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储气能力不足是天然气行业最大风险
时间:2018-05-21 00:00:00  浏览:0次  来源: 中国能源报  作者:
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我国天然气产业近年来保持了快速增长态势,如何稳定供气逐渐成为关乎国计民生的重大问题。2017年入冬以来,受需求快速增长、进口气源不稳定、“煤改气”快速发展等因素影响,全国天然气供需出现结构性、时段性、区域性矛盾。这再次说明,加快储气能力建设已经成为保障我国天然气稳定供应最为紧迫的任务之一。国家发改委、国家能源局于4月26日印发的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(以下简称“意见”),正是在这样的背景下出台的。

统计数据显示,我国地下储气库工作气量仅为消费量的3%,远未达到12%-15%的世界平均水平,与美国17.4%、俄罗斯18%的差距更为明显。未来我国天然气消费还将快速增长,储气能力不足是最大风险。因此,文件出台的目的就是要加快储气设施建设步伐,并适当提高各类市场主体的储气标准,力争储气调峰能力的提升速度适应天然气需求增速。应该说,意见目标明确、内容全面、亮点较多。

首个系统性天然气储备调峰制度规定

“十二五”期间,在《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》(国办发〔2014〕16号)、《天然气基础设施建设与运营管理办法》(2014年国家发展改革委第8号令)、《国家发展改革委关于加快推进储气设施建设的指导意见》(发改运行[2014]603号)等文件中,分别就天然气储备调峰问题有过相关规定和要求。但是,这些政策均碎片化分散在有关部门的文件中,并没有系统化统一起来。由此造成市场各方主体难以找到自己在储备调峰领域的定位,同时也缺乏明确的权责要求。另外,规定的内容均过于宽泛,缺乏系统性思维,没有从天然气储备调峰全链条来考虑,市场化辅助和制裁手段缺失,造成政策难以落地,操作执行困难。

而在此次意见中,将以往出台的文件中涉及到的参与储备调峰的各方市场主体和政府的职责、储备调峰的任务分解、建设储备调峰设施的期限等内容包含进去;同时,还增加了储备调峰指标核定的标准和范围、构建市场化调峰机制和辅助服务市场、进一步加强市场监管和出台相关财税政策等内容,从制度上对我国天然气储备调峰进行了全方位的、系统性的规定和要求。

明确提出储气指标核定体系的概念

在以往出台的文件中,仅提出过要求供气企业、下游城市燃气企业和地方政府应该建立天然气储备,具备一定的储气能力,而对于储气能力通过哪些方式来实现,或者储气能力是什么,文件中均未提及。

但在此次意见中,第一次提出了储气能力通过三部分来体现,即储气库工作气量、LNG和CNG储罐罐容。由于供气企业同时拥有储气库和LNG储罐,因此对于供气企业来说,其储气能力包括地下储气库工作气量和LNG接收站储罐罐容;对于地方应急储备,则分为地方城市燃气企业的终端调峰LNG、CNG储罐,以及城市燃气企业单独或者与地方政府合资建设的LNG接收站储罐,或者由城市燃气企业投资建设的地下储气库设施。同时,意见明确了合资建设储气设施,其储气能力可以按照出资股比来计算。

意见还指出,可为下游输配管网、终端气化站等调峰的LNG、CNG 储罐罐容,不包括液化厂、终端气化站及瓶组站、车船加气站及加注站的储备量,原因在于此类天然气来源较为分散、不易控制,且销售渠道多受价格因素影响,在天然气供应紧张的时候,无法发挥储备调峰作用,因此,剔除了这些设施的储备能力。

明确提出构建四个层次的储气调峰体系

意见提出了构建多层次的天然气储备体系,并将这一储备体系分为“一主、一辅、一补充和一支撑”的四个层次。以地下储气库和LNG接收站为主,这是第一个层次;重点地区的LNG、CNG应急储气为辅助,这是第二个层次;气田调峰、可中断气量、可替代能源等手段作为补充,这是第三个层次;管网互联互通作为支撑的第四个层次。

