摘要：2023年5月，我国发改委发布的《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》（以下简称《指导意见》），属于国内价格部分第一次出台LNG接收站气化服务价格政策，旨在对各省市接收站建立气化服务定价法进行引导，文件中表示定价气化服务需要依照“准许成本加合理收益”进行，有助于进一步完善天然气价格管理机制。本文整理了《指导意见》的要点，并通过案例测算LNG接收站在《指导意见》框架下气化服务价格和运营效益的变化情况。
关键词：LNG接收站；液化天然气；气化服务价格；定价机制
要将xxx和xx深化石油天然气体制改革落实到实践中，推动LNG接收站公平开放，科学管理定价工作，切实增强定价行为的科学合理性和透明程度，确保天然气行业实现长远发展目标，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，2023年5月，我国发改委发布了《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使用成本监审方式，而后确定气化服务价格，并要求在2023年年底完成该项工作。
一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.剥离管输业务，实现独立核算管道运输价格和气化服务价格。
《指导意见》提出，接收站应该从原则上独立核算气化服务价额和外输管道运输成本，后者需要以相关规定计算出管道运输价格，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。
2.调整定价方式，引导接收站合理定价
《指导意见》中将XX定价转换为了XX指导价，由此能够看出其要求接收站需要对服务价格进行调整，鼓励一省设置最高气化服务价格，应用天花板价格管理模式。不同接收站气化服务价格只要低于天花板价格，就能够结合市场需求和自身建设成本，确定出自身提供气化服务价格。
接收站气化服务价格调整为XX指导价，由一站一价调整为一站一最高气化服务价格，而在此基础上实现一省一最高气化服务价格。应用天花板价格模式之后，能够避免出现接收站过高收取气化服务价格现象，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。
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；运营后期定最高气化服务价时，需要遵守“准许成本加合理收益”原则，对成本和准许收益进行核算并得出准许收入，再将其与气化量计算气化服务价格相除得出最终价格。
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
4.细分定价名目，丰富接收站多元化和市场化的经营手
《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。
气化服务价格指的是接收站向用户提供LNG气化处理和其他相关服务收取的费用，主要费用包括临时储备、气化和天然气接卸等。通常临时储备时间应该短于45天，但是具体情况应该根据实情进行调整。气化服务价格已经将临时储存和接卸等费用包括在内，比如因业务发展而进行单独服务收费，可根据气化服务价格比较来定价，而比例大小则是需要结合省级价格主管部门设置的成本来确定，当然也可以由用户和接收站协商定价。
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单价，确保接收站遵守相关法律基础上，采用竞拍和协商等方式进行。
图4 LNG接收站服务范围
《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XX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。
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》提出以成本动因理论为指导，采用收入比例和业务量比例等方式分摊费用，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。
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，确定准许收益率需要省级价格主管部门综合考虑行业发展趋势、区域经济发展、用户承受水平等多项因素，通常比例应该低于8%。接收站根据实际确定气化量，而这一数量应该比XX核定气化能力的60%更低，而原则上也就是按照这一比例来确定。通常会三年核定一次最高气化服务价格，若出现重大变故，也缩短核定时间。相较于上一监管周期，若此周期监审价格发生较大变化，应对价格进行相应的调整。
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。
《指导意见》定价机制对接收站运营效益的影响
1.准许成本加合理收益方法模型计算表根据
《指导意见》、《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)》，按照“准许成本加合理收益”法来设置气化服务价格计算模型及费用取值说明，如下表。
表1 气化服务价格计算模型
| 序号 | 费用项 | 取费说明 |
| （一） | 准许收入 | 1+2+3 |
| 1 | 准许成本 | 1.1+1.2+1.3 |
| 1.1 | 折旧 | 核定数据 |
| 1.2 | 摊销 | 核定数据 |
| 1.3 | 运行维护费 | 1.3.1+1.3.2+1.3.3+1.3.4 |
| 1.3.1 | 气化服务成本 | 核定数据 |
| 1.3.2 | 管理费用 | 核定数据 |
| 1.3.3 | 销售费用 | 核定数据 |
| 1.3.4 | 纳入定价成本的相关税金 | 核定数据 |
| 2 | 准许收益 | 2.1*2.2 |
| 2.1 | 有效资产 | 2.1.1+2.1.2+2.1.3 |
| 2.1.1 | 固定资产净值 | 核定数据 |
| 2.1.2 | 无形资产净值 | 核定数据 |
| 2.1.3 | 营运资本 | 参照天然气管道按运行维护费的20%计取 |
| 2.2 | 准许收益率 | 原则上不超过8% |
| 3 | 税费 | 3.1+3.2+3.3+…… |
| 3.1 | 企业所得税 | 核定数据 |
| 3.2 | 增值税 | 3.2.2-3.2.1 |
| 3.2.1 | 进项税 | 核定数据 |
| 3.2.2 | 销项税 | 核定数据 |
| 3.3 | 城建及教育费附加 | 核定数据 |
| …… | …… | …… |
| （二） | 气化量（万方） |
|
| （三） | 气化服务价格 | 1、实际气化量＜核定气化能力的60%，准许收入/核定气化能力的60%
2、实际气化量≥核定气化能力的60%，准许收入/实际气化量 |
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。
表2某新建LNG接收站项目基本情况和财务评价参数
| 名称 | 单位 | 数据 | |
| 项目概况 | 建设范围 | – | 接收站工程、码头工程 |
| 气化服务加工量 | 万吨 | 600 | |
| 达产期 | 年 | 5 | |
| 建设投资 | 亿元 | 52 | |
| 建设期 | 年 | 4 | |
| 基准收益率 | % | 8 | |
| 达产年
成本费用 参数 | 定员 | 人 | 200 |
| 生产成本 | 万元/年 | 40000 | |
| 人工成本 | 万元/年 | 8000 | |
| 其他成本 | 万元/年 | 7000 | |
| 年均财务费用 | 万元/年 | 7500 | |
| 折旧年限 | 年 | 20 | |
| 残值率 | % | 5% | |
| 税费参数 | 增值税 | % | 13 |
| 城市维护建设税 | % | 7 | |
| 教育费附加 | % | 5 | |
| 所得税 | % | 25 |
《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》要求在定价气化服务时，需要按照“准许成本加合理收益”法进行，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4）：经营期评价法，随着气化服务加工量逐年增加并达产，逐年平稳增加了净利润和营业收入，资产净值开始下滑，进入到经营期后期后资产收益率有所增长且增速较快。“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。
图5定价机制调整前后主要经济指标对比
三主要结论
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。
参考文献
【1】国家发展改革委《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〔2023〕768号）[EB/OL]. 2023-05-26.http://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2023-05/27/content_5692544.htm
【2】国家发展改革委关于印发《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)》的通知[J].中华人民共和国xxx公报,2023(23):40-48.
[3]赵连增,杜敏,芮旭涛.中国天然气管道运输价格管理新机制解读——《天然气管道运输价格管理办法(试行)》剖析之一[J].国际石油经济,2017,25(02):16-22.
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