美国储气调峰成本疏导机制及其启示

粟科华 李 伟 辛 静 刘建勋 刘殊呈 王晓波 寇 忠

1. 中国石化石油勘探开发研究院 2. 建融投资咨询（北京）有限公司 3. 国家石油天然气管网集团有限公司西部管道公司

0 引言

在我国天然气产业链中，储气调峰成本由地下储气库（以下简称储气库）、LNG接收站等储气设施产生，总体上按照上游供应企业（以中石油、中石化、中海油三大石油公司天然气经销商为主）→各级燃气公司的顺序进行流转，最终向各类终端用户分配，从而完成整个疏导过程。目前，业界对储气调峰成本产生、储气库→供应企业的流转两个环节研究较为深入[1-5]，相关石油公司和国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）也进行了探索与实践，形成了各自的流转方式；对于整个疏导过程的其他环节研究则相对薄弱。特别是从供应企业至各级燃气公司的疏导过程中，虽然国家政策允许储气库调峰气采用市场化定价，不受门站价上浮20%的上限约束，但在实际执行过程中遇到了一系列问题。如2017—2018年采暖季局部供应紧张时，川渝地区燃气公司不认可上游供应企业提出的调价方案，一度造成较大的社会舆论影响[6]；而在随后的2018—2019、2019—2020年采暖季中，暖冬和疫情导致市场需求相对低迷，上游供应企业承担的储气调峰成本难以向下传导，只能自行背负。

由于储气调峰成本在整个产业链的疏导过程未能完全理顺，各路资本对于储气调峰设施投资存在顾虑，一定程度上影响了我国储气能力建设的良性循环。针对这一问题，笔者以美国为例，对储气调峰成本在天然气产业链中形成、流转和分配的全过程进行分析，总结其疏导机制具有的特点和优势，进而对我国储气调峰成本疏导机制提出了建议。

1 美国储气调峰成本疏导机制

美国储气调峰体系经过100余年的发展，已经成为一个高度成熟和市场化的业务链，涉及的经营主体包括油气田企业、储气库公司、天然气贸易商、区域燃气公司等。经过20世纪80—90年代的天然气行业改革，美国已经实现了“运、销分离”和“储、运分离”，天然气的管输、储气和销售业务分别进行独立核算。储气库只能经营储气业务，通过储转费来回收投资并获取收益。

在美国，储气调峰成本包含储气库公司投资建设运营储气库所支出的全部费用和相应投资收益，由储气库公司产生，在管道公司、贸易公司、区域燃气公司等天然气产业链上的相关市场主体之间多次流转，最终由各类终端用户承担，形成了一个完整的疏导机制（图1）。

在成本产生环节，储气库运营企业采用服务成本法测算储气调峰成本[3-4]，按不同比例分摊至各个储气服务的预订气量上，通过“预订＋使用”的两部制费率，将储气调峰成本流转到管道公司、区域燃气公司等各类直接用户上。美国联邦能源监管委员会（FERC）对整个过程进行监管，储气库的建设投资、运行成本、经营收益等财务信息，容量预订情况、预订价格、预订客户等商业信息均需对外界公开，确保储气库运营企业不能获取超额利润，也不能对相关市场主体提供歧视性服务[7]。

在成本流转环节，储气库直接用户将使用储气库服务所支付的储转费通过不同方式疏导给其下级用户。其中，贸易公司利用储气库低买高卖天然气，通过购销价差将储气调峰成本传导至它的客户；管道公司利用储气库平衡管网压力和保障故障应急条件下的供气稳定，将储气调峰成本计入管道的许可成本之中，进而通过管输费向管输用户收取；区域燃气公司利用储气库平衡用户季节用气波动，降低供气成本，将储气调峰支出与管输支出、购气支出等一并计入天然气销售价款，向终端用户收取。

在流转和分配环节，同样存在着FREC和各州监管机构的严格监管与相关财务、商务信息的高度公开，确保相关市场主体在向下流转储气调峰成本时不能“搭便车”获取额外收益。

通过该机制，储气库运营企业可以回收投资并获得许可收益；中间环节用户可以将储气调峰成本顺利向下流转，确保自身收益并不因为参与储气调峰而受到损失；终端用户是储气调峰成本的最终承担者，但获得了稳定可靠的天然气供应，并且降低了在旺季的用气成本。为进一步说明储气调峰成本在美国天然气产业链中的产生、流转和分配过程，笔者选取调峰特性与我国京津冀地区相似的科罗拉多州为例，对其成本疏导的全过程进行详细分析。

