2020年4月，国家发展改革委、财政部等五部门联合印发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，针对当前我国天然气储备能力建设存在的痛点和难点，从规划布局、运营模式、投资回报、主体责任等方面提出了政策措施，为进一步提升我国天然气储备能力指明了方向。

文 | 李少斌

       近五年来，国家在储气设施市场化改革上确实下了不少功夫。2016年10月，国家发展改革委发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确储气服务价格和储气设施天然气购销价格由市场形成。2018年4月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确提出如下要求：一是供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力；二是县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力；三是城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力。上述举措对储备责任的具体量化要求包括10%、5%、3天，被业内人士称为“10、5、3”储备责任。

       截至目前，2020年已经过半，储气设施建设仍差强人意，储气库运营面临诸多挑战，未来发展也存在很多不确定性。

规模不足，责任约束乏力

       目前国内已有20余座储气库建成并投入运行，调峰能力达150亿立方米左右。2019年，国内天然气产量1777亿立方米，同比增长11.5%；天然气表观消费量3067亿立方米，同比增长9.4%。可以清晰看出，当前储气库的调峰能力远远满足不了天然气生产和消费的增长。

       在已建成的地下储气库中，除港华燃气在金坛投资建设的盐穴储气库属于社会资本投资建设外，其他投资运营主体均为中石油或中石化两家公司。据公开信息显示，中石油板桥储气库群、京58储气库群、刘庄储气库、金坛储气库以及中石化文96储气库、文23储气库将被纳入国家油气管网公司。

       2010年前，我国投运的储气库主要由中石油不同地区上游公司负责建设、运营和管理，储气环节发生的投资、成本费用与管道经济效益捆绑测算，相应的储气库费用与管输费一并收取。2010年后，国家开始投资建设储气库，并相继建成了呼图壁、相国寺等5座战略储气库，由国家负责储气库垫底气（储气库中不释放的底气，必须要保持在一定的存量基础水平上）的资金支持，储气库的矿权属于中石油属地油田公司并负责管理，储气库的调度、运行和使用由中石油内部协商。

       目前，储气库责任虽然有文件明确要求，但约束力不够。具体表现为：虽然给予了储气库运营企业市场化收取服务费和储气设施天然气购销价格的政策，但在实际操作中无法落地；大多数城市燃气企业仍需面对在属地自建储气设施外，储气责任落实缺乏其他途径的窘境；由于矿权、合理收益、技术壁垒等问题，普通的第三方主体，特别是非油气企业，仍难以进入储气库建设运营领域。

运营难题各不相同

       根据国内油气体制改革进程，现阶段亟须建立储气库市场化的资源配置机制、投资建设机制、定价机制以及运营机制，促进储气业务独立化、商业化、标准化开展。目前，我国储气库建设运营主体主要包括以下三类：一是国家油气管网公司（简称国家管网公司）所属储气库；二是中石油、中石化等国家石油公司所属储气库；三是港华燃气等其他企业投资建设并运营的储气库。

       从国家管网公司所属储气库来看，主要难题包括：

       一是垫底气谁负责的问题。国家管网公司未来新建储气库将面临垫底气的资金谁负责的问题。如果由国家财政负责，将面临国家财政支出压力问题；如果是国家管网公司自行负责，则面临国家管网公司不能参与天然气买卖等问题；如果是客户负责，将面临客户承受能力的问题。

       二是储气库服务费单独定价和综合定价的问题。如果单独定价，如文23等投资较高的储气库费率过高，达到每立方米1元左右，大多数客户难以承受，势必造成个别储气库无法达到运营条件的问题；如果综合定价，一方面储气库的成本通过管输费进行回收，则会因管网管输费收取制度的不同（一部制、两部制；路径法、区域法）而产生不同的费用，但总体上会增加全体客户的成本；另一方面是利用“虚拟储气库”综合作价，则会面临实际管输费无法确定的问题。最重要的是，不管综合定价用哪一种方式，都要明确国家管网公司需承担调峰责任的费用如何确定的问题，即哪部分能收费、哪部分不能收费。

