關于產供儲銷體系建設的幾點思考

1建立多層次儲氣儲備體系，為天然氣產業發展保駕護航目前，中國天然氣的發展仍存在消費結構不合理、儲氣設施建設滯后、連通性不足等問題。目前，中國的天然氣生產仍然存在一些問題，如天然氣生產的穩定發展未形成市場誘導機制等。為了進一步貫徹國家能源安全戰略，有效解決天然氣發展不平衡、不充分問題，破解天然氣產業發展的深層次矛盾。國務院于2018年發布《國務院關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》，提出構建多層次天然氣儲備體系，建立以地下儲氣庫和沿海液化天然氣(LNG)接收站為主、重點地區內陸集約規模化LNG儲罐為輔、管網互聯互通為支撐的多層次儲氣系統。到2020年，供氣企業具備年銷氣量10%的儲氣能力；城市燃氣企業具備年用氣量5%的儲氣能力，各地區具備不低于其保障區域3天日均消費量的儲氣能力。2沿海lng儲罐國外天然氣儲氣主要以地下儲氣庫儲氣為主，而對于不具備儲氣庫建設地址條件的日本、韓國等則采用沿海建設LNG儲罐的方式來滿足調峰需求。目前全球約有630座地下儲氣庫，工作氣容量合計3588億m3儲氣調峰設施發展歷程回顧儲氣設施建設力度不夠、市場價格機制不完善成為制約天然氣行業發展的兩大薄弱環節。隨著天然氣產供儲銷體系建設的加快推進以及陸續出臺相關領域政策文件，后續儲氣設施建設將集中發力，但受地下儲氣庫和LNG儲罐建設周期較長的限制，預計儲氣能力按期達標仍然有較大壓力(1)儲氣調峰設施建設推進緩慢。與石油儲備和糧食儲備不同，天然氣儲備未納入中央統一儲備，主要由上游銷售企業、城燃企業、地方政府承擔，在價格未捋順前，推進進度遲緩。目前全國約有城燃企業3萬余家，自行建設儲氣設施將形成儲氣設施小而散的格局。存在管理難度大、安全風險高等諸多問題，而由于儲氣調峰氣價格未捋順、照付不議合同在中國水土不服的情況，未能形成儲氣調峰設施市場化推進，鮮有儲氣服務公司落地(2)管網互聯互通不夠完善，交易平臺接受程度不高。管網互聯互通還不夠完善，經過10年來的發展，截至2018年底，我國天然氣管道總里程位居美國、俄羅斯之后的世界第三。但由于我國冬夏季用氣存在峰谷差、接收站互聯互通不充分、部分地區還存在供氣瓶頸等問題，管網布局上仍有較多需要完善的地方。為深化油氣體制改革、充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。在國家發改委及能源局的指導下，分別于2015、2017年成立了上海、重慶兩家國家級的石油天然氣交易中心，但天然氣交易平臺接受程度普遍不高。前期天然氣交易業務開展主要還是靠三大石油公司將LNG業務、合同外氣量業務引流至交易平臺。在調峰氣方面由于價格遠高于門站價，且目前終端市場對調峰氣的接受度、承受能力普遍偏弱的情況下，推進較為緩慢(3)投資回收機制不明朗，觀望多落地少。為了進一步補足短板，國家再對儲氣調峰設施的規模提出了具體要求的同時，也明確了自建、租賃儲氣調峰設施增加的成本可以納入天然氣配氣成本，予以疏導。要求提供儲氣服務的企業通過財務獨立核算，由市場化競爭形成天然氣購進及賣出價格，通過交易中心等平臺對調峰氣進行掛牌交易。但對于眾多的下游城市燃氣企業來說，由于調峰氣價格的隨行就市，與其購買高價的調峰氣，更多的愿意選擇壓縮自身需求，通過調節工業用氣等手段從而減少調峰氣的購買需求。雖然達到降低自身購氣綜合成本目的，卻間接抑制調峰氣發展，導致目前在國內無法建立充分、靈活的調峰氣市場。