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文/赵玉虎 李宪举 薛磊 姜保军，中油国际管道公司，中国石油企业

一、天然气管道管输费优化背景

天然气是目前世界公认的一种清洁、高效、优质能源，在工业、商业、民用等领域得到广泛应用。为保护大气环境、有效防治雾霾，我国政府已制定行动计划，将大力提高天然气消费规模和比重。发改委预计，到2020年我国天然气消费量将达4000亿立方米，国内供需缺口达1800亿立方米，进口依存度进一步攀升。

中亚国家探明天然气剩余可采储量20.1万亿立方米，占世界总储量10.7%，主要集中在土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦。同时，中亚国家出于自身战略考虑，迫切希望改变能源外输过于依靠俄罗斯方向管道的现状，实现资源出口多元化。

为改善我国能源结构，将中亚天然气资源引入国内市场，中油国际管道公司受中国政府和中国石油集团委托，作为运营主体，从2007年筹备组织，历时10年，修建了我国首条跨国天然气能源通道，横跨土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、中国4国，年输气能力达550亿立方米。然而，由于跨境管输费成本较高，中亚天然气到岸价与国内天然气和LNG进口气相比竞争力不足，致使中亚天然气管道管输能力在2015—2017年出现闲置。

为提高中亚天然气市场竞争力，改善中亚天然气管道负荷率长期不足现状，中哈天然气管道项目就乌哈边境—霍尔果斯段管输费优化进行了策略研究，以期能够通过降低管输费率或者采用差异化管输费定价提高中亚气在国内市场的竞争力。

二、中亚天然气竞争力分析

中亚气霍尔果斯到岸价=土气采购成本+乌国段管输费+哈国段管输费+报关费用。根据集团公司数据，2015—2017年中亚气霍尔果斯到岸价平均价位209美元/千方（约1.463元/立方米），其中管输费成本占比32%；而哈国段管输费约47美元/千方，占到中亚气霍尔果斯到岸价22.5%。中亚气中东部到岸价=中亚气霍尔果斯到岸价+国内管道管输费，供气成本为1.8–2.7元/立方米。

根据中国产业信息网预测，2015—2020年，全球LNG市场过剩格局将延续，特别是2019年后美国LNG出口量快速增加，全球LNG贸易定价模式将发生重大转变，预计挂靠天然气价格的LNG现货市场价格将维持在4–5美元/百万英热单位（离岸价），即到国内市场价格为1.6–2元/立方米。同期，进口LNG长约供应价格预计在2–2.7元/立方米，国产天然气到达中东部市场的供气成本1–2元/立方米。

由此可见，中亚气相比国产天然气和进口LNG现货竞争力存在不足，高出进口LNG约0.5元/立方米，高出国产常规气约0.8元/立方米。降低管输费率成为提高中亚气竞争力的必然选择。

三、分段差异化定价机制

（一）中哈项目管输费介绍

1.过境气管输费。自项目成立以来，在中方股东大力支持下，中哈项目不断加强经营筹划及投资、运行成本控制，保证过境气管输费始终处于合理较低水平，切实保障了大中方利益。尤其是2016年和2017年，由于十三五期间管输量远低于预期，在满足12.1%内部收益率情形下，根据管输费模型测算结果，加权平均管输费将近3.7美元/千方·百千米。中哈项目积极开展降本增效工作，通过AB线提前还款、AB线自由现金流用于C线建设、C线提前结束提款、资金定存、自耗气价格谈判、降低运行期保险出单费率、外委服务优化等措施，最终将管输费水平维持在3.58美元/千方·百千米，在保证合资公司正常生产运营的前提下，切实维护了中方利益。

2.代输气管输费。2011年初，由于哈萨克斯坦举办亚冬会，为保证亚冬会期间哈国南部地区天然气供应，经两国政府和企业高层紧急协商，在哈国西部天然气资源尚不具备通过中哈天然气管道一期路由供应哈国南部三州（南哈州、江布尔州和阿拉木图州）的情况下，先后通过借还中联油过境天然气借还气商务操作模式，以及代输哈方购买乌气资源的代输气商务操作模式，实现在冬季期间从中哈天然气管道下载天然气以供应哈国南部三州。使用三条管线并通过三个计量站（TIP01、TIP02、TIP03）将中哈管道AB线与经塔什干、比什凯克到达阿拉木图的“BGR-TBA”管道进行连接。

自2011年1月7日首次通过TIP03供气以来，截至2017年共向哈国南部地区供气55亿立方米天然气。哈国境内管输费主要测算原理为动用资产利润率，通过境内输气占比足额申报占用资产和现金成本。2011年，哈国反垄委批复AGP哈国境内管输费2405.13坚戈/千方，按照当时汇率折合16.3美元/千方，约过境气管输费的1/3。随着坚戈贬值，以及建设投资和生产成本增加，提高境内管输费逐渐提上了日程。经过5年多努力，多次股东协调、沟通谈判和模型测算，2015年底哈国反垄委同意在2016年3月1日起调增AGP境内管输费至3494.4坚戈/千方，较原管输费率提高45.3%。