应该说,构建完成这样的四个层次后,可以储存天然气的几乎所有设施和手段都将包含进来。意见同时对各市场参与主体和政府应该在四个层次中承担哪些任务都做出了规定和安排:

在“一主”方面,明确提出了鼓励各类投资主体参与地下储气库建设运营,这其中既包括了天然气企业(供应企业、管道企业、城市燃气企业),也涵盖了其他性质的企业,范围更为宽泛;在“一辅”方面,明确了LNG接收站之间以及与主干管网互联互通,并尽可能增加LNG 槽车装车撬,以应对去年出现的LNG接收站接卸气后,受接收站与主干管网无法连通以及槽车装车撬不足等因素的制约,无法快速进入管道或通过槽车运输到天然气供应紧张的地区的现象;在“一补充”方面,统筹地方政府与城市燃气企业的任务,这主要是因为地方政府承担的3天需求量的任务,也会交由城市燃气企业来完成,具体方式有可能是政府投资、企业建设和运营或者企业投资建设运营,政府给予投资补助和价格补贴;在“一支撑”方面,强调基础设施建设和管网互联互通两手抓的重要性,既要做足增量,也要挖潜存量。

构建储气调峰辅助服务市场机制

辅助服务市场机制的说法在电力行业改革中曾经被使用过,这一说法在天然气行业中是首次使用。

由于政府强制要求各市场主体建设一定数量的储备调峰设施,而在目前天然气体制机制、价格机制尚未健全的情况下,规范如何投资、建设、使用储备设施,投资储备设施后天然气成本如何分摊并在价格中予以体现,都需要通过辅助服务市场加以解决。

政府不再参与定价

意见中指出储气服务(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,明确了政府不再参与储气环节定价。

政府过去直接指定储气库价格存在较为突出的矛盾。受地质条件影响,不同储气库投资差异巨大,相应价格差异也非常大。政府直接制定储气库价格,不仅价格水平难以和市场自主形成的淡旺季价差(合理的储气库价格)吻合,而且容易引起社会对定价部门自由裁量权过大的质疑。

从天然气产业链来看,储气是一种主要用于调峰的气源,具备与管道气、液化天然气等其他气源竞争的条件,不适于自然垄断环节,价格改革方向是让市场定价。目前,国内40%以上的气量价格已经由市场形成。其余不到60%的天然气门站价格虽然由政府管理,但由于实行最高上限价格管理,具有较好的价格弹性。因此,储气库经营企业可以根据市场供需情况,在价格弹性空间内自主确定淡旺季不同的价格,由淡旺季价差形成储气库价格。未来天然气价格全面放开后,价格弹性还会进一步增加,市场形成储气库价格的机制将进一步完善。

可能导致下游城市燃气市场整合

以往,我国的天然气下游市场主体主要通过获取特许经营权的方式获得城市燃气项目,再通过发展区域内用户的方式获取收益。特许经营是政府授予燃气企业获得收益的一种权利,但是这种权利的获得是要以企业承担必要的社会普遍服务义务为依托,而这种普遍服务义务就是要保障天然气的供应不能中断,而如何确保不中断,适当地储备一部分天然气用于调峰是有效的手段之一。但是,受项目投资过大、建库地址条件复杂、终端用气结构不合理等因素的影响,很多燃气企业并未考虑建设天然气储备调峰设施问题。因此,在天然气供应紧张时,大部分燃气企业缺乏保障天然气的供应的手段和措施。

此次意见明确将储备调峰职责与企业获得特许经营权相挂钩,实质上也是督促部分燃气企业要承担起保证供应的义务,而不是出现供应问题就推给政府。应该说,一批缺乏必要的储备调峰能力、只顾获得特许经营权而不顾用户稳定供气和提供普遍服务的企业,将逐渐被市场淘汰或者被有实力的燃气企业收购,在天然气储备调峰设施建设的大潮中,城市燃气行业可能将面临又一轮的市场整合。

意见出台只是第一步,要真正落实文件中的相关内容,还需要地方政府、市场各参与主体的团结协作,在较短的时间内攻坚克难、压实责任,不退不让地从根本上补齐天然气储备调峰的短板,保障全国天然气的稳定供应。

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