基于“成本+收益”原则的原油管道管输费定价机制研究

余磊 皇甫建华 李国良 陈晓平 蒋璐朦

摘要：基于“管住中间，放开两头”的发展思路，我国原油管道建设和运营不断向市场化方向改革。管输费作为原油价格的主要构成要素，其定价机制是上游油源和管道公司之间效益平衡的重要手段，决定了管道独立运营和市场化改革的效果。基于“成本+收益”的原则和管道项目的整体性与异质性，独立型管道侧重经营性管输收益最大化，而一体化管道更侧重服务性整体效益最大化。根据中哈、中缅及乍喀等原油管道案例，厘清了“一部制”管输费与“两部制”管输费的模块化构成、风险评估及适用条件。其中，“两部制”管输费既能通过协议输量保障投资稳定与快速回收，又能与国际油价、原油输量等外部性因素挂钩而消除内生性风险，突破了“一部制”的应用瓶颈。根据东非乌干达原油管道算例分析，发现相较于“一部制”，“两部制”管输定价模式的平均管输费更低，并据此提出在“负油价”经济风险下，基于外部因素的“两部制”模式将是管输环节的应用重点与改革方向。

关键词：管输费;定价机制;一部制;两部制;原油管道

中图分类号：F40722;TE322

文献标识码：A

文章编号：1673-5595（2021）03-0009-09

一、引言

基于“管住中间，放开两头”的管网分离改革思路，2019年12月9日国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“管网公司”）应声落地，主要负责油气管道建设与管输运营业务，从中获取服务性收益。其中，管输费作为原油价格体系的基础参数，是输油成本与管道营业收入的关键构成要素，并且能决定原油的价格竞争力。合理的管输费定价能够有效调节“产-运-销”全产业链中的收益流向，保障原油管道投资的稳定回收与多元主体的合理收益。在原油管道市场化改革进程中，为保障能源稳定供应并实现管网规模效益，我国原油管道建设规模持续扩张。截至2019年年底，我国海外投资运营的原油管道里程已达8 597公里，国内原油管道里程高达29 000公里。[1]但由于价格理论研究滞后，管道建设的外生性扩张放大了定价模式单一的内生性不足，而管输费是管道运营的唯一收入来源，管输定价机制短板容易弱化上游托运与股东参建的积极性，影响原油行业的市场化进程。因此，梳理原油管道管输费模式进而完善定价机制理论框架，是实现管道投资多样化回收与商务策略优化、推动管网体系市场化改革与独立化运营的必然要求。

随着原油需求持续走高，作为市场化运行与管网独立的有效保障，管输费定价机制逐渐成为国内外学者的重点关注领域。[2]欧盟和美国分别设置了OFGAS（Office of Gas Supply）和FERC（Federal Energy Regulatory Commission）等机构监督管输费定价，同时基于“成本+收益”原则，实行“两部制”管输费定价机制，且充分考量了运距因素影响。[3-6]而我国在由行业主管部门核定管輸费到价格主管部门统一定价、再到门站价格的演化历程中，管输费定价客体逐步由下游转移至上游，实现了管道收益率法定约束并确立了“一部制”定价机制。[7]例如，中缅（缅甸皎漂—中国贵州）原油管道基于项目现金流折现，根据固定内部收益率反算管输费[8];中哈（哈萨克斯坦阿特劳—中哈边界阿拉山口）原油管道综合了运距系数，在“一部制”管输费的基础上实行“一票制”定价[9]。然而由于管道的巨额建设投资与客观输量偏差，根据设计输量测算的“一部制”管输费定价容易影响输送效率且不利于投资的稳定高效回收。[10]因此，基于“一部制”的定价缺陷，结合成本回收的构成和期限，乍喀（乍得—喀麦隆）原油管道采用由容量费（包括股东投资、股东收益、债务资金、债务利息等费用回收）和流量费（运营成本回收）构成的“两部制”管输费模式。[11]“两部制”通过容量费、流量费分部回收固定成本和变动成本，其中容量费采用“照付不议”的形式回收，与协议输量相关，与实际输量无关，避免了由于输量不稳定导致的投资回收风险，保障了投资回收效率，因此“两部制”逐渐成为主流模式。[12-13]

