儲氣調峰新政：一場任務與市場的對撞

本刊記者黃燕華

一直以來，儲氣調峰能力是天然氣產業鏈上最薄弱的一環，地下儲氣庫在行業中的存在感也極其微弱。

伴隨著2017年的供應緊張，天然氣價格波動幅度較大，暴露了儲氣調峰能力嚴重不足的短板。近一年來，國家持續出臺產業政策，督促加快儲氣設施建設，儲氣調峰成為行業中的新晉“網紅”。盡管國家政策持續加碼，各市場主體、地方政府的反應卻并不樂觀，認為要完成2020年前儲氣目標難度很大，實現儲氣調峰市場化運作和輔助服務更是遠期目標。不過，也有不少人表示看到了儲氣調峰的市場機遇。

對于國家來說，為了防范天然氣供應的系統性風險，在產業政策上綜合考慮了行政與市場化的平衡。而對企業來說，要考慮如何在完成義務儲備的情況下，還能通過市場手段將儲氣調峰變成優良資產。

A 任務和市場

受氣荒影響，2018年3月，三大國家石油公司早早由一把手出面，與國家發改委簽訂了年度保供責任書。保供責任書中明確了供氣企業的義務，即在2020年前要擁有不低于其年合同銷售量10010的儲氣能力。

據悉，為了加快完成調峰任務，中石油正在對儲氣調峰能力進行研究規劃，同時已明確今年的地下儲氣庫發展的思路為“完善一批、啟動一批、評價一批”。

與此同時，天然氣市場份額相對較小的中石化、中海油，也在就儲氣調峰做相關規劃。對于“三桶油”來說，這是一個完成歷史欠賬與抓住市場機遇的結合點。

中國的儲氣調峰能力建設啟動于1999年，隨著西氣東輸等天然氣長輸管道建設及天然氣工業發展而發展，歷經起步探索期和快速發展初期兩個階段。中國首次大規模采用儲氣庫調峰，始于陜京輸氣管道工程。為了解決北京市季節用氣不均衡的問題，保證向北京市穩定供氣，1999年，中石油修建了大港油田大張坨地下儲氣庫。大港儲氣庫除了向北京供氣以外，還有部分天然氣供應天津、河北滄州等地。為保證供氣安全，2001年來，繼大張坨地下儲氣庫后，中石油又陸續建成了板876地下儲氣庫和板中北高點地下儲氣庫。

目前，中國已建成的儲氣庫共有25座，其中中石油23麈，中石化2座。當前全國已建成的地下儲氣庫的工作氣量為117億立方米，形成的調峰能力約為77億立方米。2017年，中國地下儲氣庫的總調峰氣量為77.4億立方米，其中中石油為76.3億立方米，中石化為1.3億立方米。

為何地下儲氣庫建設進展緩慢?有政策研究者告訴eo記者，盡管主管部門一再要求石油公司建設儲氣庫、健全調峰能力，但政策層面并沒有明確的約束性指標。“儲氣庫的投資大，經濟效益難以實現，石油公司對于建設儲氣庫也沒有積極性。”

從事儲氣庫管理與生產工作的維達(化名)告訴eo記者，中圉的儲氣庫發展急需倒逼機制。2009年氣荒之后，從2010年起，國家通過所得稅返還政策，拿出了數百億用于投資地下儲氣庫，呼圖壁、相國寺、蘇橋等6個儲氣庫正是受益于這輪政策而得以建成。到了2013年，受國際油價、改革等多種因素影響，儲氣調峰相關投資建設工作一度擱淺、延后。等到2017年全國更大范圍的氣荒再現，儲氣調峰設施的建設又開始出現了一個小高潮。

2018年4月27日，國家發改委、國家能源局出臺《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》(以下簡稱《意見》)，這是國家政策層面第一次明確了儲氣責任劃分與儲氣能力指標。

《意見》指出：供氣企業到2020年擁有不低于其年合同銷售量10%的儲氣能力;縣級以上地方人民政府到2020年至少形成不低于保障本行政區域日均3天需求量的儲氣能力;城鎮燃氣到2020年形成不低于其年用氣量5c70的儲氣能力。

了解《意見》出臺過程的業內人士表示，具體的指標制定是責任與市場平衡的結果。一方面，這些指標是政府要求企業必須履行的儲氣義務。另一方面，隨著天然氣市場化進程加快、產業配套政策完善，儲氣設施在承擔保供責任的同時，有望成為企業的優良資產。

不過，這個美好設想的出爐過程并不輕松。據悉，儲氣指標制定時，上游企業與政策制定方就儲氣調峰能力的“存量”認定產生了較大分歧。上游企業認為，通過計算已有的氣田調峰量、地下儲氣庫工作氣量、LNG接收站周轉量、天然氣長輸管道的管存氣量等，上游企業實際上已經完成甚至超過了政策要求的10070儲氣調峰能力。

右油公司的上述算法，遭到了一些研究人士和政策制定者的反對。“按照這個算法，既然都超額完成儲氣調峰的任務了，為何還有氣荒呢?”

