乍得原油管道管输费模型的构建与优化

充分借鉴国内外管输费模式,综合考虑项目利益、乍得政府诉求以及管输费计算模型合理性等因素,构建了乍得一、二期原油管道全生命周期与输量比例相融合的管输费计算模型.该模型有三大创新点:一是构建了“资本性支出回收+操作费用回收+贷款利息回收+边际商业利润”计算模型;二是引入“边际商业利润”,保证管道项目在全生命周期获得既定的内部收益率;三是创立按“输量比例”要素进行投资回收,较好地匹配了上游项目上产节奏.按照该模型测算,截至2016年12月底,中方收取的一、二期管道乍得政府矿费油管输费累计达3856.52万美元.该成果对石油天然气管道项目处理类似问题具有一定借鉴意义.     

天然气价格改革对管道项目评价方法的影响探讨

2013年6月底,国家发改委发布新的天然气价格调整方案,天然气门站价格的推行和实施将对天然气产业各个环节产生不同的影响。就天然气管道建设项目而言,在新的天然气价格改革方向下,管输费测算方法的不同潜在趋势将明显影响此类项目的经济评价方法。现行的管道项目评价方法是以成本加成法反算管道项目管输费。本文提出标准管输费、标杆管输费或者管输价格空间三种方式正算管输价格,作为新建管道的运费标准计算管输收入。建议未来新建管道项目评价时的效益测算采用正算和反算结合的方法。     

我国跨境油气管道管输费制定模式

从中亚、中哈和中俄陆上油气管道的管输费制定模式上可以看出,管输费的制定并没有统一的模式,但都符合成本回收和投资回报的基本原则;管输费的制定应充分考虑管道所在国政府的相关管理规定,并按照其管输费制定模式对国际通用的财务内部收益率（IRR）方法进行调整。在对外合作项目的商务交流活动中,谈判需要一定的灵活性,不宜一味坚持国内适用的财务内部收益率法的管输费制定模式。建议国内相关部门和单位,参照已经运行的跨境管道的管输费制定模式,对今后海外管道项目的经济评价和管输费制定公式进行调整与完善,以便更好地适应对外项目合作的需要。     

跨国管道标准化管理体系的构建与实施

中亚天然气管道ABC三线横跨四国,各国合资公司独立运营。为了解决不同过境国的管线建设和运行采用的技术标准不同,各站场运行管理水平不一致,中方管控体系无法在合资公司落地的问题。中亚天然气管道公司借鉴国内外标准化管理经验,结合乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的运营管理特点,构建了中亚特色的管道标准化管理体系。以"站场标准化建设"为突破口,统一工艺、自控、计量等10个专业技术标准,统一抢维修作业标准,统一站场目视化标准,统一管道自动化控制水平等。通过标准化管理,实现中方股东管理体系在合资公司落地,提升跨国管道运行管理水平。     

乍得-喀麦隆原油管道输送收费模式分析

乍得-喀麦隆管道是埃克森美孚等公司利用国际资本为多巴原油外输而修建的跨国原油管道.乍-喀管道通过资本回报模式计取管输费,管输费由管道运营费用、债务本息费用、固定流量费用和变动流量费用四个部分构成,在考虑项目债务还本付息的基础上给予股东10％的资本回报率.该模式在实现投资快速回收的同时,大幅降低了管输成本,为上游油田降本增效创造了空间,这对埃克森美孚等国际石油公司是较为有利的,对乍得和喀麦隆政府而言则是利弊兼有.就我国石油公司修建境外跨国油气管道项目而言,应合理制定管输收费策略以服务于上游油田和下游市场,采用交叉持股方式分别成立独立管道公司,并尽量引入国际资本,以降低管道投资风险和引入第三方监管.     

天然气管道站场适应性改造和支线管道建设投资收益模式探讨

近几年,天然气管道站场适应性改造和支线管道建设投资增长迅速,而干线管输费核定时未包括这部分投资,使得站场适应性改造收费缺乏依据,企业自建支线管输费也较难得到批准,导致这部分投资难以回收。站场适应性改造应坚持独立建设、独立运营的管理模式,可考虑通过管输费三年调价机制、高可靠性供气费、管网建设综合配套费等获取投资收益。但这三种收费模式的可操作性取决于国家和各级政府部门的政策支持以及管道运营企业与气价承受能力不同的主要下游用户的谈判。支线管道的建设可以通过独资、合资、用户自建等方式进行,建议收费模式仍以管输费为主,管道运营企业可以联合适当的合作伙伴或者天然气用户共同向政府主管部门报批管输费。     