因此，城燃企業承擔5%儲氣責任目前鮮有落地，而對于以行政命令提出的政府承擔三天的應急儲氣責任，則普遍采用省屬企業、地方城燃投資，截至目前未見有省份出臺相應的財政補貼細則或明確具體投資回報機制。大多儲氣調峰設施屬于邊干邊研究，遇到問題再研究的建設方式。同時由于地上儲罐運行過程中的較大閃蒸量，而地下儲氣庫又需要較多的墊底氣，在以上技術問題、商務運行模式問題、以及頂層設計上系統性問題沒有解決前，確實觀望態度較大。4其他依托平臺天然氣作為清潔高效的低碳能源，通過促進天然氣行業協調穩定發展，是我國提前達到二氧化碳排放峰值、乃至實現碳中和的必然選擇，也是推進我國能源由多碳向低碳發展轉變的切實可行的路徑。因此中國政府對于天然氣產業發展高度重視，在天然氣產供儲銷方面出臺了相應的制度和措施，包括加大國內勘探開發力度、天然氣交易中心建立和推廣、門站價格的放開、國家管網公司的成立等等一系列組合拳。具體儲氣調峰設施方面，建議在推進過程中在以下四方面進行加強。(1)統籌規劃，避免儲氣調峰設施建設小而散的格局。由于儲氣設施屬于危化品設施，部門地區將儲氣責任下壓給縣級政府及各燃氣企業，導致儲氣項目建設存在“布局小散”、“遍地開花”的現象，不僅增加了儲罐的管理難度，也給儲氣設施作用發揮帶來了極大的調度難度。因此建議在本輪建設地方政府3天應急氣量以及城燃5%儲氣能力的過程中，主管部門要加強統籌、整合資源、集中建設、降低儲氣成本，便于儲氣設施的管理以及能力的發揮。在平等協商、自愿合作的基礎上，推薦城市燃氣企業及地方各級政府通過租賃、參股、購買儲氣能力等多種方式完成儲氣任務(2)借鑒日韓模式，沿海集中建設LNG儲罐。沿海LNG接收站更加靠近珠三角、長三角、京津冀等高端市場，雖然沿海建罐方式與地下儲氣庫建設相比較，單位投資成本相對較高，但地下儲氣庫同樣也存在庫址篩選難度大、技術要求高、施工周期長、墊底氣投資高等諸多問題。下一步可以探討由管網公司承擔沿海儲罐及地下儲氣庫的儲氣任務，前期為便于成本分攤，可以將成本加至管輸費中，隨著天然氣市場化進程推進，后期采用誰使用誰付費原則承擔儲氣調峰設施建設及運營成本(3)進一步理順天然氣價格機制，體現儲氣價值。進一步還原天然氣的商品屬性，通過市場的力量帶來全新高效的資源配置方式，目前在民用氣與非民用、管制氣與非管制氣、國產氣與進口氣、長協與現貨、常規資源與非常規資源、合同內與合同外氣仍然存在較為突出的交叉補貼問題。現有的定價機制導致上中下游的矛盾極為突出，任何市場主體都認為為全行業做出了“巨大犧牲”，都自認為再無須為儲氣調峰買單，責任不在己方。2020年5月1日起施行新版《中央定價目錄》將天然氣門站價格移出目錄，從政府層面邁出極為重要的一步，但天然氣改革仍將負重致遠。需要堅持以市場化主導、進一步理順和完善天然氣價格機制，推進天然氣價格市場化進程，全面實行天然氣購銷合同及照付不議機制，推動儲氣服務(儲氣設施注采、存儲服務等)價格和儲氣設施天然氣購銷價格由市場競爭形成(4)政策上建立相應儲氣的盈利機制。雖然政府對儲氣設施投資建設上有鼓勵政策，但缺少投資回報機制的建立，導致在儲氣調峰建設上缺少市場方面的積極性，而更多的是行政命令要求。現有的調峰氣價政策只是鼓勵儲氣設施建設的必要條件，并不能保證投資儲氣設施一定能夠盈利，具體價格還受建設運營成本和儲氣服務需求兩方面因素影響。只有客戶愿意支付儲氣價格，調峰需求才能轉變為有效的儲氣需求，因此建立儲氣調峰設施盈利機制仍然任重道遠，還需要進一步探討挖掘。需要在建立儲氣設施的輔助服務、完善支持政策、落實峰谷差價等價格，形成市場化、合同化的調峰機制、激發各類企業和用戶參與儲氣調峰的積極性等方面下功夫。5