摘要：国家发改委《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》是天然气价格市场化“放开两头，管住中间”改革方向和油气基础设施公平开放政策的必然要求，是监管接收站气化服务价格的阶段性重要政策成果。该政策将促进我国接收站气化服务价格趋低趋同，促进气化服务费对气源竞争力的影响减小，促进接收站投资回归理性。鉴于2023年-2025年我国接收站将面临较大经营压力，建议各地方政府合理放缓接收站气化服务成本监审政策进程，允许接收站拆分服务价格。

关键词：LNG接收站；气化服务；成本监审；影响分析；建议

      2022年5月28日，国家发改委发布《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》（以下简称“《指导意见》”），首次专门就接收站气化服务价格制定政策，明确气化服务价格的定义及内涵，规范定价方式、方法、校核周期、其他衍生服务价格管理，要求各省于2022年底前出台气化服务定价办法，鼓励一省制定一个最高气化服务价格。

      《指导意见》是天然气价格市场化“放开两头，管住中间”改革方向和油气基础设施公平开放政策的必然要求。“管住中间”要求中间环节独立运营及其价格机制被监管。在该改革方向指引下，国家管网集团已经成立，天然气长输管道成本监审及价格管理政策逐步完善。作为油气基础设施中的重要一环，进口液化天然气接收站气化服务费理应被监管。油气基础设施公平开放是大势所趋，也是“管住中间”改革成果的重要体现，而进口液化天然气接收站气化服务费的公开透明性及价格合理性也是油气基础设施公平开放的必然要求。

      《指导意见》是理顺我国进口液态天然气接收站气化服务定价机制的要求。目前我国进口液化天然气接收站气化服务费定价方式不尽相同，价格水平参差不齐，有必要进行规范统一，以利于客户的合理选择及行业的健康发展。目前我国已投运的接收站存在4类定价方式：部分接收站一直沿用国家主管部门核定价格，2015年定价权下放到省主管部门后部分接收站由省主管部门重新核定价格，部分接收站企业自主定价，部分接收站以交割时的资产按准时收益率核定价格。因此，有必要对我国进口液化天然气气化服务定价机制进行规范和统一，从而确保接收站尽量无差异化开放，突破站与站之间气化加工服务价格定价机制不同的障碍，规避不同渠道进口液化天然气资源之间供应成本的过高差异。

      《指导意见》是监管进口液化天然气接收站气化服务价格的阶段性重要政策成果。2022年国家能源局召集“三桶油”相关人员开展关于华南地区液化天然气接收站气化服务费用限价的座谈会。随后，广东省发改委印发《关于省内进口液化天然气接收站气化服务价格的通知》，提出除广东大鹏LNG接收站外，已投运的各接收站气化服务价格，暂按不高于现行与接收站使用方签订的气化加工费执行；新投产的接收站气化服务费不得高于已投产接收站气化服务价格。2021年9月国家发改委开展全国液化天然气接收站气化服务定价政策调研。

      基于国内LNG已基本实现市场化的情况，《指导意见》仅仅针对液化天然气接收站气化服务价格进行成本监审，体现了国家发改委制定政策的精准。

      我国进口液化天然气接收站气化服务价格相对集中。从现有可查到价格的13座接收站来看，我国当前进口液化天然气接收站气化加工服务费价格在0.18元/m3～0.359元/m3范围内。最高价格与最低价格之比不超过2：1。

表1 我国部分进口液化天然气接收站气化加工服务费价格统计表

除新建接收站外，已投运接收站2023年新核准价格预计将向0.18元/m3靠拢、集中。《指导意见》要求各地方政府于2022年底前出台气化服务定价办法，明确成本监审规则，在成本监审基础上，制定气化服务价格。目前，浙江省、江苏省已出台相关政策，预计成本监审、价格制定等工作将于2023年开展。根据《指导意见》，一省（自治区、直辖市）制定一个最高气化服务价格，对于一省份有多个接收站且各站成本相差不大的，可将平均成本确定为准许成本。这将导致部分成本偏高的、气化负荷率偏低的（如实际气化量低于政府核定气化能力60%的）接收站将面临核定价格相对目前价格下调。

新建接收站气化服务价格在运营初期受到政策倾斜。《指导意见》提出，新建接收站投产运营初期，可参照可行性研究报告核定临时价格。从实际案例来看，新建接收站被核定的气化服务价格处于中上等水平。2022年9月，福建省发改委将国家管网集团漳州液化天然气接收站临时最高气化服务价格核定为0.287元/m3（不含增值税），折合含税价0.324元/m3。