3.霍尔果斯段管输费。AGP霍尔果斯子公司于2009年成立，为了确保通气大节点，子公司管输费收入水平没有单独确定，而是与整条管线保持一致。根据管线长度获得收入，由于子公司仅有4千米管线收入，却要维持一个相对而言资产庞大的计量站，导致子公司每年亏损3000多万元人民币。根据管输费模型测算结果，只有未来年度霍尔果斯段管输费调增至7.45美元/千方·百千米时，才能够满足还本付息及生产经营需要。2015年下半年，在中哈项目主导下，开始推动子公司管输费调增。2017年5月初，霍尔果斯段新管输费获得双方股东批准，彻底解决了霍尔果斯子公司现金流短缺问题。

4.哈气出口管输费。根据政府间协议和企业间协议规定，中哈天然气管道C线设计输气能力250亿立方米，其中50亿立方米用于哈气出口中国。伴随C线建设竣工，哈方股东于2016年提出哈气出口中国诉求。经过数次谈判，2017年10月KTG与PCI正式签署哈气购销气协议。2017年底，哈气已累计向国内出口10亿立方米。为保障12.1%内部收益率，2017年哈气出口管输费暂定与过境气管输费单价保持一致。鉴于哈国境内管输费率整体偏低，同时为了降低哈气出口成本，吸引增加中哈天然气管道输量，中哈天然气管道项目的整体策略是绑定过境气管输费率。

5.边际输气成本与管输费比较。ABC线哈国段目前边际输气成本为1.83美元/千方，在管输能力富余前提下，只要管输费水平高于该值就会产生正收益。目前，代输气管输费为10.92美元/千方，哈气出口管输费为35.80美元/千方，远高于边际输气成本，因此在不影响过境气输气量前提下，提升代输气和哈气出口量将有利于提升项目经济效益。

（二）过境气管输费影响因素

在内部收益率保持不变前提下，过境气管输费主要取决于输气量、自耗气率及单价、成本费用、3个月LIBOR和美元汇率。以下敏感性分析中，假设当全年输量为385亿立方米、哈国段自耗气率为2%、自耗气单价为194美元/千方、LIBOR为3%、美元兑换坚戈平均汇率为320时，管输费为3.58美元/千方·百千米。

1.年输气量对管输费影响。管输费和管输量相辅相成，管输量的提升可以降低管输费，而管输费降低可以增加中亚气竞争力从而提升管输量。保证目前预计利润水平不变，随着年度管输量不断提升，管输费单价将逐步减低，当实现满输时可降低管输费0.99美元/千方·百千米，折合0.09元/立方米。

2.日输气量对管输费影响。参考近几年输气情况，输气高峰期日均输量为1.2亿立方米，低谷期日均输量为0.8亿立方米，管道日输气能力1.5亿立方米。保证目前预计利润水平不变，如果低谷期日输量达到最大输气能力，可降低管输费单价1.53美元/千方·百千米，折合0.141元/立方米；如果高峰期日输量达到最大输气能力，可降低管输费单价0.66美元/千方·百千米，折合0.06元/立方米。

3.自耗气价格对管输费影响。以未来自耗气单价194美元/千方为基数，保证目前预计利润水平不变，随着自耗气价格降低，管输费单价将逐步减低，当自耗气价格达到120美元/千方时可降低管输费0.11美元/千方·百千米，折合0.01元/立方米。未来可通过引进哈气自耗气和加强中联油自耗气价格谈判实现自耗气价格大幅控减，从而降低管输费。目前中哈天然气管道项目已与哈国当地APL公司签订自耗气购气协议，实现自耗气成本大幅降低。

4.自耗气率对管输费影响。以未来自耗气率2%为基数，保证目前预计利润水平不变，随着自耗气率不断降低，管输费单价将逐步减低，当自耗气率达到0.8%时可降低管输费0.18美元/千方·百千米，折合0.016元/立方米。未来可通过提升运行管理水平、优化机组运行方案等措施降低自耗气率，从而降低管输费。

5.成本费用控减对管输费影响。现金成本、管理费用控减可以提高税前利润，保证目前预计利润水平不变。随着成本费用不断控减，管输费单价将逐步减低，当控减6000万美元时可降低管输费0.08美元/千方·百千米，折合0.007元/立方米。未来需继续深化降本增效工作，努力控减成本费用，从而降低管输费。

6.LIBOR对管输费影响。以未来3个月LIBOR3%为基数，保证目前预计利润水平不变。随着LIBOR水平不断降低，管输费单价将逐步减低，当LIBOR达到0.1%时可降低管输费0.39美元/千方·百千米，折合0.036元/立方米。LIBOR的走势不以人的意志为转移，属于不可控外在因素，但可以在LIBOR较低时通过利率掉期锁定未来一段时间利率，避免LIBOR大幅提升倒逼管输费上调。

