去年進入冬季以來，我國多地遭遇了天然氣供應短缺、價格上漲的困局。這次全國性天然氣供應緊張雖然由多方面因素促成，但我國儲氣設施建設相對滯后、調峰能力不足顯然是這次冬季供氣緊張的重要原因。而我國儲氣調峰設施建設不足，很大程度上跟天然氣價格市場化程度低、傳導機制不暢有關，目前天然氣價格傳導鏈條上好幾個節點的價格被管制，所以難以單純依靠市場手段完成調峰，而單純依靠政府力量難度又很大，因此，未來加快儲氣調峰設施建設急需理順價格機制。

 

　　我國儲氣調峰設施建設與需求存在較大缺口

　　從發達國家經驗看，儲氣調峰設施在天然氣產業鏈中扮演著重要角色，其地位不可替代。對天然氣上中下游而言，儲氣庫意義重大。首先，冬季用氣高峰可以預測，但具體峰值的預測準確度難以達到100%，儲氣庫可以平衡用氣量波動，調節峰谷用氣量差距。其次，在夏季無法停產、壓產的情況下，儲氣庫可以緩解企業生產壓力。再次，突發狀況是不可預測的，應急保障同樣需要儲氣。最后，在天然氣輸入儲氣庫的過程中，可提高管道負荷率，提升管道整體經營效益。可以說，儲氣庫建設一定程度上是政治工程、民生工程和保障工程。

　　目前，儲氣庫是歐美國家的主要調峰方式。全球共有715座地下儲氣庫，其中66%的地下儲氣庫工作氣量分布在歐美國家。美國儲氣庫工作氣量占全年消費量的17%，歐盟為25%，而我國已建成的25座儲氣庫占比僅為3.3%，仍處于初級階段。2017年我國天然氣對外依存度高達38.8%。根據國外經驗，當天然氣對外依存度為40%時，儲氣庫工作氣量應占比20%，而我國目前僅占3.3%，要想在2020年達到23%的相應程度，難度不言而喻。

　　2017年9月，國家能源局發布的《關于進一步落實天然氣儲氣調峰責任的通知》明確規定：天然氣銷售企業到2020年應擁有不低于天然氣年合同銷售量10%的儲氣能力。在2017年供暖季，中國石油儲氣庫采出調峰量74.1億立方米，與2013年相比增長236%，但與既定目標120億立方米（消費量1210億立方米的10%）相比，差距較大。據預測，2020年中國石油調峰需求接近208億立方米，與現有水平仍存在130多億立方米的缺口。未來調峰短板凸顯，大量建設儲氣庫勢在必行。

　　價格機制不合理影響企業調峰能力建設積極性

　　儲氣庫建設是一個龐大的系統工程，不僅需要巨額資金投入、優質庫址資源及較高技術要求，更需要理順相關的體制機制，尤其是價格機制，充分發揮市場主體的積極性，單純依靠政府力量顯得有點力不從心。儲氣庫建設投資大，建設周期長，以西南油氣田公司將在川渝地區新建的8座儲氣庫為例，400億立方米的儲備能力須投資超過500億元。氣藏型儲氣庫通常由枯竭氣田建成，有些枯竭氣田改建儲氣庫時的地層壓力最大已經降至原始地層壓力的10%，再次鉆井容易造成垮塌。我國缺乏高壓大型注采核心技術與裝備，注氣壓縮機仍依賴進口，給大規模經濟高效建設儲氣庫帶來嚴峻挑戰。從選址、評價到建成投運往往需要若干年時間，不能一蹴而就。

　　另一方面，從體制機制來看，我國儲氣庫投資、建設和運營主體并未實現歸口統一，難以發揮整體優勢。《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》《加快推進天然氣利用的意見》中明確規定：季節調峰責任由上游供應企業來承擔，城鎮燃氣企業承擔所供應市場的小時調峰供氣責任。國家要求上游企業建設10%儲氣能力，這些儲氣庫的天然氣儲備就是季節調峰能力的體現，所以上游應該承擔儲氣設施的建設職責。建設儲氣設施目的是儲備天然氣，滿足調峰和應急需要，保障供氣安全。調峰和應急保障是下游用戶的需求，主要來自于城市燃氣的居民生活用氣。但是在冬季用氣緊張時，上下游均可能出現無法嚴格按照合同執行的情況。比如，上游因不可抗力因素導致無法保供，下游因氣溫突變導致氣量預測不準等。對于前一種情況，上游企業保供責任轉移到下游是否合理還有待商榷。而對于后一種情況，下游企業因為需要采購長協之外的高價天然氣，是否又能從地方政府那里獲得補貼？所以，從下游燃氣企業的角度看，即便有意愿建設天然氣儲備設施以履行保供義務，由于供氣規模有限、不掌握儲氣庫建設資源、資金實力有限，也很難成為儲氣設施建設的主力。而上游供應企業由于其在供氣規模、建庫資源、資金技術條件方面的優勢，應當承擔起儲氣設施尤其是大型儲氣庫建設的責任。沒有法律責任作為約束條件，上下游企業既沒有建設儲氣庫的外在壓力，也沒有建設儲氣庫的內在動力。

