韩国天然气定价案例研究

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5、0;   本文节选自2001年3月亚太能源研究中心（APERC）研究报告APEC能源定价惯例天然气终端用户价格。文章对韩国天然气批发价格结构、供气费变化历程和分摊方法、零售价格结构、零售价格现状做了较为详细的叙述，并对此予以评价。        一、批发价格        价格结构    韩国燃气公司（Kogas）的天然气批发价格由原料费和供应费两大部分组成。原料费包

6、括七类费用，分别是：1.进口价格；2.进口处理费；3.进口关税；4.特许经营税；5.损耗；6.进口附加费；7.安全管理附加费。其中，进口附加费和安全管理附加费仅适用于城市燃气用户（见表1）。由于LNG进口价格与原油价格成指数关系，因此为了反映出进口价格和汇率的波动，电力用户的原料费每个月调整一次。相反，为了避免频繁的价格变化，城市燃气用户的原料费每季度予以调整，但只有在原料费变化幅度超过±3时才可调整。    批发供应费每年进行计算和调整，该费用由接收站费用和输送费用两部分组成。对于电力用户采用三种季节性价格，即冬季、夏季和其它季节。对于城市燃

7、气用户，供应费根据最终用户的种类不同而有所差异。城市燃气最终用户分为5类：住宅/供暖（包括烹饪、供暖、商业事务所供暖）、制冷、商业、工业、建筑物的热电联供和区域供热。建筑物热电联供和区域供热根据三种季节性价格进行调整，而其它种类的用户则全年采用各自的统一价格。    表1和表2分别列出了原料费和供应费的组成（至2000年1月1日）。为了使能源资源多样化并尽快推广天然气的利用，韩国天然气的原料费和供应费一直较低（尤其是在LNG进口早期）。虽然缺少政府对天然气的直接补贴，但天然气在税收方面有所优惠。LNG的进口税率仅1，而原油和LPG的进口税率为5。向替代燃

8、料征收的其它费用，如进口附加费、特许经营税以及安全管理附加费，直到1994年以后才向LNG征收。此外，进口附加费方面的收入作为“石油商业基金”，向天然气管网建设提供低息贷款，这也有助于保持天然气供应的低费用。        表1. 天然气批发原料费组成    单位：韩元/立方米      费用名称 电力 城市燃气 备注  进口价格 184.24 184.24 合同价格  进口处理费 0.27 0.27 进口

9、额外费用  进口关税 1.87 1.87 到岸价格（CIF）的1%  特许经营税 32.31 32.31 30韩元/立方米时的固定费用（Flat amount）  损耗 2.04 2.04 0.9%的CIF进口价格和进口处理费  进口附加费 - 5.58 5.23韩元/立方米时的固定费用  安全管理附加费 - 3.90 3.90韩元/立方米的固定费用  原料总费用 220.73 230.21       注：截至2000年1月1日。    

10、60;   每年的第一季度允许对已发生变化的进口价格进行调整，但在上一年的价格中不反映出来。在2000年，1999年定价的应收帐款是8.61韩元/立方米。因此，在减去应收帐款数值后，电力和城市燃气行业的实际原料价格分别为212.12韩元/立方米和221.60韩元/立方米。        表2. 批发供应费     单位：韩元/立方米      终端用户种类 冬季 夏季 其它季节 备注  电力行业

11、53.72 25.56 39.64    城市燃气 住宅/供暖      107.76   制冷       - 5月9月 商业       59.96   工业       27.12   建筑物热电联供和区域供热 75.18 13.23 42.6       注：截至2000年1月1日。 

12、60;      城市燃气用户的平均供应费为91.64韩元/立方米。        供应费变革的历史    韩国首次提出供应费概念是在1987年2月2日。当时，Kogas是按照能够回收其总成本的标准来确定供应费。为了达到规模经济效应，Kogas采取三项措施来开发市场：1.燃气低价格；2.供应费评估期为三年（1987年1989年）；3.零股本收益率。在城市燃气消费总价格相当于以LPG-气体为原料的城市燃气价格前提下，将供应总费用

13、分摊到电力和城市燃气领域。总费用的差额部分分摊到电力行业。    然而，为了逐步调整城市燃气费用，使其具有与其它燃料的竞争力，供应费用评估期在三个月后被修正为五年。在这之后不久，由于国内石油产品价格平均减少了10，削弱了城市燃气的竞争力，因此政府进一步减少了城市燃气供应费以恢复其价格竞争力。1987年12月，政府对供应费分摊方法予以修正，采用平均费用评估而不再根据用气种类来细分供应费用。城市燃气和电力用户的供应费根据平均供应总费用确定，为40.89韩元/立方米，城市燃气批发供应费用减少了17.09%。    198