       从中石油、中石化等国家石油公司所属储气库来看，主要难题包括：

       一是储气库谁运营的问题。目前，储气库运营由中石油和中石化天然气销售板块具体执行，而国家要求“鼓励在运营的储气设施经营企业率先推行独立运营”，但并没有强制执行，也没有说不独立运营就不能市场化定价等。因此，两家公司内部厘清由谁来运营储气库还需要时间和时机。

       二是垫底气谁负责的问题。国家管网公司成立后，财政支持的大门可以说已经关闭了。如果自行承担的话，将面临垫底气气源结算的问题，即用什么价格进行计算。当前中石油和中石化气源来源多样，价格差距也很大，如何确定垫底气价格往往难以明确；如果是客户负责，同样面临着客户承受能力的问题。

       三是储气库服务费单独定价和综合定价问题。如果单独定价，也面临和国家管网公司一样的问题，个别储气库费率太高，大多数客户难以承受；如果综合定价，则是利用“虚拟储气库”综合作价，会面临实际管输费成本费用无法确定的问题，如长三角的客户购买储气服务，还需要考虑管输费的情况才能确定。

       四是天然气购进和销售价格收益在什么环节实现的问题。主要是面临着中石油和中石化内部体制机制改革的挑战。储气库在实际运营中，可以发挥市场调节作用，发挥更大的经济效益，也是重要的谈判砝码。对两家公司而言，这部分效益由储气库运营公司实现，还是与天然气销售整体搭售实现，两者谁能创造出最大利益，还需要进一步论证。

       五是向第三方开放的问题。需要明确中石油和中石油所属储气库哪一部分属于自身储气义务，哪一部分可以对外开放。基于国家管网公司会将两家公司的管道资产基本剥离，未来供气企业10%的储备义务怎么划分，又是一个不确定因素。如果仍要求供气企业履行过高的储备义务，那么其所属储气库将无法保证第三方准入。

       从其他企业投资建设并运营的储气库来看，尽管也会面临互联互通、定价问题以及第三方开放等问题，但因其能力有限，目前影响尚小。比如港华燃气的储气库，由于调峰能力较小，只能满足本公司南京地区客户的需求。

破题需三管齐下

       国家建设储气库的主要目标是服务于社会，维护天然气市场平稳运行，加强储气和调峰能力建设，也是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分。天然气消费在未来较长时间仍将保持较快增长，储气库具有较强的天然气增量市场支撑作用，目前正是进一步推动发展的好时机，建议从以下三方面着手，不断提升储气能力。

       首先，要差别化解决储气库垫底气问题。垫底气是储气库建设中的最大问题，由于垫底气并不具备采出价值，今后大规模建设地下储气库的责任方应该是国家管网公司。原因在于：一是其刚刚成立，目前还缺乏配套资金；二是其收益率受国家管控调节，难以产生超额收益。因此，建议国家管网公司新投资建设的储气库垫底气，由国家财政通过企业债、产业基金、专项贷款等方式解决，并允许国家管网公司通过实际运营额外回收。其他主体建设的储气库垫底气由市场自行解决。

       其次，储气库经营可以考虑特许经营权方式。在具体操作方式上，可以这样安排：投资由社会资本发起，政府指定其业务覆盖范围，达到一定年限后，社会资本可选择退出（国家管网公司收购）或者独立自主运营。如此，可以积极释放发展信号，消除市场戒心，引导社会资本进入。

       最后，要落实义务责任，加大惩处力度。目前，对于前述行业内俗称的“10、5、3”储备责任，大多数地方政府和企业并没有按照要求落实，国家层面也没有严厉的措施跟进，这导致在储气库建设过程中，形成边走边看的观望态度。因此，建议国家相关部门成立专项检查组，认真总结各地落实情况以及存在的问题，并惩处储备能力仍为零的地方政府和相关企业，以警示行业内各市场主体，要高度重视储气设施的建设工作。 

       （作者系重庆能源大数据中心有限公司首席营销官、重庆石油天然气交易中心交易交收部总经理）

       来源： 能源评论•首席能源观