LNG 接收站价格定价机制要点和效益分析

翁然然WENG Ran-ran

（中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心，北京 100028）

0 引言

为贯彻落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的总体要求，推动LNG 接收站公平开放，规范定价行为，提高定价科学性、合理性和透明度，促进天然气行业高质量发展，促进市场竞争主体多元化，保障能源安全稳定供应，按照“管住中间，放开两端”的总体思路，2022 年5月国家发改委发布了《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》。

LNG 接收站是进口天然气重要的枢纽之一，《指导意见》是继天然气管道运输价格管理和定价成本监审文件后又一项重要文件，进一步完善了天然气基础设施定价的版图。接收站气化服务费定价经历了国家价格主管部门核定、定价权限下放由省级价格主管核定等阶段，随着国家石油天然气体制改革的深入，接收站用户由油气公司自用内部结算气化服务费向第三方用户公平开放收费的多用户主体使用阶段转变，有关气化服务费的讨论与改革此起彼伏。具体定价办法将由省级价格主管部门落实，各地省级价格主管部门需明确成本监审办法，在此基础上制定气化服务价格，有关工作力争于2022 年底前完成。

1 LNG 接收站定价机制的要点

《指导意见》对接收站价格定价机制的要点主要体现在以下方面。

1.1 剥离管输业务，实现气化服务费和管道运输价格分别独立核算

《指导意见》规定，接收站外输管道运输费用，原则上应从气化服务价格中剥离，并按照管道运输价格有关规定单独制定，不具备沿线开口分输的短途管道除外。

接收站原则上应将接收站业务与管输业务分离，实现接卸储存加工服务与运输服务财务核算独立，进一步夯实产、供、储、运、销各环节分离的基础。但接收站内实现多期项目之间互联互通但不具备对外分输的短途管道除外，可以不作剥离核算。

1.2 调整定价方式，引导接收站合理定价

《指导意见》中定价方式的调整体现在接收站气化服务价格由政府定价调整为政府指导价，鼓励一省一个最高气化服务价格，实行天花板价格管理。各接收站可在不超过最高气化服务价格的前提下，结合自身建设运营成本和市场供需情况，自主确定具体服务价格。

接收站气化服务价格调整为政府指导价，由一站一价调整为一站一最高气化服务价格，更进一步则是一省一最高气化服务价格。实行天花板价格管理方式，能有效遏止接收站气化服务价格高企，接收站公司在一定范围内拥有自主定价权，气化服务价格实现价格动态性和弹性，有利于市场发挥资源配置调节、价格杠杆调节供需的正向作用。一省一天花板气化服务价格，树立标杆价格，引导省内各接收站合理、透明和理性定价，实现区域市场内气化服务价格平均化，避免市场价格竞争乱象，有利于未来油气行业统一大市场形成。

图1 LNG 接收站气化服务价格演变过程

一省一天花板气化服务价格制定，需统筹考虑省内接收站运营管理水平差异、接收站规模、接收站项目工程所处阶段以及省内各地天然气市场等因素，避免因各接收站差异因素导致的气化服务价格失真，与天然气市场消费端不匹配，进而对当地天然气市场发展造成影响，甚至出现沿海发达地区接收站较多的临近省份之间的价格差异竞争。

1.3 确定定价方法，填补天然气产业“储”环节的定价空白

《指导意见》发布前，接收站项目投资决策阶段通常采用经营期评价法测算气化服务价格。《指导意见》发布后，新建接收站投产运营初期，仍可参照可研报告核定临时价格即投资决策阶段通常采用的经营期评价法测算的价格；运营后期最高气化服务价格按照“准许成本加合理收益”方法制定，通过核定准许成本、准许收益计算准许收入，除以气化量计算气化服务价格。

图2 LNG 接收站气化服务价格定价方法

准许成本和准许收益的计算，由省级价格主管部门通过成本监审方式确定。《指导意见》填补了天然气“储”环节的定价方法空白，与近些年国家发布的具有垄断属性的天然气管道采用的定价办法类似，统一了天然气“储”“运”环节的定价方法。

图3 准许成本加合理收益方法构成要素

1.4 细分定价名目，丰富接收站多元化和市场化的经营手段

《指导意见》提出了接收站包括气化服务、液态装车、储气服务（不包括气化服务环节的临时存储船舶转运等服务项目。

其中，气化服务价格是指接收站向用户提供将LNG进行气化处理及相关必要服务所收取的费用，包括液化天然气接卸、临时存储、气化等相关费用，临时存储期限原则上不超过45 天，具体由各地结合实际情况确定。已包含在气化服务价格中的接卸、临时存储等费用，如因业务多元化发展需单独提供服务并收费，可按照气化服务价格的一定比例收取，具体比例由省级价格主管部门结合各环节成本情况确定，也可由接收站与用户协商确定。