14、8年，国内石油产品的两次降价再次削弱了天然气的价格竞争力。另外，1988年9月，首都汉城限制液态燃料利用的环保政策也迫使城市燃气费用进一步减少。考虑到电力行业由于两次石油产品降价造成成本降低，韩国将电力用户供应费用上涨7.05韩元/立方米，而城市燃气供应费用减少22.72韩元/立方米。另外，由于1989年1月天然气热值发生变化（从1.1万千卡/立方米减少到1.05万千卡/立方米），供应费用因而减少了约5%。    从这里可以看出，批发供应费用评估方法明显有交叉补贴现象。但韩国认为，相对于保持反映实际成本的天然气价格，维持城市燃气的价格竞争力更加重要。&#

15、160;   随着城市燃气需求飞速增长，城市燃气公司的供应成本逐步减少，从而大大改善了其财务状况。城市燃气公司开始采用一些方法来纠正批发费用失真现象。1989年6月进行的调整就是针对交叉补贴问题。这次调整主要是减轻本应由城市燃气领域承受却由电力领域承受的费用负担。因而，为了更准确的反映电力和城市燃气领域的费用，电力领域的供应费用减少而城市燃气领域的费用增加。    在费用评估期结束后（1987年-1991年），供应费用于1992年7月再次进行评估。由于天然气消费量飞速增长导致供应费用基本保持平衡，因此对城市燃气的扶持急剧减少

16、。供应费用评估期也重新回复到三年（1992年-1994年），股本收益率为税后10。    随着城市燃气消费量的飞速增长，韩国开始出现季节性负荷调节问题。1994年1月，韩国针对电力用户采用了一种区分季节性供应费用的方法。然而，电力用户和城市燃气用户仍采用原来的平均供应费方法，因此交叉补贴问题依然存在。    1998年，韩国采取了一些措施以更好的反映出电力用户和城市燃气用户因负荷系数不同而产生的费用。供应费用因而得以调整，这部分纠正了交叉补贴问题。1999年10月，韩国采取进一步的调整措施。电力用户的供应费减少了4

17、.44韩元/立方米，而城市燃气用户的供应费递增了13.33韩元/立方米。       供应费分摊方法    目前，供应费用根据回收平均记帐成本来估算，具体实施步骤为：首先，总费用分成五个功能性费用，即卸货、储存、再气化/输出、管线和调压站。其次，再根据其平均消费模式将每个功能性费用在电力和城市燃气用户间进行分摊。每个环节的费用分摊要素如下：    1. 卸货费年消费量    2. 储气费维持对每类用户供气所

18、必须的储气量    3. 再气化/输出最大月输出量    4. 管线将电力行业专用管线和城市燃气专用管线资产进行分离（总费用根据负荷系数进行分解：月平均消费量/负荷系数）    5. 调压站同管线    Kogas采用的这种费用分摊方法更好的反映出了各类用户发生的费用。因此，由于消除了明显的费用转移现象，反映出了实际发生的费用，交叉补贴问题得以有效缓解。    然而，如果采用这种方法不够精确导致价

19、格没有反映出供应费用差别，交叉补贴仍有可能出现。毫无疑问，让各方都满意的客观的成本分摊标准显然不存在，目前的分摊方法还不能达到反映实际发生成本的理想程度，尤其是不能将一些隐藏的成本因素反映出来，如所节省的储气成本和不同的服务方式。    由于电力用户的需求特点，城市燃气用户在储气成本方面节约许多。如果没有电力用户的用气需求，有可能需要建设更多的储气罐以满足城市燃气需求。所节省的储气罐费用应当在价格上合理的反映出来。另外，如果在用气高峰期出现管输能力或天然气缺乏现象，电力用户可能要求临时性停止用气。事实上，电力用户是可间断用户，而城市燃气用户大部分是固定用

20、户。但这一服务方式上的差异也没有在价格中合理反映出来。        二、零售价格        价格结构    城市燃气公司的零售价格由原料费和供应费组成。前者就是Kogas向城市燃气公司收取的批发费用（门站价格）。根据外汇汇率和LNG价格的变化，LNG原料费作季度性调整。城市燃气公司的供应费中还要加10的增值税（VAT）。定价采用成本加成方法，即投入资本税后收益率的10。每个地方政府在其权限内

21、对城市燃气公司的燃气价格进行审批。如果在其管辖区域内有多个燃气公司运营，那么原则上，终端用户价格将按照所有公司的平均供应费确定。原则上价格可以每年修正一次。而地方政府在考虑了燃气价格稳定性和物价水平等因素后，可以对燃气价格每三年修正一次。    由于地方政府决策和终端用户种类上的差异，燃气价格各有不同。在韩国汉城地区的终端用户分为9类：     居民烹饪/居民加热     类商业用户/类商业用户     建筑物加热/建筑物制冷 

22、;    工业     建筑物热电联供     区域供热    由于城市燃气领域较难维持供需平衡（特别是在冬季）。在经过长时间的争议后，1996年2月，Kogas与城市燃气公司签署了负荷调节合同，该合同鼓励城市燃气公司对其业务内的负荷进行管理。合同规定，如果城市燃气公司的燃气提取量超出规定合同量的±10，城市燃气公司将为此支付罚款，罚款额为超出允许提取量部分乘以Kogas供气价格的2。罚款期限频繁变化：1996年没有罚款；1997年按季