事實上，自國家發改委和國家能源局出臺了一系列關于儲氣調峰的政策后，市場已經做出了明顯的反應。

經過近一個月的采訪與調查，eo記者接觸了這個市場上的至少四類主體，他們對于儲氣調峰抱著各不相同的態度。

1、積極的市場主體;這類企業或個人判斷儲氣調峰將成為優良資產，且已經進行了較為深入的政策、地質選擇研究及經濟測算。如石油公司：中石油;大型城市燃氣企業，北京燃氣等。中國石油西南油氣田已經編制了“西南油氣田儲氣庫建設規劃”，規劃了三個階段共8個地下儲氣庫建設批次。第一批次包括銅鑼峽和黃草峽地下儲氣庫。其中，銅鑼峽地下儲氣庫已經獲得中石油總部批復。同時，中石油西南油氣田與重慶市政府就地下儲氣庫的投資建設簽訂了合資合作框架協議，雙方正在洽談具體的合作事宜。

2、糾結的市場主體：這類主體以內陸地方政府和小型城市燃氣為主，多反映的是建設的困難和問題，在等待有利的市場條件。地方政府認為完成儲氣任務壓力很大，縣級以上市政府缺乏積極性。同時各小型城市燃氣因為體量小，憲成儲備任務的投資壓力大，成本難以疏導，工程進度難以跟上。

3、投資者：希望借助投資建設儲氣調峰設施進入天然氣行業，投資建設LNG接收站獲得氣源等，獲得穩定收益。

4、投機者：這類企業希望在此輪政策的支持下J陜速通過相關項目的審批。

B 價格市場化還是政府定價？

關于儲氣調峰，最核心的議題就是價格機制。

市場方面，大多數企業認為當前的政策并沒有明確價格機制。而政策層面，國家發展改革委在2016年10月就出臺了《關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》，提到“明確儲氣設施價格市場化政策，對鼓勵投資建設儲氣設施、補儲氣調峰‘短板’促進天然氣行業長期健康發展具有重要意義”。

今年4月國家發改委、能源局出臺的《意見》，重申儲氣服務價格和儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成。

不過，盡管已有價格政策，市場上的多數投資者和儲氣設施運營者仍呼吁國家出臺相應的調峰氣價政策，理由是獨立經營的儲氣庫對外提供儲氣服務時，雙方協商收取服務費面臨收益的極大不確定性。

據eo了解，在本輪出臺儲氣調峰的相關政策之前，國家發改委價格主管部門曾反復研究討論，最終決定由市場形成價格。為何政府不對儲氣調峰進行定價?知情人士對eo解釋，主要原因是很難定出一個合理的價格。

這足因為，不同的調峰設施的調峰費用差異巨大。LNG接收站儲罐的單位投資成本在5-6元/立方米，而油氣藏地下儲氣庫的投資成本在3-4元/立方米。即使同是地下儲氣庫，受地質差異影響，不同的油氣藏地下儲氣庫的投資差異也不同。

“如果對不同的儲氣調峰設施單獨制定價格，工作量巨大，且會引發不同的意見。如果一刀切，制定的結果同樣不能讓所有參與者滿意。另外，如果政府制定的儲氣調峰價格高于市場上的天然氣價格，還容易引發儲氣庫的天然氣難以銷售的困局。”上述人士坦承儲氣調峰價格制定上的困難。

不僅如此，國家發改委也缺乏制定儲氣調峰價格的依據。根據2015年10月國家發改委發布的《中央定價目錄》，儲氣費并不屬于政府定價的范圍。

政府不定價可以嗎?有業內人士表示，目前國內天然氣的價格波動情況，使儲氣庫等調峰設施具備了盈利性。

以港華金壇儲氣庫為例，根據其可行性研究報告，25年的投資回報期內稅后財務內部收益率要達到12%，推算出的天然氣儲氣價格為0.792元/立方米。

“去年天然氣市場的冬季價格波動完全可以達到甚至超過0.8元，立方米。而去年冬季中石油的管道氣競價最高的時候上浮了50%，管道氣價差接近1塊錢。同時在一些區域，中石化的管道氣也曾一度賣到了3.2元/直方米。這個價差完全可以讓儲氣庫盈利。”上述人士分析說。

LNG方面，去年冬季國內LNG氣價差曾一度超過10000元/噸，相比淡季，價差甚至高達2元/立方米。

儲氣調峰設施設計的折舊期為25-30年，實際在運行的使用壽命將完全可以超過30年。這也是一大利好因素。

不過，下游城市燃氣人士沒這么樂觀。有人認為，當前天然氣價格上下游的環節基本上是政府管制，而儲氣調峰又沒有價格政策支持的情況下，儲氣調峰成本順不出去，談何投資積極性?

對于城市燃氣的擔憂，多位受訪的政府人士指出：“一些企業希望政府制定價格，出發點還是為其投資兜底，保本、保收益、保責任。”

上游供氣企業的有關人士則認為，根據國家政策，儲氣調峰企業需要與用戶簽訂儲氣調峰合同，才能將這部分價格順出去，而這完全取決于談判的結果，“這樣順價的難度太大”。而且國家發改委提出的儲氣調峰氣量市場化定價，如何區分調峰氣是來自儲氣設施，這也是一個大難題。

國家發改委的相關人士對此回應說，國家對于儲氣調峰合同的監管政策是寬松的。只要投資建設儲氣設施的企業的調峰合同氣量不超過認定的儲氣能力，大體是沒有什么問題的。

國家制定調峰順價方式，中石油、中石化等上游供氣企業的人士認為并不公平。“地下儲氣庫承擔著保障管道運行的重任，給油氣田生產調峰，根據‘誰受益、誰買單’的原則，受益的不只是簽訂調峰合同的這部分量，而是所有用戶。而調峰成本只轉移給簽訂儲氣調峰合同的用戶，顯然是不公平的。”