目前已有研究主要集中在原油管道管输费模式的具体应用上，缺乏对管输费模式的系统梳理和适用条件分析，在定价机制理论方面的研究尚不足。定价机制研究的滞后限制了管输费的选择空间与应用范围，导致管输费模式设计缺乏理论依据，管输环节成本居高不下。随着原油能源战略地位不断提高，管道公司亟需系统梳理管输费模式，完善价格体系框架，进而推动市场化改革进程。因此，本文基于独立型和一体化管道视角，厘清管输费的构成、定位及功能，对比“一部制”与“两部制”管输费定价机制，分析不同模式的使用风险及适用条件，并结合算例探究二者的成本回收效率与应用效果，从而有针对性地提出管输定价的建议，实现原油管道投资的稳定回收和管输环节的高效运行。

二、管输费构成及原理

原油管道既为多元化油源主体提供垄断性、竞争性、非排他性的原油有偿输送服务，也为下游居民、企业等终端用户提供来油渠道，是连接上游生产和下游销售的纽带，且受到政府监管，呈现出明显的公共资源属性，其“产-运-销”体系如图1所示。而管输费作为原油管道的唯一收入来源，既要保障管道项目投资与运营成本的稳定回收，又要调节原油市场主体间的利益流向与分配，是管输环节的关键因素。合理的管输费定价机制有利于管输环节规模经济和范围经济最大化，进而反哺上游环节发展，最后形成良性循环。管输费定价机制综合了投融资、运营成本及收益等多元因素，因此厘清管输费构成及原理是保障合理与有效定价的前提。

（一）管输费构成

管输费是指基于“成本+收益”原则，在原油运输过程中由管道公司向上游收取的服务性成本费用，主要由投资成本、运营成本及合理收益构成（如图2所示）。

（1）投资成本是指原油管道建设期间发生的资本金投入及金融机构借贷投入，具体包括股东直接投资、政府及商业银行贷款、国际金融机构贷款、出口信贷等。原油管道项目投资体量巨大，是影响管输费的主要因素。（2）运营成本是

指原油管道投产运行后所发生的除折旧费用外的作业成本和管理成本，具体包括动力燃料费、人员费用、损耗费用、修理费用、其他运营费用、无形资产摊销、其他管理费及安保费用等。（3）合理收益是指评价期内原油管道项目逐年现金流入与现金流出构成的净现金流应实现既定的内部收益率。其中，现金流入主要包括管输服务的营业收入、固定资产余值及流动资金回收;现金流出主要包括项目资本金、流动资金支出、债务本金偿还及利息支出、经营成本、营业税金及所得税。现金流入与现金流出的差额即为当年净现金流。

（二）管输费原理

基于管道项目的整体性与异质性，原油管道主要分为独立型管道和一体化管道。其中，独立型管道是指管道公司完全独立于上游油源，二者自負盈亏且互不影响;一体化管道是指管道公司与上游油源存在股权交叉，双方共同追求原油行业“产-运-销”体系的整体效益最大化。由于管输费的本质是管道攫取上游一定比例的原油收益，管道公司的独立程度会影响管输费的收益调节方向，因此本文将分别从独立型和一体化视角探究管输费原理。

1.独立型管道的“混合策略博弈”

独立型管道是指管道公司与上游油源完全独立，基于“理性经济人”假设，管道公司与上游油源都会选择不同策略实现自身利益最大化，且二者策略均构成对立型策略集，其中上游油源的策略集为{接入，不接入}，管道公司的策略集为{准许，拒绝}。基于信息不对称的市场性质，上游油源与管道公司将随机选择策略，且要保证自身策略选择使对方无法进行策略针对，属于“混合策略博弈”。假设管道公司选择“准许”策略的概率为x1，选择“拒绝”策略的概率为x2;上游油源选择“接入”策略的概率为y1，选择“不接入”策略的概率为y2。

