三是與地下儲氣庫一起構成主要的季節性儲氣調峰設施，其價值獨立于氣化服務費之外，暫沒有顯性化，但潛在價值很大。

隨著近年來加大儲氣能力建設的要求，接收站儲罐罐數向多、罐容向大發展。公開資料顯示，在役在建的接收站配套儲罐數最多達20座、單個儲罐罐容最大可達26.6萬立方米。還有進口LNG接收站是以應急儲備項目的名義被核準建設的。另外，鼓勵異地建設和租賃儲氣調峰設施政策推動下，還發展出LNG儲罐與LNG接收站屬于不同投資者的商務模式，例如香港中華煤氣投資擁有新天綠色能源曹妃甸接收站2個儲罐。因而，無論從功能上還是從商務模式上，都對儲罐獨立于氣化服務費之外的儲氣服務價值顯性化提出要求。

我國鼓勵儲氣設施運營企業通過提供儲氣服務獲得合理投資收益，或利用天然氣季節價差獲取銷售收益。《指導意見》明確接收站儲氣服務價格采用市場自主定價，將推動儲罐儲氣調峰功能獨立顯性化，其作為季節性套利基礎設施的價值將得到進一步發揮。

4.5 推動接收站氣化服務第三方開放

天然氣最終用戶所支付的價格是進口LNG到岸價、接收站氣化服務費、管輸費（LNG接收站外輸管道費或跨省管輸費、省內短途管道等）、配氣費各環節費用加合。在具有類似接收能力和服務產品供應的多個接收站為同一消費市場提供通道的區域，外輸管道管輸費基本相同，接收站間的競爭將趨于激烈。氣化服務費高低將成為競爭的關鍵。當然，前提條件是接收站與管道容量足夠且對第三方開放。

LNG產業鏈是一個協同的整體，LNG氣化服務僅是其中一個環節，其費用占比較小，主要競爭還在于氣源的量和價。國際LNG氣源（尤其是現貨氣源）價格波動較大，接收站氣化率受國際氣源進口量和價格的影響很大。對于獨立LNG接收站，完全靠氣化量獲得收益。如果氣化量低于設計氣化能力60％，則實際收益率可能達不到8％。

資源型LNG進口企業追求產業鏈一體化，擁有氣源、接收站和終端市場，這種一體化接收站不僅僅是中游管網基礎設施，還是上游資產，靠LNG長協量保證氣化量，抗風險能力遠大于獨立的接收站。不過，一體化運營的接收站氣化服務費多用于內部結算，服務費率高低對市場影響不大。隨著我國接收站整體接收能力提升，為提高LNG接收站運營效率，一體化接收站也會將剩余能力對第三放公平開放，此時將與獨立接收站處于同一競爭環境。因此，將來有可能發展出接收站氣化能力部分保留一體化、部分對第三方開放的監管模式，以創造出同等競爭環境，從而推動發展出更低的氣化服務費和更好的服務與產品，促進資源流動。

05

展望

《指導意見》按照“放開兩頭，管住中間”的改革方向，既吸取了國際上成熟天然氣市場對接收站的監管經驗，也結合了我國接收站及天然氣行業發展階段的現實情況，與最新的天然氣管輸價格管理辦法相銜接。未來有望各省價格主管部門根據本省及鄰省天然氣資源、基礎設施與市場情況，進一步出臺本省接收站價格管理辦法及成本監審細則；也有望單一接收站和/或擁有不同省份的多個接收站所有者充分發揮創新和積極性，根據資源特點和戰略布局，探索出進一步提升效率的接收站服務定價及服務產品。通過政策推動與實踐探索，實現價格引導市場競爭，進而撬動資源供應多元化和消費成本下降。

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審核 馮潔

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