2 科罗拉多州储气调峰成本疏导过程

2.1 基本情况

为排除疫情对正常天然气消费的扰动，采用2019年数据进行分析。2019年科罗拉多州天然气终端消费量为120.7×108m3[8]，占美国终端消费总量的1.51%。居民用气在该州终端消费量中占33.4%，约为美国平均水平（17.7%）的2倍，调峰需求相对突出。2019年该州天然气季节调峰量16.7×108m3，在州消费量中占比13.8%，明显高于7.0%的全美平均水平。在月度消费量波动上，科罗拉多州具有典型的冬高夏低特征，2019年消费量高月出现在12月，月不均匀系数为1.507；低月出现在9月，不均匀系数为0.583。与我国调峰压力最大的京津冀地区[9]相比，科罗拉多州消费量和调峰量规模较小，但在月波动情况（图2）和峰谷比（表1）方面与京津冀相似度较高。

表1 2019年美国科罗拉多州与中国京津冀地区天然气消费量峰谷差对比表

科罗拉多州位于美国中西部内陆，调峰设施以地下储气库为主。截至2019年底，当地共建设有10座储气库，总工作气量20.6×108m3[10]。2019年10座储气库累计注气21.2×108m3，采气18.7×108m3，天然气月度净采出曲线与消费量月不均匀系数基本吻合（图3）。

2.2 储气调峰成本的产生

根据FERC的统一要求[11]，储气库运营商采用服务成本法测算储气调峰成本，包括操作与维护费用、行政管理和日常费用、折旧及摊销、各类税费和投资收益5个部分，如式（1）所示。其中，投资收益采用式（2）、（3）计算，剩余4个项目根据储气库历史运行数据和行业平均水平测算。在储气调峰成本中，已经包含了储气库建设运营的全部费用和投资收益，只要回收了储气调峰成本，就可以确保储气库项目财务生存，投资者回收全部投资并获取预期收益。

式中Ra表示准许收益，103美元；OM表示操作与维护费用，103美元；AG表示行政管理和日常费用，103美元；DA表示折旧与摊销费用，103美元；Ta表示所得税及其他税费，103美元；CS表示总服务成本，103美元；NP表示资产净现值，103美元；WC表示营运资金，103美元；DT表示递延税金，103美元；RB表示费率基础，103美元；RR表示许可收益率。

以科罗拉多州最新建成的T储气库为例[12]，该库为枯竭气藏型储气库，总库容3.0×108m3，设计工作气量2.0×108m3，注气能力283×104m3/d，采气能力566×104m3/d，总投资1.25×108美元。T储气库于2009年建成投产，2010—2019年的储气调峰成本如图4所示，平均为2 260×104美元/a。

投产10年间，T储气库储气调峰成本总体呈下降趋势，从2010年的2 404×104美元降至2019年的2 000×104美元，年均下降2.1%。其中，操作与维护支出、日常与管理支出、所得税与其他税费支出这三类根据实际发生情况收取，在总成本中占比合计约20%，随着储气库利用率提升而逐年升高。折旧与摊销费用按照直线折旧，折旧年限根据储气库预期使用年限确定。运营商根据下属其他储气库历史数据，将T储气库的折旧年限确定为51.2年，平均每年折旧摊销支出190×104美元，占总成本的9%。准许收益通过式（2）和式（3）测算，其中的准许收益率根据项目融资成本和储气库运营公司债券评级结果综合确定。T储气库建设资金60%来自于公司发行股票募集的自有资金，成本为14.3%；40%来自长期贷款，资金成本为8.96%；因此FERC核准T储气库准许收益率为12.16%。按照这一标准，T储气库的准许收益平均为1 560×104美元/年，约占总成本的71%。由于准许收益以资产净值为基准，随着每年不断计提折旧，许可收益也逐年下降，从2010年的1 831×104美元降至2019年的1 311×104美元。