假设在运营期N年内，上游油源的原油勘探开采成本为Z，年管输费成本为Y，年原油销售收入为X，管道公司管道建设投资为I，运营期仅考虑管输服务的现金流入（即管输费收入）为Y1，现金流出为T，市场利率为i。由于上游油源的管输成本即为管道管输收入，可得Y1=Y。因此，当上游油源申请“接入”管道且管道公司“准许”时，上游油源与管道公司逐年收益分别为W1=X-Y-Z/N与W2=Y-T。当上游油源“不接入”或管道公司“拒绝”时，由于前期勘探开采及管道建设的沉没成本，上游油源收益均为W3=-Z，管道公司收益均为W4=-I。而当上游油源“不接入”且管道公司“拒绝”时，上游油源和管道投资的期望收益低于机会成本，表明项目不具有经济性，上游油源与管道公司均不参与项目投资，不会发生资本支出，因此获取资本的基础收益（即机会成本）W5=iZ与W6=iI。各种不同策略选择下，上游油源与管道公司的收益组合见表1。

在混合策略博弈中，上游油源的策略选择y1与y2应使管道公司选择x1与x2策略的期望收益相等，且策略概率之和为1。

x1X-Y-ZN+x2（-Z）=x1（-Z）+x2（iZ）x1+x2=1

x1=Z（1+i）X-Y+Z2+i-1N

x2=X-Y+Z1-1NX-Y+Z2+i-1N（1）

即上游油源的策略选择集合为

x1=Z（1+i）X-Y+Z2+i-1N，x2=X-Y+Z1-1NX-Y+Z2+i-1N。

同理，管道公司的策略选择x1与x2应使上游油源选择y1与y2策略的期望收益相等。

y1（Y-T）+y2（-I）=y1（-I）+y2（iI）

y1+y2=1  y1=（1+i）I（2+i）I+Y-Ty2=I+Y-T（2+i）I+Y-T（2）

即管道公司的策略选择集合为y1=（1+i）I（2+i）I+Y-T，y2=I+Y-T（2+i）I+Y-T。此时，双方均无法通过单独改变随机选择的概率分布来提高期望收益，实现了混合策略博弈的纳什均衡。在管道投资I与现金流出T保持不变的前提下，当管输费Y越高时，x1越高且y1越低，管道公司收益率越高从而更倾向于准许，上游油源管输成本增加从而更倾向于不接入，与经验相符。

在工程实践中，为保障收益最大化或损失最小化，上游油源和管道公司在保障正向收益前提下会追求利益最大化。但由于原油先开采后运输，管道建设滞后于原油勘探开发，导致“混合策略博弈”中上游处于被动地位。因此，当上游油源完成勘探开发后，即使运营期间逐年收益为负，但只要满足X-Y>0，上游也会选择接入管道进行原油“运-销”，从而弥补前期的沉没成本。因此，当管输费满足式（3）约束时，{接入，准许}是“混合策略博弈”的纳什均衡解。

X-Y>0Y-T>0 T

其中，维持管道公司的年现金支出T为管输费收入下限，上游的原油销售收入X为管输费收入上限。然而由于管输环节的垄断性，独立型管道管输费更倾向于资本金投资与运营成本快速回收，这增强了管道公司实行上限管输费的利己动机，因此实践中管输环节受到政府监管并提前规定内部收益率，进而保证管输费的合理取值。

2.一体化管道的整体收益最大化

由于一体化管道在管道公司与上游油源之间存在股权交叉，{接入，准许}策略组合是实现整体收益最大化的必然选择。但由于股权占比不同，整体收益受原油销售收益与管输收益等多元因素影响。假设α表示上游油源股份占比，β表示管道公司股份占比，且收益按股权比例分配，则整体收益满足式（4）约束。

maxW（α，β，Y）=αW1+βW2=αX-ZN-βT+（β-α）Y

s.t. W1=X-Y-ZNW2=Y-T  （4）

当上游油源股权占比为0时，整体收益最大化即追求独立型管道的管输收入最大化;当管道公司股权占比为0时，整体收益最大化即追求管输费成本最小化;当上游油源与管道公司股权占比均非0时，整体收益为股权占比与管输费的非线性函数。因此，一体化管道管输费更倾向于收益的调节分配，协同上游油源与管道公司实现收益最大化。