液态装车、储气服务（不包括气化服务环节的临时存储）、船舶转运等衍生服务价格，可由接收站在依法依规的前提下通过协商、竞拍等市场化方式确定。

《指导意见》定义、划分了气化服务价格概念、范围，明确了哪些定价名目属于政府指导价格、哪些属于市场协商定价范畴。未来接收站开放第三方用户使用窗口期时，将呈现多元化的经营方式，如液来液或气走、船舶转运、储罐储存等；储罐临时存储期限45 天规定，为有效界定气化服务和天然气储存服务提供了方法和依据，为接收站储罐提供多元化服务、市场化储气服务、LNG 资源贸易套利等提供了政策性指导。

图4 LNG 接收站服务范围

接收站的多元化服务项目，在工艺流程上存在共用公用工程资产和成本的情况，如共用码头、接卸装置、储罐、站内管线和人员等，《指导意见》提出根据成本动因，按照业务量比例、固定资产原值比例、收入比例等方法进行合理分摊，各接收站工艺设备配置和运营情况各异，还需根据实际情况进一步细分和明确各服务的资产和成本的划分范围、方法，以便准确高效地核算各服务价格。

1.5 明确定价效益指标和价格校核周期

《指导意见》提出准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定，准许收益率由省级价格主管部门统筹考虑区域经济发展水平、行业发展需要、用户承受能力等因素确定，原则上不超过8%；接收站气化量据实核定，实际气化量低于政府核定气化能力60%的，原则上按政府核定气化能力的60%确定。最高气化服务价格原则上三年校核一次，如遇重大变化，可提前校核。监审后的成本较上一监管周期变动较大的，可调整价格水平。

当前三桶油在接收站项目投资决策阶段确定的基准收益率在6%-8%之间，与《指导意见》确定的准许收益率8%存在不一致的情况，因此具体到不同企业、不同省份的不同接收站存在气化服务价格定价收益率不等的情况，将导致接收站气化服务价格和收益水平有升有降的情况。

2 《指导意见》定价机制对接收站运营效益的影响

2.1 准许成本加合理收益方法模型计算表

根据《指导意见》，参照《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，搭建“准许成本加合理收益”方法气化服务价格计算模型及费用取值说明，如表1。

表1 气化服务价格计算模型

2.2 案例测算

以某新建LNG 接收站为例（见表2），项目建设范围包括接收站工程和码头工程，建设投资52 亿元，生产运营期20 年，投产后第5 年气化服务加工量达产600 万吨，渐增服务价格均值约0.175 元/方，运营期期末气化服务价格约0.140 元/方，项目内部收益率约7.9%略低于基准收益率。定价方法调整对项目收益影响主要体现为（见图5）：经营期评价法，随着气化服务加工量逐年增加并达产，营业收入和净利润逐年增加并保持稳定，资产净值逐年下降，经营期后期有效资产收益率快速增加。“准许成本加合理收益”法，达产后，资产净值和逐年下降，接收站的准许收入逐年下降，气化服务价格逐年下降，营业收入和净利润均呈下降趋势，有效资产收益率整体保持低位，有效防止接收站获得超额收益。期气化服务加工负荷率分别为60%、70%、90%、95%、100%，分析《指导意见》定价机制对气化服务价格和接收站效益的影响。

图5 定价机制调整前后主要经济指标对比

表2 某新建LNG 接收站项目基本情况和财务评价参数

《指导意见》发布前，接收站项目投资决策阶段通常采用经营期评价法使接收站在整个评价期达到基准收益率8%并取得相应回报。基于此方法，某新建接收站的气化服务价格为0.190 元/方。

《指导意见》发布后，气化服务价格按照“准许成本加合理收益”方法制定。达产前，仍可参照可研报告核算的临时价格0.190 元/方；达产后，按照“准许成本加合理收益”方法，每三年校核一次，准许收入随着资产净值的逐年下降而下降，核定的气化服务价格也逐渐下降，运营期气化

3 主要结论

接收站是LNG 贸易的重要基础设施。《指导意见》的发布，进一步完善了天然气基础设施定价的版图，落实推进了天然气储气能力建设相关政策，为接收站扩展功能业务提供了政策性支持。《指导意见》将促进接收站行业进一步发展壮大。近年来我国进口LNG 呈持续增长态势，国内接收站业务也迅速增长。《指导意见》将促进接收站开拓运用储气功能，增加经营服务范围，适应天然清洁能源发展趋势的要求，将推动接收站行业进一步发展壮大。《指导意见》将引导进口天然气资源端竞争，化解淡旺季市场价格剧烈波动风险。进口LNG 是我国天然气供应的主要来源之一，社会多元化资本金进入接收站建设，开展进口LNG 业务，有利于促进资源端市场的充分竞争。《指导意见》将促进接收站开拓储气功能，实现LNG 资源期货交易模式，对于化解淡旺季市场价格波动风险具有重要作用。《指导意见》将增强天然气用气旺季市场供应保障能力。我国天然气消费持续增长，增强储气基础设施建设，是旺季天然气供应的重要保障。接收站储罐具有建设周期短、气量规模大、经营方式灵活、区位交通便利和靠近消费地区等优势。《指导意见》将有效鼓励企业在接收站集中建设储罐，实现对储备能力开展多元化有偿交易的机制。