初晓航，王晓瑜，张新岩(.中国石油天然气股份有限公司天然气销售北方分公司，北京 0009；.国家管网集团西部管道有限责任公司，甘肃 兰州 730070)

1 产供储销体系建设背景及要求

目前我国天然气发展仍然存在消费结构不合理，储气设施建设滞后，互联互通不足，未形成市场化价格机制等制约天然气稳健发展问题。为了进一步贯彻国家能源安全战略，有效解决天然气发展不平衡、不充分问题，破解天然气产业发展的深层次矛盾。国务院于2018年发布《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，提出构建多层次天然气储备体系，建立以地下储气库和沿海液化天然气(LNG)接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。到2020年，供气企业具备年销气量10%的储气能力；城市燃气企业具备年用气量5%的储气能力，各地区具备不低于其保障区域3天日均消费量的储气能力。

2 储气调峰设施建设现况

国外天然气储气主要以地下储气库储气为主，而对于不具备储气库建设地址条件的日本、韩国等则采用沿海建设LNG储罐的方式来满足调峰需求。目前全球约有630座地下储气库，工作气容量合计3588亿m3，以典型地上储罐为主的日本已经建成投运34个LNG接收站，LNG储罐罐容约91.8亿方[1]。目前世界平均储气水平为消费量的12%～15%，而我国现有储气能力仅为5.7%。上游企业已经建成储气能力约140亿方，其中地下储气库工作气量约87亿方，仅占全国消费量的3%；LNG储罐罐容约53亿方，占全国消费量的2.2%。各地区基本不具备日均3天用气量的储气能力。2017年及2020冬季出现全国较大范围内天然气供应紧张局面，充分暴露了储气能力不足的问题，储气能力建设问题已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。

3 储气调峰建设过程中面临的问题

储气设施建设力度不够、市场价格机制不完善成为制约天然气行业发展的两大薄弱环节。随着天然气产供储销体系建设的加快推进以及陆续出台相关领域政策文件，后续储气设施建设将集中发力，但受地下储气库和LNG储罐建设周期较长的限制，预计储气能力按期达标仍然有较大压力[2]。随着体制改革的进一步开展，天然气行业进入“能源革命适应期、体制改革调整期、市场快速发展期”三期叠加阶段，加之配套政策不完善，市场内各类主体竞争将更加激烈。在推进过程中还存在诸多矛盾及问题，主要为：

(1)储气调峰设施建设推进缓慢。与石油储备和粮食储备不同，天然气储备未纳入中央统一储备，主要由上游销售企业、城燃企业、地方政府承担，在价格未捋顺前，推进进度迟缓。目前全国约有城燃企业3万余家，自行建设储气设施将形成储气设施小而散的格局。存在管理难度大、安全风险高等诸多问题，而由于储气调峰气价格未捋顺、照付不议合同在中国水土不服的情况，未能形成储气调峰设施市场化推进，鲜有储气服务公司落地[3]。而由地方政府承担3天储气能力建设责任，由于全国各地政府财政情况不一，条件好的省份如北京、江苏等出资委托燃气企业代建，而条件不好省份则推进缓慢，只能将3天责任要求燃气企业承担，但仍然无顺价或疏导机制出台。特别是西部地区虽有国家补助，但由于省级及以下政府无力补贴，价格疏导机制不明朗，导致西部地区储气设施建设明显滞后；

(2)管网互联互通不够完善，交易平台接受程度不高。管网互联互通还不够完善，经过10年来的发展，截至2018年底，我国天然气管道总里程位居美国、俄罗斯之后的世界第三。但由于我国冬夏季用气存在峰谷差、接收站互联互通不充分、部分地区还存在供气瓶颈等问题，管网布局上仍有较多需要完善的地方。为深化油气体制改革、充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在国家发改委及能源局的指导下，分别于2015、2017年成立了上海、重庆两家国家级的石油天然气交易中心，但天然气交易平台接受程度普遍不高。前期天然气交易业务开展主要还是靠三大石油公司将LNG业务、合同外气量业务引流至交易平台。在调峰气方面由于价格远高于门站价，且目前终端市场对调峰气的接受度、承受能力普遍偏弱的情况下，推进较为缓慢[4]；