三、管输费定价机制

原油管道基于“成本+收益”原则进行管输定价，但由于管道建设属于资本密集型产业，前期建设投资体量巨大，因此投资成本回收是管道运营效率与效益的基础保障。根据管道投资回收效率，国际原油管道管输费定价主要分为“一部制”与“两部制”管输费模式（如图3所示），且目前逐步由“一部制”向“两部制”管输费过渡。

（一）“一部制”管输费

“一部制”管输费指不区分成本类型，一次性回收评价期内的资本金投资及回报、债务本金及利息、运营成本等所有费用支出，结合现金流折现法并按设计输量反算的管输费定价模式。为保障实现基准内部收益率，原油管道根据实际运营情况定期（3～5年）调节管输价格。基于运距系數差异，主要分为平均管输费与单位管输费。

（1）平均管输费是指原油管输环节中运距不变，根据逐年管输量与成本支出反算的管输费，呈现“单入口—单出口”特征。

F1=∑nt=1（COt-Rt-St-Wt）（1+ic）-t∑nt=1Qt（1+ic）-t  （5）

式中：F1为基准收益率下的平均管输费;COt为第t年管道公司总成本支出，包括固定成本和变动成本;Rt为管道运营补贴收入;St为固定资产余值回收;Wt为流动资金回收;ic为项目基准收益率;Qt为第t年管道实际输量或调整输量;n为原油管道评价期，包括建设期与运营期。

（2）单位管输费是指基于原油管道注入点与分输点间的运距参数，根据逐年单位周转量（管输量与运距乘积）与成本支出反算的管输费，呈现“（多）入口—（多）出口”特征。

F2=∑nt=1（COt-Rt-St-Wt）（1+ic）-t∑nt=1∑mk=1Qk×Lkt（1+ic）-t  （6）

式中：F2为基准收益率下的单位管输费;Qk为第k（k=1，2，3…m）个“注入点—分输点”的实际输量或调整输量;Lk为第k（k=1，2，3…m）个“注入点—分输点”的运输距离。

基于“一部制”的平均管输费，中缅原油管道分段运营管理，管道公司采用“邮票制”管输费定价机制（单位管输费）。但是，“邮票制”管输费模式下运距较长的注入点管输费过高，不利于上游油源接入而影响管输效率。因此中哈原油管道制定了“一票制”管输费定价机制（平均管输费），即管道全线实行统一管输费率，降低平均管输价格从而吸引上游油源接入，以保障管道公司投资的稳定回收。

（二）“两部制”管输费

“两部制”管输费是指基于原油管道评价期内协议输量（预定管容量）与实际输量，通过容量费与流量费分别回收固定成本与变动成本，现金流折现法反算的管输费定价机制。其中，容量费是指基于协议输量回收管道投资、债务本金及利息等固定成本，与实际输量无关，但单位容量费与实际输量成反比;流量费是指基于实际输量回收管道逐年的运营成本，与实际输量成正比，但单位流量费与实际输量无关。

∑nt=1（P1t×Q1t+P2t×Q2t-CO1t-CO2t）（1+ic）-t=0  （7）

式中：P1t为第t年容量费;Q1t为第t年上游油源与管道公司的协议输量;P2t为第t年管道流量费;Q2t为第t年上游油源的实际输量;CO1t为第t年的固定成本，包括资本金投资回收与回报、债务本金及利息回收;CO2t为第t年管道运营的变动成本;ic为基准收益率;n为原油管道评价期。由于国际油价与实际输量的不确定性，“两部制”管输费可与国际油价、上游产量等外生性变量挂钩，消除管输价格的内生性波动。

1.与外部因素无关的“两部制”管输费

以乍喀跨境原油管道为例，其线路全长1 081千米，管径762毫米，建设期为2000年10月至2003年6月，运营期为25年，投产后设计输量为25万桶/日（约1 200万吨/年），投资高达22亿美元。乍喀管道将管输成本分为资本金投资与回报、债务本金与利息、运营成本。根据“两部制”管输费定价机制，分别用固定容量费Y1t、变动流量费Y2t与调节管输费Y3t协同保障成本高效回收并实现稳定收益。

