國(guó)家發(fā)改委起草的《關(guān)于加強(qiáng)配氣價(jià)格監(jiān)管推進(jìn)非居民用氣銷售價(jià)格改革的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》將于近期發(fā)布，非居民用氣價(jià)格逐步放開箭在弦上。

     分析人士指出，指導(dǎo)意見（征求意見稿）旨在解決天然氣市場(chǎng)化改革“最后一公里”的難題，對(duì)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈終端進(jìn)行規(guī)范。其中，對(duì)地方燃?xì)夤�司稅�?%收益率的規(guī)定，將對(duì)天然氣下游終端市場(chǎng)的利益進(jìn)行重新分割。

     開啟天然氣降價(jià)模式

     指導(dǎo)意見（征求意見稿）提出，地方價(jià)格主管部門要核定獨(dú)立的配氣價(jià)格，制定區(qū)別用戶類別的配氣價(jià)格。配氣價(jià)格按照準(zhǔn)許成本加合理收益原則制定，準(zhǔn)許收益率原則上不超過(guò)有效資產(chǎn)稅后收益率6%。

    同時(shí)，發(fā)改委鼓勵(lì)具備條件的地區(qū)，放開非居民用氣銷售價(jià)格，不再制定具體價(jià)格；暫不具備條件全面放開地區(qū)，可率先放開大型用戶用氣價(jià)格，建立非居民用氣購(gòu)銷價(jià)格聯(lián)動(dòng)調(diào)整機(jī)制，鼓勵(lì)大型用戶自主選擇氣源，推動(dòng)配氣與銷售業(yè)務(wù)分離。并要求各地制定配氣價(jià)格管理和定價(jià)成本監(jiān)審規(guī)則。

     業(yè)內(nèi)人士透露，上述“6%的收益率”是否包含接駁費(fèi)還不得而知。如果不含接駁費(fèi)，則對(duì)燃?xì)夤�司利�?rùn)影響不大；如果包含接駁費(fèi)，則意味著燃?xì)夤�司的利�?rùn)將有較大幅度縮水。

    一位大宗商品研究員告訴中國(guó)證券報(bào)記者，對(duì)于華潤(rùn)燃?xì)狻⒈本┤細(xì)狻⒏廴A燃?xì)狻㈥兾魅細(xì)狻㈤L(zhǎng)春燃?xì)狻①F州燃?xì)獾热細(xì)庑袠I(yè)老牌公司來(lái)說(shuō)，如果按“6%的收益率”規(guī)定，氣價(jià)水平會(huì)有較大的下調(diào)，企業(yè)利益可能縮水。對(duì)于新進(jìn)入燃?xì)庑袠I(yè)的民營(yíng)企業(yè)而言，“6%的收益率”規(guī)定，則將在一定程度上保證企業(yè)收益，從而降低行業(yè)進(jìn)入門檻。

    利好下游終端市場(chǎng)

    分析人士表示，放開非居民用氣價(jià)格的趨勢(shì)明確。未來(lái)的天然氣市場(chǎng)，特別是非居民用管道氣市場(chǎng)，上游和下游用戶可以實(shí)現(xiàn)直接交易。這將直接降低天然氣價(jià)格，繼而拉動(dòng)下游終端市場(chǎng)需求。

    氣價(jià)偏高是我國(guó)一些天然氣后續(xù)市場(chǎng)如天然氣發(fā)電等發(fā)展滯后的重要原因。只有降低發(fā)電用氣價(jià)格，才能降低燃?xì)獍l(fā)電電價(jià)。業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，加快天然氣價(jià)改步伐的同時(shí)，應(yīng)努力促進(jìn)大規(guī)模發(fā)電用戶與上游生產(chǎn)廠家的直接對(duì)接交易，實(shí)現(xiàn)廠家直供是天然氣發(fā)電行業(yè)走出“窘境”的關(guān)鍵。

    出于環(huán)保考慮，天然氣發(fā)電是天然氣下游消費(fèi)最具潛力的板塊，氣代煤是大勢(shì)所趨。《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確提出，下一步要大力發(fā)展天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)，到2020年天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.1億千瓦以上，占發(fā)電總裝機(jī)比例超過(guò)5%。《關(guān)于加快推進(jìn)天然氣利用的意見（征求意見稿）》則提出，到2020年天然氣發(fā)電總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.5億千瓦，天然氣發(fā)電用氣約1000億立方米。據(jù)測(cè)算，“十三五”期間，天然氣發(fā)電新增裝機(jī)容量將達(dá)到0.4億至0.8億千瓦，增幅在57%至114%之間。
 


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