“现在一提天然气管道独立，各界都将矛头指向中石油、中石化，实际上地方管网公司更加抵触改革。”8月下旬，在北京举行的一个天然气管网改革内部讨论会上，一位中石油人士列出这样的数据：中石油4000多公里的西气东输一线的平均管输费0.79元/立方米，但到用户终端，省级管网500公里加价超过0.6元/立方米。其中，天然气只是经过一个城市门站，收费就提高0.2元/立方米。

该人士认为，如果撇开了地方管网，天然气的管道独立只是个假命题。

几天后的8月31日，国家发改委发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，直指一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题，要求各地集中摸底和梳理天然气的各环节加价，开展成本监审工作，减少供气环节，整顿规范收费行为。

这一政策并不孤立。8月16日，发改委公布了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》(以下简称《办法》)和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》，对天然气跨省管道明确了新的定价方式和标准。其中管道的收益率、折旧年限、输气损耗率等标准都和此前有较大变化。业内也预期，后期天然气跨省管输费可能出现小幅下调。

这些都表明，在天然气改革的浪潮中，“三桶油”和地方管网都将纳入，谁都难以置身事外。

跨省管道费有望降低

虽然油气改革总方案《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》还没有公布，但天然气中游的官网价格改革已经先行。

《办法》中明确提出，管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的，应当实现管道运输业务财务核算独立。

“中石油有专门的天然气管道局，财务独立并非难事。”前述中石油人士表示，中石油和中石化长期实行的是一体化的“捆绑式”经营，改革最主要应将天然气输配业务和下游的销售分开。

长期以来，跨省天然气管道实行的是项目成本收益法，诸如西气东输、川气东送这样的主干管道都是由政府定价，且为“单线单价”。

与现行的管理相比，《办法》不再以单条管道为监管对象，对每条管道单独定价，而是以管道运输企业为监管对象，区分不同企业定价。另外，定价方法为“准许成本加合理收益”，并细化了价格成本核定的具体标准，规定了八类费用不得计入定价成本。

管道运输定价成本由折旧及摊销费、运行维护费构成。其中有三个数据值得关注，以3年为周期，将天然气管道的收益率确定为8%，确定年度准许总收入，核定企业的管道运输费用。

据了解，现行的收益率约为12%。同时，将管道资产的折旧年限提高至30年，而此前中石油和中石化的折旧年限分别是14年和20年。另外，将输气损耗率明确为0.2%，而此前中石油的这一数据约为0.2%~0.8%。

“管道资产折旧是构成管输企业成本要素中的最大头，将折旧年限大幅提高，也将压缩企业成本。”卓创资讯天然气分析师刘广彬告诉记者，成本监审的意见刚刚公布，将在9月5日完成意见征求，还没有进入操作阶段，但结合准许收益率和输气损耗率下降来看，可能意味着未来跨省天然气管输价格会出现下降。

天然气管道业务能为中石油、中石化提供稳定的现金流，在油气行业务整体低迷的情况下，天然气管道已经是石油企业为数不多的优良资产。

刘广彬认为，即使后期天然气输配价格出现下调，预计下降的幅度也不会太大。

激励管道向第三方开放

除了对天然气输配价格进行核定，《办法》也为第三方公开准入以及天然气行业体制机制改革创造了有利条件。按照要求，石油企业在测算管道运输具体价格表后，应连同国务院价格主管部门制定的管道运价率，以及所有入口与出口的名称、 距离等相关信息，通过企业门户网站或指定平台向社会公开，同时抄报国务院价格主管部门。

另外也明确了天然气管道负荷率低于75%的，按75%负荷率对应的气量计算确定管道运价率。

中国现在的跨省天然气管道主要是由“三桶油”投资建设并运营，这些管道基础设施主要用于每个企业自己的天然气输送。但是不同企业、央企和地方之间管网的互联互通比较少，向其他天然气生产商、消费者、运输商或贸易商等第三方开放更是困难重重。

“明确计费规则，就为第三方企业准入提供了条件。”刘广彬称，有条件的企业在获得了“过网费”的收费标准等信息之后，就可以向相关部门进行申请试用管道。而将管道负荷率定位75%，也能够激励达不到这一负荷的企业，积极向第三方放开管输服务。