Yt=Y1t+Y2tQt+Y3t

Y1t=IN1+I-∑n1t=1IN1t-1i1+CrN2+  C-∑n2t=1CrN2t-1i2

Y2t=CO&M

Y3t=∑n3t=1（COt-CIt）（1+ic）-t∑n3t=1Qt（1+ic）-t  （8）

式中：I为管道资本金投资;N1为资本金投资回收年限;i1为资本金投资收益率;Cr为管道债务本金（忽略短期贷款与流动资金贷款）;N2为债务本金还款年限（等额本金）;i2为借款利率;CO&M为管道逐年运营成本;COt为评价期内管道现金流出;CIt为评价期内除管输费外的现金流入;ic为评价期管道基准收益率;Qt为逐年管输量。

管道投产运营后，固定容量费主要回收资本金投资与回报、债务本金及利息。运营期内按规定年限逐年回收等额的资本金投资与债务本金，同时基于第t-1年中未回收的资本金投资与债务本金分别测算投资回报与债务利息，在第t年中一并回收。变动流量费主要回收管道每年维持正常运输及维修所发生的运营成本支出。同时，基于评价期逐年的现金流入与现金流出反算调节管输费，从而保障评价期内原油管道实现既定内部收益率。而调节管输费与单位管输量的固定容量费和变动流量费则共同构成了单位管输费，其中固定容量费与协议输量相关，变动流量费和调节管输费与实际输量相关。

2.与外部因素相关的“两部制”管输费

根据管输费定价原理，原油销售收入是管输费成本的上限取值。由于国际油价存在不确定性，当油价处于低位时，管输费只能下降以保障上游油源接入的可行性;当油价处于高位时，管输费定价机制的滞后性会影响管道投资回收效率，导致管道公司运营风险系数较高。因此，“两部制”管输费统筹兼顾上游油源与管道公司的利益调节与风险分担，结合外部因素设置管输费取值的上下限，可保障管道投资的有效回收。

P1=P1t+P2t

s.t. ∑nt=1（P1t×Q1t+P2t×Q2t-CO1t-CO2t）

（1+ic）-t=0

Pa

式中：P1t为第t年容量费;Q1t为第t年上游

油源与管道公司的协议输量;P2t为第t年管道流量费;Q2t为第t年上游油源的实际输量;CO1t为第t年的固定成本;CO2t为第t年管道运营的变动成本;ic为基准收益率;n是原油管道评价期;Pa为上游油源与管道公司商定的管输费下限;Pb为管输费上限。

为规避市场风险，管输价格P1通过设置上下限实现上游油源与管道公司的市场风险共担。其中，Pb为管输费上限，Pa为管输费下限。当油价较高时，上游油源让利给管道公司从而加快管输成本回收，但是规定了回收上限Pb;当油价较低时，通过确定管输成本回收的最低下限Pa来减缓管输成本回收，从而确保上游油源利益（如图4所示）。因此，基于国际油价的管输费能够平衡上游油源和管道公司的收益，防止收益过度倾斜，降低了上游油源与管道公司外部性风险。但是，当国际油价长期处于低位时，管输费定价机制与油价挂钩会影响管道成本回收效率，降低管道建设与运行的积极性。

同理，上游原油输量是单位管输费的测算基础。当上游油源产能下降时，管道单位管输费升高，不利于上游油源接入从而影响管道投资回收;当上游油源产能较高时，管道单位管输费降低从而不利于管道高效运营，因此需设置管输费取值的上下限以保障投资的稳定回收。而在项目实践中，一般以设计输量作为上游油源与管道公司间的协议输量总量，避免了上游油源产能过高导致的外部性风险。

3.基于“两部制”管输费的衍生思考

管输费定价机制的核心思想是实现合理收益的同时尽可能地降低管输单价，即一方面保障管道公司实现既定的内部收益率，另一方面降低上游油源的管输成本，实现整体效益最大化。而在现行的管输费定价机制下，“一部制”管输费将整体项目成本平均回收;“两部制”管输费则在“一部制”模式基础上提出了管道成本分块回收的理念，将投资与协议输量挂钩后单独回收，避免由于上游资源不足而导致管道效益受损。因此，未来管输费模式的设计及优化，应基于“两部制”逻辑，通过协议输量保障管道成本稳定回收的同时，立足于项目的输量计划、税收优惠等因素将成本分块回收，通过调整不同成本的回收方式，在实现管道既定效益的同时降低上游油源管输成本，从而提高管输定价的灵活性与管道运营的高效性。如调整投资回收年限和折旧年限实现管道税务统筹规划，缩短投资回收期;设计与管道输量以及油价挂钩的成本回收上下限，保障项目逐年自由现金流的充裕性，提高项目的财务生存能力。