浅析中哈原油管道管输费的制定策略

中哈原油管道全长2828千米,分属三个公司。哈萨克斯坦国家反垄断委员会对于中哈原油管道管输费的规定,与中国国家发展和改革委员会对管输费的规定存在着明显的区别,前者是当期费率,后者是运营期的平均费率,实施效果对于管输企业的经营和发展有着不同的影响。文章还分析比较了滨里海地区BTC管道（巴库-第比利斯-杰伊汉）、CPC管道（田吉兹-新罗西斯克）与KCP管道（中哈管道）的运价水平,提出了提高中哈管道竞争力的途径。建议择机对中哈管道全线三家管道公司的资产进行整合,为全线实行＂一票制＂管输费创造有利条件,从而降低整体管输费,吸引滨里海地区的原油资源使该管道高负荷运行。     

对中哈跨国管道商务及法律对接问题的探讨

中哈原油管道是中国第一条跨国原油管道,在建设、采办、运营上存在着与哈方在技术、商务以及法律上的对接问题,因此,在签订有关管道的各种合同时需要考虑适合两国的法律法规等一系列问题.中哈管道有限责任公司（KCP）的中方人员在中国石油天然气勘探开发公司（CNODC）总部和各事务所的大力支持下,在解决商务和法律对接问题中,摸索到了一些处理跨国建设项目问题的方法,为今后进行跨国建设项目提供了可以借鉴的模式和思路.跨国建设项目中需要进一步探讨的问题还有很多,鉴于中哈管道的运作经验,跨国公司的管道框架设计应列入今后项目的可行性研究范围;搞清合作国之间税收体系的不同点以及税收优惠政策,也有助于解决跨国公司的管理体制问题并最大限度地享受税收优惠.     

政策要闻

俄罗斯上调石油管输费 9月1日起,俄罗斯将国内石油管输费上调2.8%;11月1日起将再次上调5%。2010年,俄罗斯曾先后3次提高管输费,分别提高了16%、2.3%和9.9%,旨在为东西伯利亚—太平洋管道（ESPO管道）等大型管道项目筹集资金。     

欧美典型国家天然气管输费定价机制及结算模式探究

欧洲和北美是当前全球天然气市场发展最成熟、市场化程度最高的区域。在深入调研英国、美国、加拿大、意大利天然气管网现状、管输费定价机制和管输费结算模式的基础上,分析欧美国家入口到出口结算法、解耦式入口和出口结算法、约定路径结算法、邮票制结算法的理论方法与计算模型。意大利、英国的天然气管输定价模式采用入口/出口式的两部制管输定价法。美国没有全国统一的管网容量交易平台,各管道公司自行建立容量交易平台。加拿大既有长输管道,也有区域性管网,两者定价模式不同。欧美管道公司管输定价和结算模式与本国天然气管道的运营特点相适应,与本国天然气管网的运营管理模式相适应。建议结合中国实际,在深化天然气管网公平开放改革的过程中,建立适应中国国情的管输容量交易机制与交易平台;借鉴欧美国家天然气管输采用的两部制价格模式,鼓励不熟悉天然气管道运输业的企业进入市场,进一步推动中国天然气管网的公平开放。     

对建立我国天然气管输费体系的设想

我国亟需建立一个适合国情的、科学合理的管输费体系及相关计费规则,以适应天然气管道的建设与发展.借鉴国外天然气管输费体系的一般模式,针对我国天然气管道和用户的类型与特点,提出了建立我国天然气管输费体系的原则、思路和结构设想.建议:1)长距离输气管道管输费率总水平随管道输送距离的递增而递增,视现实情况分别采取"一部制"(按实际输气量一次性收回管输公司的全部服务成本)和"二部制"(在"管输容量预定费"和"管输使用费"中分摊固定成本和变动成本)的费率结构;2)区域性集输管网根据管输距离分段划分管输费率区,不同区域管输距离按递远递增原则采取不同费率,管输费由原料气管输费和商品气管输费组成;3)支线输气管道(管网)的管输费采用"邮票"式价格模式,按实际提取气量支付包括管输全部成本的管道使用费,按不同用户类别分别制定管输费率.     