进口液化天然气接收站气化服务费在进口气源总成本中的占比将逐渐降低。我国进口液化天然气接收站气化服务价格将逐步向0.18元/m3靠拢、集中，以近年来浙江省天然气门站价格（上游资源方向下游城市燃气、电厂销售管道天然气的政府指导价）为例，上下游天然气交易价格在2.03元/m3～3.99元/m3，接收站气化服务价格仅约占天然气门站价格的1/10～1/20，双方相差一个数量级。

随着接收站气化服务费价格逐渐趋近、趋同，气化服务费价格不再是进口液化天然气竞争力的关键影响因素。未来投资接收站或使用接收站窗口期，将更加看重接收站的地理位置、周边市场情况、交付的便利与灵活性等因素。

近年来，接收站投资和建设持续升温，接收站作为稀缺资源的属性将逐步衰减。截止到2022年11月底，我国已投产24座接收站，设计周转能力合计超亿吨；在建及核准接收站约30座，预计将于十四五末集中建成投运，届时全国接收站周转能力将翻倍。随着在建及已核准接收站的逐步建成投产，接收站主体将更加多元化，更多的接收站，比如国家管网集团所属接收站，将以加工厂的形式存在，而不再是仅仅以自用的形式存在。

      根据《指导意见》，接收站有效资产准许收益率原则上不超过8%，叠加“十四五”末后接收站将不再是第三方难以获取的稀缺资源，从长远来看，接收站投资将不再较强吸引力。预计部分纳入规划而尚未核准的接收站项目将出现推迟或搁置的情况，接收站的投资将逐步降温和回归理想。

我国接收站目前正面临经营困难，如严格推进和执行气化服务价格成本监审，无疑是雪上加霜。自2021年末以来，尤其是俄乌战争之后，国际LNG现货价格持续飙升和高位运行，导致国际LNG现货价格与国内价格倒挂，除保供必需外，国内接收站仅能依托使用方（或称为托运商或进口商）的LNG长期协议量来维持运营。根据思亚能源咨询数据，2022年1-11月我国接收站平均年化利用率下降至约60%，而2021年我国接收站平均利用率高达90%。尽管2022年新奥、浙能、广燃、中燃、中石化等进口商签订了较大数额的LNG购销长期协议，但基本都要在2025年、2026年之后执行，2023年-2025年我国接收站仍将面临进口资源量不足的经营压力。

当前我国进口LNG及接收站面临的主要矛盾不是开放的问题，也不是加工服务价格过高的问题，而是缺少低价资源的问题（如执行中的LNG长期协议资源）。2022年2月份，在江苏能源监管办的指导下，广汇启东接收站、中石油如东接收站先后发布2022年度设施剩余能力和申请用户遴选办法，然而却无第三方客户能够使用它们的剩余窗口期，其根本原因在于国际LNG现货价格过高，而第三方客户无执行中的长约资源。

因此，在2023年-2025年成本监审周期内，建议沿海各省（市/自治区）主管部门放宽接收站气化服务成本监审政策，比如参照浙江省发改委发布的相关政策，最高气化服务价格暂实行一站一价，即避免将多个接收站的平均成本确定为准许成本的情况发生，以各站单独核定气化服务价格中的最高价格为省最高气化服务价格，后续根据实际情况再统筹调整为全省统一最高气化服务价格；实际临时存储期限超过45天的相关费用原则上不纳入准许成本，以增加接收站气化服务成本监审之外收入；如按规定测算的价格调整幅度过大时，可采用“一次完成调价程序、分年进行调整”的方式分步调整核定价格，以减轻接收站因气化服务价格下调带来的经营压力。

《指导意见》提出，气化服务价格包括液化天然气接卸、临时存储、气化等相关费用。这为接收站拆分加工服务费价格提供了思路和潜在依据。

拆分价格有利于接收站提前确认收入。我国接收站收费事前预收，完成交付后才能够根据交付量确认收入。如果政策允许接收站将气化服务价格拆分为液化天然气接卸费、临时存储费、气化费，价格之和不超过核定气化服务价格即可，拆分比例由接收站与用户协商确定。那么，在完成船舶接卸作业后，接收站便可以根据卸货量确认液化天然气接卸收入。

拆分价格有利于接收站形成价格体系。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，与气化服务价格存在交叉部分，基于液化天然气接卸费、临时存储费、气化费等拆分单元价格，再加上液化天然气槽车充装费、装船费等单元价格，则可以构建接收站所有可提供服务的价格体系，有利于接收站在满足气化服务成本监审要求下更多元化地、更充分地发挥资产功能价值。