2.3 储气调峰成本的流转

储气调峰成本确定后，通过两部制费率向用户疏导。T储气库全部储气能力都已经被用户预订为固定储气服务，其定价方法如图5所示。首先，储气调峰成本需要根据功能区分为储气环节、注采环节和压缩机燃料三部分成本。其中的储气环节成本再根据是否随实际储气量波动发生变化进一步细分为固定成本和可变成本：50%的固定成本按照用户预订储气量进行分摊，作为库容预定费进行回收；剩余50%的固定成本和全部可变成本按照用户预订的采出能力进行分摊，通过采出能力预定费回收。注采环节成本则是按照储气库全年实际注采量分摊，以注采使用费的方式回收。压缩机燃料成本作为燃料提留，以实物的方式从用户的库存气中扣除。按照这一流程，T储气库运营商测算并对外公布了固定储气服务的收费标准（表2）。对比不同年度的费率可以发现，随着储气调峰成本的下降，收取的储气服务费也随之降低。

表2 T储气库固定储气服务费率表[13]

2.4 成本分配

科罗拉多州储气库的直接用户是管道公司和燃气公司，二者向储气库运营商支付了储转费，也随之承担了从储气库运营商流转而来的储气调峰成本，需要向自己的下游用户分配。

2.4.1 管道公司

在科罗拉多州全部10座储气库中，有8座建成于20世纪80年代美国天然气市场化改革之前，由当时输销一体化的管道公司建设运营。改革之后，管道公司剥离了天然气销售业务，并根据监管要求对管输和储气业务进行了拆分，各自独立运行，独立核算。改革后的管道公司自身不再需要储气库的季节调峰功能，但对管网系统平稳运行和事故工况下应急保供的需求仍然存在。因此，FERC允许管道公司从拆分出来的储气库中优先获取一部分储气能力，按照市场价缴纳储转费，并将相应的储气调峰成本作为操作与维护费用的一部分计入管道的总服务成本，一并测算管输费后向托运商分配。在FERC发布的服务成本法手册[11]中，也明文规定与管网系统平衡有关的储气成本应计入管输成本，通过管输费回收。

值得指出的是，管道公司使用储气库并不会导致其涉足天然气销售业务。管道公司向储气库注入和采出的天然气为管网系统自身的铺底气，在输销分离时已经作为管道资产的一部分从原公司划转；新建管道铺底气则是列入总投资，在项目建成投产时直接从市场采购。管道公司在注采过程中向储气库支付的燃料提留，也会作为管输过程燃料提留的一部分，通过实物的方式向托运商收取。另外，由于管输和销售业务彻底脱钩，美国管网公司也缺乏利用这一优先权获取额外储气能力的动机，超量囤积的储气能力并不能为管输业务带来额外收益，同时还会增加管输费，影响与其他管道的竞争力。

以科罗拉多州最大的管道公司——科罗拉多州际天然气公司（Colorado Interstate Gas Company，简称CIG）为例，该公司拥有约7 000 km的州际和州内天然气管道，设计输气能力为530×108m3/a；拥有和控股6个储气库，工作气量12.1×108m3，占全州储气库总工作气量的58.8%。2019年，经过FERC允许，有2.3×108m3的储气能力被直接指定给CIG管道使用[13]，占CIG储气库工作气量的19.0%。CIG管道实际注气1.69×108m3，采气2.06×108m3，共支付储转费2 270×104美元，在CIG管道当年总成本中占比10.0%。储转费作为管道服务成本的一部分，进入管输费中向管输用户分配。

2.4.2 燃气公司

燃气公司是储气库最主要的用户。在市场化改革之前，燃气公司需要向输销一体化的州际管道公司购气，气价中已经包含了管输和储气成本。改革之后，燃气公司可以直接向储气库购买储气服务，所承担的储气调峰成本得以显性化，作为终端销售气价的一部分向用户收取，从而完成分配过程。

在科罗拉多，当地最大的燃气公司科罗拉多公共服务公司（Public Service Company of Colorado，简称PSCo）提供了四类供气服务，每一类服务的气价及构成如表3所示[14]。其中，终端气价由气源费用、储气费用、州际管输费用和管道完整性基金组成，是PSCo向其他经营主体和监管机构支付的费用，用户需要根据自己的实际用气量按月缴纳；服务及设施费是PSCo本身的经营成本和收益，用户无论用气与否，均需要按月缴纳这一费用。

从表3可以发现，PSCo在各类供气服务中均收取了0.026美元/MMBtu的储气费用，以此回收使用储气库带来的成本。总体来看，储气费用在终端气价中占比很小，根据服务类型不同，这一比值介于0.5%～0.7%。

表3 PSCo公司2021年第一季度气价费率表

在图6[14]中，汇总了2012—2021年PSCo公司居民供气服务价格的变化情况。9年间，居民承担的储气成本从2012年的0.075美元/MMBtu下降至2021年的0.026美元/MMBtu，在终端气价中所占比例从早期的约1.5%降至0.6%以下，降幅超过50%。