海外油气管道运营模式探讨与案例分析

根据管道是否跨国／跨境,海外油气管道建设与运营大致分为上中下游一体化模式、管道独立运营模式和分段建设运营模式。每一种模式都有各自的优缺点及适用的环境条件。海外管道特别是跨国管道的建设和运营往往十分复杂和微妙,其最核心要素为各方的政治关系和经济效益。因此,在确定某一特定的海外管道项目的运营模式时,要综合考虑有关的政治、法律、财务、税收、利益分配、协调机制等问题,并在项目可行性研究阶段提前开展项目运营模式的研究,以政治关系和经济效益为中心进行全方位论证和评估,为项目实施阶段的商业运行提供强有力的决策依据。     

国外天然气管输费的构成与调控

由于天然气管输业特殊地位,国外天然气管输费多在政府或相关职能部门的管制之下,有严格的程序或管理办法。发达国家的长输天然气管道管输费通常以输气成本为基础,包括投资成本、净资产回报率、操作和维护成本等,再加上合理的利润。天然气管输费也与用户的负荷剖面、预定输气能力和实际输气量相关。美、英等国在管输业放开管制、允许第三方进入后,天然气管输费的费率水平逐年递减。发展中国家的天然气管输费率与政府的宏观经济政策密切相关,费率水平低于发达国家,但呈上升趋势。     

对油气管道过境费确定标准的思考

未来我国的油气资源保障将越来越多地依赖过境管道,缴纳的过境费也将越来越多.文章介绍了设置过境费的目的及其确定标准,认为相对于替代线路节省的建设投资与经营成本,是确定过境国对项目所做贡献的直接标准,是设置过境费的上限.由于油气价格上升和不稳定性增大,建议引进“累进”制的过境费计价公式,使过境国自动地从高油气价格中获益,从而减少油气资源国、消费国和过境国之间的冲突.     

对油气管道过境费确定标准的思考

未来我国的油气资源保障将越来越多地依赖过境管道,缴纳的过境费也将越来越多。文章介绍了设置过境费的目的及其确定标准,认为相对于替代线路节省的建设投资与经营成本,是确定过境国对项目所做贡献的直接标准,是设置过境费的上限。由于油气价格上升和不稳定性增大,建议引进"累进"制的过境费计价公式,使过境国自动地从高油气价格中获益,从而减少油气资源国、消费国和过境国之间的冲突。     

中哈跨国石油管道的计量交接与管理

从技术层面和管理层面叙述了我国第一条跨国石油管道的计量计算方法和交接模式。原油报关计量数据采用中哈双方公认的第三国（美国）的API标准进行计量计算,根据实际情况,以中国和哈萨克斯坦的相关标准作为补充,完成了我国第一条跨国石油管道的计量交接与管理。     

项目核准对管道建设项目财务评价的影响

简要解读投资项目核准制有关政策,并结合部分管道建设项目的核准工作,分析项目核准对管道建设项目财务评价所产生的影响：即直接影响项目投资的造价水平、计算期、功能定位及建设规模的实现,最终对项目的经济效益产生较大影响.为提高管道建设项目核准工作效率,建议：1）加强协调国家部委,争取获得更多政策支持;2）发挥整体优势,强化地方协调;3）夯实项目核准工作基础;4）加强核准工作专业人才培养.     

实施天然气能量计量对管道企业的影响研究

针对天然气能量计量的要求和管道企业的特点,结合现有的体积计量系统,在硬件上具备能量计量基础条件的现状,分析天然气计量由体积计量转变为能量计量,管道企业主要在准确计量、输差计算和指标调整以及管输费计价等方面受到的影响。提出需要对变化较大混合气组分的测量制定相应的标准,并完善多气源输配管网的天然气组分,人工赋值实施方法的相关标准,同时管道企业统一配置测量C_6~+的色谱分析仪,制定不同计量方式并存的条件下管网输差计算的相关标准,研究新的输差指标,完善管输天然气中烃露点的具体要求和测试方法,计算体积计量—能量计量管输费计价的"平衡基准热值"等建议,以合理保证购运销三方利益。     

埋地天然气管道的防腐技术分析

随着人们经济水平不断提高，对能源的需求量相应增加，因而推动了天然气管道的迅速发展。天然气的输送管线通常使用埋地铺设方式，在长期的自然环境因素影响下容易受到腐蚀侵害。而埋地天然气管道防腐技术可以很好地保证天然气管线运营的使用寿命和安全性能。因此，应重视天然气管道防腐技术及其研究。本文就当前埋地天然气管道的防腐技术开展探究。     

行业动态

中石油引入600亿社会资本运营油气管线6月26日,中石油与泰康资产、国联基金签订油气管道合资合作战略协议,引入来自保险、养老金、银行、公益基金等合资方的600亿元社会资本,共同成立中石油管道联合公司,运营西气东输西一线西段、西二线西段、涩宁兰线、轮库线和鄯乌线5条天然气管线、5条原油管线和5条