　　而企業調峰能力建設積極性不高的關鍵在于價格機制不合理。天然氣消費存在明顯的季節性，冬季用氣量大，夏季用氣量小。發達國家一般采用單獨制定峰谷價格的方式來鼓勵夏季多用，限制冬季少用，從而達到減少季節波動的目的。目前，我國天然氣價格既有政府定價又有市場定價，非居民用戶管道氣價由國家發改委核定基準門站價，居民用氣實施政府定價，LNG則是市場定價，而這些價格中均未體現出儲氣調峰成本。由于缺少儲氣調峰價格，下游企業不均衡用氣也無需支付更高的成本，上游企業也不能從儲氣調峰中獲得更多收益，各方都認為建設天然氣儲備沒有盈利空間，投資建設天然氣儲氣調峰設施的意愿自然不強。調峰氣價改革方案的落地是實現儲氣價值的途徑，有助于破解國內儲氣庫建設困局。目前我國儲氣調峰費用每立方米0.6元至1元，與常規天然氣價格相差不多。投資巨額資金建庫是否值得成為焦點。同時，歐美國家冬夏天然氣峰谷價格通常相差50%以上，而我國天然氣行業尚未實現市場化定價，調峰價格并未明顯區分，經濟價值不能完全體現，不利于調動建庫積極性。

　　加快儲氣調峰設施建設需要理順價格機制

　　天然氣儲氣調峰設施建設滯后，受上下游產業鏈束縛，僅靠局部的“點式改革”和行政指標攤派無法有效解決問題。作為產業鏈的重要環節，打破儲氣調峰能力的供給約束要進行全產業鏈市場化改革，而當前亟須解決的是理順價格機制，通過市場信號引導市場主體投資積極性，破除儲氣庫建設瓶頸。

　　首先，應通過法律手段明確上游企業的調峰義務。近年來價格市場化改革快速推進，而部分企業并沒有完全樹立起向市場要效益的理念，更多地停留在向政府要政策的老思路上。供氣企業本應自發利用季節性差價調節淡旺季需求，但是事實上淡季時企業不愿降價，用氣高峰時卻又按政府指導價以最高漲價幅度漲價，引發了下游企業和終端用戶的不滿。自西氣東輸一線管道運輸價格核定以來，中石油通過西氣東輸一線、忠武線等管道運輸價格打包收取儲氣庫費用，多年來已經累計向用戶收費40億元以上，但一直沒有建成配套儲氣庫并提供儲氣服務。因此，政府有必要通過法律手段明確上游企業的調峰義務。

　　其次，深入推進價格機制改革。國家發改委提出體現儲氣庫費用的調峰氣價政策實施方案始終未出臺，雖然在已下發的《關于加快推進儲氣設施建設的指導意見》中明確提出，非居民用氣實行冬夏季的差別價格，但具體做法迄今仍未落地。當前工商用氣和民用氣之間還有較大差異，未來要深入推進價格機制改革，包括壓實地方責任。縣級以上地方政府要采取措施滿足3天的調峰氣量，地方政府要加強監管，督促企業實現目標。長遠看，應實現調峰氣價與常規氣價區分，冬夏季節性區分，減輕企業經營壓力，提高各方建庫積極性。建議國家有關部門盡快出臺“調峰氣價格改革實施方案”和制定“地下儲氣庫儲氣價格管理辦法”。開展儲氣庫、墊底氣補貼政策研究，研究儲氣庫建設成本通過天然氣銷售價格傳導的可行性。

　　再次，穩步推進價格市場化。天然氣價格改革的最終目標是市場化定價，合理的儲氣收費模式和標準是儲氣庫得以建設的條件，也是投資者建設儲氣庫是否具有商業性的前提。從天然氣產業鏈來看，儲氣是天然氣的一種主要用于調峰的氣源，具備與管道氣、液化天然氣等其他氣源競爭的條件，不適于自然壟斷環節，價格改革方向是放開由市場形成。目前，國內很大比例的氣量價格已經放開由市場形成，其余的天然氣門站價格雖然由政府管理，但由于實行最高上限價格管理，具有較好的價格彈性。因此，儲氣庫經營企業可以根據市場供需情況，在價格彈性空間內自主確定淡旺季不同的價格、淡旺季價差形成儲氣庫價格。

　　最后，加快推進各方儲運管網設施互聯互通。盡管天然氣生產、運輸和終端銷售均有調峰責任，但各方（油氣公司、燃氣企業、地方政府）承擔職責尚未落實到位，互聯互通保供局面尚未形成。儲運、管網設施的互聯互通是提高儲氣庫儲消比的重要前提，可以在更大程度和更大范圍發揮儲氣庫調峰作用。建議鼓勵儲氣設施運營主體承擔外輸管道建設，由各地政府組織協調管道互聯互通工程，加快管網升級改造，屬于上游企業的管網設施要滿足尖峰時期儲氣庫外輸能力。