储气调峰新政：一场任务与市场的对撞（一）

储气调峰新政：一场任务与市场的对撞

本刊记者黄燕华

一直以来，储气调峰能力是天然气产业链上最薄弱的一环，地下储气库在行业中的存在感也极其微弱。

伴随着2017年的供应紧张，天然气价格波动幅度较大，暴露了储气调峰能力严重不足的短板。近一年来，国家持续出台产业政策，督促加快储气设施建设，储气调峰成为行业中的新晋“网红”。尽管国家政策持续加码，各市场主体、地方政府的反应却并不乐观，认为要完成2020年前储气目标难度很大，实现储气调峰市场化运作和辅助服务更是远期目标。不过，也有不少人表示看到了储气调峰的市场机遇。

对于国家来说，为了防范天然气供应的系统性风险，在产业政策上综合考虑了行政与市场化的平衡。而对企业来说，要考虑如何在完成义务储备的情况下，还能通过市场手段将储气调峰变成优良资产。

A 任务和市场

受气荒影响，2018年3月，三大国家石油公司早早由一把手出面，与国家发改委签订了年度保供责任书。保供责任书中明确了供气企业的义务，即在2020年前要拥有不低于其年合同销售量10010的储气能力。

据悉，为了加快完成调峰任务，中石油正在对储气调峰能力进行研究规划，同时已明确今年的地下储气库发展的思路为“完善一批、启动一批、评价一批”。

与此同时，天然气市场份额相对较小的中石化、中海油，也在就储气调峰做相关规划。对于“三桶油”来说，这是一个完成历史欠账与抓住市场机遇的结合点。

中国的储气调峰能力建设启动于1999年，随着西气东输等天然气长输管道建设及天然气工业发展而发展，历经起步探索期和快速发展初期两个阶段。中国首次大规模采用储气库调峰，始于陕京输气管道工程。为了解决北京市季节用气不均衡的问题，保证向北京市稳定供气，1999年，中石油修建了大港油田大张坨地下储气库。大港储气库除了向北京供气以外，还有部分天然气供应天津、河北沧州等地。为保证供气安全，2001年来，继大张坨地下储气库后，中石油又陆续建成了板876地下储气库和板中北高点地下储气库。

目前，中国已建成的储气库共有25座，其中中石油23麈，中石化2座。当前全国已建成的地下储气库的工作气量为117亿立方米，形成的调峰能力约为77亿立方米。2017年，中国地下储气库的总调峰气量为77.4亿立方米，其中中石油为76.3亿立方米，中石化为1.3亿立方米。

为何地下储气库建设进展缓慢?有政策研究者告诉eo记者，尽管主管部门一再要求石油公司建设储气库、健全调峰能力，但政策层面并没有明确的约束性指标。“储气库的投资大，经济效益难以实现，石油公司对于建设储气库也没有积极性。”

从事储气库管理与生产工作的维达(化名)告诉eo记者，中圉的储气库发展急需倒逼机制。2009年气荒之后，从2010年起，国家通过所得税返还政策，拿出了数百亿用于投资地下储气库，呼图壁、相国寺、苏桥等6个储气库正是受益于这轮政策而得以建成。到了2013年，受国际油价、改革等多种因素影响，储气调峰相关投资建设工作一度搁浅、延后。等到2017年全国更大范围的气荒再现，储气调峰设施的建设又开始出现了一个小高潮。

2018年4月27日，国家发改委、国家能源局出台《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》(以下简称《意见》)，这是国家政策层面第一次明确了储气责任划分与储气能力指标。

《意见》指出：供气企业到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力;县级以上地方人民政府到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;城镇燃气到2020年形成不低于其年用气量5c70的储气能力。

了解《意见》出台过程的业内人士表示，具体的指标制定是责任与市场平衡的结果。一方面，这些指标是政府要求企业必须履行的储气义务。另一方面，随着天然气市场化进程加快、产业配套政策完善，储气设施在承担保供责任的同时，有望成为企业的优良资产。

不过，这个美好设想的出炉过程并不轻松。据悉，储气指标制定时，上游企业与政策制定方就储气调峰能力的“存量”认定产生了较大分歧。上游企业认为，通过计算已有的气田调峰量、地下储气库工作气量、LNG接收站周转量、天然气长输管道的管存气量等，上游企业实际上已经完成甚至超过了政策要求的10070储气调峰能力。

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对。“按照这个算法，既然都超额完成储气调峰的任务了，为何还有气荒呢?”

