孙哲

近年来，我国天然气消费量快速增长，在用气量较多的北方地区，冬季经常出现天然气供不应求的状况。每逢冬季来临，地方政府都提前数月进行准备，甚至采取减少非居民用气以保障居民用气的措施。然而效果并不理想，天然气供不应求的情况仍然频繁出现，其中的重要原因在于我国储气调峰能力建设远远滞后于天然气产业发展进程。同时，随着我国能源结构转型的加快，煤炭消费量的不断降低，作为清洁能源的天然气需求迅猛增长，天然气供需矛盾将愈演愈烈。因此，急需提高我国的天然气调峰储备能力。本文拟从我国天然气储备设施运营情况的现状入手，分析我国天然气储备能力建设过程中存在的主要问题，以期为天然气储备战略的实现提供参考。

我国天然气储备设施运营的基本情况

天然气储备设施主要包括地下储气库、LNG储气罐等形式。无论何种形式的储气库，其初期投资建设成本和后期运营维护成本均十分巨大，现有储气库多为天然气管网或LNG接收站的一部分，由管网运营企业或LNG接收站进行运营和管理。这些储气设施不是独立的市场主体，不能单独产生收益，也不对除本企业之外的其他企业开放初期业务。具体而言，我国现有的储气库运营模式主要包括三种类型：

一是由天然气上游企业建设运营。在2019年底国家管网公司成立之前，我国天然气产业长期维持纵向一体化的产业结构。在产业上游，勘探开采企业拥有我国主要陆地天然气矿区的矿业权，在资源采枯之后随即拥有地下储气库的产权；在产业中游，勘探开采企业通过其子公司或分公司，经过长年的投资建设，控制了我国天然气省际长输管网和LNG接收站；在产业下游，勘探开采企业建立城镇燃气公司来不断拓展其下游业务。正因如此，我国储气库的建设运营义务长期以来主要由上游勘探开采企业承担。

二是由下游城镇燃气企业建设运营。随着我国天然气体制改革的加速推进，上游天然气矿业权不断开放，中游国家管网公司正式成立，天然气产业纵向一体化的产业结构逐渐被打破，初现多元市场竞争的局面。与此同时，单纯由上游企业承担天然气储备义务也成为过去时。为加快天然气储备能力建设，2018年4月，国家发改委、国家能源局印发文要求供气企业和城燃企业到2020年分别拥有不低于其年合同销售量10%、不低于其年用气量5%的储气能力。为上、下游企业设定了储气能力建设的“硬指标”。此后，下游企业开始设法提升储气能力，如新奥燃气建设LNG储气库，港华燃气与上海石油天然气交易中心探索储气库容交易等。但总体来说，下游企业的天然气储备量与设定的储气目标存在较大差距。

三是合作建设经营。既包括天然气产业上下游企业之间的合作，又包括天然气企业与非天然气企业之间的合作。合作运营一方面有利于分摊建设运营成本，降低投资风险，另一方面有利于实现储气库容的充分利用，分享储气库的容量和收益。

我国天然气储备能力建设存在的问题

儲气库资源分配不均衡

首先，储气库资源权属有待明确。在各种储气形式中，地下储气库具有储量大、成本低的优势，理应成为我国储气库的首选形式。但法律至今没有对枯竭油气藏等资源的所有权问题进行明确规定。实务中通常默认由拥有资源矿业权的上游油气企业掌控枯竭油气藏的所有权，这是因为三大油开采后形成国内枯竭油气藏基，在国内立法既无三桶油强制退出机制，也不存在枯竭油气藏二级市场的情况下，由三桶油继续掌握枯竭油气藏所有权似乎也成了理所当然。但是，这种“潜规则”不仅使枯竭油气藏丧失了作为资产的融资功能，而且使其他投资主体无法通过市场交易获得枯竭油气藏的产权。其次，储气库资源地域分配不均。总体来看，我国油气资源的埋藏区和消费区存在明显差异。油气资源多分布在中西部地区是我国主要的油气资源埋藏区和生产区，而中部和东部沿海地区则是主要的天然气消费区。受限于地质条件，中部地区和东部地区鲜有较好的枯竭油气藏资源，即使有其地质构造也非常复杂，增加了建设地下储气库的难度和成本。这就导致中东部地区难以建成大规模的地下储气库，难以为中东部地区的天然气消费提供保障。

缺乏统一的储气标准规范

我国尚未建立起专门针对储气库的建设和运营标准，实务中通常适用油气田的技术规范和输气管道领域的技术规范来评价储气库建设运营情况，这就带来各地储气库在规划、设计、建设、运营中的标准不尽相同的问题。特别是在安全评估和环境影响评价方面，其性质到底是属于城镇燃气还是油气田理论上存在分歧，储气库成为专门类别尚需时日和法律规范。缺少统一标准大大增加了储气库建设和运行的成本，也增加了投资建设前期的风险评估和后期的审批难度。