3 美国疏导机制的特点

管网独立后，美国储气调峰成本疏导机制在FERC监管和相关市场主体长期博弈下逐步形成。通过对科罗拉多州疏导过程的分析，可以总结其具有以下3个方面的特点。

3.1 三个环节层次分明，公平和效率各有侧重

整个疏导过程可以清晰地划分为成本产生、流转和分配3个环节。在成本产生和流转环节，机制设计上更加注重公平。这2个环节储气库运营企业处于核心地位，掌握了工程建设、成本收益、容量分配等关键信息，存在利用设施的自然垄断属性获取超额利润或给予关联企业优先服务的可能性。同时，这两个环节涉及主体数量较少且均为行业内企业，也具备通过较为复杂的机制来保障公平性的客观条件。因此，FERC通过定期公开储气设施相关信息，审核设施准许收益率等关键参数，制定统一的定价方法等措施来确保这两个环节的公平性。

在最后的分配环节，效率成为机制设计的重点。由于美国大部分地区的配气管网已实现公平开放，终端用户可以在不同供气商之间自由转换，区域燃气公司的市场控制力较弱，难以利用疏导储气调峰成本的过程获取超额收益。同时，分配过程涉及包含居民家庭在内的众多终端用户，对行业的了解程度参差不齐，当机制过于复杂时，也难以得到市场的认可和接受，不利于顺利落地。

3.2 预期收益是相关主体参与疏导过程的决定性因素

在整个疏导过程中，能否获得相应的投资回报和收益是各主体是否参与储气调峰的决定性因素。以T储气库为例，2000年曾有另外一家企业计划建设T储气库，并且已经取得了监管机构的核准，但在“开放季”预订过程中，并未收到足够的预订申请，导致该公司最终放弃了这一项目。数年后，当地建成多个风力发电项目，发电厂需要建设燃气机组作为无风条件下的后备电源，产生了新的调峰需求。T储气库运营商接手这一项目，在“开放季”阶段收到了PSCo的全额预订申请，项目得以最终建成投产。在这一过程中，T储气库运营商通过建设运营储气库获得了投资收益；PSCo通过使用T储气库的服务提升了其在科罗拉多州的储气调峰能力，开发了风力发电厂这一新增用户；风力发电厂购买了PSCo的供气服务，获得了可靠的天然气供应，在风力减弱或用电高峰期可以迅速响应电力市场需求。虽然各经营主体都是基于自身利益来推动T储气库项目，但实现了整个过程的良性循环，相关主体的经营效益都得到了提升。

3.3 重视经营风险控制，尽量缩小风险敞口

储气设施的用户以各类城燃公司为主，用气节奏高度一致，导致用气量很容易出现大起大落。如遇到寒潮，调峰气往往供不应求；而当遭遇暖冬、疫情等因素时，采出量可能大大低于预期。为化解“靠天吃饭”带来的经营风险，相关运营主体通过多种方式将风险向下传导，尽量缩小自身风险敞口。前期阶段，储气库公司通过开放季预订出大部分库容后，才会做出最终投资决策；运营阶段，储气库公司采用两部制费率，尽量减少下游用户储气量波动对储气库正常经营的影响。对于以城燃公司为代表的储气库用户，则是将储气费用和管输费用、购气费用一起分配到所有经营气量上，由全部终端用户共同承担，从而规避了气价季节性波动带来的经营风险。而对于终端用户，所承担的储气调峰成本不到气价的1%，影响甚微。

4 对我国储气调峰成本疏导机制的建议

我国经过20年的探索实践，已经建立起具有我国特点的储气调峰成本疏导机制：储气库可以通过储转费和销售调峰气回收投资并获取收益，储转费和销售气价均通过双方协商确定；以三大石油公司销售企业为主的上游供应企业作为储气库直接用户，通过旺季调价的方式向下流转储气调峰成本；城燃企业则主要是通过旺季上调非居民气价的方式完成储气调峰成本向终端用户的分摊。这一机制推动了我国储气调峰体系的快速成长，但随着我国天然气市场化进程的不断推进，仍存在进一步的提升空间。特别是2020—2021年采暖季局部地区供气紧张后，国家要求进一步加快储气设施建设步伐，提高应急调峰能力，现有的储气调峰成本疏导机制也需要同步完善。根据我国天然气市场发展现状，结合国外商业化运营实践，在如下几方面对我国储气调峰成本疏导机制提出建议。