在上述中石油人士看来，核定天然气输配价格已经迈出了重要一步，但仍有一个问题值得关注，即《办法》中没有对地下储气库进行单独核价，这将不利于地下储气库的建设。

2015年12月持续到2016年1月，北京市出现了天然气短缺现象，北京市政不得不采取“限量保供”的应急措施，并一度暂停了工业企业生产用天然气。

“这是一种‘技术性’气荒，国内天然气供应这两年是比较充足，实际上并不是天然气真正出现了短缺。”该人士解释称，天然气管道距离长、天然气使用量在季节和每天的时间段都存在差异，这就需要调峰设施及应急系统对天然气进行调峰，保证用气高峰时的管道压力。在国内，天然气调峰设施以地下储气库为主，其具有建设成本低、储量规模大、技术成熟的特点，此外储气设施还有LNG储气调峰站以及地上储气罐等。

现在，中国的储气库“打包”在石油企业的天然气管道建设费用中。

据了解，美国的地下储气库库容1900亿立方米，形成的调峰量为1100亿立方米，调峰能力占到了消费量的15%以上。而且美国由于有峰谷气价，在用气高峰价格高，储气库中剩余的800亿立方米就可以进行套现盈利。

但在中国，地下储气库库容为150亿立方米，有效库容约为60亿立方米，占到天然气消费量的3%，调峰能力严重不足。

该人士认为，由于中国没有调峰气价机制，这次《办法》中也没有对储气库进行核价，预计未来企业建设调峰设施的积极性比较低，区域、季节气荒难以有效解决。

地方割据成改革难点

在国家发改委明确将对天然气输配价格核定之后，不少从业者质疑认为，只对跨省管道进行核定，不应忽视占全国27%的省级支干管道。

半个月之后，国家发改委对于地方天然气输配价格的通知下发。要求各地发改委和物价局全面梳理天然气各环节价格，厘清气源价格(购进价格)、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。

同时，加强对省内管道运输价格和配气价格监管，及时开展成本监审，合理确定折旧年限、供销差率、职工薪酬等成本参数，对输配价格偏高的要适当降低。

其中还包括了减少供气环节、取消不合法合规的收费项目，并建立长效监管机制。

按照要求，各地发改委、物价局要在2016年年底前将有关落实情况、取得的成效及问题建议汇报给国家发改委价格司。

天然气输配价格核定，从中央走向地方，地方燃气企业都被推至改革的“风口”。

中国石油(7.470, 0.00, 0.00%)大学工商管理学院教授刘毅军告诉《中国经营报》记者，中央对于监管“三桶油”的天然气输配价格操作起来并不难，难点就在于大大小小的地方燃气企业。所以国家发改委先发布上述通知，协调地方集中开始进行成本监审工作。

“从一些地方的天然气销售价格上看，区域管网的输配价格仍有较大的下调空间，特别是配气环节要进行规范。”刘毅军认为，地方天然气管网投资建设情况复杂，投资主体多元，建设规模和时间也有较大差异，地方企业的利益诉求会更加复杂，所以地方天然气输配价格核定工作会比较困难。

由于涉及到特许权经营，地方燃气企业多垄断了下游销售环节，“坐地起价”、高价捆绑销售燃气设备、收取低于市场的安装费材料费等诟病长期存在。

根据能源机构安迅思的数据，国内省级天然气管输价格多为每立方米0.25元~0.5元，除了输气费外，还有终端燃气的配气费。以浙江省的工业天然气销售价格成本组成为例，气源价格占39%，国网的管输费占24.79%，省网管输费占5.41%，城市配气费占30.76%。

今年4月份以来，广东、浙江等省份已经开始下调天然气输配价格，为工业企业降低成本。

“国家发改委的文件刚刚公布，地方还处于摸底、征求意见阶段，并不意味着输气价格马上就会下调。”陕天然气(10.490, 0.00, 0.00%)(002267.SZ)董秘办人士表示，2015年9月，陕西省物价局已经出台文件将全省非居民用气管输费平均降低10%，预计今年再次下降的可能性小。

陕天然气是陕西省目前唯一的天然气管道运营商，主要业务是陕西省的天然气管网运营以及下游分销，其中天然气输送业务占比九成。

“地方天然气的输配价格中央管不着，也很难管。”一位不愿具名的天然气人士认为，国家发改委只是提出了指导意见，其中“适当降低”并没有明确标准，这可能给地方操作“开口子”。