(3)投资回收机制不明朗，观望多落地少。为了进一步补足短板，国家再对储气调峰设施的规模提出了具体要求的同时，也明确了自建、租赁储气调峰设施增加的成本可以纳入天然气配气成本，予以疏导。要求提供储气服务的企业通过财务独立核算，由市场化竞争形成天然气购进及卖出价格，通过交易中心等平台对调峰气进行挂牌交易。但对于众多的下游城市燃气企业来说，由于调峰气价格的随行就市，与其购买高价的调峰气，更多的愿意选择压缩自身需求，通过调节工业用气等手段从而减少调峰气的购买需求。虽然达到降低自身购气综合成本目的，却间接抑制调峰气发展，导致目前在国内无法建立充分、灵活的调峰气市场。因此，城燃企业承担5%储气责任目前鲜有落地，而对于以行政命令提出的政府承担三天的应急储气责任，则普遍采用省属企业、地方城燃投资，截至目前未见有省份出台相应的财政补贴细则或明确具体投资回报机制。大多储气调峰设施属于边干边研究，遇到问题再研究的建设方式。同时由于地上储罐运行过程中的较大闪蒸量，而地下储气库又需要较多的垫底气，在以上技术问题、商务运行模式问题、以及顶层设计上系统性问题没有解决前，确实观望态度较大。

4 建议及解决措施

天然气作为清洁高效的低碳能源，通过促进天然气行业协调稳定发展，是我国提前达到二氧化碳排放峰值、乃至实现碳中和的必然选择，也是推进我国能源由多碳向低碳发展转变的切实可行的路径。因此中国政府对于天然气产业发展高度重视，在天然气产供储销方面出台了相应的制度和措施，包括加大国内勘探开发力度、天然气交易中心建立和推广、门站价格的放开、国家管网公司的成立等等一系列组合拳。具体储气调峰设施方面，建议在推进过程中在以下四方面进行加强。

(1)统筹规划，避免储气调峰设施建设小而散的格局。由于储气设施属于危化品设施，部门地区将储气责任下压给县级政府及各燃气企业，导致储气项目建设存在“布局小散”、“遍地开花”的现象，不仅增加了储罐的管理难度，也给储气设施作用发挥带来了极大的调度难度。因此建议在本轮建设地方政府3天应急气量以及城燃5%储气能力的过程中，主管部门要加强统筹、整合资源、集中建设、降低储气成本，便于储气设施的管理以及能力的发挥。在平等协商、自愿合作的基础上，推荐城市燃气企业及地方各级政府通过租赁、参股、购买储气能力等多种方式完成储气任务[5]；

(2)借鉴日韩模式，沿海集中建设LNG储罐。沿海LNG接收站更加靠近珠三角、长三角、京津冀等高端市场，虽然沿海建罐方式与地下储气库建设相比较，单位投资成本相对较高，但地下储气库同样也存在库址筛选难度大、技术要求高、施工周期长、垫底气投资高等诸多问题。下一步可以探讨由管网公司承担沿海储罐及地下储气库的储气任务，前期为便于成本分摊，可以将成本加至管输费中，随着天然气市场化进程推进，后期采用谁使用谁付费原则承担储气调峰设施建设及运营成本[6]；

(3)进一步理顺天然气价格机制，体现储气价值。进一步还原天然气的商品属性，通过市场的力量带来全新高效的资源配置方式，目前在民用气与非民用、管制气与非管制气、国产气与进口气、长协与现货、常规资源与非常规资源、合同内与合同外气仍然存在较为突出的交叉补贴问题。现有的定价机制导致上中下游的矛盾极为突出，任何市场主体都认为为全行业做出了“巨大牺牲”，都自认为再无须为储气调峰买单，责任不在己方。2020年5月1日起施行新版《中央定价目录》将天然气门站价格移出目录，从政府层面迈出极为重要的一步，但天然气改革仍将负重致远。需要坚持以市场化主导、进一步理顺和完善天然气价格机制，推进天然气价格市场化进程，全面实行天然气购销合同及照付不议机制，推动储气服务(储气设施注采、存储服务等)价格和储气设施天然气购销价格由市场竞争形成[7]；

(4)政策上建立相应储气的盈利机制。虽然政府对储气设施投资建设上有鼓励政策，但缺少投资回报机制的建立，导致在储气调峰建设上缺少市场方面的积极性，而更多的是行政命令要求。现有的调峰气价政策只是鼓励储气设施建设的必要条件，并不能保证投资储气设施一定能够盈利，具体价格还受建设运营成本和储气服务需求两方面因素影响。只有客户愿意支付储气价格，调峰需求才能转变为有效的储气需求，因此建立储气调峰设施盈利机制仍然任重道远，还需要进一步探讨挖掘。需要在建立储气设施的辅助服务、完善支持政策、落实峰谷差价等价格，形成市场化、合同化的调峰机制、激发各类企业和用户参与储气调峰的积极性等方面下功夫。

5 结语

储气调峰设施建设作为产供储销体系的重要一环，也是目前相对薄弱的一环，仍然需要各级政府及企业下达力气，加快补齐短板。通过利用好现有的储气设施投资及回报政策，建立较为完备的天然气储备体系，才能保证天然气行业的健康稳定发展。从而改善我国能源消费结构，提早实现碳排放峰值，最终实现碳中和的目标。