4.1 进一步完善相关法律制度建设，逐步建立兼顾规范性和灵活性的调峰责任划分机制

目前我国按照“5%＋5%＋5%＋3天”的标准[15]对产业链各环节的储气调峰能力进行硬考核，有效加快了近几年以来储气库和LNG接收站的建设节奏。但是，这一标准以部委文件的形式发布，效力、影响力以及违反后承担的后果相对较弱；全国统一执行“5%＋5%＋5%＋3天”的标准，难以体现各地区调峰需求的差异，华北地区可能仍显不足，而华南地区则可能出现过剩；标准仅规定了各主体的储气规模，对日供应能力并未做出要求，储气库通常按照整个采暖季均匀采出来配套外输能力，也会影响极端气候条件下的供应可靠性。因此，建议结合《石油天然气法》等相关法规的立法工作，通过法律条文的形式对各环节储气调峰责任进行约束；在储气能力要求上，可以由国家或地方主管部门根据地方气候条件、用气特性和历史调峰情况制定各地标准和细则，并建立定期调整机制；同时，结合历史峰值消费数据，对各地储气设施的日供应能力提出要求。

4.2 进一步理顺疏导机制，让各环节都有稳定的收益预期

现有机制下，储气调峰成本按照储气库→上游供应企业→城燃企业→终端用户的顺序逐级向下疏导。其中，储气库到上游供应企业能否顺畅流转直接关系到储气库的财务生存能力，这一问题在2017年管输费改革开始时较为突出，随着大部分储气库已经采用或计划采用“两部制”储转费、“照付不议”储转费，目前已经得到了初步解决；上游供应企业通过旺季上调气价的方式向下流转储气调峰成本，但市场价格受宏观经济走势、国内外市场供需、利用政策变化等多方面因素的影响，存在较大的不确定性；对于城燃企业，虽然多数都已经建立气价上下游联动机制，但调价被当地主管部门叫停的情况也时有发生，并且市场供需格局越紧张，城燃企业调峰成本越高，暂停调价的可能性也越大，企业支付的储气调峰成本只能自行消化；在终端环节，居民用气峰谷差最大，但气价几乎不受季节波动影响；工业用户用气平稳，却不得不背负大部分储气调峰成本，当供应紧张时还有断供之虞。

因此，需要进一步理顺疏导机制，特别是上游供应企业→城燃企业→终端用户这两个环节的成本流转过程，从而保障经营主体可以将调峰成本顺利向下流转而不受市场波动的影响，提升相关主体建设和使用储气库的积极性。初步建议，可以考虑在加强行业监管和成本监审的前提下，将储气调峰成本显性化，作为一个独立、公开的成本项目包含在气价中逐级向下流转，最终向季节波动大的城燃用户按全年进行均摊。

根据《中国天然气高质量发展报告（2020）》[16]估算，2020年全国城镇燃气消费量约1 210×108m3；综合国家发展和改革委员会（以下简称发改委）和国家管网的公开报道[17-18]，2020年采暖季前全国储气库库存气量约144×108m3；储转费若按0.73元/m3[19]考虑，总储气调峰成本为105亿元。将总储气调峰成本向城镇燃气消费量分摊后，平均每立方米气价增加0.087元，相当于全国各省会城市民用气一档价格上浮2.5%（福州）～6.4%（乌鲁木齐）。按照三口之家全年用气180 m3测算，平均每家全年仅增加开支16元。估算结果表明，由城镇燃气用户承担储气调峰费用具有一定的可行性。

4.3 研究将一部分储气调峰成本纳入管输费的可行性

2017年管输费改革后，储气调峰成本从管输费中全部剔除。但是，国家明确规定管道公司需要承担应急保供责任[20]，管道公司在日常运行时使用储气库来平衡系统压力的需求也客观存在，这一部分储气调峰成本在当前体制下无法通过管输费向下疏导，只能由管道公司承担。2021年6月，发改委发布了《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》[21]，允许将“因承担国家应急保供任务而发生的储气服务费用”作为其他相关费用的一部分纳入管道的输气成本，并从2022年1月开始实施。建议在新办法逐步完善的过程中，将管道公司出于平衡系统压力而使用储气库的成本也一并纳入管道准许成本，进一步体现合理与公平的原则。