事实上，自国家发改委和国家能源局出台了一系列关于储气调峰的政策后，市场已经做出了明显的反应。

经过近一个月的采访与调查，eo记者接触了这个市场上的至少四类主体，他们对于储气调峰抱着各不相同的态度。

1、积极的市场主体;这类企业或个人判断储气调峰将成为优良资产，且已经进行了较为深入的政策、地质选择研究及经济测算。如石油公司：中石油;大型城市燃气企业，北京燃气等。中国石油西南油气田已经编制了“西南油气田储气库建设规划”，规划了三个阶段共8个地下储气库建设批次。第一批次包括铜锣峡和黄草峡地下储气库。其中，铜锣峡地下储气库已经获得中石油总部批复。同时，中石油西南油气田与重庆市政府就地下储气库的投资建设签订了合资合作框架协议，双方正在洽谈具体的合作事宜。

2、纠结的市场主体：这类主体以内陆地方政府和小型城市燃气为主，多反映的是建设的困难和问题，在等待有利的市场条件。地方政府认为完成储气任务压力很大，县级以上市政府缺乏积极性。同时各小型城市燃气因为体量小，宪成储备任务的投资压力大，成本难以疏导，工程进度难以跟上。

3、投资者：希望借助投资建设储气调峰设施进入天然气行业，投资建设LNG接收站获得气源等，获得稳定收益。

4、投机者：这类企业希望在此轮政策的支持下J陕速通过相关项目的审批。

B 价格市场化还是政府定价？

关于储气调峰，最核心的议题就是价格机制。

市场方面，大多数企业认为当前的政策并没有明确价格机制。而政策层面，国家发展改革委在2016年10月就出台了《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，提到“明确储气设施价格市场化政策，对鼓励投资建设储气设施、补储气调峰‘短板’促进天然气行业长期健康发展具有重要意义”。

今年4月国家发改委、能源局出台的《意见》，重申储气服务价格和储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。

不过，尽管已有价格政策，市场上的多数投资者和储气设施运营者仍呼吁国家出台相应的调峰气价政策，理由是独立经营的储气库对外提供储气服务时，双方协商收取服务费面临收益的极大不确定性。

据eo了解，在本轮出台储气调峰的相关政策之前，国家发改委价格主管部门曾反复研究讨论，最终决定由市场形成价格。为何政府不对储气调峰进行定价?知情人士对eo解释，主要原因是很难定出一个合理的价格。

这足因为，不同的调峰设施的调峰费用差异巨大。LNG接收站储罐的单位投资成本在5-6元/立方米，而油气藏地下储气库的投资成本在3-4元/立方米。即使同是地下储气库，受地质差异影响，不同的油气藏地下储气库的投资差异也不同。

“如果对不同的储气调峰设施单独制定价格，工作量巨大，且会引发不同的意见。如果一刀切，制定的结果同样不能让所有参与者满意。另外，如果政府制定的储气调峰价格高于市场上的天然气价格，还容易引发储气库的天然气难以销售的困局。”上述人士坦承储气调峰价格制定上的困难。

不仅如此，国家发改委也缺乏制定储气调峰价格的依据。根据2015年10月国家发改委发布的《中央定价目录》，储气费并不属于政府定价的范围。

政府不定价可以吗?有业内人士表示，目前国内天然气的价格波动情况，使储气库等调峰设施具备了盈利性。

以港华金坛储气库为例，根据其可行性研究报告，25年的投资回报期内税后财务内部收益率要达到12%，推算出的天然气储气价格为0.792元/立方米。

“去年天然气市场的冬季价格波动完全可以达到甚至超过0.8元，立方米。而去年冬季中石油的管道气竞价最高的时候上浮了50%，管道气价差接近1块钱。同时在一些区域，中石化的管道气也曾一度卖到了3.2元/直方米。这个价差完全可以让储气库盈利。”上述人士分析说。

LNG方面，去年冬季国内LNG气价差曾一度超过10000元/吨，相比淡季，价差甚至高达2元/立方米。

储气调峰设施设计的折旧期为25-30年，实际在运行的使用寿命将完全可以超过30年。这也是一大利好因素。

不过，下游城市燃气人士没这么乐观。有人认为，当前天然气价格上下游的环节基本上是政府管制，而储气调峰又没有价格政策支持的情况下，储气调峰成本顺不出去，谈何投资积极性?

对于城市燃气的担忧，多位受访的政府人士指出：“一些企业希望政府制定价格，出发点还是为其投资兜底，保本、保收益、保责任。”

上游供气企业的有关人士则认为，根据国家政策，储气调峰企业需要与用户签订储气调峰合同，才能将这部分价格顺出去，而这完全取决于谈判的结果，“这样顺价的难度太大”。而且国家发改委提出的储气调峰气量市场化定价，如何区分调峰气是来自储气设施，这也是一个大难题。

国家发改委的相关人士对此回应说，国家对于储气调峰合同的监管政策是宽松的。只要投资建设储气设施的企业的调峰合同气量不超过认定的储气能力，大体是没有什么问题的。

国家制定调峰顺价方式，中石油、中石化等上游供气企业的人士认为并不公平。“地下储气库承担着保障管道运行的重任，给油气田生产调峰，根据‘谁受益、谁买单’的原则，受益的不只是签订调峰合同的这部分量，而是所有用户。而调峰成本只转移给签订储气调峰合同的用户，显然是不公平的。”