储气设施建设为何迟滞不前

▲青岛董家口经济区LNG接收站。人民图片

（文丨本报记者 李玲）

根据国家发改委要求，储气指标的核定范围包括三部分：一是地下储气库（含枯竭油气藏、含水层、盐穴等）工作气量；二是沿海LNG接收站（或调峰站、储配站等，以下统称LNG 接收站）储罐罐容；三是陆上（含内河等）具备一定规模，可为下游输配管网、终端气化站等调峰的LNG、CNG储罐罐容等。

数据显示，截至目前我国已建成地下储气库27座，其中，中石油23座、中石化3座、港华燃气1座，年调峰能力130亿立方米；已投入运营LNG接收站共22座，合计实际接收能力超过9000万吨/年。

在多位受访者看来，目前已形成的储气能力远远达不到国家发改委的要求。

“按照国家发改委设定的目标，目前任务大概完成了不到一半，各主体建设进度在10%—50%不等，与规划目标相比还有很大的差距，2020年底肯定是完不成任务的。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋告诉记者。

阳光时代律师事务所高级合伙人陈新松也表示：“目前我国储气能力建设情况不太乐观，面对即将到来的时间节点，许多主体还在观望，基本处于完不成任务的状态。”

以重庆市为例，重庆市经信委曾公开表示，到2020年，预计全市天然气消费需求约130亿立方米，其中城镇燃气企业供应63亿立方米。按照国家发改委要求的标准计算，重庆市政府应建立不低于1.1亿立方米的储气能力，城镇燃气企业应建立不低于3.15亿立方米的储气能力。而根据重庆市日前公布的数据，目前该市累计形成政府储气能力约8500万立方米、城镇燃气企业储气能力650万立方米，远低于国家发改委的要求，其中城镇燃气企业储气能力仅为目标值的2%。

 “我相信大部分大型城燃企业都很难达标。”佛燃能源一位不愿具名人士对记者直言，“我们公司天然气年销售量在20亿立方米左右，按5%来计算，需要配备1亿立方米的储气能力。如果使用LNG储罐，需要16万立方米容积的储气规模，但目前我们的储气设施主要是常规气化站内的一些小型LNG储罐，加起来一共也就只有几千立方米，远远达不到要求。”

据了解，目前我国储气能力占天然气总消费量的比例不足6%，而世界平均水平在12%—15%。为推动完成既定的储气设施建设目标，能源主管部门曾多次出台激励政策。

2018年7月，国家发改委发布《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》，拨出专项资金用于各省计划新开工或续建储气设施项目。根据财政部公开数据，2018—2019年我国重点地区天然气应急储气设施建设中央支出分别为10亿元、20亿元，2020年的中央支出预算为20亿元。据记者了解，上述陕西省被约谈的6个项目，均属于中央预算内投资的储气调峰设施项目。

今年以来，国家发改委、国家能源局、财政部等相关部委先后发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求加快天然气储气基础设施建设，进一步提升储备能力。

在此背景下，储气设施建设进度为何依然缓慢？

“首先就是资金压力很大。”陕西省能源局相关负责人对记者表示，“储气设施建设的主体责任在各市，有的是国有企业投资，有的是民营企业投资，国家给的中央预算内专项资金仅占到总投资额的7%—8%。另外，土地等相关手续的办理比较困难，也很难找到一个符合要求的建设地点，项目手续拿不到，就没法开工。”

 “主要还是因为不赚钱。建一个地下储气库至少需要投入十几亿元，后期运营还得持续‘砸钱’，管道气又受门站价管制，卖不出好价格，所以不能只靠政策推动。”国际清洁能源论坛（澳门）理事姜银涛表示，“现在我国地下储气库绝大多数属于中石油，因为业务覆盖产业链上下游，他们可以靠其他板块的补贴来支撑，更多的是履行央企的社会责任。但地方县市或城燃企业去建设储气设施，目前来看不太容易。”

据介绍，目前国内储气库主要依靠国有大型石油石化企业建设、运营，但长期以来，储气库调峰气一直与管道气捆绑销售，未能单独定价，导致储气库缺乏有效的盈利模式，一定程度上影响了储气库的投资和建设积极性。

 “如果企业纯粹为了完成储气调峰任务，建个地下储气库或几个储罐放在那里，且只在冬天用气高峰时用两次，那么不管是燃气公司还是管网公司，应该都没有兴趣做这种专门的储气调峰设施。”上述佛燃能源内部人士说。

此外，据了解，储气设施尤其是地下储气库的选址较为困难，要找到一个比较合适的、满足苛刻要求的大型储气库地质体，难度较大。与此同时，用地、环保等要求进一步加大了选址难度，也在一定程度上延缓了储气库的建设进度。

相较于单纯的地下储气库、储罐等储气设施，LNG接收站运营模式更加成熟，因此也更易于吸引投资。但姜银涛认为，LNG接收站的储罐主要功能并不是为了储气，而是为了接收和中转，需要一定的周转率，因此增加储气能力主要还得通过储气库。

上述佛燃能源内部人士也表示：“LNG接收站比较特殊，虽然我们把它当做储气调峰设施，但它是一个商业运营机构，如果没有一定的周转量，其最初的项目立项、可研报告就不可行，所以它的基础在于有市场和一定的周转能力，不适合定位为纯粹的储气设施。”

面对一系列不利因素，储气设施建设未来路在何方？

从技术路线的角度说，据了解，相较于高压储气罐、LNG储罐，枯竭油气藏、盐穴等地下储气库是我国天然气大规模储备的优选项。

在中国石油经济技术研究院高级经济师徐博看来，接下来的重点工作是推进气藏型储气库的建设。“气藏型储气库建设投资相对少、调峰规模大，一直是我国储气库的主要建库目标。目前，我国气藏型储气库共23座，占储气库总数的85%。同时要实现储气库的快注快采，适应天然气储备市场化运营，还必须进一步发展盐穴储气库技术。”

对于经济性问题，在陈新松看来，破题的关键在于形成市场化的运营模式。“要让储气库拥有独立的商业模式，即利用天然气的季节差价就能实现盈利，这样才能吸引社会资本，光靠强制的行政指令是不够的。”

 “可以由个别燃气企业或独立第三方集中建设、运营天然气储备设施，这不仅能克服分散建设储气设施所带来的土地占用、成本高企、风险剧增等问题，而且利于提高储气设施管理和运营的效率，实现规模经济。储气企业可以与其他企业签订租赁合同，出租储气空间，也可以自营天然气销售业务，获得经济效益。”陈新松说。

据悉，目前河南、湖北等地正在探索天然气储气设施“两部制”气价运营模式，即将价格分成固定费用和容量费用，固定费用是指当储气库为燃气企业、地方政府代储气时，不管燃气企业或地方政府用不用这些气，都应该缴纳一定的固定储气费用；容量费用是指当储气库的气被调用时，要按照调用的气量来计算单价。　

“但‘两部制’会牵涉到用气方、代储方等多方成本，是一种复杂的、连环式的价格形成机制。要形成一个合适的价格机制，还需要不断摸索。”郭焦锋说。