储气库设施建设滞后主因是气价中未体现调峰成本

从河南濮阳市向东南方向驱车30千米即可到达文留镇，期间采油的磕头机零星分布在田间地头，这里是中原油田开发腹地。在文留镇东北部，有一处不甚起眼的红黄配色的建筑，即是文23储气库注采站的所在地，文23储气库则是我国中东部地区最大在建储气库，主要负责华北地区季节调峰应急供气。

截至10月16日，文23储气库累计注气量达27亿立方米，力争在10月底累计注气量达28.56亿立方米，为尽早发挥储气库作用奠定了基础。

大型储气库具备季节调峰、事故应急，以及国家能源战略储备三大功能。目前全国共计28个储气库，中国石油共计24个，主要是金坛储气库、相国寺储气库等；中国石化共计3个，另香港中华煤气、中盐金坛盐化占一个。但整体来看，与世界平均水平相比，我国储气库建设仍处初级阶段，作为投入高，回报周期长的基础设施项目，如何以商业化模式推动其持续运作正在成为我国储气库建设的关键一环。

从发达国家经验看，储气调峰设施在天然气产业链中扮演着重要角色，其地位不可替代。对天然气上中下游而言，储气库意义重大。一是可以预测冬季用气峰值，平衡用气量波动，调节峰谷用气量差距。二是在夏季无法停产、压产情况下，可以舒缓企业产能压力。三是在天然气输入储气库过程中，可提高管道负荷率，提升管道整体经营效益。可以说，储气库建设一定程度上是政治工程、民生工程和保障工程。

目前，全球共有715座地下储气库，其中地下储气库工作气量主要分布在欧美国家，是欧美国家主要调峰方式。美国储气库工作气量占全年消费量的20%，欧盟为25%，而我国已建成的24座储气库占比仅为4%。2018年我国天然气对外依存度超过40%。根据国外经验，当天然气对外依存度为40%时，储气库工作气量应占比20%，而我国要在短期内达到这一标准，难度不言而喻。

我国储气设施建设相对滞后、调峰能力不足，很大程度上跟气价市场化程度低、传导机制不畅有关，目前天然气价格传导链条上好几个节点的价格被管制，所以难以单纯依靠市场手段完成调峰，而单纯依靠政府力量难度又很大，因此，未来加快储气调峰设施建设急需理顺价格机制。

“储气库建设投资大，建设周期长，以西南油气田公司将在川渝地区新建的8座储气库为例，400亿立方米的储备能力须投资超过500亿元。”国家信息中心经济预测部朱敏认为，“尽管从长远看，储气库是一个非常好的投资项目，但是由于投资额巨大且回收较慢，地方燃气投资储气库的意愿并不强烈，更倾向于短平快项目”。以文23储气库为例，其一期工程设计库容84.31亿立方米，早在2017年5月19日便开始工程建设。由于目前正在试运行期，注气、采气的价格尚未核算，但成本肯定很高。与之规模相当的中国石油新疆呼图壁储气库，其总容量为80亿立方米，工作气量为40亿立方米，总的建设费用约为110亿元人民币，而这还不包括需要注入40亿立方米垫底气的气价成本。该储气库当前工作气量单位储存空间 投 资 额 高 达3元-6元/立 方米。此外，一个储气库从建成到完全投入运营，还需要大约5个至6个采气-注气循环，才能利用其全部容量。如此高昂的投资，储气设施供气却没有任何价格激励措施，在供气时的价格与其他气源无异，这让投资建设储气库毫无吸引力可言。

而储气设施建设，主要是为了满足居民冬季供暖需求。但居民供暖价格受各地政府指导价限制，并未放开，以北京为例，居民用气实行阶梯气价，2019年10月北京气价第一档为2.63元每立方米，显著低于3元-6元/立方米储气库的建设成本，相当于每卖1立方米气，企业就要亏损0.47元以上。

储气库建设不仅需要巨额资金投入、优质库址资源及较高技术要求，更需要理顺相关的体制机制，尤其是价格机制，充分发挥市场主体的积极性，单纯依靠政府力量显得有点力不从心。从体制机制来看，我国储气库投资、建设和运营主体并未实现归口统一，难以发挥整体优势。

“储气库建设存在政府与企业责任不清的问题，国家战略保障与商业功能定位不明，挫伤了企业建设储气库的投资积极性。世界通行的做法是，跨地区供应商负责季节调峰，本地供应商负责月调峰，燃气商业用户负责周和日调峰，而在国内，调峰责任全部由跨地区供应商，也就是国家石油公司独家承担。”刘满平表示。

我国天然气价格既有政府定价又有市场定价，非居民用户管道气价由国家发改委核定基准门站价，居民用气实施政府定价，LNG则是市场定价，而这些价格中均未体现出储气调峰成本。由于缺少储气调峰价格，下游企业不均衡用气也无需支付更高的成本，上游企业也不能从储气调峰中获得更多收益，各方都认为建设天然气储备没有盈利空间，投资建设天然气储气调峰设施的意愿自然不强。调峰气价改革方案的落地是实现储气价值的途径，有助于破解国内储气库建设困局。目前我国储气调峰费用每立方米0.6元-1元，与常规天然气价格相差不多。投资巨额资金建库是否值得成为焦点。同时，欧美国家冬夏天然气峰谷价格通常相差50%以上，而我国天然气行业尚未实现市场化定价，调峰价格并未明显区分，经济价值不能完全体现，不利于调动建库积极性。

我国天然气储气调峰设施建设滞后，受上下游产业链束缚，仅靠局部的“点式改革”和行政指标摊派无法有效解决问题。作为产业链的重要环节，打破储气调峰能力的供给约束要进行全产业链市场化改革，而当前亟须解决的是理顺价格机制，通过市场信号引导市场主体投资积极性，破除储气库建设瓶颈。我国储气设施建设相对滞后、调峰能力不足，很大程度上跟气价市场化程度低、传导机制不畅有关，目前天然气价格传导链条上好几个节点的价格被管制，所以难以单纯依靠市场手段完成调峰，而单纯依靠政府力量难度又很大，因此，未来加快储气调峰设施建设急需理顺价格机制。