（三）管输费差异化分析

依据管输费原理分析，管输费的根本目标为在提供管输服务的同时保障管道投资的高效回收与稳定回报，但不同模式的管输费在管道全生命周期内呈现不同的波动特征，如图5所示。其中，“一部制”管输费本质是管输服务的平均价格水平，即将原油管输环节中前期与后期低输量的高管输费风险均摊至项目全生命周期。但管道投资回收期较长，投资风险较高，此外还存在前期营业收入较低导致投资回收、债务本金及利息偿还等经济压力，后期管输价格不具有市场竞争力从而影响管道整体效益等经济风险。同时“一部制”管输费与实际输量挂钩，不能有效激励上游油源均衡输油从而影响管道的利用效率。因此，上游原油产量与输量相对稳定时管道适合采用“一部制”管输费（见表2）。

“两部制”管输费通过分部回收突破了“一部制”的应用瓶颈，通过协议输量既能保障投资回收与期望收益，又能促进上游油源均衡输油从而提高管道利用效率。由于容量费的加速回收，“前高后低”的管输价格特点与上游油源产能节奏相匹配，且上游油源与管道公司的风险共担能够有效规避管道投资的回收风险。同时，基于现金流的时间价值，“两部制”平均管输费通常低于“一部制”管输费，契合了上游油源的输油成本最小化原则。但是，“两部制”管输费计算及修正较为繁琐，且前期管输价格较高，不利于吸引上游油源接入。另外，在原油管道运营后期的t1点，虽然管道固定成本已完全回收，但上游原油产量与输量大幅减少而管道运营维护等变动成本基本不变会导致管输价格骤升，从而影响管道正常运营。因此，当上游原油产量与输量不确定时，管道适合采用“两部制”管输费（见表2）。

四、算例分析

在乌干达原油外输管道项目中，管道长约824千米，建设投资约126亿美元，建设期为3年，运营期为25年，所得税率为20%，采用余额递减法在25年內折旧。以该项目为例测算“一部制”与“两部制”管输费。为简化分析，假设建设投资全部由股东资本金出资，评价期内无贷款发生，忽略通货膨胀影响;同时，为保障管输费测算结果的准确性，控制成本参数、税收参数及国际油价等变量保持相同。其中，“一部制”管输费一次性回收全部成本，“两部制”管输费分为容量费和流量费收入。流量费收入主要回收原油管道逐年的运营管理成本，与实际输量相关;容量费收入主要回收股东投资及投资回报，与协议输量相关，回收年限为10年。

（1）当乌干达原油管道不存在免税条款时，基于10%的内部收益率反算“一部制”与“两部制”管输费（见表3）。根据管输费的投资估算内容与经济评价指标，可以发现不同管输费定价机制虽然在营业收入与税后利润方面存在差异，但由于内部收益率相同，平均管输费更低、投资回收期更短的“两部制”更符合上游与管道公司的“双赢”格局。

（2）当乌干达原油管道存在免税条款时（假设运营期前7年免税），基于10%的内部收益率反算的“一部制”与“两部制”管输费（见表3）。结合管输费的投资估算内容与经济评价指标，可以发现相较于全生命周期不免税，有免税期的在免税期内不同管输定价机制的特点相同，且“两部制”管输定价的平均管输费较低更有利于缩短投资回收期。同时，在相同的免税期内，“两部制”管输费的降低程度大于“一部制”，更利于上游油源接入，如图6所示。

綜上所述，相较于“一部制”管输费，原油运输环节中“两部制”管输费分别针对上游油源和管道公司存在“替代效应”和“收入效应”。一方面，“两部制”管输费将管道现金流入前移而加速投资回收，表现为平均管输费的正向替代效应;另一方面，评价期内“两部制”管输费中平均年营业收入较低，表现为平均管输费的负向收入效应。由于替代效应高于收入效应，相较于“一部制”，“两部制”的平均管输费更低，相同免税期下杠杆效应更强。“两部制”既有利于降低上游管输成本吸引油源接入，又能保障管道公司投资收益从而提高建设运营积极性，是乌干达原油管道的应用方向。