7.美元汇率对管输费影响。以美元兑换坚戈汇率320为基数，保证目前预计利润水平不变。随着坚戈逐渐贬值，管输费单价将逐步减低，当美元兑换坚戈汇率达到500时可降低管输费0.19美元/千方·百千米，折合0.017元/立方米。美元兑换坚戈汇率同样为不可控外部因素，当坚戈贬值时要力争做到坚戈成本费用不上涨，在坚戈升值时要确保美元成本费用不上涨。

（三）分段差异化定价机制

根据以上分析，中哈天然气管道冬夏季日输气量存在巨大差异，据统计2015年至今，中哈天然气管道日输量最大峰谷比高达2.52。由于管道最大输气能力是根据高峰期最大输气量设计，低谷期不可避免会存在管输能力大量闲置。提高中哈天然气管道低谷期负荷率的方法有三：

一是增加哈国境内代输气和哈气出口，提高管道负荷率；

二是建设储气库调节冬夏季峰差，确保全年输气平稳；

三是冬夏季差异化定价，利用市场机制实现冬夏季用气均衡。

按照目前过境气管输费水平3.58美元/千方·百千米测算，每降低1美元/千方·百千米，中亚气终端到岸价将降低0.0917元/立方米。如果低谷期日输气量达到最大输气能力，可降低管输费单价1.53美元/千方·百千米，折合0.14元/立方米，将在一定程度上提高中亚气在国内市场竞争力。

四、调整内部收益率

根据以上分析，在保证目前预计利润水平不变，即内部收益率不变时，实现分段差异化定价机制，可使管输费率降低一定水平。除此之外，还可以通过调整内部收益率降低管输费水平。

（一） 调整内部收益率的合理性

1984年国家实行了“利改税”“拨改贷”政策，对天然气管线实行“新线新价”。“新线新价”是按照原国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》，在满足行业财务基础收益率12%的前提下反算出来的。国家核定新管道运输价格主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售，同时兼顾用户承受能力的原则核定。为了刺激天然气管网投资，有关部门对天然气管网建设一直采取鼓励态度，制定了较高的内部收益率。国家发改委在批复AB线和C线可研时，内部收益率即采用12.1%。

但随着天然气管网建设局面打开，资金瓶颈逐步得到缓解，过高内部收益率将加大下游用气价格压力，因此有必要压缩天然气管网收益率，使其保持在合理的微利水平。特别是对于跨境天然气管道，过高的内部收益率必然导致过高管输费水平，从而损害中方利益。2016年10月12日，国家发改委出台《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）》。根据新办法，管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，即通过核定管道运输企业的准许成本对准许收益进行监管，考虑税收等因素确定年度准许总收入，核定管道运输价格。准许收益率按管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。

2017年ABC线全线负荷率为72.17%（396.9亿立方米/550亿立方米），而全线内部收益率始终维持在12.1%。为了切实维护中方利益，在保证ABC线生产运营和还本付息的基础上，有必要合理降低ABC线内部收益率，从而降低过境气管输费水平。

（二）管输费对内部收益率敏感性

根据集团公司十三五期间最新输气量计划，结合管输费主要参数预测数据，我们假设如下：

根据管输费模型测算结果如下：

1.内部收益率为12.1%。未来管输费为3.90美元/千方·百千米，此时满足DSCR和还本付息要求。但是过高的管输费水平将进一步降低中亚气在国内天然气市场竞争力。

2.内部收益率为11%。未来管输费为3.414美元/千方·百千米，2019—2022年DSCR将小于1.1倍但是仍大于1倍，且当年度累计自由现金流均大于10亿美元，可向贷款行申请豁免DSCR要求。

3.内部收益率为10%。未来管输费为3.023美元/千方·百千米，2022年之前DSCR均小于1.1倍，甚至个别年份小于1倍，但是当年累计自由现金流均较为充足，2022年达到最低6345万美元，2023年起由于AB线还款结束，未来期间将有充足的现金流。

（三）内部收益率可调整空间

通过以上分析可以看出，如果贷款行同意豁免融资协议DSCR条款，中亚天然气管道内部收益率可以降低至10%，此时管输费为3.023美元/千方·百千米，中亚气终端到岸价将降低0.051元/立方米，将有力提高中亚气在国内天然气市场竞争力。

五、下一步研究方向

1.研究中亚气竞争力。在中油国际管道公司统一组织下，开展国内其他气源终端销售价格对标，明确中亚气在国内天然气市场的实际竞争力，以及中亚气需求量对管输费的敏感性，为下一步降低管输费及其幅度提供决策依据。

2.优化管输费模型。优化现有管输费模型，将过境气、出口哈气、代输气模型融为一体，建立管输量、自耗气率及单价、LIBOR、美元汇率等多参数动态调整机制，为管理决策提供支持和依据。目前中哈天然气管道项目已经在开展管输费模型优化研究。

3.开展成本费用对标。在中油国际管道公司统一组织下，与国内外先进管道企业开展全面对标工作，梳理现有成本费用的优化空间，明确未来一段时间降本增效工作重点，力求降低输气单位总成本，为进一步降低管输费奠定基础。

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