立法没有明确规定保供义务

天然气储备的目的是保障供应，但我国立法缺少关于保供责任的明确规定。我国尚未制定专门的《石油天然气法》，也未出台《天然气管理条例》关于保供义务，仅在《城镇燃气管理条例》第17条进行规定了，即“燃气经营者应当向燃气用户持续、稳定、安全供应符合国家质量标准的燃气”。首先，《城镇燃气管理条例》并非法律，立法层级不高；其次，《城镇燃气管理条例》没有规定供气标准和未按标准供气的法律后果，缺少强制执行的效力，对燃气经营企业缺乏威慑力。

笔者认为，在天然气储备方面，立法应该明确规定由上游企业承担主要义务，下游企业承担次要义务。这是因为，相反，上游企业的天然气生产供应规模十分庞大，掌握了丰富的建库资源、特别是地下储气库资源，拥有雄厚的资金和技术实力，具有显著的比较优势，应当承担起储气设施尤其是大型储气库建设的责任。而下游燃气企业掌握的天然气量本身有限，且缺少必要的储气库建设资源如枯竭油气藏等，所以要求下游企业承担主要储备义务是不妥当的。上游企业也不愿意承担主要储备义务，一是因为国家对天然气销售价格实行政府管制，天然气市场价格尚未形成，上游企业建设天然气储备设施后很难通过销售储备气来获利，因此缺少储气的内在动力；二是因为我国立法至今没有明确规定上游企业的保供义务，上游企业缺少建设储气设施的压力。

市场化建设滞后

我国由于国天然气市场交易起步较晚，上海、重庆等地的石油天然气交易中心成立时间不长，天然气交易品种相对较少，储气库库容交易等产品实务中十分罕见，储气库容的市场价值远未发挥。在这一方面，可以借鉴欧洲天然气产业较为成熟国家的经验，丰富天然气储气库的盈利模式，除传统的现货交易、期货交易、储气库库容出租之外，还可以探索通过金融工具来对冲风险等。

天然气管网尚未实现公平开放

在国家管网公司成立之前，我国天然气主干管网主要由上游企业控制，仅中石油就拥有我国油气主干管网的70%。省级管网大多由省属国有企业和上游企业合资建设，由省属国企控股。上游企业建立下属企业进行运营管理，主干管网没能对第三方实现公平开放，这阻碍了社会资本大规模投资储气库建设。因为即使投资建设了第三方储气库，由于无法同主干管网连接，冗余天然气无法顺利进入第三方储气库，第三方储气库中储备的天然气也无法顺利运出，大大影响了其本应具备有的保供和调峰功能。国家管网公司成立的重要目标之一就是实现管网公平开放，但实际效果如何还有待时间检验。

天然气价格机制不尽合理

长期以来我国对天然气价格实行政府管制，缺少关于调峰价格的规定，不利于调动企业建设储备调峰能力的积极性。我国天然气消费具有非常明显的季节性特征，冬季用气量大明顯比夏季用气量大，部分地区的冬季用气量甚至可达夏季用气量的10倍以上。

面对这种情况，天然气产业较为成熟的国家通常利用价格机制来调节天然气消费。比如对冬季用气和夏季用气实行不同的价格，冬季气价高、夏季气价低，从而鼓励用户在夏季多用气，冬季少用气，使用气量的季节波动趋于平缓。相比之下，我国的天然气价格体系较为混乱，既包括由政府定价的管道天然气，又包括由市场定价的液化天然气，唯独缺少调峰气价。实务中由于各级管输储存费用、用途等不同，各地区的天然气价格也不尽相同，价格体系复杂，且缺少调峰价格，对企业来说缺少建设调峰储备能力的内在动力。

结 语

天然气储备能力不足严重制约我国天然气产业发展。通过研究我国现有的天然气储备建设情况不难发现，我国天然气储备设施主要包括枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库、LNG储气罐等形式，现有的储气库运营模式主要包括上游勘探开采企业建设运营、下游企业燃气企业建设运营、合作建设经营。

我国天然气储备能力建设存在诸多问题，主要表现为储气库资源地域分配不均衡、产权界定不清晰，缺乏统一的储气标准规范，现行立法没有明确规定保供义务、特别是上游企业的保供义务，天然气市场化建设相对滞后，天然气主干管道尚未真正实现公平开放，天然气价格机制不尽合理、无法为储气提供有效激励等。只有妥善应对这些问题，设计相应的法律制度，才能为天然气储备能力的提高提供有力保障。

（上海政法学院）