23、度对罚款进行评定；而1998年则按月对罚款进行评定。但在特殊气候条件下，提取量可以通过谈判解决。       零售价格的制定    如上所述，在首都汉城，在费用制定时采用平均供应费方法。特别是在该地区有5家城市燃气公司，其中有四家公司供应汉城和邻近地区。在制定费率方面，汉城市政府将5家公司看成是一家大型公司，即单位供应费通过5家公司总收入除以预计供气总量计算所得。因此，如果其中一家城市燃气公司的供应费低于平均值，则该公司就可获益，这一措施有利于激励城市燃气公司改善经营效率。但由于忽视了

24、各公司的不同终端用户结构，因此该措施也有不当之处。    如表3所示，韩国终端用户间的供应费差异较大。在居民供暖和建筑物制冷方面的供应费较低，而居民烹饪和商业类用户方面的供应费较高。尤其是区域供暖方面的供应费最低，仅为7.72韩元/立方米，低于工业用户供应费的一半。然而，由于居民供暖、建筑物供暖和区域供暖这三类用户的天然气消费量占城市燃气消费总量的比例超过80，且它们的峰谷差较高，因此有理由怀疑这些用户并没有支付它们应付的供应费。另外，虽然区域供暖消费量较大，但其负荷曲线与居民供暖用户的类似（冬高夏低）。这意味着区域供暖用户支付的天然气供应费过低。根据经

25、验判断，其中有交叉补贴现象。    表3 韩国城市燃气批发价格和零售价格差额    单位：韩元/立方米   用户价格 批发价格 零售差额 居民烹饪 470.34 365.13 105.21 居民供暖 412.08 365.13 46.95 商业 406.45 305.61 100.84 商业 362.83 305.61 57.22 建筑物供暖 422.95 365.13 57.82 建筑物制冷 198.18 161.59 36.59 工业 296.84 278.5 18.34 建筑物热电联供 冬

26、季 366.13 327.83 38.3 夏季 293.51 255.21 38.3 其它 328.50 290.20 38.3 区域供暖 冬季 335.55 327.83 7.72 夏季 262.93 255.21 7.72 其它 297.92 290.2 7.72     注：1.截至于2000年1月        2.商业包括蒸汽浴、垃圾焚烧等        3.冬季为1、2、3、12月；夏季为5、6、7、8月

27、；其它季节为4、9、10、11 月    韩国城市燃气价格的另一个特点是其它用户对商业建筑物制冷用户存在交叉补贴（见图1）。在某些特定时间，建筑物制冷用户所支付的天然气价格甚至低于燃气成本。换句话说，是交叉补贴产生了这种现象。由于所有燃气成本和供应成本都转移给了用户，因此批发供应商和零售公司并不因此蒙受损失。不管市场环境如何变化，这类用户的零售毛利实际上固定在40韩元/立方米左右。如果假设市场环境没有变化，有可能会认为5月9月建筑物制冷用燃气的边际成本大约为40韩元/立方米。然而，其它大用户（如工业用户和区域供暖用户）所获得的零售毛利比建筑物制冷用户更低

28、，这意味着40韩元/立方米的供应成本并不是非高峰期的边际成本。       图1 韩国建筑物制冷用城市燃气价格       韩国采用上述定价方式的根本目的是：通过消除季节性的负荷曲线来减少燃气储气设施的建设成本；减少单位供应成本从而实现规模经济；用天然气替代其它化石燃料以改善空气质量。然而，通常反映政府对天然气市场政策的天然气批发市场价格信号并不总是传达到最终用户。批发和零售市场的价格审批权限是分开的，零售供应成本结构根据各地方天然气市场的发展阶段和地方政

29、府的政策不同而有所不同。        三、评价    虽然交叉补贴干扰了价格信号，并对资源分配起到了消极影响，但它并不完全是有害的。回顾韩国LNG利用早期，通过加速天然气的利用实现燃料替代的作法可能是明智之举。    随着二十世纪七十年代两次石油危机的到来，韩国政府感到，为了保证持续稳定的经济发展，有必要实施能源多样化战略。作为能源多样化政策的一部分，通过税率优惠实现了LNG消费领域的交叉补贴和间接补助，从而使LNG利用得以飞速推广。1999年韩国LNG市场渗透率达到了58.4（首都汉城及其邻近地区达到77.6）。由于天然气是一种清洁燃料，出于环保方面的考虑，也希望促进LNG的利用。从这一点看，很难对韩国在管网建设期以及为了实现能源多样化和达到规模经济而促进天然气需求方面所实行的交叉补贴的合理性作出价值判断。APERC是日本能源经济协会（IEEJ）的附属机构，成立于1996年7月，总部位于东京。