五、结论

原油管道在提供管输服务时，应立足于科学的管输费定价机制，协同实现准许成本的高效回收与管道投资的合理收益。本文基于管输费构成及原理，结合中哈、中缅及乍喀等国际原油管道实际案例，系统梳理了“一部制”管输费与“两部制”管输费模式，根据管输费的模块化构成、风险评估及适用条件开展了差异化分析，并结合算例探究了不同管输费模式的应用效果。

（1）独立型管道倾向经营性定位实现自身收益最大化，一体化管道倾向服务性定位实现整体收益最大化。独立型管道与上游完全独立，基于“混合策略博弈”保障资本金投资与运营成本的回收，并实现管输收益最大化。但上游处于被动地位会导致管输价格存在升高趋势，管输环节需强化政府监管以保障管输费的合理取值。而一体化管道与上游存在股权交叉，应基于股权结构及国际油价等多元因素，强化上游与管道公司间原油收益的调节与分配，实现整体效益最大化。

（2）相较于“一部制”，“两部制”管输费有效降低了管道运营的外部性风险。“一部制”管输费是指不区分成本，根据基准收益率反算的固定管输费;“两部制”管输费是指通过分别与协议输量、实际输量挂钩的容量费与流量费，分块回收固定成本与变动成本，根据基准收益率反算的变动管输费。传统的“一部制”管输费由于管道投资回收期长且实际输量不确定，不能有效保障投资的稳定回收与期望收益。而“两部制”管输费中容量费与协议输量挂钩，实现了上游油源与管道公司共同承担外部性风险，保证了投资的稳定与加速回收。在原油“产-运-销”产业链不确定性较高的国际背景下，尤其面临着新冠疫情等因素所导致的“负油价”等经济风险，基于原油产量与价格的“两部制”管输费将是管输费定价机制的应用重点与改革方向。

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责任编辑：曲 红

Study on the Tariff Pricing Mechanism of Crude Oil Pipeline Based

on the Principle of "Cost & Revenue"

YU Lei1，3，HUANGFU Jianhua2，LI Guoliang1，CHEN Xiaoping3，JIANG Lumeng4

（1.School of Economics and Management， China University of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266580， China;

2.Capital University of Economics and Business， Beijing 100070， China;

3.China Petroleum Planning & Engineering Institute， Beijing 100089， China;

4.Pipeline Department， China National Oil and Gas Exploration and Development Company， Beijing 100034， China）

Abstract：Based on the development path of "controlling the middle and letting go of both ends"， the construction and operation of crude oil pipelines in China have been continuously reformed towards the market-oriented direction. As the main component of crude oil price， the tariff pricing mechanism is an important means to balance the benefits between the upstream and the pipeline company， which determines the effect of independent operation of pipeline and market reform. Based on the principle of "Cost & Revenue" and the integrity and heterogeneity of pipeline projects， the pricing principles of independent pipeline and integrated pipeline are studied. It is found that the former emphasizes the maximization of operational pipeline transport revenue and the latter emphasizes the maximization of overall service benefit. According to the cases of China-Myanmar and Chad-Cameroon crude oil pipelines， the modular composition， risk assessment and applicable conditions of the "One-Part Tariff" and "Two-Part Tariff" pipeline transport fees are clarified. Among them， the "Two-Part Tariff" pipeline transportation fee can not only accelerate the investment recovery through the agreed volume of transportation， but also be linked to external factors such as international oil price and crude oil transportation to eliminate endogenous risk， breaking through the application bottleneck of "One-Part Tariff". Finally， based on the calculation example of Uganda crude oil pipeline in East Africa， this paper analyzes the substitution effect and income effect of "Two-Part Tariff" pipeline transport pricing compared with "One-Part Tariff"， and correspondingly puts forward that "Two-Part Tariff" pipeline transport pricing based on external factors will be the application focus and reform direction under the economic risk of "negative oil price".

Key words： tariff; pricing mechanism; One-Part Tariff; Two-Part Tariff; crude oil pipeline